Центры нафтовидобутку шельфів північного заходу Європи

Центры нафтовидобутку шельфів північного заходу Европы

М.Н. Григор'єв, О. Д. Даниэль Континентальный шельф північно-західної Європи, до складу якого Північне, Норвезьке, Ірландський моря і північно-східну Атлантику — регіон, із більш як тридцятирічної історією нафтовидобутку. Найбільш освоєно шельф Північного моря, у якого в відповідних національних секторах ведуть видобуток Великобританія, Норвегія, Данія, Нідерланди й Німеччина. У процесі освоєння шельфу кожному етапі вирішувалися технологічні і правові завдання у складних щодо робіт різноманітних нафтогазоносних областях. Особливості розвитку окремих нафтогазових проектів, їх інтеграцію з формуванням стійких транспортних систем доставки сировини до берегової інфраструктурі переробки чи подальшого транспорту, освоєння прикордонних родовищ в західних областях, де відбуваються лінії делімітації національних секторів, і ще аспекти стимулювали розробку дієвих і найефективніших схем технологічних і правових рішень, в значною мірою забезпечили енергетичну безпеку країн Західної Європи. Аналіз досвіду розвитку нафтовидобутку регіону корисний розробки рішень на сучасному розвитку нафтовидобутку у Росії, де питання розгортанні шельфових робіт стає дедалі актуальным.

История освоєння і сучасний стан видобутку нефти

Открытие нафтових родовищ у Північному морі почалося зі створення норвезького родовища Balder в 1967 р., проте значимими для промислового освоєння стали родовища Ekofisk Півдні норвезького сектори й Forties (Великобританія), відкриті відповідно 1969 і 1970 р. Саме з тими родовищами пов’язується початок видобутку нафти на політично стабільному регіоні, значною мірою обеспечившем на 30 років енергетичну безпеку як близьких географічно країн Західної Європи, і США. Крім Великій Британії та Норвегії, основних країн-постачальників нафти з Каспійського регіону, видобуток ведуть Данія, Нідерланди й Німеччина, 1987 р. почала розробку єдиного родовища Mittelplate.

К сьогоденню 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 швидшому виснаження покладів, та прийдешнім збільшенням обсягу необхідних інвестицій внаслідок переміщення проектів, у віддалені і важкодоступні райони [1]. До таким проектам ставляться родовища Північної Атлантики на захід від Шетландских островів, розробка яких почалася наприкінці 90-х минулого століття. Норвегія веде здобич у основному Північному морі та меншою мірою — в Норвезькому. Суттєвий зростання видобутку тут спостерігався з 80-х незалежності до середини 90-х років, після що хоче стабілізувалася одному рівні. Плани збільшення видобутку нафти Норвегія пов’язує з залученням у розробку дрібних родовищ, супроводжуючих великі, використанням наявної інфраструктури. У Великобританії на освоєнні перебувають нафтові родовища, розташовані усім оточуючих її шельфах. Початок поклали родовища Північного моря. Принаймні падіння видобутку розробку утягувалися родовища Ірландського моря, потім північно-східній Атлантики, на захід від Шетландских островів. Данія останні 6 років підтримує видобуток з допомогою запровадження створення нових родовищ, у тому числі родовище Cecile, має значні доведені перспективи освоєння. У стадії розвитку є ще два родовища, що забезпечить зростання видобутку. Нідерланди досягли найвищого рівня видобутку 1986 р., після що хоче стійко снижается.

