Центри нафтовидобутку шельфів Північно-Заходу Європи
М.Н. Григор'єв, Є.Д. Даніель
Континентальний
шельф Північно-Західної Європи, що включає Північне, Норвезький, Ірландське моря
і північно-східну Атлантику - регіон з більш ніж тридцятирічної історією
нафтовидобутку. Найбільш освоєний шельф Північного моря, в межах якого в
відповідних національних секторах ведуть видобуток Великобританія, Норвегія,
Данія, Нідерланди та Німеччина. У процесі освоєння шельфу на кожному етапі
вирішувалися технологічні та правові завдання в складних для проведення робіт
різноманітних нафтогазоносних областях. Особливості розвитку окремих
нафтогазових проектів, їх інтеграції з формуванням стійких транспортних систем
доставки сировини до берегової інфраструктури переробки або подальшого
транспорту, освоєння родовищ у прикордонних областях, де проходять лінії
делімітації національних секторів, і багато інших аспектів стимулювали
розробку дієвих і ефективних схем технологічних і правових рішень, в
значною мірою забезпечили енергетичну безпеку країн Західної
Європи. Аналіз досвіду розвитку нафтовидобутку регіону корисний для вироблення рішень
на сучасному етапі розвитку нафтовидобутку в Росії, де питання про розгортання
шельфових робіт стає все більш актуальним.
Історія освоєння і сучасний стан видобутку нафти
Відкриття
нафтових родовищ у Північному морі почалося з відкриття норвезького
родовища Balder в 1967 р., проте значущими для промислового освоєння
стали родовища Ekofisk на півдні норвезького сектора і Forties
(Великобританія), відкриті відповідно в 1969 і 1970 р. Саме з цими
родовищами пов'язується початок видобутку нафти в політично стабільному
регіоні, значною мірою забезпечити на 30 років енергетичну безпеку
як географічно близьких країн Західної Європи, так і США. Крім
Великобританії та Норвегії, основних країн-постачальників нафти з регіону, видобуток
ведуть Данія, Нідерланди та Німеччина, в 1987 р. почала розробку єдиного
родовища Mittelplate.
До
теперішнього часу в усіх країнах регіону, крім Данії, вже була досягнута
максимальна видобуток (рис. 1) і настав її спад. Останній обумовлений
переважної зрілістю родовищ, застосуванням технологій, які ведуть
до більш швидкого виснаження покладів, і збільшенням обсягу необхідних інвестицій
внаслідок переміщення проектів у віддалені та важкодоступні райони [1]. До
таких проектів відносяться родовища Північної Атлантики на захід від
Шетландських островів, розробка яких почалася в кінці 90-х років минулого
століття. Норвегія видобуває в основному в Північному морі і в меншій мірі - в
Норвезькому. Істотне зростання видобутку тут спостерігався з 80-х до середини 90-х
років, після чого вона стабілізувалася
на одному рівні. Плани збільшення видобутку нафти Норвегія пов'язує із залученням
в розробку дрібних родовищ, які супроводжують великі, використанням
наявної інфраструктури. У Великобританії в освоєнні знаходяться нафтові
родовища, розташовані на всіх навколишніх її шельфах. Початок поклали
родовища Північного моря. У міру падіння видобутку в розробку залучалися
родовища Ірландського моря, потім північно-східної Атлантики, на захід від
Шетландських островів. Данія в останні 6 років підтримує видобуток за рахунок
введення в розробку нових родовищ, у числі яких родовище
Cecile, що має значні доведені перспективи освоєння. У стадії розвитку
знаходяться ще два родовища, що забезпечить зростання видобутку. Нідерланди досягли
найвищого рівня видобутку в 1986 р., після чого вона постійно знижується.
