Cifre realizabile: privind producția de hidrocarburi pe raft. Proiecte offshore Capătul nordic al câmpului Chayvo

Pe măsură ce cunoștințele despre originea petrolului au crescut, experții au început să presupună că rezerve mari de acest mineral valoros ar putea fi ascunse în adâncurile platourilor continentale. Președintele Truman, conștient de această încredere tot mai mare a consilierilor săi tehnici, a subliniat importanța bogăției ascunse în adâncurile rafturilor, declarând la 28 septembrie 1945 că „guvernul Statelor Unite numără resursele naturale ale interiorului și fundului mării în marea liberă adiacentă Statelor Unite, deținut de Statele Unite și supus jurisdicției și controlului său. "

Care este natura rafturilor continentale? Ce le face favorabile formării și acumulării de petrol? Cât de importante ar putea fi aceste potențiale rezerve de petrol comparate cu rezervele de petrol de pe uscat?

Natura rafturilor continentale

Un platou continental este o fâșie de fundul mării situată într-o centură de ape de coastă puțin adânci, care marginile continentelor. Reprezintă periferia scufundată a platformelor mari care se ridică sub formă de continente. Bazinele oceanice adânci se revarsă în prezent cu apă, provocând creșterea apei peste marginile lor și inundarea platformelor continentale cu cea mai mică întindere. Dacă oceanele ar fi limitate doar de părțile lor adânci, acestea ar acoperi doar 64% din suprafața pământului, iar suprafața terestră ar fi de 36%. Cu toate acestea, în prezent, terenul ocupă 28% din suprafața Pământului, iar părțile ridicate ale continentelor - doar 21%, drept urmare aproape 15% din suprafața lumii este o câmpie de raft mare situată între aceste părți ridicate și bazinele oceanice în sine. Partea exterioară a acestei câmpii, acoperită de apele oceanelor, se numește platou continental.

Se spune în mod obișnuit că platforma continentală este legată "în mod arbitrar" de suprafața fundului mării care se află sub apele de coastă, care nu au mai mult de 100 de brațe adânci sau aproximativ 600 de picioare. De fapt, această limitare nu este arbitrară. Marea Câmpie, a cărei parte exterioară scufundată formează platoul continental, reprezintă o parte bine definită a suprafeței scoarței terestre. Marginea acestei câmpii, situată pe uscat la aproximativ 600 de picioare deasupra nivelului mării, marchează nivelul mediu al suprafeței pământului. Marginea sa subacvatică, la aproximativ 600 de picioare sub nivelul mării, marchează granița bazinelor oceanice adânci. În ciuda faptului că această regiune este inundată în prezent, ea servește în continuare drept adevărata graniță a continentelor. O astfel de limitare a platoului continental este justificată și de faptul că marginea sa inferioară marchează granița influenței efective a valurilor și curenților pe fundul mării și granița aproximativă a adâncimilor până la care lumina soarelui pătrunde în apa mării.

În intestinele părții acestei mari câmpii, care se află pe uscat, există acele rezervoare naturale din care a fost obținută partea covârșitoare a întregului petrol descoperit până acum pe glob. Prin urmare, având în vedere platforma continentală, ne punem următoarea întrebare: care sunt perspectivele petrolifere ale părții adiacente, subacvatice, a acestei câmpii?

Dacă ar fi posibil să ignorăm continentul antarctic, atunci am vorbi despre platoul continental la singular. Toate celelalte continente sunt situate într-o singură centură aproape continuă de apă de mică adâncime - platoul continental; numai Antarctica are propriul său platou continental special. Din orice parte ne-am apropia de el, este necesar să traversăm sute de kilometri de adâncimi ale oceanului.

Suprafața totală a rafturilor continentale este de aproximativ 28,5 milioane de metri pătrați. km, din care aproximativ 2,6 milioane de metri pătrați. km este adiacent țărmurilor Statelor Unite, inclusiv Alaska. Dintre toate continentele, Africa are cea mai mică zonă a platformei continentale. Rafturile continentale întinse se întind de-a lungul țărmurilor estice ale Americii de Nord și de Sud, în timp ce țărmurile vestice ale acestor continente se aruncă destul de abrupt în adâncurile oceanului. La fel, marginile estice ale continentelor din Asia și Australia, precum și arhipelagul Malay, sunt spălate de o întindere largă de ape puțin adânci ale platourilor continentale.

Malurile nordice ale fiecăruia dintre cele trei continente - America de Nord, Europa și Asia - care înconjoară Polul Nord au rafturi largi. Cea mai mare dezvoltare a platourilor continentale poate fi observată în patru mari zone de tip mediteranean: Arctica (adesea numită Oceanul Arctic, deși este mai corect să o numim Marea Polară de Nord); American (Golful Mexicului și Marea Caraibelor, care este o depresiune construită complex între continentele Americii de Sud și de Nord); Asiatice (presărate cu insule și, în esență, mări închise situate între continentele Asiei și Australiei); regiunea clasică mediteraneană a Europei, precum și Orientul Apropiat și Mijlociu. Peste 50% din suprafața totală a platformei continentale a pământului este situată în aceste patru regiuni.

Trei dintre aceste mari zone de tip mediteranean sunt simultan cele mai importante zone purtătoare de petrol, în timp ce a patra, Arctica, în mare parte, nu a fost încă explorată, există spectacole bogate de petrol de suprafață. În altă parte, acumulările de petrol par, de asemenea, să fie strâns asociate cu platourile continentale. Chiar și un astfel de platou continental relativ îngust, ca cel de pe coastele vestice ale Americii de Nord și de Sud, se extinde în locuri și în apropierea bazinelor petrolifere, de exemplu, în zona Los Angeles, în California de Sud, capătă o dimensiune destul de semnificativă. Dacă comparăm bazinul Los Angeles cu platforma continentală adiacentă, atunci se poate stabili că este doar o parte a unui bazin mai mare, extinzându-se într-o măsură considerabilă sub apele care acoperă platforma continentală.

Este destul de clar că aceste terase care se învecinează cu continentele sunt compuse parțial din produsele distrugerii solurilor și rocilor formate ca urmare a eroziunii-denudarea terenului adiacent și efectuate în mare de apele și vânturile curgătoare. În parte, aceste terase sunt, de asemenea, compuse din rămășițe de organisme marine și sedimente chimice depuse pe fundul mării și acoperite de alte sedimente. Această acoperire sedimentară este în general foarte groasă. Este adevărat, în zonele în care scoarța terestră este stabilă, unde a existat doar o ușoară scădere a marginilor continentului sau în care nu a existat o astfel de scădere, grosimea învelișului sedimentar este mică și aceasta din urmă poate lipsi cu totul.

Anul trecut 2017 nu a fost ușor pentru industria petrolieră rusă. Creșterea producției în ansamblu sa oprit din cauza scăderii prețurilor mondiale, a sancțiunilor și reducerilor în cadrul acordului OPEC +. Cu toate acestea, această tendință nu a afectat proiectele offshore, unde volumul producției a crescut de peste 1,5 ori anul trecut. În plus, ca urmare a explorării geologice, cele mai mari rezerve din Rusia au fost descoperite anul trecut pe raft. Experții atribuie acest lucru apariției tehnologiilor rusești pentru implementarea proiectelor offshore și prezic o creștere suplimentară a producției în zona offshore rusă.

Accelerarea creșterii

Producția de petrol pe raftul rusesc la sfârșitul anului 2017 a crescut mult mai mult decât era planificat anterior. În septembrie anul trecut, viceministrul energiei al Federației Ruse, Kirill Molodtsov, a declarat reporterilor că ministerul așteaptă o creștere a producției de petrol pe raftul rusesc în 2017 comparativ cu 2016 cu 16,6%, la 26 milioane tone, gaz - cu 3,3 %, până la 34 miliarde m3. Cu toate acestea, deja la jumătatea lunii decembrie, Ministerul Energiei și-a ajustat previziunile și a anunțat că producția de petrol pe raftul rusesc până la sfârșitul anului 2017 va crește cu 61%, până la 36 de milioane de tone.

Ministerul Energiei constată că situația a fost influențată pozitiv de utilizarea noilor tehnologii în domeniul producției de petrol și gaze, inclusiv în proiecte offshore. „Din numărul total de tehnologii și există aproximativ 600 dintre ele, peste 300 sunt produse în Rusia. Peste 200 au evoluții și analogi ruși, adică practic au stadiul de dezvoltare a proiectului ", a spus Kirill Molodtsov, vorbind în toamnă la Conferința de petrol și gaze de la Tyumen. „Există tehnologii care ne preocupă foarte mult și le vom dezvolta în continuare. Acestea sunt sisteme de producție absolut autonome, finalizarea câmpurilor offshore, foraje, posibilitatea de a crea și dezvolta proiecte în Arctica ”, a menționat viceministrul. Kirill Molodtsov a subliniat, de asemenea, că sancțiunile impuse Rusiei în 2014 nu au avut un impact negativ atât de puternic asupra producției offshore așa cum era de așteptat.

„Unele evenimente care au avut loc în jurul anului 2014 ar fi trebuit să aibă un impact negativ, dar aș dori să subliniez că toate companiile care lucrează la raft, atât la proiectele care au fost începute, cât și la proiectele care sunt acum luate în considerare, nu s-au schimbat efectiv. planurile lor. ", - a explicat Kirill Molodtsov. El a adăugat, de asemenea, că companiile continuă să investească în dezvoltarea de proiecte offshore. Astfel, volumul total al investițiilor anul trecut numai în raftul arctic este estimat la 150 miliarde de ruble.

Noi descoperiri

Trebuie remarcat faptul că utilizatorii noștri ai subsolului nu numai că au dezvoltat proiecte existente, ci au efectuat și explorări geologice, în urma cărora s-au făcut descoperiri majore. Una dintre cele mai mari descoperiri aparține Rosneft, care a descoperit mari rezerve de petrol ca urmare a forării sondei Tsentralno-Olginskaya-1 în zona de licență Khatanga din Golful Khatanga din Marea Laptev.

