Osiągalne dane: o produkcji węglowodorów na półce. Projekty offshore Północny kraniec pola Chayvo

Wraz ze wzrostem wiedzy o pochodzeniu ropy, eksperci zaczęli przypuszczać, że duże rezerwy tego cennego minerału mogą być ukryte w głębinach szelfów kontynentalnych. Prezydent Truman, świadomy tego rosnącego zaufania doradców technicznych, podkreślił znaczenie bogactwa ukrytego w głębi półek, deklarując 28 września 1945 r .: Stany Zjednoczone, należące do Stanów Zjednoczonych i podlegające ich jurysdykcji i kontroli. ”

Jaka jest natura szelfów kontynentalnych? Co sprawia, że \u200b\u200bsprzyjają tworzeniu się i gromadzeniu oleju? Jak ważne mogą być te potencjalne rezerwy ropy w porównaniu z zasobami ropy na lądzie?

Charakter szelfów kontynentalnych

Szelf kontynentalny to pas dna morskiego znajdujący się w pasie płytkich wód przybrzeżnych, który otacza kontynenty. Reprezentuje zanurzone peryferie dużych platform, które wznoszą się w postaci kontynentów. Głębokie baseny oceaniczne są obecnie przepełnione wodą, co powoduje, że woda podnosi się ponad ich krawędzie i zalewa najniżej położone platformy kontynentalne. Gdyby oceany były ograniczone tylko przez ich głębinowe części, pokryłyby tylko 64% powierzchni Ziemi, a powierzchnia lądu wynosiłaby 36%. Jednak obecnie ląd zajmuje 28% powierzchni Ziemi, a wzniesione części kontynentów - tylko 21%, w wyniku czego prawie 15% powierzchni świata to wielka równina szelfowa położona między tymi wyniesionymi częściami a samymi basenami oceanicznymi. Zewnętrzna część tej równiny, pokryta wodami oceanów, nazywana jest szelfem kontynentalnym.

Powszechnie mówi się, że szelf kontynentalny jest „arbitralnie” ograniczony powierzchnią dna morskiego pod wodami przybrzeżnymi, które nie mają więcej niż 100 sążni głębokości, czyli około 600 stóp. W rzeczywistości to ograniczenie nie jest arbitralne. Wielka Równina, której zewnętrzna zatopiona część tworzy szelf kontynentalny, stanowi bardzo określoną część powierzchni skorupy ziemskiej. Krawędź tej równiny, położonej na lądzie około 600 stóp nad poziomem morza, wyznacza średni poziom powierzchni ziemi. Jego podwodna krawędź, około 600 stóp poniżej poziomu morza, wyznacza granicę głębokich basenów oceanicznych. Pomimo tego, że region ten jest obecnie zalany, nadal stanowi prawdziwą granicę kontynentów. Takie ograniczenie szelfu kontynentalnego jest również uzasadnione tym, że jego dolna krawędź wyznacza granicę efektywnego oddziaływania fal i prądów na dno morskie oraz przybliżoną granicę głębokości, na które światło słoneczne przenika do wody morskiej.

W trzewiach części tej wielkiej równiny położonej na lądzie znajdują się naturalne zbiorniki, z których uzyskano przytłaczającą część całej dotychczas odkrytej ropy naftowej na kuli ziemskiej. Dlatego, biorąc pod uwagę szelf kontynentalny, stawiamy pytanie: jakie są perspektywy roponośności sąsiedniej, podwodnej części tej równiny?

Gdyby można było zignorować kontynent antarktyczny, mówilibyśmy o szelfie kontynentalnym w liczbie pojedynczej. Wszystkie inne kontynenty znajdują się w jednym, prawie ciągłym pasie płytkiej wody - szelfie kontynentalnym; tylko Antarktyda ma swój specjalny szelf kontynentalny. Z każdej strony, do której się zbliżamy, trzeba pokonać setki kilometrów głębin oceanu.

Całkowita powierzchnia szelfów kontynentalnych wynosi około 28,5 miliona metrów kwadratowych. km, z czego około 2,6 mln metrów kwadratowych. km sąsiaduje z wybrzeżami Stanów Zjednoczonych, w tym Alaski. Ze wszystkich kontynentów Afryka ma najmniejszy obszar szelfu kontynentalnego. Szerokie szelfy kontynentalne rozciągają się wzdłuż wschodnich wybrzeży Ameryki Północnej i Południowej, podczas gdy zachodnie brzegi tych kontynentów dość stromo zanurzają się w głębinach oceanicznych. Podobnie wschodnie krańce kontynentów Azji i Australii, a także Archipelag Malajski, obmywane są przez szeroką przestrzeń płytkich wód szelfów kontynentalnych.

Północne brzegi każdego z trzech kontynentów - Ameryki Północnej, Europy i Azji - otaczające biegun północny mają szerokie półki. Największy rozwój szelfów kontynentalnych można zaobserwować na czterech dużych obszarach typu śródziemnomorskiego: Arktyce (często nazywanej Oceanem Arktycznym, choć słuszniej jest nazywać ją Północnym Morzem Polarnym); Amerykańska (Zatoka Meksykańska i Morze Karaibskie, które jest złożoną depresją między kontynentami Ameryki Południowej i Północnej); Azjatyckie (usiane wyspami iw istocie zamkniętymi morzami położonymi między kontynentami Azji i Australii); klasyczny śródziemnomorski region Europy, a także Bliski i Środkowy Wschód. Ponad 50% całkowitej powierzchni szelfu kontynentalnego Ziemi znajduje się w tych czterech regionach.

Trzy z tych największych obszarów typu śródziemnomorskiego są jednocześnie najważniejszymi obszarami roponośnymi, podczas gdy czwarty, Arktyka, w większości nie został jeszcze zbadany, istnieją bogate pokazy ropy powierzchniowej. Gdzie indziej, wydaje się, że nagromadzenia ropy są ściśle związane z szelfem kontynentalnym. Nawet tak stosunkowo wąski szelf kontynentalny, jak ten u zachodnich wybrzeży Ameryki Północnej i Południowej, rozszerza się miejscami i w pobliżu basenów roponośnych, na przykład w rejonie Los Angeles w południowej Kalifornii, nabiera dość znacznych rozmiarów. Jeśli porównamy basen Los Angeles z sąsiednim szelfem kontynentalnym, to można stwierdzić, że jest on tylko częścią większego basenu, rozciągającego się w znacznym stopniu pod wodami pokrywającymi szelf kontynentalny.

Jest całkiem jasne, że te tarasy graniczące z kontynentami są częściowo zbudowane z produktów zniszczenia gleb i skał powstałych w wyniku erozji-denudacji sąsiedniego lądu i wyniesionych do morza przez płynące wody i wiatry. Częściowo te tarasy składają się również z pozostałości organizmów morskich i osadów chemicznych osadzonych na dnie morskim i pokrytych innymi osadami. Ta pokrywa osadowa jest na ogół bardzo gruba. Prawdą jest, że na obszarach, gdzie skorupa ziemska jest stabilna, gdzie wystąpiło tylko niewielkie osiadanie krawędzi kontynentu lub gdzie takiego osiadania nie było, grubość pokrywy osadowej jest niewielka i może być całkowicie nieobecna.

Miniony rok 2017 nie był łatwy dla rosyjskiego przemysłu naftowego. Wzrost produkcji jako całość utknął w martwym punkcie z powodu spadających cen światowych, sankcji i cięć w ramach umowy OPEC +. Jednak trend ten nie wpłynął na projekty offshore, gdzie wielkość produkcji wzrosła w zeszłym roku ponad 1,5 raza. Ponadto w wyniku poszukiwań geologicznych w zeszłym roku odkryto na szelfie największe złoża w Rosji. Eksperci przypisują to pojawieniu się rosyjskich technologii do realizacji projektów offshore i przewidują dalszy wzrost produkcji na rosyjskim obszarze morskim.

Przyspieszenie wzrostu

Wydobycie ropy naftowej na rosyjskim szelfie pod koniec 2017 roku wzrosło znacznie bardziej niż wcześniej planowano. Jeszcze we wrześniu ubiegłego roku wiceminister energetyki Federacji Rosyjskiej Cyryl Mołodcow powiedział dziennikarzom, że resort spodziewa się wzrostu wydobycia ropy na szelfie rosyjskim w 2017 roku w porównaniu do 2016 roku o 16,6%, do 26 mln ton, gazu - o 3,3%. do 34 mld m3. Jednak już w połowie grudnia Ministerstwo Energii skorygowało swoje prognozy i zapowiadało, że wydobycie ropy na rosyjskim szelfie do końca 2017 roku wzrośnie o 61%, do 36 mln ton.

Ministerstwo Energii zwraca uwagę, że pozytywny wpływ na sytuację miało wykorzystanie nowych technologii w zakresie wydobycia ropy i gazu, w tym w projektach offshore. „Z ogólnej liczby technologii, a jest ich około 600, ponad 300 jest produkowanych w Rosji. Ponad 200 ma rosyjskie rozwiązania i odpowiedniki, to znaczy, że są one praktycznie na etapie rozwoju projektu ”- powiedział Kirill Molodtsov, przemawiając jesienią na konferencji w sprawie ropy i gazu w Tiumeń. „Istnieją technologie, które są dla nas bardzo ważne i będziemy je dalej rozwijać. To absolutnie autonomiczne systemy produkcyjne, wykańczanie złóż morskich, wiercenia, możliwość tworzenia i rozwijania projektów w Arktyce - zaznaczył wiceminister. Kirill Molodtsov zwrócił również uwagę, że sankcje nałożone na Rosję w 2014 roku nie miały tak silnego negatywnego wpływu na produkcję na morzu, jak oczekiwano.

„Niektóre wydarzenia, które miały miejsce około 2014 roku miały mieć negatywny wpływ, ale chciałbym podkreślić, że wszystkie firmy, które pracują na półce zarówno przy projektach rozpoczętych, jak i nad projektami, które są obecnie rozpatrywane, tak naprawdę nie zmieniły swoich planów. ", - wyjaśnił Kirill Molodtsov. Dodał również, że firmy nadal inwestują w rozwój projektów offshore. Zatem całkowity wolumen inwestycji w samym tylko szelfie arktycznym w zeszłym roku szacuje się na 150 mld rubli.