Основні
родовища нафти розташовані в Північному морі в зоні делімітації шельфових
зон Великобританії та Норвегії. Їх освоєння вимагає об'єднання зусиль обох
країн. Нафтовидобуток на континентальному шельфі Північного моря в прикордонних між
секторами районах регламентується міжурядовими угодами. Першим
була угода між Великою Британією і Норвегією від 22 травня 1973 з
доповненнями від 27 липня 1994 р. про транспортування нафти по трубопроводу з
норвезького родовища Ekofisk та прилеглих районів на територію
Великобританії (Agreement. ..
relating to the transmission of petroleum by pipeline from the Ekofisk field
and neighbouring areas to the United Kingdom). Надалі країнам
потрібно виробити нові угоди, що стосуються транспортної
інфраструктури, що зв'язує об'єкти їхньої шельфових секторів, що знаходяться під
урядової юрисдикцією відповідних сторін. У 1998 р. було підписано
що вступило в силу в 2000 р. рамкову угоду між урядами
Великобританії та Норвегії про будівництво, використання та юрисдикції
міжсекторних підводних трубопроводів (Framework Agreement of 25 August 1998
relating to the laying, operation and jurisdiction of inter-connecting
submarine pipelines). Основні його положення декларували, що уряди
не перешкоджають будівництву трубопроводів і транспортуванню нафти між
секторами, не розглядають цю угоду як посягання на суверенітет
кожної сторони в межах зони відповідальності на шельфі і сприяють
оптимального використання трубопроводів. У розвиток цієї угоди в 2003 р.
послідувало спільну заяву міністерств двох країн про майбутнє
координування дій та основні принципи нового рамкового договору,
який стосується широкого спектра питань юрисдикції, безпеки та умов
навколишнього середовища, інспекцій, систем вимірювань, виведення з експлуатації,
податків, інформаційних потоків, процедур затвердження та експертиз і тд.
У квітні 2005 р. було підписано нову рамкову угоду про координацію міждержавної діяльності в
нафтогазової галузі (Framework Agreement between the
Government of the United Kingdom of Great Britain and Northern Ireland and the
Government of the Kingdom of Norway concerning Cross-Boundary Petroleum
Co-operation). Воно регламентує весь комплекс робіт у спільних
проектах, включаючи видобуток, будівництво нової та використання і демонтаж
існуючої інфраструктури.
Виділення центрів нафтовидобутку
Просторово-часової
аналіз освоєння родовищ в регіоні і використовуваних транспортних схем
показав, що цей процес відбувається з формуванням центрів нафтовидобутку (ЦНД).
Вони визначаються як "сукупність розроблюваних родовищ, що мають загальний
пункт здачі нафти до системи магістральних нафтопроводів, на залізниці або
морському терміналі для доставки споживачам - на переробку або експорт »і
являють собою просторово і технологічно пов'язані системи об'єктів
розробки вуглеводневої сировини, його транспорту та обліку товарної продукції
[8]. На рівні ЦНД формуються регіональні сорти нафти [9].
Принцип
виділення ЦНД [8] заснований на визначенні елементів транспортної схеми. Базовим
елементом є родовище; між родовищами та пунктом здачі
розташовується ряд насосних станцій (НС), що є транспортними вузлами
системи. На них відбувається змішання нафт, що надходять з різних
родовищ. Як показує практика, кількість НС може відрізнятися.
Поняття
про ЦНД було вироблено на основі вивчення просторової структури руху
нафти як товарного продукту в межах Тимано-Печорської та Волго-Уральської
нафтогазоносних провінцій [10]. При вивченні історично протяжного процесу
нафтовидобутку в цих регіонах позначилися стійкі комплекси пов'язаних
транспортною системою родовищ нафти і пунктів здачі. Оскільки
що розглядаються регіони континентальної нафтовидобутку мають розвинену
трубопровідну інфраструктуру прив'язаними до них пунктами товарного обліку, відокремлених
родовищ з власної відвантаженням практично не існує. Всі
використовувані види транспорту доставляють нафту на загальний в межах освоєного
регіону товарний пункт, що й пов'язує кілька родовищ в єдиний ЦНД.
Найбільш стійкі ЦНД, де нафта до тарифного пункту доставляється
трубопровідним транспортом. Більш гнучкими і в часі, і в просторі
є ЦНД з використанням залізничного, автомобільного та морського
транспорту.
Видобуток
та транспортування нафти на континентальному шельфі Північно-Західної Європи
мають специфіку, пов'язану з одночасним використанням різних схем
відвантаження нафти. До теперішнього часу склалися три типи схем:
1)
відвантаження з підводного трубопроводу до берегового терміналу з групи
родовищ або одного родовища (6ереговой трубопровідний термінал);
2)
відвантаження в танкери з одиночного родовища (морський термінал);
3)
відвантаження в танкери з центральної установки, до якої підключена група
родовищ (морської груповий термінал).