În iunie anul trecut, compania a anunțat că, ca urmare a explorării geologice pe raftul din Arctica de Est, a forat fântâna Tsentralno-Olginskaya-1, din care carotajul a arătat o saturație mare de petrol. Conform datelor explorării seismice, această zonă poate conține rezerve colosale de petrol, care sunt estimate la 9,5 miliarde de tone. Deja în octombrie, în urma rezultatelor forării doar a unuia din acest puț, Comisia pentru Rezervele de Stat (GKZ) a plasat în bilanț statul un câmp petrolier cu rezerve recuperabile de 80,4 milioane de tone.

După cum se menționează în raportul Rosneft, ca rezultat al forării unui puț de explorare Tsentralno-Olginskaya-1 de pe coasta peninsulei Khara-Tumus pe raftul golfului Khatanga din Marea Laptev (Arctica de Est), s-a constatat că miezul obținut a fost saturat cu ulei cu predominanță de fracțiuni uleioase ușoare. Pe baza cercetărilor inițiale, se poate concluziona că a fost descoperit un nou câmp petrolier, al cărui volum al potențialului de resurse crește pe măsură ce forajul continuă.

Câmpul descoperit de Rosneft în Arctica de Est ar putea fi cel mai mare și unic de pe raft, a declarat Sergei Donskoy, șeful Ministerului Resurselor Naturale și Mediului din Rusia. O altă descoperire majoră în larg aparține Gazprom Neft, care a descoperit rezerve de petrol în Marea Okhotsk la 55 km de coasta din partea de nord-est a raftului insulei Sakhalin.

Câmpul Ayashskoye, redenumit ulterior Neptun, face parte din proiectul Sahalin-3. Gazprom Neft se așteaptă ca volumul rezervelor recuperabile să se ridice la 70-80 milioane tone din 250 milioane tone rezerve geologice de petrol.Potrivit revistei corporative Gazprom Neft, compania intenționează să pregătească o estimare detaliată a rezervelor până la jumătatea anului 2018. Pe baza acestor date, va fi luată o decizie cu privire la explorarea suplimentară a Neptunului în 2019. Compania intenționează să înceapă producția de petrol pe teren în perioada 2025-2026.

Pauza Sahalin

Fractura Sahalin Majoritatea uleiului de pe raftul rusesc este produs în regiunea Sahalin. Anul trecut, potrivit administrației regionale, producția de petrol din regiune, inclusiv condensul de gaz, s-a ridicat la 17,7 milioane de tone, cu 1,9% mai puțin decât în \u200b\u200b2016. Între timp, producția de gaz a crescut cu 3,2% până la 30,5 bcm.

Aproape întregul volum de hidrocarburi de pe Sahalin este produs în cadrul a două proiecte offshore - Sakhalin-1 (Rosneft deține 20%) și Sakhalin-2 (o participație de control în Gazprom).

Mulți ani, acționarii acestor două proiecte au avut dezacorduri cu privire la utilizarea gazului din câmpurile Sahalin-1. Operatorul acestui proiect în Rusia, Exxon Neftegas, încearcă de câțiva ani să negocieze cu Gazprom furnizarea de gaze produse în cadrul proiectului către piețele din regiunea Asia-Pacific. Cu toate acestea, Gazprom a insistat întotdeauna asupra furnizării de materii prime către piața internă, ceea ce nu se potrivea acționarilor proiectului Sakhalin-1 din cauza prețului scăzut de pe piața internă. Ca rezultat, gazul din proiect a fost pompat înapoi în rezervoare și, în acest timp, potrivit experților, Exxon Neftegas a primit un profit pierdut de 5 miliarde de dolari.

La rândul său, extinderea uzinei de GNL în cadrul proiectului Sakhalin II prin construcția celei de-a treia etape a fost amânată an de an din cauza lipsei unei baze de resurse.

La sfârșitul anului trecut, ministrul rus al Energiei, Alexander Novak, a declarat într-un interviu acordat ziarului Kommersant că diferențele au fost rezolvate. Părțile au convenit că gazul din proiectul Sakhalin-1 va fi furnizat în etapa a treia a proiectului GNL Sakhalin-2, în timp ce Gazprom va furniza gaz Companiei de Petrochimie de Est (VNHK) Rosneft. La începutul lunii februarie a acestui an, Glavgosexpertiza din Rusia a anunțat emiterea unui aviz pozitiv cu privire la documentația de proiectare pentru reconstrucția uzinei de GNL în cadrul proiectului Sahalin-2. Reconstrucția este necesară pentru construcția celei de-a treia linii tehnologice a uzinei. O concluzie pozitivă a fost emisă pentru construirea unui al doilea complex de dane pentru transportul GNL cu o capacitate de 10.000 m3 / h.

Extinderea părții tehnologice este necesară pentru a optimiza încărcarea gazului. De asemenea, se vor lucra la construcția unei fortificații de coastă, a unei rampe de apropiere, a unei platforme de încărcare a GNL și a altor facilități de infrastructură.

Rămâne de sperat că problema prețurilor, care de mulți ani a constituit un obstacol în dezacordurile dintre acționarii celor mai mari două proiecte offshore, de data aceasta va fi rezolvată rapid și acest lucru se va încheia în cele din urmă.

Mult succes pentru LUKOIL

Dreptul de a dezvolta raftul rusesc în 2008 este atribuit legal companiilor de stat cu cinci ani de experiență în domeniile offshore. Doar Gazprom, Rosneft și Gazprom Neft îndeplinesc acest criteriu.

LUKOIL este singura companie privată care operează pe raftul rusesc. Faptul este că compania a primit dreptul de a dezvolta câmpuri offshore în Marea Caspică chiar înainte de înăsprirea legislației privind condițiile de lucru pe raft. În 2000, compania a descoperit o mare provincie de petrol și gaze pe raftul Mării Caspice. În prezent, 6 depozite mari și 10 structuri promițătoare au fost descoperite acolo.

În această etapă, au fost puse în funcțiune două câmpuri - ele. Yu Korchagin și ei. V. Filanovsky. Acesta din urmă este unul dintre cele mai mari câmpuri petroliere offshore din Rusia, cu rezerve recuperabile de petrol de 129 milioane tone și 30 miliarde metri cubi de gaz.

Producția industrială pe teren. Filanovsky a început în octombrie 2016 ca urmare a punerii în funcțiune a primei etape a dezvoltării, inclusiv a unei platforme staționare rezistente la gheață (LSP). În ianuarie 2018, compania a anunțat că a finalizat construcția și a comandat primul puț ca parte a celei de-a doua faze a dezvoltării modelului V. Filanovsky. Ca urmare a punerii în funcțiune a puțului, producția zilnică de petrol pe câmp a crescut la 16,8 mii tone.

Președintele LUKOIL, Vagit Alekperov, a declarat reporterilor că pe teren. Filanovsky, este planificat să producă 5,6-5,8 milioane de tone de petrol în acest an și deja în 2019 compania intenționează să atingă producția de petrol proiectată de 6 milioane de tone și să o păstreze timp de 5 ani. El a mai spus că anul acesta compania intenționează să finalizeze construcția unui bloc de conductori pentru a doua etapă a Korchagin și finalizează construcția celei de-a treia etape a V. Filanovsky.

În plus, Vagit Alekperov a spus că a fost deja anunțată o licitație pentru dezvoltarea câmpului Rakushechnoye, care va fi următorul proiect al companiei în nordul Caspiei. Acest câmp este situat în imediata apropiere a V. Filanovsky. Datorită acestui fapt, compania intenționează să utilizeze infrastructura deja construită, ceea ce va reduce timpul și costurile pentru dezvoltarea terenului.

Șeful LUKOIL este unul dintre susținătorii consecvenți ai permiterii companiilor private să dezvolte proiecte offshore, inclusiv pe platforma continentală rusă. La începutul lunii februarie, în timpul unei întâlniri cu președintele rus Vladimir Putin, Vagit Alekperov a numit proiectul Caspiei o prioritate și o importanță strategică pentru companie. De asemenea, el a reamintit președintelui rus că LUKOIL dezvoltă zona subsolului Vostochno-Taimyr situată lângă gura Khatanga și a remarcat încă o dată interesul companiei pentru proiectele offshore.

Singurul de pe raftul arctic

Prirazlomnoye este primul și până acum singurul proiect de producție activ pe raftul rusesc arctic. Producția de ulei ARCO, care este condusă de Gazprom Neft de pe platforma cu același nume Prirazlomnaya, a crescut într-un ritm accelerat în 2017 și a ajuns la 2,6 milioane de tone. Gazprom Neft a reușit să își mențină ritmurile de creștere, în ciuda re-echipării tehnice a câmpului Prirazlomnoye, pe care compania a deținut-o toamna trecută.

După cum a raportat serviciul de presă al Gazprom Neft, în 2017, un eveniment semnificativ pentru proiect a fost creșterea stocului de sonde cu 1 injecție și 4 sonde de producție. În prezent, 13 godeuri au fost comandate în câmpul Prirazlomnoye: 8 producții, 4 injecții și 1 absorbție. În 2018, este planificat să foreze încă câteva puțuri de producție și injecție.

Un total de 32 de puțuri sunt planificate să fie construite în cadrul proiectului Prirazlomnoye, care va asigura producția anuală maximă de aproximativ 5 milioane de tone de petrol după 2020. Anul acesta, Gazprom Neft se așteaptă să producă peste 3 milioane de tone din teren, a declarat Andrey Patrushev, director general adjunct pentru dezvoltarea proiectelor offshore ale Gazprom Neft, în timpul unui discurs la cea de-a 13-a expoziție și conferință

RAO / CSI Offshore. „Creșterea planificată a volumelor de producție implică, printre altele, introducerea de noi tehnologii pentru construcția sondelor. Una dintre inovațiile cheie în proiectul Prirazlomnoye a fost punerea în funcțiune a unui puț multilateral, a cărui tehnologie de construcție permite reducerea volumului lucrărilor de producție și a costurilor de forare. Astfel, nu numai eficiența producției, ci și eficiența financiară a proiectului este crescută. ”Cuvintele lui Andrey Patrushev sunt citate pe site-ul Gazprom Neft Shelf.