Nowe odkrycia

Należy zaznaczyć, że nasi użytkownicy podłoża nie tylko rozwijali istniejące projekty, ale także prowadzili badania geologiczne, w wyniku których dokonano znaczących odkryć. Jedno z największych odkryć należy do Rosniefti, który odkrył duże złoża ropy w wyniku wiercenia odwiertu Tsentralno-Olginskaya-1 na koncesji Khatanga w zatoce Khatanga na Morzu Łaptiewów.

W czerwcu ubiegłego roku firma ogłosiła, że \u200b\u200bw wyniku poszukiwań geologicznych na szelfie we wschodniej Arktyce wykonała odwiert Tsentralno-Olginskaya-1, z którego rdzenie wykazywały duże nasycenie ropą. Według danych sejsmicznych na tym obszarze mogą znajdować się kolosalne zasoby ropy, które szacuje się na 9,5 mld t. Już w październiku, po wynikach wiercenia tylko jednego z tego odwiertu, Państwowa Komisja Rezerw (GKZ) umieściła w bilansie państwa pole naftowe o zasobach wydobywalnych 80. , 4 miliony ton.

Jak stwierdzono w raporcie Rosniefti, w wyniku wiercenia otworu poszukiwawczego Tsentralno-Olginskaya-1 z wybrzeża półwyspu Khara-Tumus na szelfie Zatoki Khatanga na Morzu Łaptiewskim (Arktyka wschodnia), uzyskany rdzeń okazał się nasycony ropą z przewagą lekkich frakcji oleistych. Na podstawie wstępnych badań można stwierdzić, że odkryto nowe pole naftowe, którego wielkość potencjału zasobów rośnie wraz z kontynuacją wierceń.

Złoże odkryte przez Rosnieftię we wschodniej Arktyce może być największym i unikatowym na szelfie - powiedział Siergiej Donskoj, szef rosyjskiego Ministerstwa Zasobów Naturalnych i Środowiska. Innym ważnym odkryciem na morzu jest Gazprom Nieft, który odkrył złoża ropy na Morzu Ochockim 55 km od linii brzegowej północno-wschodniej części szelfu wyspy Sachalin.

Pole Ayashskoye, później przemianowane na Neptun, jest częścią projektu Sachalin-3. Gazprom Neft spodziewa się, że wielkość zasobów możliwych do wydobycia wyniesie 70-80 mln ton z 250 mln ton zasobów ropy geologicznej.Jak informuje magazyn korporacyjny Gazprom Neft, do połowy 2018 roku spółka planuje szczegółowe oszacowanie zasobów. Na podstawie tych danych zostanie podjęta decyzja o dodatkowej eksploracji Neptuna w 2019 roku. Firma planuje rozpocząć wydobycie ropy na złożu w latach 2025-2026.

Przerwa na Sachalinie

Pęknięcie na Sachalinie Większość ropy naftowej znajdującej się na szelfie rosyjskim pochodzi z rejonu Sachalina. Według administracji regionalnej w ubiegłym roku wydobycie ropy naftowej w regionie wraz z kondensatem gazowym wyniosło 17,7 mln ton, czyli o 1,9% mniej niż w 2016 roku. W międzyczasie wydobycie gazu wzrosło o 3,2% do 30,5 mld m3.

Prawie cały wolumen węglowodorów na Sachalinie jest wydobywany w ramach dwóch projektów offshore - Sachalin-1 (20% udziałów należy do Rosniefti) i Sachalin-2 (pakiet kontrolny w Gazpromie).

Akcjonariusze obu projektów przez wiele lat nie zgadzali się co do wykorzystania gazu ze złóż Sachalin-1. Operator tego projektu w Rosji, Exxon Neftegas, od kilku lat próbuje negocjować z Gazpromem w sprawie dostaw gazu wyprodukowanego w ramach projektu na rynki regionu Azji i Pacyfiku. Jednak Gazprom od zawsze obstawał przy dostawach surowców na rynek krajowy, co nie odpowiadało akcjonariuszom projektu Sachalin-1 ze względu na niską cenę na rynku krajowym. W rezultacie gaz z projektu został wpompowany z powrotem do złóż, a Exxon Neftegas w tym czasie, zdaniem ekspertów, uzyskał utracony zysk w wysokości 5 miliardów dolarów.

Z kolei rozbudowa LNG w ramach projektu Sachalin II poprzez budowę III etapu była z roku na rok odkładana w czasie ze względu na brak bazy zasobowej.

Pod koniec ubiegłego roku rosyjski minister energetyki Aleksander Nowak powiedział w wywiadzie dla dziennika „Kommiersant”, że różnice zostały rozwiązane. Strony ustaliły, że gaz z projektu Sachalin-1 będzie dostarczany do trzeciego etapu projektu Sachalin-2 LNG, a Gazprom będzie dostarczał gaz do Wschodniego Przedsiębiorstwa Petrochemicznego (WNHK) Rosniefti. Na początku lutego br. Rosyjska firma Glavgosexpertiza poinformowała o wydaniu pozytywnej opinii w sprawie dokumentacji projektowej przebudowy instalacji LNG w ramach projektu Sachalin-2. Do budowy trzeciej linii technologicznej zakładu konieczna jest przebudowa. Pozytywnie zakończono budowę drugiego kompleksu nabrzeży do przewozu LNG o przepustowości 10 000 m3 / h.

Rozbudowa części technologicznej jest konieczna w celu optymalizacji załadunku gazu. Prowadzone będą również prace przy budowie fortyfikacji przybrzeżnej, rampy dojazdowej, platformy załadunkowej LNG oraz innych obiektów infrastruktury.

Pozostaje mieć nadzieję, że kwestia cen, która od wielu lat jest przeszkodą w nieporozumieniach między akcjonariuszami dwóch największych projektów offshore, tym razem zostanie szybko rozwiązana i ostatecznie dobiegnie końca.

Powodzenia dla LUKOIL

Prawo do zagospodarowania rosyjskiego szelfu w 2008 roku przysługuje zgodnie z prawem państwowym spółkom z pięcioletnim doświadczeniem w dziedzinie offshore. Kryterium to spełniają jedynie Gazprom, Rosnieft i Gazprom Nieft.

ŁUKOIL to jedyna prywatna firma działająca na rosyjskim szelfie. Faktem jest, że firma otrzymała prawo do zagospodarowania złóż przybrzeżnych na Morzu Kaspijskim jeszcze przed zaostrzeniem przepisów dotyczących warunków pracy na szelfie. W 2000 roku firma odkryła na szelfie Morza Kaspijskiego dużą prowincję naftowo-gazową. Obecnie odkryto tam 6 dużych złóż i 10 obiecujących struktur.

Na tym etapie uruchomiono dwa pola - je. Yu Korchagin i oni. V. Filanovsky. To ostatnie jest jednym z największych podmorskich pól naftowych w Rosji z możliwymi do odzyskania rezerwami ropy w wysokości 129 milionów ton i 30 miliardami metrów sześciennych gazu.

Produkcja przemysłowa w terenie. Filanovsky rozpoczął działalność w październiku 2016 roku w wyniku oddania do użytku pierwszego etapu rozwoju, obejmującego odporną na lód stacjonarną platformę (LSP). W styczniu 2018 roku firma ogłosiła, że \u200b\u200bzakończyła budowę i oddała do użytku zarówno pierwszy, jak i część drugiego etapu rozwoju V. Filanovsky. W wyniku oddania do eksploatacji odwiertu dobowa produkcja ropy naftowej na złożu wzrosła do 16,8 tys. Ton.

Prezydent LUKOIL Vagit Alekperov powiedział dziennikarzom, że na polu. Filanovsky, w tym roku planuje się wydobyć 5,6-5,8 mln ton ropy, a już w 2019 roku spółka zamierza osiągnąć projektową produkcję ropy na poziomie 6 mln ton i zatrzymać ją przez 5 lat. Powiedział też, że w tym roku firma planuje dokończyć budowę bloku przewodowego dla drugiego etapu złoża. Złoże Korczagin i kompletna budowa trzeciego etapu złoża Filanovsky.

Ponadto Vagit Alekperov poinformował, że został już ogłoszony przetarg na zagospodarowanie złoża Rakushechnoye, które będzie kolejnym projektem spółki na północnym Kaspijsku. To pole znajduje się w pobliżu V. Filanovsky. Dzięki temu firma planuje wykorzystać już wybudowaną infrastrukturę, co skróci czas i obniży koszty zagospodarowania złoża.

Szef ŁUKOIL jest jednym z konsekwentnych zwolenników umożliwienia prywatnym firmom rozwoju projektów offshore, w tym na rosyjskim szelfie kontynentalnym. Na początku lutego, podczas spotkania z prezydentem Rosji Władimirem Putinem, Vagit Alekperov nazwał projekt kaspijski priorytetem i strategicznie ważnym dla firmy. Przypomniał też prezydentowi Rosji, że ŁUKOIL zagospodarowuje podglebie Vostochno-Taimyr w pobliżu ujścia Khatangi i po raz kolejny zwrócił uwagę na zainteresowanie firmy projektami offshore.

Jedyny na szelfie arktycznym

Prirazlomnoye to pierwszy i jak dotąd jedyny aktywny projekt produkcyjny na rosyjskim szelfie arktycznym. Produkcja ropy ARCO, prowadzona przez Gazprom Nieft z platformy Prirazłomnaya o tej samej nazwie, rosła w 2017 r. W przyspieszonym tempie i osiągnęła 2,6 mln t. firma odbyła się zeszłej jesieni.

Jak podała służba prasowa Gazprom Neft, w 2017 r. Istotnym wydarzeniem dla projektu było zwiększenie stanu odwiertów o 1 iniekcyjny i 4 odwierty produkcyjne. Obecnie na złożu Prirazlomnoye oddano 13 odwiertów: 8 wydobywczych, 4 iniekcyjne i 1 absorpcyjny. W 2018 roku planowane jest wykonanie kilku kolejnych odwiertów produkcyjnych i iniekcyjnych.

W ramach projektu Prirazlomnoye planowane jest wykonanie łącznie 32 odwiertów, które po 2020 roku zapewnią szczytowe wydobycie około 5 mln ton ropy rocznie. W tym roku Gazprom Neft spodziewa się wydobycia ze złoża ponad 3 mln ton - powiedział Andrey Patrushev, zastępca dyrektora generalnego ds. Rozwoju projektów offshore Gazprom Neft, podczas przemówienia na 13. Wystawie i Konferencji.