В
відповідності з перерахованими транспортними рішеннями типізують і ЦНД, ядро
яких, в залежності від типу, може складатися як з кількох родовищ,
так і з одиночного родовища. Назви ЦНД даються по родовищах, на
яких розташований морський термінал відвантаження і по берегових терміналів з
доповненнями, пов'язаними з назвами трубопроводів, регіонів або
родовищ.
Приклад
виділення ЦНД показаний на прикладі данського сектора Північного моря (рис. 2).
Слід
відзначити, що в практиці Danish Energy Authority на датському шельфі виділяються
центри видобутку (production centres), проте вони скоріше відповідають історично
склалися районах нафтовидобутку, ніж інфраструктурних об'єктів, що слід
з рис. 2.
За
матеріалами просторових даних національних агентств країн, які займаються
видобутком нафти на шельфі (3-7], на основі викладеного методичного підходу
складена карта ЦНД континентального шельфу Північно-Західної Європи, де
відображені результати просторового аналізу об'єктів нафтовидобутку (рис. 3). ЦВД
різних типів прісттствуют в кожному національному секторі (за винятком
німецького, де розробляється одне родовище нафти). Різноманітність їх
типів є характерною рисою освоєння морських родовищ нафти півночі
Європи.
Розвиток ЦНД
Нафтовидобуток
на шельфах Північно-Західної Європи розвивалася шляхом розвитку ЦНД різних
типів - спочатку на акваторії Північного моря, а в міру падіння видобутку в
традиційних районах - на прилеглих акваторіях Норвезького, Ірландского1
морів та Північної Атлантики (рис. 4 - 6). Примітно, що профілі видобутку
більшості ЦНД асиметричні, з малим періодом зростання видобутку. У першу чергу
це відноситься до морських ЦНД внаслідок високої вартості будівництва і
інсталяції морських платформ, споруди підводних трубопроводів, систем
зберігання та відвантаження продукції. У зв'язку з цим з метою якнайшвидшого відшкодування
витрат нафтові компанії намагаються досягти максимального обсягу видобутку в
найкоротші терміни.
Очевидно,
що найбільш стійкими в часі є ЦНД з відвантаженням по трубопроводу на
берегової термінал. На початковій стадії «довгоживучі» ЦНД функціонували
з відвантаженням на морські термінали. З кінця 70-х - початку 80-х років формуються
ЦНД, в яких родовища починають експлуатуватися з уже підготовленою трубопровідної
і берегової інфраструктурами. З цим пов'язаний перший пік видобутку в середині 80-х
років на британських ЦНД Sullom Voe Brent Oil і Sullom Voe Ninian Oil
(розділених за назвами трубопроводів) з берегових терміналом (див. рис. 5).
Другий пік в середині 90-х років спостерігався і в британському, і в норвезькому
секторах Північного моря (ЦНД Sture OTS з групою родовищ Oseberg). Потім
з трубопровідної відвантаженням став працювати ЦНД Mongstad з групою родовищ
Troll і Fram. Після 2000 р. вводяться ЦНД Sture GOP і Sullom Voe Clair з
одиничними родовищами Grane і Clair. Серед ЦНД з танкерної відвантаженням з
групи родовищ є центри, в межах яких родовища пов'язані
трубопровідної системою. Це в основному ЦНД самого великого в Північному морі
британського сектора (Beryl, Fife, Curlew, Guillemot NW) і датський ЦНД Siri.
Такі ЦНД, можливо, характеризують стадію становлення центрів між танкерної
відвантаженням з одного родовища та введення в дію трубопроводу до берегового
термінал) '. Однак падіння видобутку і відсутність масштабних перспектив
британського сектора, мабуть, не будуть сприяти подальшому розвитку
трубопровідних проектів і пройшли пік своєї здобичі британські ЦНД НЕ
еволюціонують до трубопровідних.
ЦНД
одиночних родовищ з відвантаженням в танкери існують весь період освоєння
континентального шельфу, однак їх кількість збільшилася після падіння видобутку в
середині 90-х років і саме вони забезпечили її підтримку.