Reamintim că dezvoltarea comercială a domeniului a început în decembrie 2013. O nouă clasă de petrol - ARCO a intrat pentru prima dată pe piața mondială în aprilie 2014.

De la începutul dezvoltării domeniului, peste 10 milioane de barili de petrol au fost deja expediați către consumatorii europeni. Producția acumulată la sfârșitul anului 2017 se ridica la aproximativ 6 milioane de tone. Potrivit lui Alexander Dyukov, președintele consiliului de administrație al Gazprom Neft, în 2019 compania intenționează să producă 4,5 milioane de tone de petrol pe an la Prirazlomnoye.

Trebuie remarcat faptul că Gazprom Neft se așteaptă să crească rezervele de petrol din această regiune prin explorarea geologică în zonele adiacente Prirazlomnoye. Așa cum a spus Alexander Novak mai devreme, perspectiva producției la câmpul Prirazlomnoye este de 6,5 milioane de tone pe an.

Potrivit experților, aceasta este o sarcină foarte reală. După cum a raportat Gazprom Neft pe 20 februarie 2017, a fost primul an în care resursele potențiale ale raftului arctic au fost evaluate în zonele de licență ale companiei. Potrivit lui DeGolyer și MacNaughton, volumele de resurse promițătoare ale raftului arctic au fost: petrol - 1,6 miliarde tone, gaz - 3 trilioane m3.

Vector multidirecțional

Experții și oficialii vorbesc mult și de bunăvoie despre perspectivele de dezvoltare a proiectelor offshore, în special cele din Arctica. Opiniile sunt unanime doar că raftul este potențialul strategic al țării. În toate celelalte privințe, acest subiect provoacă discuții aprinse între participanții la piață. Printre cele mai discutate aspecte: este necesar să se permită companiilor private să participe la dezvoltare, merită ridicarea moratoriului privind eliberarea de noi licențe, ce stimulente să ofere, cum să ocolească sancțiunile, de unde să obțină echipamente și ce tehnologii să utilizare.

În același timp, mulți experți sunt de acord că acum nu este într-adevăr cea mai bună perioadă din economia globală și internă pentru revitalizarea activităților de pe raft. Astfel, ministrul energiei din Federația Rusă, Alexander Novak, notează că activitatea de interes pe rafturi, care a fost observată până în 2014, este acum mult mai redusă și o asociază cu o scădere a prețurilor mondiale la hidrocarburi. Comentând într-un interviu acordat RT despre planurile de dezvoltare a raftului arctic, ministrul a reamintit că astăzi avem aproximativ 19 câmpuri descoperite acolo. „Acest lucru sugerează că în viitor, pe măsură ce situația pieței se îmbunătățește, cu siguranță vom lua în considerare cercetarea mai activă, forarea și punerea în funcțiune a câmpurilor ca parte a strategiei noastre de dezvoltare a energiei”, a spus ministrul și a subliniat încă o dată că Arctica este viitorul a producției noastre de petrol și de gaze.

Potrivit academicianului Alexei Kontorovich, explorarea geologică activă a apelor arctice rusești va avea loc în 2030-2040. După cum a explicat într-un interviu acordat Reuters, Rusia va putea menține producția actuală de petrol cu \u200b\u200brezervele dovedite disponibile până la mijlocul secolului XXI.

Mai mult, sunt necesare noi descoperiri pe raftul arctic, care are rezerve bogate de hidrocarburi. Astfel, potrivit expertului, sarcina principală rămâne să dezvolte tehnologiile adecvate până în acest moment.

Orest Kasparov, șef adjunct al Rosnedra, consideră că, pentru o dezvoltare fezabilă din punct de vedere economic a raftului arctic, costul petrolului ar trebui să depășească 80 de dolari pe baril. În opinia sa, tocmai din cauza prețurilor scăzute la petrol, și nu din cauza sancțiunilor, companiile rusești amână dezvoltarea unor proiecte offshore.

Zăcămintele de gaze naturale se găsesc nu numai pe uscat. Există câmpuri offshore - petrolul și gazul se găsesc uneori în adâncurile ascunse de apă.

Mal și raft

Geologii explorează atât pământul, cât și apele mărilor și oceanelor. Dacă zăcământul se găsește aproape de coastă - în zona de coastă, atunci sunt construite puțuri de explorare înclinate de la uscat către mare. Depozitele mai îndepărtate de coastă aparțin zonei de raft. Raftul este numit marginea subacvatică a continentului cu aceeași structură geologică ca și terenul, iar marginea acestuia este marginea - o scădere bruscă a adâncimii. Pentru astfel de câmpuri, se utilizează platforme plutitoare și platforme de foraj, iar dacă adâncimea este mică, doar grămezi înalte din care se efectuează forarea.

Pentru producția de hidrocarburi în câmpuri offshore, există platforme de foraj plutitoare - platforme speciale - în principal de trei tipuri: de tip gravitațional, semisumergibil și auto-ridicabil.

Pentru adâncimi superficiale

Platformele autoelevabile sunt pontoane plutitoare, în centrul cărora este instalată o platformă petrolieră, iar la colțuri există coloane de susținere. La locul de foraj, coloanele se scufundă în partea de jos și merg mai adânc în pământ, iar platforma se ridică deasupra apei. Astfel de platforme pot fi imense: cu locuințe pentru muncitori și echipaj, un heliport și propria lor centrală electrică. Dar sunt folosite la adâncimi mici, iar stabilitatea lor depinde de ce fel de sol se află la fundul mării.

Unde este mai adânc

Platformele semi-submersibile sunt utilizate la adâncimi mari. Platformele nu se ridică deasupra apei, ci plutesc deasupra locului de foraj, susținute de ancore grele.

Platformele de foraj gravitaționale sunt cele mai stabile, deoarece au o bază puternică de beton care se sprijină pe fundul mării. Această bază este construită cu sfori de foraj, rezervoare de stocare și conducte, cu o platformă petrolieră deasupra bazei. Zeci și chiar sute de muncitori pot trăi pe astfel de platforme.

Gazul produs de pe platformă este transportat pentru prelucrare fie pe cisterne speciale, fie printr-o conductă subacvatică de gaz (cum ar fi, de exemplu, în proiectul Sakhalin-2)

Producția offshore în Rusia

Întrucât Rusia deține cel mai extins raft din lume, unde există multe domenii, dezvoltarea producției offshore este extrem de promițătoare pentru industria petrolului și a gazelor. Sakhalin Energy a început să foreze primele puțuri de producere a gazului în larg în Rusia în 2007 în câmpul Lunskoye din Sakhalin. În 2009, producția de gaz a început de pe platforma Lunskaya-A. Astăzi, proiectul Sahalin-2 este unul dintre cele mai mari proiecte ale Gazprom. Două dintre cele trei platforme gravitaționale instalate pe raftul Sakhalin sunt cele mai grele structuri offshore din istoria industriei mondiale a petrolului și gazelor.

În plus, Gazprom implementează proiectul Sakhalin-3 în Marea Okhotsk, pregătindu-se pentru dezvoltarea câmpului Shtokman în Marea Barents și câmpul Prirazlomnoye în Marea Pechora. Explorarea geologică se desfășoară în apele golfurilor Ob și Taz.

Gazprom operează și pe rafturile din Kazahstan, Vietnam, India și Venezuela.

Cum funcționează instalația de producere a gazului submarin

În prezent, există mai mult de 130 de câmpuri offshore în lume în care se utilizează procese tehnologice pentru extragerea hidrocarburilor din fundul mării.

Geografia distribuției producției submarine este extinsă: rafturile mării de nord și mediteraneene, India, Asia de Sud-Est, Australia, Africa de Vest, America de Nord și de Sud.

În Rusia, primul complex de producție va fi instalat de Gazprom pe raftul Sahalin ca parte a dezvoltării câmpului Kirinskoye. Tehnologiile de producție submarină sunt, de asemenea, planificate a fi utilizate în proiectul de dezvoltare a câmpului de condensat de gaz Shtokman.

Păianjen minier

Un complex de producție subacvatică (MPC) cu mai multe puțuri arată ca un păianjen, al cărui corp este un colector.

Un colector este un element de fitinguri pentru ulei și gaz, care constă din mai multe conducte, de obicei fixate pe o bază, proiectate pentru presiune ridicată și conectate într-un anumit model. Colectorul colectează hidrocarburi din mai multe puțuri. Echipamentul care este instalat deasupra puțului și controlează funcționarea acestuia se numește pom de Crăciun (sau copac X) - „pom de Crăciun” în literatura străină. Mai mulți dintre acești „pomi de Crăciun” pot fi combinați și asigurați cu un șablon (farfurie de jos), ca ouăle într-un coș de ouă. De asemenea, sistemele de control sunt instalate la MPC.

În complexitate, sistemele submarine pot varia de la un singur puț la mai multe puțuri dintr-un șablon sau grupate lângă un distribuitor. Producția din puțuri poate fi transportată fie către o navă tehnologică offshore, unde se efectuează procese tehnologice suplimentare, fie direct la țărm, dacă nu este departe de țărm.

Hidrofoane pentru stabilizarea dinamică a vaselor

Nava are echipament de scufundare

Arcada din mijlocul apei susține ascensorii înainte de îmbarcare

Prin creșteri flexibile de producție, gazul produs este direcționat de pe placa inferioară către instalația plutitoare

Diametrul ridicatorului - 36 cm

Instalarea MPC se realizează folosind vase speciale, care trebuie să fie echipate cu echipamente de scufundare pentru adâncimi mici (câteva zeci de metri) și robotică pentru adâncimi mari.