Основные родовища нафти перебувають у Північному морі у зоні делімітації шельфових зон Великій Британії та Норвегії. Їх освоєння зажадало об'єднати зусилля обох країн. Нафтовидобуток на континентальний шельф Північного моря у прикордонних між секторами районах регламентується міжурядовими угодами. Першим було угоду між Великою Британією та Норвегією від 22 травня 1973 р. з доповненнями від 27 липня 1994 р. про транспортуванні нафти трубопроводу з норвезького родовища Ekofisk та прилеглих районів завезеними 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 знадобилося виробити нові угоди, що стосуються транспортної інфраструктури, яка зв’язує об'єкти їх шельфових секторів, які перебувають під урядової юрисдикцією відповідних сторін. У 1998 р. підписано що набрало чинності з 2000 р. рамкова угода між урядами Великій Британії та Норвегії про будівництво, використанні і юрисдикції міжсекторних підводних трубопроводів (Framework Agreement of 25 August 1998 relating to the laying, operation and jurisdiction of inter-connecting submarine pipelines). Основні її положення декларували, що уряди не перешкоджають будівництва трубопроводів і транспортуванню нафти між секторами, не розглядають цю угоду як зазіхання суверенітет кожного боку не більше зони відповідальності на шельфі і сприяють оптимальному використанню трубопроводів. Для розвитку цієї угоди 2003 р. було спільну заяву міністерств двох десятків країн про майбутнє координування діянь П. Лазаренка та основні принципи нового рамкового договору, що стосується широкого спектра питань юрисдикції, безпеки і умов довкілля, інспекцій, систем вимірів, виведення з експлуатації ЧАЕС, податків, інформаційних потоків, процедур затвердження, ідучи експертиз і тд.

В квітні 2005 р. підписано нове рамкова угода про координацію міждержавної діяльність у 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 сув’язь робіт у спільних проектах, включаючи видобуток, побудова нової і і демонтаж існуючої инфраструктуры.

Выделение центрів нефтедобычи

Пространственно-временной аналіз освоєння родовищ у регіоні та використовуваних транспортних схем показав, що цей процес приміром із формуванням центрів нафтовидобутку (ЦНД). Вони визначаються як «сукупність розроблюваних родовищ, мають загальний пункт здачі нафти на систему магістральних нафтопроводів, на залізниці чи морському терміналі для доставки споживачам — на переробку чи експорт» і є просторово і технологічно пов’язані системи об'єктів розробки вуглеводневої сировини, його транспорту, й обліку товарної продукції [8]. На рівні ЦНД формуються регіональні сорти нафти [9].

Принцип виділення ЦНД [8] грунтується на визначенні елементів транспортної схеми. Базовим елементом є родовище; між родовищами і пунктом здачі розташовується ряд насосних станцій (СР), є транспортними вузлами системи. Там відбувається змішання нафт, надходили з різних родовищ. Практика показує, число СР може различаться.

Понятие про ЦНД було випущено з урахуванням вивчення просторової структури руху нафти, як товарного продукту межах Тімано-Печорської і Волго-Уральской нафтогазоносних провінцій [10]. Під час вивчення історично протяжного процесу нафтовидобутку у регіонах позначилися стійкі комплекси пов’язаних транспортної системою родовищ нафти і пунктів здачі. Оскільки аналізовані регіони континентальної нафтовидобутку мають розвинену трубопровідну інфраструктуру прив’язаними до них пунктами товарного обліку, обособленых родовищ зі своєю відвантаженням практично немає. Усі використовувані види транспорту доставляють нафту загальний не більше освоєного регіону товарний пункт, як і пов’язує кілька родовищ у єдиний ЦНД. Найбільш стійкі ЦНД, де нафту до тарифного пункту доставляється трубопровідним транспортом. Більше гнучкими та у часі, й у просторі є ЦНД з допомогою залізничного, автомобільного і морського транспорта.

Добыча і транспортування нафти континентальний шельф північно-західної Європи мають специфіку, пов’язану з одночасним використанням різних схем відвантаження нафти. На цей час склалися три типу схем:

1) відвантаження з підводного трубопроводу до береговому терміналу з групи родовищ чи одного родовища (6ереговой трубопровідний терминал);

2) відвантаження в танкери з одиночного родовища (морської терминал);

3) відвантаження в танкери з центральною установки, до котрої я підключена група родовищ (морської груповий терминал).

В відповідність до переліченими транспортними рішеннями типізуються і ЦНД, ядро яких, залежно від типу, може полягати що з кількох родовищ, що з одиночного родовища. Назви ЦНД даються по родовищам, на яких розташований морської термінал відвантаження і з береговим терміналам з доповненнями, пов’язані з назвами трубопроводів, регіонів чи месторождений.

Пример виділення ЦНД показаний з прикладу датського сектора Північного моря (рис. 2).