RAO / CIS Offshore. „Planowany wzrost wolumenu produkcji to m.in. wprowadzenie nowych technologii budowy studni. Jedną z kluczowych innowacji w projekcie Prirazlomnoye było oddanie do użytku wielostronnego odwiertu, którego technologia budowy pozwala na zmniejszenie nakładu pracy i kosztów wiercenia. W ten sposób zwiększa się nie tylko wydajność produkcji, ale także efektywność finansowa projektu ”- słowa Andrieja Patruszewa cytowane są na stronie Gazprom Neft Shelf.

Przypomnijmy, że komercyjny rozwój pola rozpoczął się w grudniu 2013 roku. Nowy gatunek oleju, ARCO, po raz pierwszy wszedł na światowy rynek w kwietniu 2014 roku.

Od początku rozwoju tego złoża do europejskich konsumentów wysłano już ponad 10 milionów baryłek ropy. Skumulowana produkcja na koniec 2017 roku wyniosła ok. 6 mln ton. Według Aleksandra Diukowa, prezesa zarządu Gazprom Neft, w 2019 roku spółka planuje produkować 4,5 mln ton ropy rocznie w Prirazlomnoye.

Należy zauważyć, że Gazprom Neft spodziewa się zwiększenia rezerw ropy w tym regionie poprzez badania geologiczne na terenach przyległych do Prirazlomnoye. Jak powiedział wcześniej Alexander Novak, perspektywa wydobycia na złożu Prirazlomnoye wynosi 6,5 mln ton rocznie.

Zdaniem ekspertów jest to bardzo realne zadanie. Jak poinformował Gazprom Neft 20 lutego 2017 r. Był pierwszym rokiem, w którym dokonano oceny perspektywicznych zasobów szelfu arktycznego na koncesjach spółki. Według DeGolyera i MacNaughtona, wolumeny obiecujących zasobów szelfu arktycznego wyniosły: ropa - 1,6 mld ton, gaz - 3 biliony m3.

Wektor wielokierunkowy

Eksperci i urzędnicy dużo i chętnie mówią o perspektywach rozwoju projektów offshore, zwłaszcza tych w Arktyce. Jednogłośne są tylko opinie, że półka to strategiczny potencjał kraju. Pod wszystkimi innymi względami ten temat wywołuje gorące dyskusje wśród uczestników rynku. Wśród najczęściej poruszanych kwestii: czy konieczne jest umożliwienie prywatnym firmom udziału w rozwoju, czy warto znieść moratorium na wydawanie nowych licencji, jakie zachęty wprowadzić, jak ominąć sankcje, skąd wziąć sprzęt i jakich technologii użyć.

Jednocześnie wielu ekspertów zgadza się, że to naprawdę nie jest najlepszy okres w globalnej i krajowej gospodarce na rewitalizację działań na półce. Przykładowo minister energii Federacji Rosyjskiej Alexander Novak zwraca uwagę, że aktywność zainteresowania półkami, którą obserwowano do 2014 roku, jest obecnie znacznie niższa i wiąże to ze spadkiem światowych cen węglowodorów. Komentując w rozmowie z RT na temat planów rozwoju szelfu arktycznego, minister przypomniał, że dziś mamy tam około 19 odkrytych złóż. „To sugeruje, że w przyszłości, wraz z poprawą sytuacji rynkowej, z pewnością będziemy rozważać bardziej aktywne badania, wiercenia i uruchamianie złóż w ramach naszej strategii rozwoju energetyki” - powiedział minister i po raz kolejny podkreślił, że Arktyka to przyszłość naszej produkcji ropy. i produkcja gazu.

Według akademika Aleksieja Kontorowicza, aktywne badania geologiczne rosyjskich wód Arktyki będą miały miejsce w latach 2030-2040. Jak wyjaśnił w rozmowie z Reuterem, Rosja będzie w stanie utrzymać obecną produkcję ropy dzięki dostępnym sprawdzonym rezerwom do połowy XXI wieku.

Ponadto potrzebne są nowe odkrycia na szelfie arktycznym, na którym znajdują się bogate zasoby węglowodorów. Tak więc, zdaniem eksperta, głównym zadaniem pozostaje opracowanie do tego czasu odpowiednich technologii.

Orest Kasparow, zastępca szefa Rosnedry, uważa, że \u200b\u200bdla opłacalnego ekonomicznie rozwoju szelfu arktycznego koszt ropy powinien przekroczyć 80 dolarów za baryłkę. Jego zdaniem to właśnie niskie ceny ropy, a nie sankcje, powodują, że rosyjskie koncerny odkładają w czasie realizację niektórych projektów offshore.

Złoża gazu ziemnego występują nie tylko na lądzie. Istnieją pola przybrzeżne - ropa i gaz czasami znajdują się w głębinach ukrytych przez wodę.

Brzeg i półka

Geolodzy badają zarówno ląd, jak i wody mórz i oceanów. Jeśli złoże znajduje się blisko wybrzeża - w strefie przybrzeżnej, wówczas od lądu w kierunku morza buduje się pochyłe odwierty poszukiwawcze. Złoża dalej od wybrzeża należą do strefy szelfowej. Półka nazywana jest podwodną krawędzią kontynentu o tej samej budowie geologicznej co ląd, a jej granicą jest krawędź - ostry spadek głębokości. Na takich polach stosuje się platformy pływające i platformy wiertnicze, a jeśli głębokość jest niewielka, wystarczy wysokie pale, z których wykonuje się wiercenie.

Do wydobycia węglowodorów na polach morskich służą pływające platformy wiertnicze - platformy specjalne - głównie trzech typów: grawitacyjne, półzanurzalne i samopodnośne.

Do płytkich głębokości

Platformy samopodnośne to pływające pontony, na środku których zainstalowana jest platforma wiertnicza, a na rogach - kolumny wsporcze. W miejscu wiercenia struny opadają na dno i zagłębiają się w ziemię, a platforma unosi się nad wodą. Takie platformy mogą być ogromne: z kwaterami mieszkalnymi dla pracowników i załogi, lądowiskiem dla helikopterów i własną elektrownią. Ale są używane na płytkich głębokościach, a ich stabilność zależy od rodzaju gleby na dnie morza.

Gdzie jest głębiej

Platformy półzanurzalne są używane na dużych głębokościach. Platformy nie wznoszą się ponad wodę, ale unoszą się nad miejscem wiercenia, wsparte na ciężkich kotwach.

Platformy wiertnicze grawitacyjne są najbardziej stabilne, ponieważ mają mocną betonową podstawę spoczywającą na dnie morskim. Ta podstawa jest zbudowana z rur wiertniczych, zbiorników magazynowych i rurociągów, z platformą wiertniczą na szczycie podstawy. Na takich platformach mogą mieszkać dziesiątki, a nawet setki pracowników.

Gaz wydobywany z platformy transportowany jest do przeróbki na specjalnych cysternach lub przez podwodny gazociąg (jak np. W projekcie Sachalin-2)

Produkcja na morzu w Rosji

Ponieważ Rosja jest właścicielem największego na świecie szelfu, na którym znajduje się wiele złóż, rozwój wydobycia na morzu jest niezwykle obiecujący dla przemysłu naftowo-gazowego. Firma Sakhalin Energy rozpoczęła wiercenie pierwszych w Rosji odwiertów podmorskich w 2007 roku na złożu Łunskoje na Sachalinie. W 2009 roku rozpoczęto wydobycie gazu z platformy Lunskaya-A. Dziś projekt Sachalin-2 jest jednym z największych projektów Gazpromu. Dwie z trzech platform grawitacyjnych zainstalowanych na szelfie Sachalina to najcięższe konstrukcje przybrzeżne w historii światowego przemysłu naftowo-gazowego.

Ponadto Gazprom realizuje projekt Sachalin-3 na Morzu Ochockim, przygotowując się do zagospodarowania złoża Sztokman na Morzu Barentsa oraz złoża Prirazłomnoje na Morzu Peczora. Na wodach zatok Ob i Taz prowadzone są badania geologiczne.

Gazprom działa również na półkach Kazachstanu, Wietnamu, Indii i Wenezueli.

Jak działa podmorska fabryka gazu

Obecnie na świecie istnieje ponad 130 złóż podmorskich, na których wykorzystywane są procesy technologiczne wydobywania węglowodorów z dna morskiego.

Geografia dystrybucji produkcji podmorskiej jest rozległa: półki na Morzu Północnym i Śródziemnym, w Indiach, Azji Południowo-Wschodniej, Australii, Afryce Zachodniej, Ameryce Północnej i Południowej.

W Rosji pierwszy kompleks wydobywczy Gazprom zainstaluje na szelfie sachalińskim w ramach zagospodarowania złoża Kirinskoye. Planowane jest również zastosowanie technologii wydobycia podmorskiego w projekcie zagospodarowania złoża gazowego kondensatu Shtokman.

Pająk górniczy

Podwodny kompleks produkcyjny (MPC) z kilkoma studniami wygląda jak pająk, którego ciało jest rozgałęzieniem.

Kolektor to element armatury naftowo-gazowej, który składa się z kilku rurociągów, zwykle zamocowanych na jednej podstawie, zaprojektowanych na wysokie ciśnienie i połączonych według określonego wzoru. Kolektor zbiera węglowodory z kilku studni. Sprzęt, który jest zainstalowany nad studnią i steruje jego pracą, nazywany jest choinką, aw literaturze zagranicznej nazywany jest choinką (lub X-drzewkiem) - „choinką”. Kilka z tych „choinek” można połączyć i zabezpieczyć jednym szablonem (dolna płyta), jak jajka w koszyku na jajka. W MPC zainstalowane są również systemy sterowania.

Kompleksy podmorskie mogą mieć różną złożoność, od pojedynczego odwiertu do wielu odwiertów w szablonie lub zgrupowane w pobliżu kolektora. Wydobycie ze studni można przetransportować albo na morski statek technologiczny, na którym wykonywane są dodatkowe procesy technologiczne, albo bezpośrednio na brzeg, jeśli nie jest daleko od brzegu.

Hydrofony do dynamicznej stabilizacji naczyń

Statek posiada sprzęt do nurkowania

Łuk śródwodny podtrzymuje piony przed wejściem na pokład

Wytworzony gaz kierowany jest z dolnej płyty do instalacji pływającej poprzez elastyczne piony produkcyjne

Średnica pionu - 36 cm

Instalacja MPC odbywa się za pomocą specjalnych jednostek pływających, które muszą być wyposażone w sprzęt do nurkowania na płytkich głębokościach (kilkadziesiąt metrów) oraz robotykę na dużych głębokościach.