Înălțimea structurii de protecție a colectorului - 5 m

Coloanele colectorului tăiate în fundul mării la o adâncime de 0,5 m

fundal

Tehnologiile submarine pentru producția de hidrocarburi au început să se dezvolte la mijlocul anilor 70 ai secolului trecut. Pentru prima dată, echipamentele pentru capul puțului submarin au început să funcționeze în Golful Mexic. Astăzi, echipamentele submarine pentru producția de hidrocarburi sunt produse de aproximativ 10 companii din lume.

Inițial, sarcina echipamentului submarin era doar pomparea petrolului. Proiectele timpurii au redus contrapresiunea (contrapresiunea) în rezervor folosind un sistem de injecție submarină. Gazul a fost separat de hidrocarburile lichide sub apă, apoi hidrocarburile lichide au fost pompate la suprafață, iar gazul a crescut sub propria sa presiune.

Gazprom este încrezător că utilizarea instalațiilor de producție submarină este sigură. Dar astfel de tehnologii moderne sofisticate necesită personal înalt calificat, prin urmare, atunci când recrutează personal pentru proiecte de dezvoltare offshore, se acordă preferință inginerilor cu o vastă experiență în domenii. Această abordare va reduce riscul de accidente similare cu accidentul de pe platforma de foraj BP din Golful Mexic, care este în mare parte cauzat de factorul uman.

Astăzi, tehnologiile de producție submarină permit pomparea subacvatică a hidrocarburilor, separarea gazelor și lichidelor, separarea nisipului, reinjectarea apei, tratarea gazelor, compresia gazelor, precum și monitorizarea și controlul acestor procese.

Unde sunt necesari „păianjenii minieri”?

La început, tehnologiile submarine au fost utilizate doar în câmpuri mature, deoarece au permis creșterea factorului de recuperare a hidrocarburilor. Câmpurile mature sunt de obicei caracterizate prin presiune scăzută a rezervorului și tăiere mare de apă (conținut ridicat de apă în amestecul de hidrocarburi). Pentru a crește presiunea rezervorului, datorită căreia hidrocarburile se ridică la suprafață, apa extrasă din amestecul de hidrocarburi este injectată în rezervor.

Cu toate acestea, câmpurile noi pot fi caracterizate prin presiunea inițială scăzută a rezervorului. Prin urmare, tehnologiile submarine au început să fie aplicate atât în \u200b\u200bdomenii noi, cât și în domenii mature.

În plus, organizarea unor procese sub apă reduce costul construirii unor structuri imense de oțel. În unele regiuni, este chiar recomandabil să amplasați întregul lanț tehnologic pentru extracția hidrocarburilor sub apă. De exemplu, această opțiune poate fi utilizată în Arctica, unde structurile de oțel de suprafață pot deteriora aisbergurile. Dacă adâncimea mării este prea adâncă, atunci este pur și simplu necesară utilizarea unui complex subacvatic în locul unor structuri imense de oțel.

Producție offshore

Producția de petrol în larg

Ne aflăm pe o platformă de foraj - o structură tehnică complexă concepută pentru producția de petrol în larg. Depozitele de coastă continuă adesea pe partea continentului situat sub apă, care se numește raft. Granițele sale sunt coasta și așa-numita margine - o margine clar definită, în spatele căreia adâncimea crește rapid. De obicei, adâncimea mării deasupra marginii este de 100-200 de metri, dar uneori ajunge până la 500 de metri și chiar până la un kilometru și jumătate, de exemplu, în partea de sud a Mării Okhotsk sau în afara coasta Noii Zeelande.

Sunt folosite diferite tehnologii în funcție de adâncime. În apele puțin adânci, de obicei se construiesc „insule” fortificate, din care se desfășoară. Așa a fost exploatată mult timp în câmpurile caspice din regiunea Baku. Utilizarea unei astfel de metode, în special în apele reci, este adesea asociată cu riscul de deteriorare a „insulelor” producătoare de petrol de gheața plutitoare. De exemplu, în 1953, o mare masă de gheață care s-a desprins de coastă a distrus aproximativ jumătate din puțurile de petrol din Marea Caspică. Mai puțin frecvent, tehnologia este utilizată atunci când zona necesară este mărginită cu baraje și apa este pompată din groapa formată. La o adâncime a mării de până la 30 de metri, au fost construite anterior pasaje de beton și metal, pe care s-au așezat echipamente. Pasajul superior era conectat la uscat sau era o insulă artificială. Ulterior, această tehnologie și-a pierdut relevanța.

Dacă câmpul este situat aproape de uscat, este logic să forăm o fântână înclinată de la țărm. Una dintre cele mai interesante evoluții moderne este controlul de la distanță al forajului orizontal. Experții monitorizează trecerea puțului de la țărm. Precizia procesului este atât de mare încât puteți ajunge la punctul dorit de la o distanță de câțiva kilometri. În februarie 2008, Exxon Mobil Corporation a stabilit un record mondial în forarea unor astfel de puțuri în cadrul proiectului Sakhalin-1. Lungimea sondei aici a fost de 11.680 de metri. a fost efectuat mai întâi pe verticală și apoi pe direcția orizontală sub fundul mării la câmpul Chayvo, la 8-11 kilometri de coastă.

Cu cât apa este mai adâncă, cu atât sunt utilizate tehnologii mai sofisticate. Platformele staționare sunt construite la adâncimi de până la 40 de metri, dar dacă adâncimea ajunge la 80 de metri, sunt utilizate platforme de foraj plutitoare echipate cu suporturi. Platformele semi-submersibile funcționează până la 150-200 de metri, care sunt ținute pe loc de ancore sau de un sistem complex de stabilizare dinamică. Navele de foraj sunt capabile să foreze la adâncimi mari mult mai mari. Majoritatea „fântânilor record” au fost forate în Golful Mexic - mai mult de 15 fântâni au fost forate la o adâncime de peste un kilometru și jumătate. Recordul tuturor forajelor de mare adânc din toate timpurile a fost stabilit în 2004, când Transocean și Discoverer Deel Seas au început să foreze o fântână în Golful Mexic (Alaminos Canyon Block 951) la o adâncime a mării de 3.053 metri.

În condițiile dificile ale mării nordice, sunt adesea construite platforme staționare, care sunt ținute în partea de jos datorită masei uriașe a bazei. „Stâlpii” goi se ridică în sus de la bază, în care se poate depozita uleiul sau echipamentul produs. În primul rând, structura este remorcată la destinație, inundată și apoi, chiar în mare, partea superioară este construită. Planta în care sunt construite astfel de structuri este comparabilă ca suprafață cu un oraș mic. Platformele de foraj de pe platformele moderne mari pot fi deplasate pentru a fora cât mai multe fântâni, după cum este necesar. Sarcina proiectanților unor astfel de platforme este de a instala maximum de echipamente de înaltă tehnologie în zona minimă, ceea ce face această sarcină similară cu proiectarea unei nave spațiale. Pentru a face față înghețului, gheaței, valurilor înalte, echipamentele de foraj pot fi instalate chiar în partea de jos.

Dezvoltarea acestor tehnologii este extrem de importantă pentru țara noastră, care are cel mai extins platou continental din lume. Cea mai mare parte a acesteia este situată dincolo de cercul polar polar și, până acum, este încă foarte, foarte departe de dezvoltarea acestor spații dure. Conform previziunilor, raftul arctic poate conține până la 25% din rezervele mondiale de petrol.

Fapte interesante

• Platforma norvegiană Troll-A, un reprezentant izbitor al familiei de mari platforme nordice, atinge 472 m înălțime și cântărește 656.000 de tone.
• Americanii consideră că data începerii câmpului petrolier offshore este 1896, iar pionierul său a fost petrolierul Williams din California, care a forat puțuri de pe terasamentul pe care l-a construit.
• În 1949, la 42 km de Peninsula Apsheron, un întreg sat numit Oil Rocks a fost construit pe rafturi construite pentru a extrage petrol din fundul Mării Caspice. Angajații întreprinderii au locuit în ea săptămâni întregi. Survolul Oil Rocks poate fi văzut într-unul dintre filmele lui James Bond - „Și întreaga lume nu este suficientă”.
• Necesitatea menținerii echipamentelor submarine pe platformele de foraj a influențat în mod semnificativ dezvoltarea echipamentelor de scufundare în ape adânci.
• Pentru a închide rapid fântâna într-o situație de urgență - de exemplu, dacă o furtună împiedică racheta să rămână pe loc - se folosește un fel de dop numit un dispozitiv de prevenire a exploziei. Aceste prevenitoare au o lungime de până la 18 m și cântăresc 150 de tone.
• Începutul dezvoltării active a raftului maritim a fost facilitat de criza globală a petrolului care a izbucnit în anii 70 ai secolului trecut. După ce embargoul a fost declarat de către țări, a existat o nevoie urgentă de surse alternative de aprovizionare cu petrol. De asemenea, dezvoltarea raftului a fost facilitată de dezvoltarea tehnologiilor, care până atunci ajunseseră la un nivel care să permită forarea la adâncimi semnificative ale mării.
• Zăcământul de gaz Groningen, descoperit în largul coastei Olandei în 1959, nu numai că a devenit punctul de plecare pentru dezvoltarea raftului Mării Nordului, dar și-a dat numele unui nou termen economic. Economiștii au numit efectul Groningen (sau boala olandeză) aprecierea semnificativă a monedei naționale, care a avut loc ca urmare a creșterii exporturilor de gaze și a avut un impact negativ asupra altor sectoare de export-import.

Un scurt ghid electronic de referință pentru principalii termeni de petrol și gaze cu un sistem de referință încrucișată. - M.: Universitatea Rusă de Stat din Petrol și Gaz. I. M. Gubkina. M.A. Mokhov, L.V. Igrevsky, E.S. Novik. 2004 .