Следует відзначити, що у практиці Danish Energy Authority датською шельфі виділяються центри видобутку (production centres), але вони скоріш відповідають історично сформованим районам нафтовидобутку, ніж інфраструктурним об'єктах, що можна з мал. 2.

По матеріалам просторових даних національних агентств країн, котрі займаються здобиччю нафти шельфі (3−7], з урахуванням викладеного методичного підходу карту ЦНД континентального шельфу північно-західної Європи, де відбиті результати просторового аналізу об'єктів нафтовидобутку (рис. 3). ЦВД різних типів присттствуют у національному секторі (крім німецького, де розробляється одне родовище нафти). Розмаїття їх типів є характерною рисою освоєння морських родовищ нафти півночі Европы.

Развитие ЦНД

Нефтедобыча на шельфах північно-західної Європи розвивалася через розвиток ЦНД різних типів — спочатку на акваторії Північного моря, а, по мері падіння видобутку традиційних районах — прилеглих акваторіях Норвезького, Ирландского1 морів, і Північної Атлантики (рис. 4 — 6). Примітно, що профілі видобутку більшості ЦНД асимметричны, малим періодом зростання видобутку. Передусім це стосується морським ЦНД внаслідок високу вартість будівництва й інсталяції морських платформ, споруди підводних трубопроводів, систем збереження і відвантаження продукції. У зв’язку з цим із метою якнайшвидшого відшкодування витрат нафтові компанії намагаються досягти максимального обсягу видобутку найкоротші сроки.

Очевидно, що стійкими у часі є ЦНД з відвантаженням трубопроводом на берегової термінал. На початковій стадії «довгоживучі» ЦНД функціонували з відвантаженням на морські термінали. З кінця 70-х — початку 80-х формуються ЦНД, у яких родовища починають експлуатуватися з роботи вже підготовленої трубопровідної і береговою інфраструктурами. З цією пов’язаний перший пік видобутку середині 1980;х років британських ЦНД Sullom Voe Brent Оіл і Sullom Voe Ninian Оіл (розділених за назвами трубопроводів) з береговим терміналом (див. рис. 5). Другий пік у середині 1990;х років відбувалося і у британському, й у норвезькому секторах Північного моря (ЦНД Sture OTS з групою родовищ Oseberg). Потім з трубопровідної відвантаженням почав працювати ЦНД Mongstad з групою родовищ Troll і Fram. Після 2000 р. вводяться ЦНД Sture GOP і Sullom Voe Clair з поодинокими родовищами Grane і Clair. Серед ЦНД з танкерного відвантаженням з групи родовищ є центри, у яких родовища пов’язані трубопровідної системою. Це переважно ЦНД самого великого у Північному морі британського сектора (Beryl, Fife, Curlew, Guillemot NW) і датський ЦНД Siri. Такі ЦНД, можливо, характеризують стадію становлення центрів між танкерного відвантаженням з однієї родовища і на дію трубопроводу до береговому термінал) ". Проте падіння добування і відсутність масштабних перспектив британського сектора, очевидно, ні сприяти подальшого розвитку трубопровідних проектів які подолали пік своєї видобутку британські ЦНД не еволюціонують до трубопроводных.

ЦНД одиночних родовищ з відвантаженням в танкери існують період освоєння континентального шельфу, проте таких побільшало після падіння видобутку середині 1990;х років і вони забезпечили її поддержание.

ЦНД континентального шельфу Півночі Європи мають особливості просторової структури, відбивають як історію формування, і використання транспортних схем, які забезпечують якість сировини. Найбільш «долгоживущий» ЦНД Teesside з нафтопроводом Norpipe від великого норвезького родовища Ekofisk характеризується тим, що що підбивають нафтопроводи вводилися після будівництва основний трубопровідної магістралі. Необхідність дотримання домовленості про спільне використання нафтопроводу Norpipe між Норвегією і з Великобританією не дозволила останньої підключити велика кількість родовищ, унаслідок чого в ЦНД крім норвезьких входять нечисленні британські групи месторождений.