ЦНД
континентального шельфу Півночі Європи мають особливості просторової
структури, які відображають як історію їх формування, так і використання
транспортних схем, що забезпечують якість сировини. Найбільш «довгоживучий» ЦНД
Teesside з нафтопроводом Norpipe від великого норвезького родовища Ekofisk
характеризується тим, що підводять нафтопроводи вводилися після будівництва
основної трубопровідної магістралі. Необхідність дотримання угоди про
спільне використання нафтопроводу Norpipe між Норвегією та Великою Британією
не дозволила останньої підключити велику кількість родовищ, внаслідок чого
в ЦНД крім норвезьких входять нечисленні британські групи родовищ.
Більше
складну і просторово велику структуру має ЦНД Cruden Bay. Тут єдина
транспортна система створювалася з початковим утворенням комунікацій
між окремими родовищами. Трубопровід Forties до берегового терміналу
Cruden Bay був прокладений пізніше. Подальше підключення родовищ, у тому
числі віддалених від основної магістралі, розповсюдило ЦНД на великий регіон з
протяжними підвідних комунікаціями. ЦНД, орієнтовані на Sullom Voe
(Brent Oil і Ninian Oil), мають просторове перекриття, що обумовлено
наявністю двох гілок нафтопроводів.
Майже
повсюдно в межах майданних ЦНД присутні центри одиничних
родовищ з танкерної відвантаженням. Відокремлення родовищ необхідно для
окремої відвантаження нафти нижчої якості. Наприклад, танкерами вивозиться
низькоякісна нафту ЦНД Alba, розташованого в центрі ЦНД Cruden Bay, де
видобувають нафту сорту Forties.
Ряд
ЦНД припинив своє існування в міру виработанності родовищ. Виведений
з експлуатації нідерландський берегової ЦНД Ноеk, де зупинено видобуток на
родовищі Р15. Завершили роботу морські ЦНД Froy і Yme в норвезькому секторі,
Teal South - в англійській.
Зростання
видобутку наголошується в берегових ЦНД Fredericia (Данія), Sullom Voe Clair
(Великобританія), Sture GOP (Норвегія) і морських Guillemot NW і Maclure в
англійському секторі Північного моря.
Якість нефтей
За
думці, що склалася, родовища Північного моря та прилеглих акваторій
характеризуються високою якістю нафти - низькими густиною та вмістом
сірки. У першу чергу це пов'язано з тим, що таке якість мають обліковуються
агентством Platt's сорту - Brent, Forties, Oseberg, Ekoflsk, Statfjord і Flotta
(див. рис. 3) [11]. Проте сорти нефтей досить різноманітні (рис. 7).
На
рис. 8 наведена просторова характеристика ЦНД по щільності видобуваються
нафт, яка є більш важливим показником якості нафти, ніж утримання
сірки, і визначає ціну реалізації нафти [12]. Типи нефтей диференційовані
відповідно до ГОСТ Р 51858-2002 «Нафта. Загальні технічні умови ": особливо
легка (щільність менш 830 кг/м3), легка (830-850 кг/м3), середня (850-870
кг/м3), важка (870-895 кг/м3), бітумінозні (більше 895 кг/м 3). Відзначимо, що
за прийнятою для оцінки нефтей шельфу Європи класифікації до тяжких відносяться
нафти щільністю менше 28 або 27,5 API, тобто щільністю відповідно більш
884 або 887 кг/м 3. Нижня межа по щільності російської класифікації - 870
кг/м3 відповідає 30,6 API.
Після
1995 падіння видобутку на шельфах Великобританії та Норвегії компенсується
введенням в розробку родовищ переважно важких і бітумінозних нафт
(рис. 9), причому багато з них були відкриті досить давно. Наприклад, піонер
Північного моря, родовище Balder, відкрите в 1967 р., введено в розробку
в 1991 р.; характеризується найбільш важкої і високосірчистої нафтою
родовище Alba, відкрите в грудні 1984 р., дало першу нафту в січні 1994
р.
Загальна
зниження якості нафти, що видобувається обумовлено не тільки введенням в освоєння
нових ЦНД з родовищами нафти низької якості, але і з включенням їх до
транспортну інфраструктуру ЦНД з легкої нафти. Розвиток ЦНД Cruden Bay
(сорт нафти Forties) пов'язаний з освоєнням родовища Buzzard,
розташованого поблизу зони делімітації Великобританії та Норвегії. Родовище
підготовлено для введення в розробку в кінці 2006 р. За оценке компанії ВР,
оператора Forties Pipeline System, максимальна видобуток в 2007 р. складе 10,5
млн. т, що забезпечить 23% видобутку ЦНД в цілому. Нафта родовища
характеризується щільністю 859 кг/м3 і вмістом сірки 1,44% (гірше Urals).