Wysokość konstrukcji ochronnej kolektora - 5 m

Kolumny kolektora wcinają się w dno morskie na głębokość 0,5 m

tło

Technologie podmorskie do produkcji węglowodorów zaczęły się rozwijać w połowie lat 70. ubiegłego wieku. Po raz pierwszy w Zatoce Meksykańskiej zaczęto eksploatować podwodne urządzenia wiertnicze. Obecnie sprzęt podmorski do produkcji węglowodorów jest produkowany przez około 10 firm na świecie.

Początkowo zadaniem sprzętu podmorskiego było tylko pompowanie oleju. Wczesne projekty zmniejszały ciśnienie wsteczne (ciśnienie wsteczne) w zbiorniku za pomocą podwodnego systemu wtrysku. Pod wodą oddzielano gaz od ciekłych węglowodorów, następnie ciekłe węglowodory wypompowywano na powierzchnię, a gaz wznosił się pod własnym ciśnieniem.

Gazprom jest przekonany, że użytkowanie podmorskich instalacji produkcyjnych jest bezpieczne. Jednak tak wyrafinowane nowoczesne technologie wymagają wysoko wykwalifikowanej kadry, dlatego przy rekrutacji personelu do projektów deweloperskich na morzu preferowani są inżynierowie z dużym doświadczeniem w tych dziedzinach. Takie podejście zmniejszy ryzyko wypadków podobnych do wypadku na platformie wiertniczej BP w Zatoce Meksykańskiej, którego przyczyną był w dużej mierze czynnik ludzki.

Obecnie technologie produkcji podmorskiej umożliwiają podwodne pompowanie węglowodorów, separację gazów i cieczy, separację piasku, powtórne wtryskiwanie wody, uzdatnianie gazu, sprężanie gazu, a także monitorowanie i kontrolę tych procesów.

Gdzie są potrzebne „pająki górnicze”?

Początkowo technologie podmorskie były stosowane tylko na polach dojrzałych, gdyż pozwalały na zwiększenie współczynnika odzysku węglowodorów. Dojrzałe pola charakteryzują się zwykle niskim ciśnieniem w zbiornikach i dużym ujęciem wody (duża zawartość wody w mieszaninie węglowodorów). W celu zwiększenia ciśnienia w złożu, dzięki któremu węglowodory wypływają na powierzchnię, do złoża wtryskiwana jest woda wydobywana z mieszanki węglowodorów.

Jednak nowe złoża charakteryzują się niskim początkowym ciśnieniem złożowym. Dlatego technologie podmorskie zaczęły być wykorzystywane zarówno w nowych, jak i dojrzałych dziedzinach.

Ponadto organizacja niektórych procesów pod wodą zmniejsza koszt budowy ogromnych konstrukcji stalowych. W niektórych regionach wskazane jest nawet umieszczenie całego łańcucha technologicznego ekstrakcji węglowodorów pod wodą. Na przykład ta opcja może być używana w Arktyce, gdzie powierzchniowe konstrukcje stalowe mogą uszkadzać góry lodowe. Jeśli głębia morza jest zbyt głęboka, po prostu konieczne jest zastosowanie podwodnego kompleksu zamiast ogromnych konstrukcji stalowych.

Produkcja na morzu

Produkcja ropy naftowej na morzu

Znajdujemy się na platformie wiertniczej - złożonej konstrukcji technicznej przeznaczonej do wydobycia ropy naftowej na morzu. Osady przybrzeżne często występują na części kontynentu położonej pod wodą, zwanej szelfem. Jego granice to wybrzeże i tak zwana krawędź - wyraźnie określona półka skalna, za którą gwałtownie rośnie głębokość. Zwykle głębokość morza nad brzegiem wynosi 100-200 metrów, ale czasami dochodzi do 500 metrów, a nawet do półtora kilometra, na przykład w południowej części Morza Ochockiego lub u wybrzeży Nowej Zelandii.

W zależności od głębokości stosowane są różne technologie. Na płytkich wodach zwykle buduje się ufortyfikowane „wyspy”, z których wyprowadzają. W ten sposób od dawna jest eksploatowany na polach kaspijskich w regionie Baku. Stosowanie tej metody, zwłaszcza w wodach zimnych, często wiąże się z ryzykiem uszkodzenia „wysp” produkujących ropę przez pływający lód. Na przykład w 1953 r. Duża masa lodu, która oderwała się od wybrzeża, zniszczyła około połowy szybów naftowych na Morzu Kaspijskim. Rzadziej technologię tę stosuje się, gdy wymagany obszar jest otoczony tamami, a woda jest wypompowywana z uformowanego dołu. Na głębokości morza dochodzącej do 30 metrów wcześniej budowano betonowe i metalowe wiadukty, na których ustawiano sprzęt. Wiadukt był połączony z lądem lub był sztuczną wyspą. Następnie technologia ta straciła na znaczeniu.

Jeśli pole znajduje się blisko lądu, sensowne jest wykonanie odwiertu pochyłego od brzegu. Jednym z najciekawszych nowoczesnych rozwiązań jest zdalne sterowanie wierceniem poziomym. Specjaliści monitorują przejście studni z brzegu. Dokładność procesu jest na tyle duża, że \u200b\u200bdo żądanego punktu można dojechać z odległości kilku kilometrów. W lutym 2008 roku Exxon Mobil Corporation ustanowiła rekord świata w wierceniu takich odwiertów w ramach projektu Sachalin-1. Długość odwiertu wynosi tutaj 11680 metrów. przeprowadzono najpierw w kierunku pionowym, a następnie poziomym pod dnem morskim na polu Chayvo, 8-11 kilometrów od wybrzeża.

Im głębsza woda, tym bardziej zaawansowane technologie są stosowane. Platformy stacjonarne buduje się na głębokości do 40 metrów, ale jeśli głębokość dochodzi do 80 metrów stosuje się pływające platformy wiertnicze wyposażone w podpory. Platformy półzanurzone działają do 150-200 metrów, które są utrzymywane w miejscu za pomocą kotwic lub złożonego systemu stabilizacji dynamicznej. Statki wiertnicze mogą prowadzić wiercenia na znacznie większych głębokościach morza. Większość „rekordowych odwiertów” wykonano w Zatoce Meksykańskiej - ponad 15 odwiertów wykonano na głębokości przekraczającej półtora kilometra. Rekord wszech czasów wierceń głębinowych został ustanowiony w 2004 r., Kiedy to firmy Transocean i ChevronTexaco Discoverer Deel Seas rozpoczęły wiercenie odwiertu w Zatoce Meksykańskiej (Alaminos Canyon Block 951) na głębokości 3053 metrów.

W trudnych warunkach mórz północnych często budowane są stacjonarne platformy, które ze względu na ogromną masę podstawy utrzymywane są na dnie. Z podstawy wyrastają wydrążone „filary”, w których można przechowywać wyprodukowany olej lub sprzęt. Najpierw konstrukcja jest holowana do miejsca przeznaczenia, zalana, a następnie, bezpośrednio do morza, następuje zabudowa górnej części. Zakład, który buduje takie konstrukcje, jest porównywalny powierzchnią do małego miasteczka. Wiertnice na dużych nowoczesnych platformach można przesuwać, aby wywiercić dowolną liczbę otworów. Zadaniem konstruktorów takich platform jest zainstalowanie maksymalnie zaawansowanego technologicznie sprzętu na minimalnej powierzchni, co upodabnia to zadanie do konstrukcji statku kosmicznego. Aby poradzić sobie z mrozem, lodem, wysokimi falami, sprzęt wiertniczy można zainstalować bezpośrednio na dnie.

Rozwój tych technologii jest niezwykle ważny dla naszego kraju, który posiada najbardziej rozległy szelf kontynentalny na świecie. Większość z nich znajduje się za kołem podbiegunowym i jak dotąd jest nadal bardzo, bardzo daleko od rozwoju tych trudnych przestrzeni. Według prognoz szelf arktyczny może zawierać do 25% światowych zasobów ropy.

Interesujące fakty

Norweska platforma Troll-A, uderzający przedstawiciel rodziny dużych platform północnych, osiąga 472 metry wysokości i waży 656 000 ton.
Amerykanie rozważają datę powstania morskiego pola naftowego w 1896 r., A jego pionierem był nafciarz Williams z Kalifornii, który wiercił studnie z zbudowanego przez siebie nasypu.
W 1949 roku, 42 km od Półwyspu Apszerońskiego, na stojakach zbudowanych w celu wydobywania ropy naftowej z dna Morza Kaspijskiego zbudowano całą wioskę zwaną Oil Rocks. Pracownicy przedsiębiorstwa mieszkali w nim tygodniami. Wiadukt Oil Rocks można zobaczyć w jednym z filmów o Jamesie Bondzie - „A cały świat to za mało”.
Konieczność serwisowania wyposażenia podmorskiego platform wiertniczych znacząco wpłynęła na rozwój sprzętu do nurkowania głębinowego.
Aby szybko zamknąć studnię w sytuacji awaryjnej - na przykład gdy burza uniemożliwia pozostanie statku wiertniczego w miejscu - stosuje się rodzaj zatyczki zwanej zabezpieczeniem przed wydmuchiwaniem. Są to profilery o długości do 18 mi wadze 150 ton.
Początek aktywnego rozwoju szelfu morskiego ułatwił światowy kryzys naftowy, który wybuchł w latach 70. ubiegłego wieku. Po ogłoszeniu embarga przez kraje pojawiła się pilna potrzeba alternatywnych źródeł dostaw ropy. Rozwój szelfu ułatwiał także rozwój technologii, które do tego czasu osiągnęły poziom pozwalający na wiercenia na znacznych głębokościach morza.
Złoże gazowe Groningen, odkryte u wybrzeży Holandii w 1959 r., Stało się nie tylko punktem wyjścia do rozwoju szelfu Morza Północnego, ale także nadało nazwę nowemu terminowi gospodarczemu. Ekonomiści nazwali efekt Groningena (lub chorobą holenderską) znaczną aprecjację waluty krajowej, która nastąpiła w wyniku wzrostu eksportu gazu i miała negatywny wpływ na inne branże eksportowo-importowe.

Krótki podręcznik elektroniczny dotyczący głównych terminów związanych z ropą naftową i gazem, z systemem odniesień. - M .: Rosyjski Państwowy Uniwersytet Ropy i Gazu. I. M. Gubkina. MAMA. Mokhov, L.V. Igrevsky, E.S. Novik. 2004 .