Более складну і просторово велику структуру має ЦНД Cruden Bay. Тут єдина транспортна система створювалася з початковою освітою комунікацій між окремими родовищами. Трубопровід Forties до береговому терміналу Cruden Bay прокладено пізніше. Подальше підключення родовищ, у цьому числі віддалених основної магістралі, поширило ЦНД великий регіон, із протяжними подводящими комунікаціями. ЦНД, зорієнтовані Sullom Voe (Brent Оіл і Ninian Оіл), мають просторове перекриття, що з наявністю двох гілок нафтопроводів.

Почти повсюдно не більше майданних ЦНД присутні центри одиничних родовищ з танкерного відвантаженням. Відокремлення родовищ необхідне окремої відвантаження нафти нижчого якості. Наприклад, танкерами вивозиться низькоякісна нафту ЦНД Alba, що за центрі ЦНД Cruden Bay, де видобувається нафта сорти Forties.

Ряд ЦНД припинив своє існування принаймні виробленості родовищ. Виведений з експлуатації ЧАЕС нідерландський берегової ЦНД Ноеk, де зупинена видобуток на родовищі Р15. Завершили роботу морські ЦНД Froy і Yme в норвезькому секторі, Teal South — в английском.

Рост видобутку йдеться у берегових ЦНД Fredericia (Данія), Sullom Voe Clair (Великобританія), Sture GOP (Норвегія) і морських Guillemot NW і Maclure в англійському секторі Північного моря.

Качество нефтей

По котрий склався думці, родовища Північного моря, и прилеглих акваторій характеризуються високим якістю нафти — низькими щільністю і змістом сірки. Передусім це пов’язано з тим, що така риса мають учитываемые агентством Platt «p.s сорти — Brent, Forties, Oseberg, Ekoflsk, Statfjord і Flotta (див. рис. 3) [11]. Проте сорти нафт досить різноманітні (рис. 7).

На рис. 8 приведено просторова характеристика ЦНД за щільністю видобутих нафт, що є важливішим показником якості нафти, ніж зміст сірки, яких і визначає ціну реалізації нафти [12]. Типи нафт диференційовані в відповідність до ГОСТ Р 51 858−2002 «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), битуминозная (більш 895 кг/м3). Зазначимо, що за прийнятою з оцінки нафт шельфу Європи класифікації до важким ставляться нафти щільністю менш 28 чи 27,5 АПІ, тобто. щільністю відповідно більш 884 чи 887 кг/м3. Нижню межу за щільністю російської класифікації - 870 кг/м3 відповідає 30,6 API.

После 1995 р. падіння видобутку на шельфах Великій Британії та Норвегії компенсується введенням у розробку родовищ переважно важкі крейсери та бітумінозних нафт (рис. 9), причому чимало їх було відкрито досить давно. Наприклад, піонер Північного моря, родовище Balder, відкрите в 1967 р., введено у розробку 1991 р.; що характеризується найбільш важку й високосернистої нафтою родовище Alba, відкрите у грудні 1984 р., дало першу нафту січні 1994 г.

Общее зниження якості видобутої нафти зумовлено як введенням в освоєння нових ЦНД з родовищами нафти низьку якість, але й включенням в транспортну інфраструктуру ЦНД з легенями нефтями. Розвиток ЦНД Cruden Bay (сорт нафти Forties) пов’язують із освоєнням родовища Buzzard, розміщеного поблизу зони делімітації Великій Британії та Норвегії. Родовище підготовлено для входження у розробку наприкінці 2006 р. За оцінкою компанії ВР, оператора Forties Pipeline System, максимальна здобич у 2007 р. становитиме 10,5 млн. т, що забезпечить 23% видобутку ЦНД загалом. Нафта родовища характеризується щільністю 859 кг/м3 і змістом сірки 1,44% (гірше Urals). Освоєння даного родовища призведе до їх зниження параметрів нафти сорти 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 викликає зниження її вартості.