Vedeți ce este „Producție pe raft” în alte dicționare:

Productie de ulei - (Extracția petrolului) Conceptul producției de petrol, metodele și tehnologiile de producție a petrolului Producția de petrol, descrierea metodelor și tehnologiilor de producție a petrolului Cuprins Termenul "" în lexiconul lumii moderne a devenit sinonim cu expresia general acceptată "aurul negru ". Și ... Enciclopedia investitorilor

Producție, recuperare, producție Procesul de extragere a petrolului, gazului și condensului de gaz (atât individual, cât și împreună) pe suprafața pământului pentru transportul și prelucrarea ulterioară. * * * Ecologia producției de petrol Producția de petrol și ... ...

Exploatarea subacvatică - minerale, dezvoltarea zăcămintelor minerale sub apele Oceanului Mondial. Dezvoltarea depozitelor de suprafață ale raftului și fundului oceanului se realizează într-un mod deschis prin coloana de apă. Pe suprafața raftului ... ... Marea Enciclopedie Sovietică

Microenciclopedia de petrol și gaze

Ulei Silueta familiară a rockerului a devenit un simbol al industriei petrolului. Dar înainte de a-i veni rândul, geologii și petrolierii merg pe un drum lung și dificil. Și începe cu explorarea depozitelor. Ulei în natură ... ... Microenciclopedia de petrol și gaze

Ulei Silueta familiară a rockerului a devenit un simbol al industriei petrolului. Dar înainte de a-i veni rândul, geologii și petrolierii merg pe un drum lung și dificil. Și începe cu explorarea depozitelor. Ulei în natură ... ... Microenciclopedia de petrol și gaze

DEPOZITE MARINE - acumulări naturale de minerale (lichide, gazoase și solide) în intestine și pe suprafața fundului oceanului. Cea mai mare importanță este acordată dezvoltării M.M. ulei si gaz. În 1984 de la M.M. aproximativ 2 milioane de tone de petrol erau produse zilnic (peste 27% ... ... Referință enciclopedică marină

India - (în hindi Bharat), Republica India, stat în sud. Asia în bas. Indian aprox. Face parte din Commonwealth (Marea Britanie). Pl. 3,3 milioane km2. Ne. 722 de milioane de oameni (Decembrie 1983, estimare). Capitala este Delhi. Se compune din 22 de state și 9 teritorii unionale. Ofițer ... ... Enciclopedie geologică

Gaz natural - (Gaz natural) Gazul natural este una dintre cele mai frecvente surse de energie Definirea și aplicarea gazelor, proprietățile fizice și chimice ale gazului natural Cuprins \u003e\u003e\u003e\u003e\u003e\u003e\u003e\u003e\u003e\u003e\u003e\u003e\u003e\u003e ... Enciclopedia investitorilor Cumpărați pentru 1342 ruble carte electronică

Recent, problema epuizării iminente a rezervelor de hidrocarburi a devenit din ce în ce mai acută în lume. Pentru Rusia, perspectiva epuizării chiar și a rezervelor continentale este o chestiune de viitor îndepărtat: multe depozite sunt dezvoltate cu jumătate de gură, la unele (de exemplu, Kovykta din regiunea Irkutsk) lucrările nu au început cu adevărat. Dar tendințele globale sunt de așa natură încât producția de petrol și gaze de pe continent se mută tot mai mult pe raft. Desigur, Rusia nu este un lider în această industrie: doar aproximativ 3% din petrolul rusesc este produs de pe raft.

Raftul arctic a fost literalmente ambalat cu hidrocarburi. Până la sfârșitul anului 2002, au fost descoperite 15 zăcăminte de petrol și gaze în mările Barents, Kara și Pechora, precum și în zona golfului Ob. Conform clasei de mărime, trei depozite sunt unice, nouă sunt mari, două sunt medii și unul este mic. Conform estimărilor actuale, până la 80% din rezervele potențiale de hidrocarburi ale Rusiei sunt concentrate pe raftul arctic.

Mai devreme sau mai târziu, țara se va confrunta cu problema extragerii unei „rezerve de urgență” - petrol din raftul arctic, care este foarte, foarte greu de abordat. Rusia nu are acum nici tehnologiile necesare, nici echipamente speciale de gheață, nici bani pentru dezvoltarea de noi câmpuri offshore. Nici în nord nu există practic infrastructură: rețele electrice, căi ferate, aerodromuri.

Unele dintre aceste probleme, de exemplu, lipsa de transport și infrastructură, se confruntă și cu proiecte continentale, același Kovykta, a cărui dezvoltare s-a ținut, printre altele, în absența transportului, și Timan-Pechora, care nu este chiar dezvoltat în jumătate din capacitatea sa, din nou pentru lipsa capacității de transport.

Cu toate acestea, companiile sunt dornice să dezvolte zăcăminte arctice și în primul rând cele mai bogate dintre ele - Prirazlomnoye și Shtokmanovskoye - în regiunea Murmansk. Dar aceste domenii sunt în același timp cele mai dificile de dezvoltat.

Rusia are deja o experiență negativă de a lucra la raft în condiții climatice dificile - la Sahalin, unde ritmul accelerat de dezvoltare a dus la mai multe accidente: în plus, chiar și dezastrul ecologic din Golful Piltun nu i-a făcut pe lucrătorii din petrol sau pe oficiali să gândească.

–> Sahalin
Istoria proiectelor offshore din Rusia a început recent. Prima experiență în construcția de platforme de foraj a fost Caspianul, unde funcționează un consorțiu internațional pentru producția de petrol. Al doilea este Sahalin, o regiune cu condiții climatice fără îndoială mai severe. Pe Sahalin, petrolul este produs sau urmează să fie produs de cinci proiecte aparținând unor companii diferite.

Operatorul unuia dintre primele proiecte Sakhalin-2, Sakhalin Energy, s-a confruntat deja cu multe probleme, inclusiv cu cele de mediu.

De exemplu, problema micilor popoare din nord. În comunicatele sale de presă, compania indică faptul că acordă atenție acestei probleme și se plânge de imperfecțiunea legislației ruse, care nu prevede compensarea directă a pagubelor în legătură cu impactul asupra terenurilor în utilizarea tradițională a terenurilor. Adică, popoarele care au trăit de milenii în detrimentul creșterii renilor, vânătorii și pescuitului, în caz de pagube, trebuie să scrie o reclamație către companie și care, ca act de bunăvoință, le poate compensa. Sau poate să nu plătească - pentru lipsa dovezilor de vinovăție.

Conform asigurărilor oficialilor, producția de petrol nu este atât de rea pe cât este prezentată. În opinia majorității funcționarilor publici, într-un fel sau altul legat de mediu, funcționarea instalațiilor într-un mod normal, în general, nu dăunează mediului. Numai situațiile de urgență sunt periculoase.

De exemplu, Valery Chelyukanov, șeful Departamentului de monitorizare a poluării mediului la Roshydromet, susține că controalele constante nu au evidențiat un exces de concentrații maxime admise pentru niciun indicator, care depinde de foraj, fie în apă, fie în aerul Sakhalin din exterior zona sanitară a instalațiilor. El consideră posibilele deversări de petrol ca fiind principala amenințare la adresa ecologiei zonelor de producție a petrolului. În același timp, Valery Chelyukanov nu vede un pericol special din procesul de forare în sine: „Fluidele de foraj nu sunt atât de toxice. Au un impact negativ, dar din punct de vedere al mediului, nu este atât de periculos cât posibilele scurgeri. "

Producția de petrol fără probleme este un fel de science fiction. În realitate, companiile nu sunt pregătite pentru un răspuns prompt la accidente, păstrează tăcerea cu privire la ceea ce s-a întâmplat - iar acest lucru este deja plin de dezastre.

-\u003e În iunie 1999, în Golful Piltun, la nord-est de insula Sakhalin, a avut loc o moarte fără precedent de hering din Pacific, aproximativ o mie de tone de pești morți fiind spălați la uscat. Peștele s-a dus să dea naștere, dar nu a avut timp. Rezultatul trist al dezastrului a fost o scădere accentuată a capturii de hering. Acolo unde anterior se prindea cu plase, acum doar câțiva pești sunt prinși odată.

Autoritățile oficiale Sahalin au explicat catastrofa ecologică cu înghețarea gheții, dar angajații Centrului pentru Supravegherea Sanitară și Epidemiologică din Iuzhno-Sahalinsk au descoperit în probele de pești un exces de concentrații maxime admise pentru DDT de 20 de ori. Al treilea rezultat a fost obținut de organizațiile publice Sakhalin Environmental Watch și Greenpeace Rusia.

Potrivit ecologiștilor, motivul epuizării complete a stocurilor de hering din Golful Piltun a fost un accident la platforma de foraj Molikpaq deținută de Sakhalin Energy.

Dar ecologiștii nu au nicio ocazie să demonstreze implicarea companiei în catastrofă: pentru aceasta este necesar să analizăm uleiul Molikpaq și să-l comparăm cu analiza produselor petroliere conținute în carcasele heringului mort. Bineînțeles, Energia Sahalin nu a furnizat petrol pentru analiză. Rezultatele unei investigații independente efectuate de ecologiști au rămas fără comentarii din partea structurilor oficiale. Cu toate acestea, în timpul pregătirii acestui articol, au fost intervievați mai mulți ecologiști oficiali. Toți și-au exprimat neîncrederea în rezultatele Greenpeace, explicând că nu se știe cum și în ce laboratoare au efectuat cercetări ecologiști independenți. Aceste cuvinte ridică îndoieli cu privire la faptul că oficialii au văzut cu adevărat materialele Greenpeace Rusia și Sakhalin Environmental Watch - în rapoartele lor, aceste organizații indică atât laboratoarele unde au fost efectuate analizele, cât și metodele. Îmi amintesc plângerile Sakhalin Energy despre imperfecțiunea legii privind drepturile popoarelor mici ... La urma urmei, dezastrul din Golful Piltun a schimbat modul de viață tradițional al mai multor triburi ale acelor popoare foarte mici.