Zobacz, co to jest „Produkcja na półce” w innych słownikach:

Produkcja oleju - (Wydobycie ropy naftowej) Pojęcie wydobycia ropy naftowej, metody i technologie wydobycia ropy naftowej, opis metod i technologii wydobycia ropy Spis treści Termin „” we współczesnym świecie leksykonowym stał się synonimem ogólnie przyjętego określenia „czarne złoto”. I ... Encyklopedia inwestorów

Wydobycie, odzysk, wydobycie Proces wydobywania ropy naftowej, gazu i kondensatu gazowego (zarówno indywidualnie, jak i łącznie) na powierzchnię ziemi w celu dalszego transportu i przetwarzania. * * * Ekologia wydobycia ropy naftowej Wydobycie i ... ...

Wydobycie podwodne - minerały, rozwój złóż mineralnych pod wodami Oceanu Światowego. Rozwój osadów powierzchniowych szelfu i dna oceanicznego odbywa się w sposób otwarty przez słup wody. Na powierzchni półki ... ... Wielka radziecka encyklopedia

Mikroencyklopedia ropy i gazu

Olej Znajoma sylwetka bujaka stała się symbolem przemysłu naftowego. Ale zanim nadejdzie jego kolej, geolodzy i naftowcy przechodzą długą i trudną drogę. A zaczyna się od eksploracji złóż. Ropa w naturze ... ... Mikroencyklopedia ropy i gazu

DEPOZYTY MORSKIE - naturalne nagromadzenie minerałów (płynnych, gazowych i stałych) w jelitach i na powierzchni dna oceanu. Największą wagę przywiązuje się do rozwoju M.M. olej i gaz. W 1984 roku od M.M. dziennie produkowano około 2 mln ton ropy (ponad 27% ... ... Odniesienie do encyklopedii morskiej

Indie - (w hindi Bharat), Republika Indii, stan na południu. Azja na basie. Indyjski ok. Część Wspólnoty Narodów (Wielka Brytania). Pl. 3,3 mln km2. Nas. 722 miliony ludzi (Grudzień 1983, oszacowanie). Stolicą jest Delhi. Obejmuje 22 stany i 9 terytoriów związkowych. Oficer ... ... Encyklopedia geologiczna

Gazu ziemnego - (Gaz ziemny) Gaz ziemny jest jednym z najpowszechniejszych źródeł energii Definicja i zastosowanie gazu, właściwości fizyczne i chemiczne gazu ziemnego Spis treści \u003e\u003e\u003e\u003e\u003e\u003e\u003e\u003e\u003e\u003e\u003e\u003e\u003e\u003e\u003e ... Encyklopedia inwestorów Kup za 1342 rubli eBook

W ostatnim czasie problem rychłego wyczerpywania się zasobów węglowodorów na świecie staje się coraz bardziej dotkliwy. Dla Rosji perspektywa wyczerpania się nawet rezerw kontynentalnych to kwestia odległej przyszłości: wiele złóż jest zagospodarowywanych bez przekonania, w niektórych pracach (na przykład Kowykta w obwodzie irkuckim) tak naprawdę nie rozpoczęto. Ale światowe trendy są takie, że wydobycie ropy i gazu z kontynentu coraz bardziej przesuwa się na szelf. Rosja oczywiście nie jest liderem w tej branży: tylko około 3% rosyjskiej ropy pochodzi z szelfu.

Szelf arktyczny był dosłownie wypełniony węglowodorami. Do końca 2002 r. Odkryto 15 złóż ropy i gazu na morzach Barentsa, Kara i Peczora, a także w rejonie Zatoki Ob. Zgodnie z klasą wielkości trzy depozyty są unikalne, dziewięć dużych, dwa średnie, a jeden mały. Według aktualnych szacunków do 80% potencjalnych rezerw węglowodorów Rosji znajduje się na szelfie arktycznym.

Wcześniej czy później kraj stanie przed problemem wydobycia „rezerwy awaryjnej” - ropy z szelfu arktycznego, do której jest bardzo, bardzo trudno podejść. Rosja nie ma teraz ani niezbędnych technologii, ani specjalnego sprzętu lodowego, ani pieniędzy na rozwój nowych złóż szelfowych. Na północy praktycznie nie ma infrastruktury: sieci energetyczne, koleje, lotniska.

Niektóre z tych problemów, na przykład brak transportu i infrastruktury, napotykają projekty kontynentalne, ta sama Kovykta, której rozwój odpoczął, w tym przy braku transportu, i Timano-Peczora, która nie jest nawet rozwinięta w połowie zdolności, ponownie z za brak zdolności transportowej.

Jednak firmy chętnie zagospodarowują złoża arktyczne, a przede wszystkim najbogatsze z nich - Prirazlomnoye i Shtokmanovskoye - w rejonie murmańskim. Ale te dziedziny są jednocześnie najtrudniejsze do zagospodarowania.

Rosja ma już negatywne doświadczenia z pracy na szelfie w trudnych warunkach klimatycznych - na Sachalinie, gdzie przyspieszone tempo rozwoju doprowadziło do kilku wypadków: zresztą nawet katastrofa ekologiczna w Zatoce Piltun nie dała do myślenia naftowcom ani urzędnikom.

–> Sachalin
Historia projektów offshore w Rosji rozpoczęła się niedawno. Pierwszym doświadczeniem w budowie platform wiertniczych był rejon Morza Kaspijskiego, gdzie działa międzynarodowe konsorcjum ds. Wydobycia ropy. Drugi to Sachalin, region o niewątpliwie ostrzejszych warunkach klimatycznych. Na Sachalinie pięć projektów należących do różnych firm produkuje lub będzie produkować ropę.

Operator jednego z pierwszych projektów Sachalin-2 - Sakhalin Energy - stanął już przed wieloma problemami, w tym środowiskowymi.

Na przykład problem małych ludów północy. Spółka w swoich komunikatach prasowych wskazuje, że zwraca uwagę na tę kwestię i narzeka na niedoskonałość rosyjskiego ustawodawstwa, które nie przewiduje bezpośredniej rekompensaty za szkody w związku z oddziaływaniem na grunty o tradycyjnym przeznaczeniu. Oznacza to, że ludzie, którzy żyli od tysiącleci kosztem hodowli reniferów, polowań i połowów, w przypadku szkód muszą napisać skargę do firmy, która w wyniku dobrej woli może im wypłacić odszkodowanie. A może nie płacić - z braku dowodów winy.

Według zapewnień urzędników produkcja ropy nie jest tak zła, jak się ją przedstawia. W opinii większości urzędników w taki czy inny sposób związany ze środowiskiem działanie instalacji w normalnym trybie w zasadzie nie szkodzi środowisku. Tylko sytuacje awaryjne są niebezpieczne.

Na przykład Valery Chelyukanov, szef Departamentu Monitorowania Zanieczyszczenia Środowiska Roshydrometu twierdzi, że ciągłe kontrole wody i powietrza na Sachalinie poza strefą sanitarną instalacji nie wykazały przekroczenia maksymalnych dopuszczalnych stężeń dla żadnego wskaźnika zależnego od wiercenia. Uważa, że \u200b\u200bmożliwe wycieki ropy są głównym zagrożeniem dla ekologii obszarów wydobycia ropy. Jednocześnie Valery Chelyukanov nie widzi żadnego szczególnego zagrożenia związanego z samym procesem wiercenia: „Płyny wiertnicze nie są tak toksyczne. Mają negatywny wpływ, ale z punktu widzenia środowiska nie są tak niebezpieczne, jak to możliwe. ”

Bezproblemowa produkcja ropy to coś w rodzaju science fiction. W rzeczywistości firmy nie są gotowe na szybką reakcję na wypadek, milczą o tym, co się stało - a to już jest najeżone katastrofą.

-\u003e W czerwcu 1999 r. W Zatoce Piltun, na północny wschód od wyspy Sachalin doszło do bezprecedensowej śmierci śledzia pacyficznego, na brzeg wyrzucono około tysiąca ton martwych ryb. Ryby poszły na tarło, ale nie miały czasu. Smutnym skutkiem katastrofy był gwałtowny spadek połowów śledzia. Tam, gdzie wcześniej łowiono za pomocą sieci, teraz łowi się tylko kilka ryb na raz.

Oficjalne władze Sachalina wyjaśniły katastrofę ekologiczną zamarznięciem lodu, ale pracownicy Centrum Nadzoru Sanitarno-Epidemiologicznego w Jużnosachalińsku stwierdzili w próbkach ryb ponad 20-krotnie przekroczenie maksymalnych dopuszczalnych stężeń DDT. Trzeci wynik uzyskały organizacje publiczne Sakhalin Environmental Watch i Greenpeace Russia.

Według ekologów przyczyną całkowitego wyczerpania zasobów śledzia w Zatoce Piltun był wypadek na platformie wiertniczej Molikpaq należącej do Sakhalin Energy.

Ale ekolodzy nie mają możliwości udowodnienia udziału firmy w katastrofie: w tym celu konieczne jest przeanalizowanie oleju Molikpaq i porównanie go z analizą produktów naftowych zawartych w tuszach martwego śledzia. Oczywiście Sakhalin Energy nie dostarczyła ropy do analizy. Wyniki niezależnego dochodzenia ekologów pozostały bez komentarza ze strony oficjalnych struktur. Jednak podczas przygotowywania tego artykułu przeprowadzono wywiady z kilkoma oficjalnymi ekologami. Wszyscy wyrazili nieufność do wyników Greenpeace, tłumacząc, że nie wiadomo, w jaki sposób iw jakich laboratoriach niezależni ekolodzy prowadzą badania. Te słowa budzą wątpliwości, czy urzędnicy rzeczywiście widzieli materiały Greenpeace Russia i Sakhalin Environmental Watch - organizacje te w swoich raportach wskazują zarówno laboratoria, w których przeprowadzono analizy, jak i metody. Przypominam sobie skargi Sakhalin Energy na niedoskonałość prawa o prawach małych ludów… Przecież katastrofa w Zatoce Piltun zmieniła tradycyjny sposób życia kilku plemion tych bardzo małych ludów.

Drugą katastrofą, jaka spotkała Sachalin, jest wypadek belgijskiego pogłębiarki Christopher Columbus 8 września 2004 r. Na wodach Chołmska (południowo-zachodnie wybrzeże wyspy Sachalin).