Освоєння даного родовища призведе до зниження параметрів нафти сорту
Forties Blend. За оцінкою компанії ВР, щільність нафти до 2010 р. збільшиться від
поточних 800 до 816 кг/м3, а вміст сірки - від 0,2% до 0,56%, що викличе
зниження її вартості.
Висновки
1.
Практично всі вирішені або вирішуються при освоєнні родовищ нафти шельфів
Північно-Західної Європи проблеми - від організації прикордонного співробітництва
до транспортних інфраструктурних рішень - становлять безперечний інтерес для
Росії, яка стоїть на порозі довгоочікуваного освоєння Арктичного шельфу. Історія
освоєння Шель-фових родовищ Північно-Західної Європи свідчить, що
їх ефективне освоєння можливо за умови співпраці всіх держав
регіону, яке включає не тільки врегулювання правових рішень зони
делімітації, а й технологічний обмін і створення, в необхідних випадках,
єдиної транспортної інфраструктури.
2.
Безсумнівний інтерес являє ставлення країн північного заходу Європи до
освоєння родовищ важких нафт, що домінують на російському шельфі. При
розробці родовищ основних нафтовидобувних країн регіону --
Великобританії і Норвегії - на експорт прямували легкі сорти нафти, що дають
найбільший економічний ефект від їх продажу, а низькоякісні нафти в
основному перероблялися і поставлялися на світовий ринок у вигляді
нафтопродуктів. У міру погіршення якості нефтей обсяг експортованої країнами
нафти знижується, але зростає експорт нафтопродуктів. Найбільш наочно це видно
при аналізі трансатлантичного вантажопотоку [13].
3.
Росія, Норвегія та Великобританія є основними нафтовидобувними країнами
півночі Європи, що здійснюють експортні поставки на атлантичне узбережжя
США, беручи участь в єдиному вантажопотоки. Характерно, що орієнтація на експорт
нафтопродуктів властива і для сийской трансатлантичної торгівлі. Більш того,
різке зростання поставок нафтопродуктів супроводжується практично повним
припиненням поставок сирої нафти в США? Можливо, частково в ролі
заборонного бар'єра виступає непомірна вивізне мито на сиру нафту,
проте тотожність динаміки транспортних потоків всіх нафтовидобувних країн
півночі Європи свідчить про загальні закономірності.
4.
Очевидно, що при освоєнні важких нафт родовищ нафти шельфу Печорського
моря буде доцільно будівництво теперерабативающіх виробництв,
наприклад, в Мурманську, що дозволить вирішити питання забезпечення регіону мазутом
(в Мурманськ і Архангельськ ввозиться по залізниці близько 3 млн. т мазуту
щорічно) з одночасним направленням на експорт продуктів перегонки з більшою
доданою вартістю [14,15].
Список літератури
1. North Sea. EIA Country analysis
Briefs. - August 2005.-7 p.
2. BP Statistical Review of World
Energy. - June 2005.-44 p.
3. Facts 2004 The Norwegian
petroleum sector. Ministry of Petroleum and Energy. 207 pp.
4. Facts 2005 The Norwegian
petroleum sector. - Ministry of Petroleum and Energy. -194 P.
5. Oil and gas in the Netherlands.
Exploration and production 2004 and prognoses 2005-2014. - Ministry of Economic
Affairs. -114 P.
6. Oil and Gas Production in Denmark
2004. Danish Energy Authority. - 95 p.
7. UK Production Data Release. DTI
Oil & Gas Directorate. Release Date: 30/Mar/2006. - Dti.gsi.gov.uk
8.
Григор'єв MM. Центри нафтовидобутку як основа розвитку мінерально-сировинної бази
паливно-енергетичного комплексу/УНефтяное хозяйство.-2003 .- № 12.-С. 16-19.
9.
Григор'єв М.Н. Рецепт нафтового коктейлю// Нафта Росії. - 2005. - № 12. - С.
44-47.
10.
Григор'єв М.Н. Динаміка центрів нафтовидобутку Тимано-Печори. Нафтогазова вертикаль. -2005.