Al doilea dezastru care a lovit Sahalin este accidentul navei de dragare belgiană Cristofor Columb pe 8 septembrie 2004 în apele Kholmsk (coasta de sud-vest a insulei Sakhalin).

În timpul unei furtuni, nava s-a spălat la uscat. Aproximativ 200 de tone de combustibil s-au scurs din trei tancuri avariate pe mare. În urma accidentului, șase kilometri de coastă, inclusiv plajele orașului, au fost contaminate cu produse petroliere. Lucrările de localizare a consecințelor accidentului au început doar 57 de ore mai târziu. Scurgerile de combustibil din nava avariată au continuat.

Acest accident a arătat că companiile care operează în cadrul proiectului Sahalin-2 nu sunt pregătite să facă față nici unei deversări relativ mici de produse petroliere. Organizațiile naționale și internaționale de mediu au solicitat șefului companiei Shell (de asemenea, participant la proiectul Sakhalin-2) Lord Oxburg să declare un moratoriu pentru toate activitățile de producție offshore legate de proiectul Sakhalin-2, în așteptarea implementării unui petrol aprobat la nivel internațional planul de prevenire a deversărilor și acțiunile de eliminare a consecințelor acestor deversări, acoperind toate etapele operațiunilor de producție. Nu a existat un moratoriu.

Luând în considerare experiența accidentului Cristofor Columb, Rosprirodnadzor pentru regiunea Sahalin a propus modificări la Programul de răspuns la scurgeri de petrol (OSR) pentru a obține o eficiență operațională mai mare în caz de urgență. Trebuie spus că programul OSR existent avea o natură foarte generală. Cu toate acestea, în timp ce vorbeau despre cum să îmbunătățească legislația de mediu, oficialii au uitat de adevărata problemă: la momentul redactării materialului, nava, în ciuda tuturor promisiunilor Shell și Sakhalin Energy, se află încă pe pietre. Scurgerile de produse petroliere din vas continuă. Datele privind starea mediului în urma accidentului și amploarea impactului fumurilor de petrol asupra sănătății cetățenilor nu au fost încă făcute publice.

În timpul operațiunilor offshore, Arctica va trebui să treacă prin aceleași probleme care au apărut deja la Sahalin. Pericolul pentru mediu va fi intensificat din cauza condițiilor dificile de gheață (riscul de accidente și, în primul rând, deversările de hidrocarburi crește), dificultățile cu eliminarea consecințelor scurgerilor și condițiile de temperatură scăzută, ceea ce încetinește descompunerea poluanților. Ecologiștii sunt, de asemenea, îngrijorați de pericolul dezvoltării raftului pentru natura vulnerabilă din nord.

Harta locală
Multe structuri și câmpuri de petrol și gaze au fost descoperite în Oceanul Arctic. Iată doar cele mai importante.

Câmp de condens de gaz Shtokman
Dintre companiile străine a căror participare este probabilă la proiectul de producție în câmpul Shtokman din Marea Barents, doar patru au dezvoltat un studiu de fezabilitate: American Chevron și ConocoPhilips și norvegianul Statoil și NorskHydro. Potrivit ziarului Kommersant, toate proiectele se bazează pe scheme de producție de gaze fundamental similare și prevăd livrarea acestuia la țărm în una din cele trei opțiuni posibile: o conductă de 550 km; stabilizarea gazului pe platformă în zona câmpului și livrarea prin conductă; opțiune mixtă cu instalare de platformă la mijloc între țărm și câmp. Statoil oferă, de asemenea, încă două opțiuni pentru utilizarea navelor maritime.

În funcție de schema aleasă, costul primei etape a proiectului de dezvoltare Shtokman este estimat la Morneftegaz la 6-10 miliarde de dolari.

În cazul opțiunii de conducte, gazul va fi livrat pe țărm de-a lungul fundului Mării Barents până la Golful Korabelnaya lângă satul Teriberka din Peninsula Kola.

Câmpul este foarte dificil de dezvoltat datorită distanței considerabile față de coastă, adâncimii mării, condițiilor climatice dure, topografiei complexe a fundului mării, probabilitatea ca hidrații de gaz și solurile de permafrost să se răspândească în sedimentele de jos. Ecologiștii sunt, de asemenea, îngrijorați de lipsa unui volum suficient de observații și informații în general cu privire la condițiile hidrometeorologice ale zonei de apă și experiența muncii în condiții similare.

Decizia tehnică asupra câmpului Shtokman nu a fost încă luată. Sunt luate în considerare opțiunile „cele mai potrivite” și combinațiile lor. Dar, deoarece nimeni nu a lucrat încă în astfel de condiții, iar unele dintre echipamentele care sunt planificate a fi utilizate la câmpul Shtokman nu au fost niciodată folosite de nimeni, există un risc ridicat de tot felul de probleme asociate atât condițiilor climatice atipice, cât și lipsa de experiență la oameni.cu o tehnică similară.

În zona zăcământului au fost efectuate lucrări de proiectare exploratorie și de mediu, dar rezultatele lor pot fi considerate doar orientative din cauza cantității insuficiente de cunoștințe acumulate (în special, astfel de studii au fost efectuate pentru prima dată în zona de coastă zona).

Din punctul de vedere al specialiștilor Institutului biologic marin Murmansk al Academiei de Științe din Rusia și al proprietarului licenței pentru dezvoltarea domeniului, compania Sevmorneftegaz, este necesar să se efectueze cercetări suplimentare, precum și să se modifice în mod semnificativ cerințele tehnice și de mediu pentru dezvoltarea câmpurilor offshore.

Acesta din urmă este deosebit de important datorită faptului că cerințele actuale (SP-11-102-97) au fost dezvoltate pentru implementarea proiectelor onshore. Pur și simplu nu există standarde pentru operațiunile offshore în Rusia. În plus, dezvoltarea lui Shtokman va fi realizată într-o zonă nepopulată, ceea ce înseamnă că flora și fauna din Marea Barents vor experimenta o creștere semnificativă a presiunii antropice. Lipsa cercetării va face dificilă evaluarea impactului real al proiectului asupra mediului.

Pentru a efectua un EIM (evaluarea impactului unui proiect asupra mediului), este necesar să se dezvolte un program de inginerie marină, costieră și terestră și anchete de mediu pentru o perioadă de 5-10 ani, un program tactic de anchete anuale, ajustat în funcție de rezultatele muncii deja efectuate, testarea de către aceeași echipă de specialiști ... Înainte de începerea lucrărilor de construcție, este necesar să se creeze o bază de date cu privire la starea mediului înconjurător, precum și a florei și faunei în zona cu posibilă poluare a câmpului de condensat gazos Shtokman.

Astfel, potrivit ecologiștilor, vor mai dura câțiva ani pentru justificarea de mediu a dezvoltării câmpului Shtokman. În același timp, Gazprom a ajuns deja la un acord cu compania norvegiană Norsk Hydro privind consultări tehnice privind dezvoltarea Shtokman. Hydro așteaptă cu nerăbdare o participație de 15% la Shtokman în schimbul activelor de petrol și gaze din Norvegia.

Câmpul Prirazlomnoye
În timpul expediției Institutului de Oceanologie al Academiei Ruse de Științe în câmpul Prirazlomnoye din regiunea Murmansk, care a avut loc în toamna anului 2003, s-a dezvăluit o puternică variabilitate atât în \u200b\u200bcompoziția chimică a apei, cât și în organismele planctonice.

Acest lucru face posibilă utilizarea datelor expediției pentru monitorizarea mediului ecologic în timpul construcției și funcționării platformei, dar nu permite evaluarea gradului de impact antropogen asupra mediului. Adică, aceste expediții nu au nicio valoare practică pentru ecologiști. Studiile biotei de jos au arătat, de asemenea, variabilitate.

Cercetătorii au acordat o atenție deosebită faptului că organismele bentice mor adesea din cauze naturale, de exemplu, din cauza împrospătării apelor după o inundație puternică. Cercetătorii dintr-un raport realizat la conferința „Petrolul și gazul raftului arctic” din noiembrie 2004 la Murmansk indică o cunoaștere insuficientă a zonei de coastă a mării arctice din Rusia și faptul că organizațiile de mediu nu acordă adesea atenție posibilității de schimbări naturale în mediu, floră sau faună. Cu toate acestea, din anumite motive, ei uită să concluzioneze că ar trebui mai întâi să studieze în detaliu ecologia zonei, care va fi supusă unui puternic impact antropic, și apoi să înceapă lucrările de construcție. În viitor, o astfel de abordare poate deveni asigurare în caz de accident sau dezastru ecologic (reamintim cazul uciderii heringului în Golful Piltun din Sakhalin).

După cum se poate observa din faptele de mai sus, ambele depozite necesită studii suplimentare. Cu toate acestea, conform planului petrolierilor, la sfârșitul anului 2006 producția de petrol ar trebui să înceapă la câmpul Prirazlomnoye, în 2009-2010. - pe Medynskoe lângă coasta Mării Barents.

Planurile petrolierilor: interese financiare și politici publice
Companiile miniere și companiile producătoare de echipamente încearcă să se apropie cât mai aproape de începutul producției. În februarie 2005, până la mijlocul verii, Gazprom a promis să creeze un consorțiu internațional care să-l dezvolte: dacă acest lucru nu se va face, compania nu va putea să furnizeze gaz lichefiat SUA în șase ani.

În prima etapă, este planificată producerea a 30 de miliarde de metri cubi la câmpul Shtokman. m de gaze naturale. 22-24 miliarde de metri cubi m de materii prime din aceste volume vor servi pentru producerea a 15 milioane de tone de gaze naturale pe an, care vor fi exportate în Statele Unite. O instalație pentru producția de gaz lichefiat și un terminal pentru exportul său în America „Gazprom” intenționează să construiască în regiunea Leningrad. Alexander Ryazanov, vicepreședinte al Consiliului de administrație al Gazprom, a menționat că o decizie cu privire la acest proiect ar putea fi luată și la mijlocul acestui an. Costul total al primei etape a dezvoltării câmpului Shtokman este planificat la 10 miliarde de dolari.