Выводы

1. Практично всі вирішені чи можуть бути вирішені під час освоєння родовищ нафти шельфів північно-західної Європи проблеми — від організації прикордонної співпраці до транспортних інфраструктурних рішень — представляють безсумнівний інтерес для Росії, що постала порозі довгоочікуваного освоєння Арктичного шельфу. Історія освоєння шель-фовых родовищ північно-західної Європи свідчить, що їх ефективне освоєння можливий за умови співробітництва усіх держав регіону, що містить як врегулювання правових рішень зони делімітації, а й технологічний міна й створення, у необхідних випадках, місцем єдиній транспортній инфраструктуры.

2. Безсумнівний інтерес представляє ставлення країн північного заходу Європидо освоєння родовищ важких нафт, домінуючих російському шельфі. При розробці родовищ основних нафтовидобувних країн регіону — Великій Британії та Норвегії - експорту направлялися легкі сорти нафти, дають найбільший економічний ефект від їхньої продажу, а низькоякісні нафти на основному перероблялися і поставлялися світовий ринок як нафтопродуктів. Принаймні погіршення якості нафт обсяг експортованої країнами нафти знижується, але зростає експорт нафтопродуктів. Найнаочніше бачимо під час аналізу трансатлантичного вантажопотоку [13].

3. Росія, Норвегія й Великобританія основні нафтовидобувними країнами півночі Європи, здійснюють експортне постачання на атлантичне узбережжі США, беручи участь у єдиному грузопотоке. Характерно, що орієнтація експорту нафтопродуктів властива й у сийской трансатлантичної торгівлі. Понад те, різке зростання поставок нафтопродуктів супроводжується практично повним припиненням постачання сирої нафти на США? Можливо, частково у ролі заборонного бар'єра виступає непомірна вивізне мито на сиру нафту, проте тотожність динаміки транспортних потоків всіх нафтовидобувних країн півночі Європи свідчить про закономерностях.

4. Вочевидь, що з освоєнні важких нафт родовищ нафти шельфу Печорського моря буде доцільно будівництво теперерабатывающих виробництв, наприклад, в Мурманську, що дозволить розв’язати запровадження регіону мазутом (до Мурманська і Архангельськ ввозиться по залізниці близько 3 млн. т мазуту щорічно) з одночасним напрямом експорту продуктів перегонки з більшою доданої вартістю [14,15].

Список литературы.

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. Оіл and gas in the Netherlands. Exploration and production 2004 and prognoses 2005;2014. — Ministry of Economic Affairs. -114 p.

6. Оіл and Gas Production in Denmark 2004. Danish Energy Authority. — 95 p.

7. UK Production Data Release. DTI Оіл & Gas Directorate. Release Date: 30/Mar/2006. — dti.gsi.gov.uk.

8. Григор'єв MM. Центри нафтовидобутку в якості основи розвитку мінерально-сировинної бази паливно-енергетичного комплекса/УНефтяное хозяйство.-2003.-№ 12.-С. 16−19.

9. Григор'єв М. Н. Рецепт нафтового коктейля//Нефть Росії. — 2005. — № 12. — З. 44−47.

10. Григор'єв М. Н. Динаміка центрів нафтовидобутку Тимано-Печоры. Нафтогазова вертикаль. -2005.? № 4.-С.48−51.,.

11. Methodology and Specifications Guide. Crude Оіл. Platt «p.s. February. — 2006. — 17 p.

12. Григор'єв М. Н. Диференціація НДПИ: групи факторов//Бурение&Нефть. — 2005. — № 10. -З. 2−5.

13. Petroleum Marketing Monthly, Energy Information Administration. -1996;2006.

14. Совершаева Л. П., Григор'єв M.M., Хазова Є.В. Умови розкриття природно-ресурсного потенціалу Північно-Західного федерального округу/, Збірник праць 5-го Міжнародного Форуму «Паливно-енергетичний комплекс Росії: регіональні аспекти». Санкт-Петербург, 4−7 квітня 2005 р. Санкт-Петербург. — 2005. — З. 21−24.

15. Григор'єв М. Н. Північний морський шлях: роль освоєнні арктичних вуглеводневих ресурсів немає і забезпеченні енергетичній безпеці стра-ны//НефтьГазПромышленность. — 2005. — № 4. -З. 22−24.

Журнал «Нафтове господарство» № 5, 2006.