Podczas burzy statek wylądował na brzegu. Z trzech uszkodzonych zbiorników na morzu wypłynęło około 200 ton paliwa. W wyniku wypadku sześć kilometrów wybrzeża, w tym plaż miejskich, zostało skażonych produktami naftowymi. Prace nad lokalizacją skutków wypadku rozpoczęto dopiero 57 godzin później. Wycieki paliwa z uszkodzonego statku nadal.

Wypadek ten pokazał, że firmy obsługujące projekt Sachalin-2 nie są gotowe do radzenia sobie nawet z niewielkimi wyciekami produktów naftowych. Krajowe i międzynarodowe organizacje ekologiczne wezwały szefa Shell (również uczestnika projektu Sachalin II) Lorda Oxburga do ogłoszenia moratorium na wszelką działalność produkcyjną na morzu związaną z projektem Sachalin II, do czasu wdrożenia zatwierdzonego na szczeblu międzynarodowym planu zapobiegania wyciekom ropy oraz działania mające na celu wyeliminowanie skutków takich wycieków, obejmujące wszystkie etapy operacji produkcyjnych. Nie było moratorium.

Biorąc pod uwagę doświadczenia z wypadku Krzysztofa Kolumba, Rosprirodnadzor dla obwodu sachalińskiego zaproponował zmiany w Programie reagowania na wycieki ropy (OSR) w celu osiągnięcia większej wydajności operacyjnej w sytuacjach awaryjnych. Trzeba powiedzieć, że istniejący program OSR miał bardzo ogólny charakter. Jednak mówiąc o tym, jak ulepszyć przepisy dotyczące ochrony środowiska, urzędnicy zapomnieli o prawdziwym problemie: w chwili pisania tego tekstu statek, pomimo wszystkich obietnic Shell i Sakhalin Energy, wciąż jest na skałach. Nadal wycieki produktów naftowych ze statku. Dane o stanie środowiska po wypadku oraz o stopniu wpływu oparów olejów na zdrowie mieszkańców nie zostały jeszcze upublicznione.

Podczas operacji na morzu Arktyka będzie musiała przejść przez te same problemy, które pojawiły się już na Sachalinie. Zagrożenie dla środowiska potęgują trudne warunki lodowe (zwiększa się ryzyko wypadków, a przede wszystkim wycieków węglowodorów), trudności z reakcją na wyciek oleju oraz niskie temperatury, które spowalniają rozkład zanieczyszczeń. Ekolodzy są również zaniepokojeni niebezpieczeństwem zagospodarowania szelfu dla wrażliwej przyrody północnej.

Mapa lokalna
Na Oceanie Arktycznym odkryto wiele struktur oraz pól naftowych i gazowych. Oto tylko najważniejsze z nich.

Pole kondensatu gazu Shtokman
Spośród firm zagranicznych, których udział jest prawdopodobny w projekcie wydobywczym na złożu Shtokman na Morzu Barentsa, tylko cztery opracowały studium wykonalności: amerykański Chevron i ConocoPhilips oraz norweski Statoil i NorskHydro. Według gazety Kommersant wszystkie projekty opierają się na zasadniczo podobnych schematach wydobycia gazu i przewidują jego dostawę na wybrzeże w jednej z trzech możliwych opcji: rurociąg o długości 550 km; stabilizacja gazu na platformie w rejonie złoża i dostawa gazociągiem; opcja mieszana z montażem platformy pośrodku między brzegiem a polem. Statoil oferuje również dwie dodatkowe opcje wykorzystania statków morskich.

W zależności od wybranego schematu koszt pierwszego etapu projektu deweloperskiego Shtokman szacowany jest w Morneftegaz na 6-10 miliardów dolarów.

W przypadku opcji rurociągowej gaz będzie dostarczany na brzeg wzdłuż dna Morza Barentsa do Zatoki Korabelnaja w pobliżu miejscowości Teriberka na Półwyspie Kolskim.

Pole jest bardzo trudne do zagospodarowania ze względu na znaczną odległość od wybrzeża, głębokość morza, trudne warunki klimatyczne, trudną topografię dna morskiego, prawdopodobieństwo rozprzestrzeniania się hydratów gazów i wiecznej zmarzliny w osadach dennych. Ekolodzy obawiają się również braku wystarczającej ilości obserwacji i informacji o ogólnych warunkach hydrometeorologicznych akwenu oraz doświadczenia w pracy w podobnych warunkach.

Decyzja techniczna na złożu Sztokman nie została jeszcze podjęta. Pod uwagę brane są „najbardziej odpowiednie” opcje i ich kombinacje. Ale skoro nikt jeszcze nie pracował w takich warunkach, a część sprzętu, który ma być używany na złożu sztokmanowym nigdy nie była przez nikogo używana, istnieje duże ryzyko wszelkiego rodzaju problemów związanych zarówno z nietypowymi warunkami klimatycznymi, jak i brakiem doświadczenia w obsłudze ludzi. z podobną techniką.

Na terenie złoża prowadzono prace projektowe i środowiskowe, ale ich wyniki można uznać za jedynie orientacyjne ze względu na niedostateczną ilość zgromadzonej wiedzy (w szczególności takie badania przeprowadzono po raz pierwszy w strefie przybrzeżnej).

Z punktu widzenia specjalistów z Murmańskiego Morskiego Instytutu Biologicznego Rosyjskiej Akademii Nauk oraz właściciela licencji na zagospodarowanie złoża, firmy Sevmorneftegaz, konieczne jest przeprowadzenie dodatkowych badań, a także istotna zmiana wymagań środowiskowych i technicznych dla zagospodarowania złóż morskich.

To ostatnie jest szczególnie ważne ze względu na fakt, że obecne wymagania (SP-11-102-97) zostały opracowane dla realizacji projektów na lądzie. W Rosji nie ma standardów dotyczących operacji na morzu. Ponadto rozwój Shtokman będzie prowadzony na niezamieszkanym obszarze, co oznacza, że \u200b\u200bflora i fauna Morza Barentsa odczuje znaczny wzrost presji antropogenicznej. Ze względu na brak badań trudno będzie ocenić rzeczywisty wpływ przedsięwzięcia na środowisko.

Do przeprowadzenia OOŚ (ocena oddziaływania przedsięwzięcia na środowisko) niezbędne jest opracowanie programu badań morskich, przybrzeżnych i lądowych oraz środowiskowych na okres 5-10 lat, taktycznego programu corocznych przeglądów, dostosowanych na podstawie wyników już wykonanych prac, testów przez ten sam zespół specjalistów ... Przed przystąpieniem do prac budowlanych konieczne jest stworzenie bazy danych o stanie środowiska, a także o stanie flory i fauny w rejonie ewentualnego zanieczyszczenia złoża kondensatu gazowego Shtokman.

Tak więc, zdaniem ekologów, uzasadnienie środowiskowe zagospodarowania złoża sztokmanowego zajmie jeszcze kilka lat. Jednocześnie Gazprom zawarł już porozumienie z norweskim koncernem Norsk Hydro w sprawie konsultacji technicznych w sprawie rozwoju Sztokmana. Hydro oczekuje 15% udziałów w Shtokman w zamian za aktywa naftowe i gazowe w Norwegii.

Pole Prirazlomnoye
Podczas wyprawy Instytutu Oceanologii Rosyjskiej Akademii Nauk na pole Prirazlomnoye w obwodzie murmańskim, która odbyła się jesienią 2003 roku, ujawniono silną zmienność zarówno w składzie chemicznym wody, jak i organizmów planktonowych.

Daje to możliwość wykorzystania danych wyprawy do monitorowania środowiska ekologicznego podczas budowy i eksploatacji platformy, ale nie pozwala na ocenę stopnia antropogenicznego oddziaływania na środowisko. Oznacza to, że te wyprawy nie mają praktycznej wartości dla ekologów. Badania flory i fauny dennej również wykazały zmienność.

Badacze zwrócili szczególną uwagę na fakt, że organizmy bentosowe często giną z przyczyn naturalnych, na przykład w wyniku odświeżenia wód po silnej powodzi. Badacze w raporcie z konferencji „Ropa i gaz szelfu arktycznego” w listopadzie 2004 roku w Murmańsku wskazują na niewystarczającą wiedzę o strefie przybrzeżnej mórz arktycznych Rosji oraz na fakt, że organizacje ekologiczne często nie zwracają uwagi na możliwość naturalnych zmian w środowisku, florze czy fauna. Jednak z jakiegoś powodu zapominają o stwierdzeniu, że należy najpierw szczegółowo zbadać ekologię obszaru, który będzie poddany silnemu oddziaływaniu antropogenicznego, a następnie przystąpić do prac budowlanych. W przyszłości takie podejście może stać się ubezpieczeniem na wypadek wypadku lub katastrofy ekologicznej (przypomnijmy przypadek zabijania śledzia w Zatoce Piltun na Sachalinie).

Jak wynika z powyższych faktów, oba złoża wymagają dodatkowych badań. Jednak zgodnie z planem nafciarzy, pod koniec 2006 roku na złożu Prirazłomnoje w latach 2009-2010 powinno rozpocząć się wydobycie ropy. - na Medynskoe w pobliżu wybrzeża Morza Barentsa.

Plany naftowców: interesy finansowe i polityka rządu
Firmy wydobywcze i firmy produkujące sprzęt starają się zbliżyć jak najbliżej rozpoczęcia produkcji. W lutym 2005 roku, do połowy lata, Gazprom obiecał utworzenie międzynarodowego konsorcjum, które go rozwinie: jeśli tego nie zrobi, za sześć lat nie będzie mógł rozpocząć dostaw gazu skroplonego do Stanów Zjednoczonych.

W pierwszym etapie planowane jest wydobycie 30 mld m sześc. Na złożu Sztokman. m gazu ziemnego. 22-24 miliardy metrów sześciennych mln surowców z tych ilości posłuży do produkcji 15 mln ton gazu ziemnego rocznie, który będzie eksportowany do Stanów Zjednoczonych. Fabryka do produkcji skroplonego gazu i terminal jego eksportu do Ameryki „Gazprom” zamierza zbudować w regionie Leningradu. Wiceprezes Zarządu Gazpromu Aleksander Ryazanov zaznaczył, że decyzja w sprawie tego projektu może zapaść również do połowy tego roku. Całkowity koszt pierwszego etapu zagospodarowania złoża Shtokman planowany jest na 10 miliardów dolarów.