Gazprom are deja acorduri preliminare privind participarea la dezvoltarea câmpului Shtokman cu American ExxonMobil, ChevronTexaco și ConocoPhillips, Norwegian Norsk Hydro și Statoil. Ryazanov a spus că până la jumătatea acestui an Gazprom vrea să ajungă la un acord cu cel puțin unul dintre ei cu privire la implementarea proiectului. În total, Gazprom intenționează să atragă doi sau trei parteneri străini către dezvoltarea câmpului Shtokman.

Astfel, natura fragilă a nordului se dovedește a fi un ostatic al lucrătorilor petrolieri care doresc să obțină superprofituri cu orice preț, în ciuda faptului că există zone mai accesibile pe același raft arctic. Potrivit guvernatorului regiunii Murmansk, Yuri Evdokimov, o investiție mai mică decât Shtokman va necesita dezvoltarea secțiunii Kola a raftului Mării Barents.

În opinia sa, acest obiect, cu rezervele totale estimate de 150-200 de milioane de tone, după confirmarea sa, se poate dovedi cel mai atractiv pentru investiții și, ca rezultat, realizat rapid. Situl este situat relativ aproape de coastă, într-o zonă fără îngheț și puteți lucra acolo tot timpul anului. Datorită acestui fapt, dezvoltarea sa poate deveni cea mai rapidă din Marea Barents. Dar la urma urmei, Gazprom are nevoie de aprovizionare cu gaz către Statele Unite. Acordul a fost semnat, sume uriașe sunt în joc ... Doar Shtokman poate salva compania de la întreruperea aprovizionării.

Dar este doar un contract? Se pare că oficialii structurii anterioare a Ministerului Resurselor Naturale ... „au uitat” de elaborarea unui program de licitație pentru explorarea și dezvoltarea zonelor din raftul arctic.

Potrivit Ministerului Resurselor Naturale, GUP Sevmorneftegeofizika, GUP Arktikmorneftegazrazvedka, ZAO Arktikshelfneftegaz, OAO Severnaya Oil and Gas Company (Severneftegaz), RAO Sintez Gazprom, ZAO Sintezneftegaz au licențe pentru explorare geologică în Marea Barents. Distribuirea licențelor pentru blocul Dolginsky urmează să aibă loc anul acesta.

Pregătirea programului de licitație pentru zonele de pe raftul Mării Barents, care a început în urmă cu câțiva ani, s-a oprit în etapa de identificare a zonelor. Potrivit guvernatorului adjunct al regiunii Murmansk, Alexander Selin, există acum următoarele zone care sunt pregătite pentru licitații pentru explorare și explorare suplimentară. Acestea sunt Zapadnomatveevsky (a fost efectuată explorarea seismică, a fost descoperită o structură interesantă din punct de vedere al producției de petrol), Severorussky (explorarea seismică a fost efectuată fără a lua în considerare cerințele moderne, nu a fost efectuată forarea), Severodolginsky (până acum , explorarea a fost efectuată numai prin metode geofizice) și Yuzhnodolginsky. Arktikmorneftegazrazvedka a forat o fântână în această zonă din ordinul Gazprom, care a dat rezultate foarte bune.

Yuzhnodolginsky este o zonă cu rezerve mari. Se învecinează cu câmpul Prirazlomnoye. Cel mai probabil, când se anunță în cele din urmă licitația pentru aceste zone, zona Yuzhnodolginsky va merge din nou la Gazprom, deoarece câmpul a fost descoperit pe cheltuiala acestei companii.

Cu toate acestea, companiilor li se oferă acum resurse și nu încearcă să implice noi facilități în funcțiune, mai ales având în vedere noua politică a Ministerului Resurselor Naturale, care, odată cu numirea lui Yury Trutnev în funcția de ministru, a început să monitorizeze îndeaproape respectarea condițiile de licență (de exemplu, TNK-BP încearcă acum să nu piardă câmpul Kovykta, practic nu au existat lucrări pe care, după ce compania a primit o licență de producție).

Deși la conferința „Petrolul și gazul raftului arctic”, care a avut loc la Murmansk în noiembrie 2004, filiala Gazprom, Gazflot, a oferit un amplu program de explorare pe raftul arctic: între 2004 și 2010, compania intenționează să finalizeze explorarea Câmpurile de condensat gazos Severo-Kamennomy, Kamennomyssk-Sea și Obskoe și încep să le pună în dezvoltare. Principalele lucrări de prospecțiune și explorare se vor concentra pe zonele Aderpayutinskaya și Yuzhno-Obskaya, precum și pe câmpurile de gaz Semakovskoye și Antipayutinskoye. Va fi efectuată o explorare suplimentară a părții offshore a câmpului Kharasaveyskoye. În Marea Pechora, este planificată continuarea explorării câmpului petrolier Dolginsky.

Nu se știe ce este aceasta - nu se cunoaște speranța că Ministerul Resurselor Naturale va pune capăt în curând persecuției companiilor producătoare de petrol, încercarea de a crea o rezervă strategică, pentru a o simplifica, „a pune în joc” câmpul.

Noi tehnologii
Rusia nu este pregătită să dezvolte raftul, nu numai din cauza regiunii neexplorate. Pentru dezvoltarea raftului arctic, țara nu are nici tehnologie, nici echipamente.

Anatoly Khodorovsky, șeful departamentului analitic al companiei de investiții Region, vede următoarele probleme în dezvoltarea raftului arctic: „Pentru a dezvolta raftul arctic, sunt necesare tehnologii potențial diferite de cele care există acum”

Rezervele offshore sunt ușor consolidate dacă sunt dovedite. Dezvoltarea offshore nu este o chestiune de un an, ci uneori decenii. Și necesită investiții financiare mari.

„Acum companiile petroliere rusești, care sunt gata, potrivit lor, să vină la raft, nu au sumele necesare: Gazprom are doar datorii, la fel - Rosneft. Având în vedere că infrastructura costă în primul rând dezvoltarea dezvoltării raftului, iar aceste costuri se amortizează pentru o perioadă foarte lungă de timp, este imposibil să spunem că vom veni în curând la raft ", a declarat Anatoly Khodorovsky corespondentului nostru.

„Având în vedere lipsa de experiență în lucrul în condiții de gheață, este logic să presupunem că dezvoltarea raftului arctic va necesita (și necesită deja) investiții semnificative în cercetarea științifică a geologiei raftului și a condițiilor de gheață. Mihail Khodorkovsky a dat mulți bani pentru aceste scopuri, acum nu există investitori de acest nivel în Rusia. O problemă separată este sprijinul tehnic pentru dezvoltarea raftului arctic. Experiența construirii platformelor în Rusia nu este grozavă: am construit doar platforme pentru caspice. În ceea ce privește alte state, doar norvegienii (zăcământul de albă ca Zăpada, operator - Statoil) încep să construiască echipamente pentru a lucra în condiții de gheață ”, spune analistul.

Desigur, condițiile de gheață din zona „Albă ca Zăpada” sunt foarte diferite de condițiile în care este planificată dezvoltarea depozitelor rusești, dar aceasta este cea mai apropiată opțiune din punct de vedere al complexității. Tehnologiile norvegiene pot fi aplicate fără modificări în alte domenii, licențele pentru care nu au fost încă alocate.

Compania declară principiul zero daune asupra mediului. Printre metode se numără purificarea și reinjectarea apei produse, reducerea emisiilor din funcționarea platformei. Dioxidul de carbon este, de asemenea, pompat în subteran pentru a reduce eliberarea acestuia în atmosferă.

„Rusia are două opțiuni. Primul este de a invita în Arctica pe cei care au tehnologia, aceiași norvegieni și lucrează în conformitate cu standardele lor, inclusiv cu cele de mediu. Al doilea este să ne dezvoltăm propriile tehnologii, dar apoi costul proiectului și perioada de timp pentru implementarea acestuia vor crește semnificativ ”, a spus Anatoly Khodorovsky.

Rusia are experiență în munca în nord, dar numai în domeniul încărcării petrolului de coastă pe cisterne fără a înființa o dana staționară. Un șantier pilot de producție de petrol funcționează de câțiva ani pe Insula Kolguev din Nenets Autonom Okrug (NAO) și, în plus, Lukoil transportă petrol cu \u200b\u200btancuri de la terminalul din Varandey la NAO, lângă Marea Barents. Dar ambele proiecte implică producția continentală de petrol.

„De fapt, fără tehnologii străine, nu vom ridica proiecte arctice. Astfel de tehnologii pur și simplu nu există, deoarece nimeni nu a lucrat la raft în condițiile Arcticii nepotrivite ”, spune Anatoly Khodorovsky.

Deoarece nu există metode dovedite de lucru în condițiile câmpurilor Shtokman și Prirazlomnoye. În plus, este evident că pentru un transport stabil și sigur din punct de vedere ecologic al petrolului, vor fi necesare mai multe cisterne, nu doar gheață, ci clasa Arctic, EC-10 și EC-15. În Rusia nu există astfel de tancuri și sunt mult mai scumpe decât navele existente. Dintre acestea, cele mai apropiate în ceea ce privește caracteristicile tehnice de navele necesare sunt tancurile de clasă 1A Super. Sovcomflot are trei dintre ele, Primorsk Shipping Company are de asemenea trei și sunt utilizate pe Sakhalin.

Sovcomflot a negociat cu Far Eastern Marine Company, care furnizează componentele offshore ale dezvoltării câmpului Prirazlomnoye, cu privire la construcția a două astfel de cisterne de clasă arctică, dar acest proces va dura 3-4 ani.