Gazprom ma już wstępne umowy o udziale w zagospodarowaniu złoża Sztokman z amerykańskimi ExxonMobil, ChevronTexaco i ConocoPhillips, norweskim Norsk Hydro i Statoil. Ryazanov powiedział, że do połowy tego roku Gazprom chce porozumieć się z przynajmniej jednym z nich w sprawie realizacji projektu. W sumie Gazprom planuje przyciągnąć dwóch lub trzech partnerów zagranicznych do zagospodarowania złoża Sztokman.

W ten sposób krucha północna przyroda okazuje się zakładnikiem pracowników naftowych, którzy chcą za wszelką cenę uzyskać super zyski, mimo że na tym samym szelfie arktycznym są bardziej dostępne obszary. Według gubernatora obwodu murmańskiego Jurija Evdokimova rozbudowa kolskiego odcinka szelfu Morza Barentsa będzie wymagała o rząd wielkości mniej inwestycji niż Sztokman.

Jego zdaniem ten obiekt z szacowanymi łącznymi rezerwami 150-200 mln ton po jego potwierdzeniu może okazać się najbardziej atrakcyjny inwestycyjnie, a co za tym idzie, szybko sprzedany. Zakład znajduje się stosunkowo blisko wybrzeża, na niezamarzającym obszarze i można tam pracować przez cały rok. Dzięki temu jego rozwój może być najszybszy na Morzu Barentsa. Ale przecież Gazprom potrzebuje dostaw gazu do Stanów Zjednoczonych. Umowa została podpisana, w grę wchodzą ogromne kwoty ... Tylko Sztokman może uratować firmę przed przerwaniem dostaw.

Ale czy to tylko umowa? Okazuje się, że urzędnicy poprzedniej struktury Ministerstwa Zasobów Naturalnych… „zapomnieli” o sporządzeniu programu przetargowego na eksplorację i zagospodarowanie obszarów szelfu arktycznego.

Według Ministerstwa Zasobów Naturalnych, koncesje na poszukiwania geologiczne w Barentsa posiadają GUP Sevmorneftegeofizika, GUP Arktikmorneftegazrazvedka, ZAO Arktikshelfneftegaz, OAO Severnaya Oil and Gas Company (Severneftegaz), RAO Sintez Gazpromneftegaz, ZAO Sintezneftegaz. Dystrybucja licencji dla bloku Dolginsky ma nastąpić jeszcze w tym roku.

Rozpoczęte kilka lat temu przygotowywanie programu przetargów na obszary na szelfie Morza Barentsa zatrzymało się na etapie identyfikacji obszarów. Według zastępcy gubernatora obwodu murmańskiego Aleksandra Selina, obecnie istnieją następujące obszary, które są gotowe do przetargów na poszukiwania i dodatkowe badania. Są to Zapadnomatveevsky (przeprowadzono badania sejsmiczne, odkryto jedną strukturę interesującą z punktu widzenia wydobycia ropy naftowej), Severorussky (badania sejsmiczne przeprowadzono bez uwzględnienia współczesnych wymagań, wiercenie nie zostało przeprowadzone), Severodolginsky (do tej pory poszukiwania prowadzono wyłącznie metodami geofizycznymi) oraz Yuzhnodolginsky. Arktikmorneftegazrazvedka wykonał odwiert w tym rejonie na zlecenie Gazpromu, co dało bardzo dobre wyniki.

Yuzhnodolginsky to obszar o dużych rezerwach. Graniczy z polem Prirazlomnoye. Najprawdopodobniej po ostatecznym ogłoszeniu przetargu na te bloki blok Yuzhnodolginsky ponownie trafi do Gazpromu, ponieważ złoża odkryto kosztem tej firmy.

Firmy mają jednak teraz zasoby i nie dążą do angażowania nowych obiektów do eksploatacji, zwłaszcza biorąc pod uwagę nową politykę Ministerstwa Zasobów Naturalnych, które wraz z powołaniem Jurija Trutniewa na ministra zaczęło bacznie obserwować przestrzeganie warunków koncesji (np. TNK-BP stara się teraz nie stracić złoża Kovykta, prace, na których po otrzymaniu przez firmę licencji produkcyjnej praktycznie nie prowadzono).

Chociaż na konferencji „Ropa i gaz szelfu arktycznego”, która odbyła się w Murmańsku w listopadzie 2004 r., Spółka zależna Gazpromu Gazflot zapewniła obszerny program poszukiwawczy na szelfie arktycznym: w latach 2004-2010 spółka planuje dokończyć eksplorację Severo-Kamennomy. , Kamennomyssk-Sea i Obskoe i rozpocząć ich zagospodarowanie. Główne prace poszukiwawcze i poszukiwawcze będą skupione na obszarach Aderpayutinskaya i Yuzhno-Obskaya, a także na polach gazowych Semakovskoye i Antipayutinskoye. Prowadzona będzie dodatkowa eksploracja morskiej części złoża Kharasaveyskoye. Na Morzu Peczora planowane są dalsze poszukiwania złóż ropy naftowej Dolginsky.

Nie wiadomo, co to jest - nadzieja, że \u200b\u200bMinisterstwo Zasobów Naturalnych wkrótce zakończy prześladowania koncernów naftowych, próba stworzenia rezerwy strategicznej, najprościej mówiąc „ostrzału” złoża, nie jest znana.

Nowe technologie
Rosja nie jest gotowa do rozbudowy szelfu nie tylko ze względu na niezbadany region. W celu rozwoju szelfu arktycznego kraj nie ma technologii ani sprzętu.

Szef działu analitycznego firmy inwestycyjnej Region Anatolij Chodorowski widzi następujące problemy w rozwoju szelfu arktycznego: „Aby rozwinąć szelf arktyczny, potrzebne są potencjalnie inne technologie niż te, które istnieją obecnie”.

Rezerwy morskie można łatwo skonsolidować, jeśli zostaną udowodnione. Rozwój offshore to nie kwestia jednego roku, ale czasami dziesięcioleci. A to wymaga dużych inwestycji finansowych.

„Teraz rosyjskie koncerny naftowe, które według nich są gotowe zejść na szelf, nie mają wystarczających kwot: Gazprom ma tylko długi, to samo - Rosnieft '. Biorąc pod uwagę, że infrastruktura kosztuje pierwsze miejsce w rozwoju półki, a te koszty zwracają się bardzo długo, nie można powiedzieć, że wkrótce dojdziemy do szelfu ”- powiedział naszemu korespondentowi Anatolij Chodorowski.

„Biorąc pod uwagę brak doświadczenia w pracy w warunkach lodowych, logiczne jest założenie, że rozwój szelfu arktycznego będzie wymagał (i już wymaga) znacznych inwestycji w badania naukowe geologii szelfu i warunków lodowych. Michaił Chodorkowski przeznaczył na te cele dużo pieniędzy, teraz w Rosji nie ma inwestorów na tym poziomie. Osobną kwestią jest techniczne wsparcie rozwoju szelfu arktycznego. Doświadczenie w budowaniu platform w Rosji nie jest wspaniałe: budowaliśmy platformy tylko dla Morza Kaspijskiego. Jeśli chodzi o inne państwa, to tylko Norwegowie (ze złoża Śnieżki, operator - Statoil) zaczynają budować sprzęt do pracy w warunkach lodowych - mówi analityk.

Oczywiście sytuacja lodowa w rejonie „Śnieżki” bardzo różni się od warunków, w jakich planowana jest eksploatacja rosyjskich złóż, ale jest to opcja najbliższa pod względem złożoności. Norweskie technologie można stosować bez zmian na innych polach, na które nie zostały jeszcze przydzielone licencje.

Firma deklaruje zerową szkodę dla środowiska. Wśród metod można wymienić oczyszczanie i ponowne wtryskiwanie wyprodukowanej wody, redukcję emisji z eksploatacji platformy. Dwutlenek węgla jest również wpompowywany pod ziemię, aby zmniejszyć jego uwalnianie do atmosfery.

„Rosja ma dwie opcje. Pierwszym jest zaproszenie do Arktyki tych, którzy mają technologię, tych samych Norwegów i pracują zgodnie z ich standardami, w tym środowiskowymi. Drugim jest opracowanie własnych technologii, ale wtedy koszt projektu i ramy czasowe jego realizacji znacznie wzrosną ”- powiedział Anatolij Chodorowski.

Rosja ma doświadczenie na północy, ale tylko w zakresie załadunku ropy przybrzeżnej na tankowce bez ustawiania postoju. Od kilku lat na wyspie Kolguev w Nienieckim Okręgu Autonomicznym (NAO) działa pilotażowe miejsce wydobycia ropy naftowej, a ponadto Lukoil transportuje ropę tankowcami z terminalu w Varandey do NAO w pobliżu Morza Barentsa. Ale oba te projekty dotyczą kontynentalnej produkcji ropy.

„Tak naprawdę bez zagranicznych technologii nie będziemy rozwijać projektów arktycznych. Po prostu nie ma takich technologii, ponieważ nikt nie pracował na szelfie w niesprawiedliwych warunkach arktycznych ”- mówi Anatolij Chodorowski.

Ponieważ nie ma sprawdzonych metod pracy w warunkach pól Shtokman i Prirazlomnoye. Ponadto oczywiste jest, że do stabilnego i bezpiecznego dla środowiska transportu ropy naftowej potrzeba kilku tankowców, nie tylko lodu, ale także klasy arktycznej, EC-10 i EC-15. W Rosji nie ma takich tankowców i są one znacznie droższe od istniejących statków. Spośród nich najbliższe pod względem parametrów technicznych wymaganym statkom są tankowce klasy 1A Super. Sovcomflot ma trzy z trzech, Primorsk Shipping Company ma również trzy i są one używane na Sachalinie.

Sovcomflot negocjował z Far East Marine Company, która dostarcza elementy przybrzeżne zagospodarowania pola Prirazlomnoye, w sprawie budowy dwóch takich tankowców klasy Arctic, ale proces ten potrwa 3-4 lata.

Oprócz niezbędnego wyposażenia, projekty zagospodarowania zarówno złoża Prirazłomnoje, jak i Sztokmanu wymagają dobrze rozwiniętej infrastruktury energetycznej i transportowej. Wiele pól kontynentalnych w tym samym regionie Tiumeń ma to wszystko, a infrastruktura została zbudowana w Związku Radzieckim za pieniądze państwowe. Kosztem tego przedsiębiorstwa otrzymują teraz super-zyski.

„Na Sachalinie inwestycje w tę samą infrastrukturę są znacznie mniejsze. A w Arktyce, poza tym, że będziemy musieli odbudować całą infrastrukturę od podstaw, będą nas też wiązać wymagania środowiskowe innych państw. Zatem projekt nie jest gotowy technologicznie, technicznie, infrastrukturalnie ”- mówi analityk.

„Potrzebujemy dodatkowej eksploracji. Koszt projektu rozwoju szelfu arktycznego i termin jego realizacji nie są znane. Jestem pewien, że w studium wykonalności wszystko będzie wyglądało inaczej, ale fakty pokazują, że te problemy istnieją. Dlatego przypuszczam, że złoża Prirazlomnoye i Shtokmanovskoye mogą faktycznie zacząć działać nie wcześniej niż w 2025 r., Chyba że projekt zagospodarowania Prirazlomnoye zostanie nieuzasadniony przyspieszony, czyli tam, gdzie wszystko idzie ”- powiedział Khodorovsky.

Wszystkie organizacje zainteresowane tematem opowiadają się za stosowaniem nowoczesnego sprzętu spełniającego wymagania trudnych warunków klimatycznych, mówią o potrzebie stworzenia jednolitej struktury koordynacyjnej do obsługi lodołamania i holowania produkcji, przeładunku i transportu ropy, co zdaniem pracowników Murmańskiego Żeglugi , zmniejszy prawdopodobieństwo katastrof ekologicznych na morzu i zoptymalizuje koszty spółek górniczych.

Zagrożenie dla Arktyki
Pracownik Instytutu Oceanologii im P.P. Shirshov RAS Nikita Kucheruk nie widzi zagrożenia dla ryb w rozwoju przybrzeżnych złóż w Arktyce: „Wszystkie ryby koncentrują się na obszarach słonowodnych znajdujących się w pobliżu ujść rzeki, podczas gdy rozwijają się złoża szelfu arktycznego, nie są zagrożone. Ponadto Morze Peczora i część Morza Barentsa na wschód od Kolgueva są fantastycznie ubogie w ryby. Jedynymi zagrożonymi w przypadku wycieku są ptaki. ”

„Na zachód od Kolgueva znajduje się tylko pole kondensatu gazu Sztokman. Przypomnę, że metan praktycznie nie rozpuszcza się w wodzie i nie stanowi zagrożenia dla życia morskiego. Fontanna metanowa istnieje na Morzu Azowskim od ponad sześciu miesięcy bez żadnych konsekwencji dla środowiska ”- powiedział Kucheruk naszemu korespondentowi

Jedynym zmartwieniem ekologa jest złoże sztokmanowe: „Nie znam składu kondensatu gazowego na tym polu”, mówi Kucheruk, „ale jeśli jest tam siarkowodór, to w przypadku wycieku stanowi on naprawdę duże zagrożenie dla życia morskiego. Siarkowodór jest silnie toksyczny i rozpuszczalny w wodzie morskiej. Stężenie poniżej 1 ml na litr wody wystarczy, aby cała fauna na określonym obszarze wyginęła ”.

Pomimo optymistycznych prognoz naukowców i chociaż rozwój szelfu arktycznego jeszcze się nie rozpoczął, problemy środowiskowe już dotknęły region.

Tak więc wiosną 2003 roku na wyspie odkryto wyprawę do Rezerwatu Nienieckiego. Długi, siwowłosy wyciek oleju. W rezerwacie padły ptaki. Według niezweryfikowanych informacji (informacje o katastrofie zostały zatajone, żadna z firm nie spieszyła się z przejęciem odpowiedzialności), przyczyną wycieku ropy była sytuacja awaryjna podczas prac wiertniczych prowadzonych przez jedną ze spółek Gazpromu.

Nikita Kucheruk twierdzi, że katastrofa ekologiczna na wyspie. Długo nie można kojarzyć z wierceniem w Morzu Peczora, ponieważ sprzęt wiertniczy został tam zainstalowany (ale nie rozpoczął wiercenia) dopiero w połowie lipca. Oceanolog nie wyklucza powiązania sytuacji awaryjnej z usuwaniem lodu z Peczory (np. Niecki Usińskiej) lub wymywaniem z platform wiertniczych na wybrzeżu tundry Bolszemelskaja.

Sytuacja przypomina katastrofę w Zatoce Piltun. Ktoś jest winien, a kto nie jest jasny. I to po raz kolejny potwierdza, że \u200b\u200bkonieczne jest podjęcie pilnych działań w celu dostosowania przepisów środowiskowych do wymogów rzeczywistości, wzmocnienia kontroli państwa nad działalnością koncernów naftowych.

Konieczne jest bardziej jawne informowanie o działalności firm, aby zalegalizować kontrolę nad pracą publicznych organizacji ekologicznych. Więcej niż jeden region naftowo-gazowy stanął przed problemem ukrywania informacji o środowisku i niechęci firm do sprzątania po sobie. Czy Północ potrzebuje tak smutnego doświadczenia?

Ministerstwo Zasobów Naturalnych zamierza pogodzić ekologię z ekonomią
Choć koncerny naftowe starają się przyspieszyć, lutowa wypowiedź rosyjskiego ministra zasobów naturalnych Jurija Trutniewa budzi nadzieję, że szelf będzie przynajmniej częściowo zagospodarowywany zgodnie ze zdrowym rozsądkiem.

„Rosja zbliża się do etapu, w którym będzie musiała wyjść na morze, ale stanie się to dopiero w 2015 r.”, Powiedział Trutnev 2 lutego 2005 r. W Oslo w Norwegii na wspólnej konferencji prasowej z norweską ministrem ropy i energii Thorhild Vidvey.

Jurij Trutniew zwrócił również uwagę, że projekty związane z badaniem i zagospodarowaniem złóż szelfowych są najbardziej obiecujące we współpracy obu krajów w sektorze ropy i gazu.

Pozwala to mieć nadzieję na lepszą zmianę w rosyjskim ustawodawstwie w zakresie eksploatacji złóż, opracowanie nowego kodeksu środowiskowego i twardą politykę Ministerstwa Zasobów Naturalnych w stosunku do firm naftowych.

Zgodnie z nową ustawą o gruntach podziemnych na zagraniczne spółki wydobywcze działające w Rosji zostaną nałożone nowe wymagania. Zdaniem Jurija Trutniewa nie wyklucza się udziału firm zagranicznych w zagospodarowaniu złóż strategicznych, ale państwo zamierza kontrolować ten proces przede wszystkim zapobiegając koncentracji pakietu kontrolnego w rękach firm zagranicznych. Jednocześnie minister podkreśla, że \u200b\u200bdla projektów offshore, które są dużo bardziej kapitałochłonne i skomplikowane technologicznie, możliwe są nieco inne schematy udziału obcokrajowców, co uatrakcyjni projekty.

Yuri Trutnev przekonuje, że nie ma sprzeczności między ekonomią a ekologią w zakresie zagospodarowania szelfów, wystarczy, że z dużą odpowiedzialnością podejść do procesu zagospodarowania podłoża. Chociaż w Rosji istnieją niezwykle surowe wymagania środowiskowe (na przykład projekt Chayvo-6 został przełożony o rok ze względu na fakt, że Exson Mobile uznał wymagania rosyjskiego ustawodawstwa za zbyt rygorystyczne i praktycznie nierealne), nie precyzują one specyfiki produkcji na morzu i generalnie poruszyć problematykę ekologii złóż kontynentalnych.

Do opracowania półki potrzebne są zasadniczo różne wymagania. Chcąc na odpowiednim poziomie zadbać o ekologię szelfu naftowo-gazowego, Trutniew proponuje przyciągnięcie zagranicznych inwestycji, w taki sposób, aby oprócz firm rosyjskich w konsorcjum zajmującym się zagospodarowaniem złóż offshore włączono przedstawicieli kilku dużych koncernów zagranicznych.

W ten sposób ma zwiększyć zainteresowanie wszystkich uczestników projektu zgodnością z wymogami środowiskowymi (np. Przedstawiciele Norwegii wyraźnie zrobią wiele dla utrzymania czystości akwenu, bo jeśli tego nie zrobi, to konsekwencje zanieczyszczeń wpłyną na ekologię ich kraju) oraz stymulować wprowadzanie najnowszych technologii do rosyjskiej produkcji ropy i Norm środowiskowych.

Jednak pojawienie się zagranicznych firm na rosyjskim szelfie nie jest panaceum. To nie przyniesie rezultatów, dopóki rosyjskie ustawodawstwo nie zostanie uporządkowane.

Interesy regionów północnych
Jest nadzieja, że \u200b\u200bpaństwo racjonalnie podejdzie do rozwoju szelfu arktycznego. Nie ma jednak nadziei, że rozwój ten będzie miał korzystny wpływ na regiony północne.

Zastępca gubernatora obwodu murmańskiego Alexander Selin opowiada się za rozwojem szelfu arktycznego, ale spodziewa się, że dzięki niej region zostanie zgazowany. Zmniejszy to koszty produkcji w regionie. a zatem przyczyni się do wzrostu jej dobrobytu gospodarczego. Z pewnością takie same nadzieje mają przywódcy obwodu Archangielskiego.

Aby regiony północne zaczęły się rozwijać, potrzebne są inne schematy podziału finansów, które uwzględniają interesy peryferii, a nie tylko budżet państwa.

„Państwo powinno myśleć o tym terytorium, brać pod uwagę mieszkańców obwodu murmańskiego obywateli Rosji, a nie tylko obywateli obwodu murmańskiego” - powiedział Selin. W międzyczasie uciekają z obwodu murmańskiego. Dla lepszego klimatu, dla wyższych zarobków.

Ropa uczyniła Norwegię jednym z najbogatszych krajów świata. Ta sama ropa zmieniła Nigerię w kraj handlu narkotykami. Co ropa z szelfu arktycznego zrobi z północą Rosji? Sądząc po doświadczeniach rozwoju kontynentalnego, w samych regionach prawie nic się nie zmieni. Z wyjątkiem pojawienia się ciągłego zagrożenia dla środowiska - z powodu niezgodności z technologiami, ze zużytych pojazdów, w końcu z błędu ludzkiego. I fakt, że firmy, które przybyły na północ za długiego dolara, nie są gotowe do obrony tej północy.

Podobne artykuły