În plus față de echipamentele necesare, proiectele de dezvoltare atât pentru câmpurile Prirazlomnoye, cât și pentru câmpurile Shtokman necesită o infrastructură dezvoltată de alimentare și transport. Pe multe câmpuri continentale, în aceeași regiune Tyumen, toate acestea sunt, și acolo infrastructura a fost construită sub Uniunea Sovietică și cu bani de stat. Compania primește acum superprofit în detrimentul acesteia.

„La Sahalin, investițiile în aceeași infrastructură sunt mult mai mici. Și în Arctica, pe lângă faptul că va trebui să reconstruim întreaga infrastructură de la zero, vom fi, de asemenea, legați de cerințele de mediu ale altor state. Astfel, tehnologic, tehnic, infrastructural, proiectul nu este gata ”, spune analistul.

„Avem nevoie de explorări suplimentare. Costul proiectului pentru dezvoltarea raftului Arctic și momentul implementării acestuia nu sunt cunoscute. Sunt sigur că totul va arăta diferit în studiul de fezabilitate, dar faptele arată că aceste probleme există. Prin urmare, presupun că câmpurile Prirazlomnoye și Shtokmanovskoye pot începe efectiv să funcționeze nu mai devreme de 2025, cu excepția cazului în care proiectul privind dezvoltarea Prirazlomnoye este forțat în mod nejustificat, acolo unde se întâmplă totul ”, a spus Khodorovsky.

Toate organizațiile interesate de această problemă pledează pentru utilizarea echipamentelor moderne care îndeplinesc cerințele condițiilor climatice dificile, vorbesc despre necesitatea creării unei structuri unice de coordonare pentru spargerea gheții și sprijin pentru remorcare pentru producția de petrol, transbordare și transport, care, potrivit angajaților din Murmansk Shipping Company, va reduce probabilitatea dezastrelor de mediu pe mare și va optimiza costurile companiilor miniere.

Amenințare pentru Arctica
Angajat al Institutului de Oceanologie numit după P.P. Shirshov RAS Nikita Kucheruk nu vede nici un pericol pentru pești în dezvoltarea zăcămintelor offshore în Arctica: „Toți peștii sunt concentrați în zonele de apă sărată din apropierea estuarului, în dezvoltarea zăcămintelor de pe raftul arctic, nimic nu-l amenință. În plus, Marea Pechora și partea din Marea Barents la est de Kolguev sunt fantastic de sărace în pești. Singurii care sunt expuși riscului în cazul unei deversări sunt păsările. ”

„La vest de Kolguev există doar câmpul de condens de gaz Shtokman. Permiteți-mi să vă reamintesc că metanul practic nu se dizolvă în apă și nu reprezintă un pericol pentru viața marină. Fântâna de metan există în Marea Azov de mai bine de șase luni fără consecințe pentru mediu ", a declarat Kucheruk corespondentului nostru

Singura îngrijorare a ecologului este câmpul Shtokman: „Nu știu compoziția condensului gazos în acest câmp”, spune Kucheruk, „dar dacă există sulfură de hidrogen, atunci în cazul unei scurgeri prezintă un pericol cu \u200b\u200badevărat mare la viața marină. Sulfura de hidrogen este foarte toxică și solubilă în apa de mare. O concentrație sub 1 ml pe litru de apă este suficientă pentru ca întreaga faună dintr-o anumită zonă să dispară. "

În ciuda previziunilor optimiste ale oamenilor de știință și, deși dezvoltarea raftului arctic nu a început încă, problemele de mediu au afectat deja regiunea.

Deci, în primăvara anului 2003, o expediție a rezervei de stat Nenets a descoperit pe insulă. Scurgere lungă de petrol cu \u200b\u200bpărul cenușiu. Păsările au murit în rezervație. Potrivit informațiilor neconfirmate (informațiile despre dezastru au fost ascunse, niciuna dintre companii nu se grăbea să își asume responsabilitatea), cauza deversării de petrol a fost o situație de urgență în timpul operațiunilor de forare efectuate de una dintre filialele Gazprom.

Nikita Kucheruk susține că dezastrul ecologic de pe insulă. Long nu poate fi asociat cu forarea în Marea Pechora, deoarece echipamentele de foraj au fost instalate acolo (dar nu au început să foreze) doar la mijlocul lunii iulie. Oceanologul nu exclude posibilitatea unei legături între situația de urgență cu îndepărtarea gheții din Pechora (de exemplu, bazinul Usinsk) sau cu spălarea de pe platformele de foraj de pe coasta tundrei Bolșezemelskaya.

Situația amintește de dezastrul de la Golful Piltun. Cineva este de vină și nu este clar. Și acest lucru confirmă încă o dată că este necesar să se ia măsuri urgente pentru a alinia legislația de mediu la cerințele realității, pentru a consolida controlul statului asupra activităților companiilor petroliere.

Este necesar ca informațiile despre activitățile companiilor să fie mai deschise, pentru a legaliza controlul asupra activității de către organizațiile publice de mediu. Mai multe regiuni de petrol și gaze s-au confruntat cu problema ascunderii informațiilor de mediu și a refuzului companiilor de a curăța după ele. Nordul are nevoie de o experiență atât de tristă?

Ministerul Resurselor Naturale va concilia ecologia și economia
Deși companiile petroliere încearcă să grăbească lucrurile, declarația din februarie a ministrului rus al resurselor naturale Yuri Trutnev inspiră speranța că raftul va fi dezvoltat cel puțin parțial în conformitate cu bunul simț.

"Rusia se apropie de stadiul în care va trebui să meargă la raft, dar acest lucru nu se va întâmpla până în 2015", a declarat Trutnev la 2 februarie 2005 la Oslo, Norvegia, la o conferință de presă comună cu ministrul norvegian al petrolului și energiei, Thorhild Vidvey. .

Yuri Trutnev a mai menționat că proiectele legate de studiul și dezvoltarea depozitelor la raft sunt cele mai promițătoare în cooperarea dintre cele două țări din sectorul petrolului și gazelor.

Ne permite să sperăm la o schimbare mai bună a legislației rusești în domeniul utilizării subsolului, la dezvoltarea unui nou cod de mediu și la o politică dură a Ministerului Resurselor Naturale în ceea ce privește companiile petroliere.

În conformitate cu noua lege a subsolului, unele noi cerințe vor fi impuse companiilor miniere străine care operează în Rusia. Potrivit lui Iuri Trutnev, participarea companiilor străine la dezvoltarea depozitelor strategice nu este exclusă, dar statul intenționează să controleze acest proces, în primul rând, împiedicând concentrarea unei acțiuni de control în mâinile companiilor străine. În același timp, ministrul subliniază faptul că pentru proiectele offshore care sunt mult mai intensive în capital și mai complexe în tehnologie, sunt posibile scheme ușor diferite de participare a străinilor, ceea ce va face proiectele mai atractive.

Yuri Trutnev susține că nu există nicio contradicție între economie și ecologie în domeniul dezvoltării rafturilor, trebuie doar să abordați procesul de dezvoltare a subsolului cu o mare responsabilitate. Deși există cerințe de mediu extrem de stricte în Rusia (de exemplu, proiectul Chayvo-6 a fost amânat cu un an datorită faptului că Exson Mobile a considerat că cerințele legislației ruse sunt excesiv de stricte și practic irealizabile), acestea nu stipulează specificul producției offshore și, în general, atinge problemele ecologiei depozitelor continentale.

În mod fundamental sunt necesare cerințe diferite pentru dezvoltarea raftului. Pentru a avea grijă de ecologia raftului de rulmenți pentru petrol și gaze la nivelul adecvat, Trutnev propune să atragă investiții străine și în așa fel încât, pe lângă companiile rusești, să fie incluși și reprezentanți ai mai multor mari corporații străine în consorțiul pentru dezvoltarea câmpurilor offshore.

Acesta este modul în care se presupune că va crește interesul tuturor participanților la proiect în conformitate cu cerințele de mediu (de exemplu, reprezentanții Norvegiei vor face în mod clar o mulțime pentru a menține zona de apă curată, deoarece dacă acest lucru nu se realizează, consecințele poluării vor afecta ecologia țării lor) și vor stimula introducerea celor mai noi tehnologii în producția de petrol din Rusia și în standardele de mediu.

Cu toate acestea, sosirea companiilor străine pe raftul rusesc este departe de a fi un panaceu. Acest lucru nu va funcționa până când legislația rusă nu va fi pusă în ordine.

Interesele regiunilor nordice
Există speranța că statul va aborda rațional dezvoltarea raftului arctic. Dar nu există nicio speranță că dezvoltarea va avea un efect favorabil asupra regiunilor din nord.

Adjunctul guvernator al regiunii Murmansk, Alexander Selin, este în favoarea dezvoltării raftului arctic, dar se așteaptă ca datorită ei, regiunea să fie gazeificată. Acest lucru va reduce costul de producție în regiune. ceea ce înseamnă că va contribui la creșterea bunăstării sale economice. Liderii din regiunea Arhanghelsk au cu siguranță aceleași speranțe.

Pentru ca regiunile nordice să înceapă să se dezvolte, sunt necesare alte scheme de distribuire a finanțelor, cele care vor lua în considerare interesele periferiei, și nu doar bugetul național.

"Statul ar trebui să se gândească la acest teritoriu, ar trebui să ia în considerare rezidenții regiunii Murmansk cetățeni ai Rusiei și nu numai cetățenii regiunii Murmansk", a spus Selin. Între timp, ei fug din regiunea Murmansk. Pentru un climat mai bun, pentru salarii mai mari.

Petrolul a făcut din Norvegia una dintre cele mai bogate țări din lume. Același petrol a transformat Nigeria într-o țară cu trafic de droguri. Ce va face petrolul raftului arctic cu nordul Rusiei? Judecând după experiența dezvoltării continentale, în regiunile în sine, aproape nimic nu se va schimba. Cu excepția apariției unui pericol mediu constant - din nerespectarea tehnologiilor, din transportul uzat, în cele din urmă, din eroarea umană. Și faptul că companiile care au venit în Nord pentru un dolar lung nu sunt gata să apere acest Nord.