авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 3 | 4 || 6 | 7 |   ...   | 10 |

«Российская Академия наук Кольский научный центр Институт экономических проблем Селин В.С., Цукерман В.А., Виноградов А.Н. ...»

-- [ Страница 5 ] --

Однако позиция Министерства природных ресурсов, представленная как в докладах его главы, так и в различных федеральных программах, зачастую недостаточно реалистична по срокам и объемам добычи. Согласно им, уже к 2020 г. из глубин акваторий будет извлекаться 320 млрд.м3 газа и 95 млн.т нефти, в том числе более 80% на шельфе арктических морей [7].

Разведанные запасы природного газа на акваториях составляют около трлн.м3 или 12% от российских. Все они локализованы в районах с очень сложными условиями добычи. В настоящее время на шельфе добывается около 40 млрд.м3 газа, а ОАО «Газпром» предполагает с учетом Штокмановского проекта в 2030 г. добывать не более 200 млрд.м3 (значит в 2020 г. - 130- млрд.м3). Компании, которые способны добывать практически еще столько же, в настоящее время отсутствуют и вряд ли могут появиться быстро.

В отношении самого «Газпрома» тоже есть вопросы, поскольку на Штокмане предполагается добывать только 90 млрд.м3 газа, и где будет производиться еще столько же, компания в своих планах умалчивает. Как и о том, на каких объектах шельфа предполагается довести разведанные запасы до 17 трлн.м3, если на Штокмановском месторождении по категориям А, В и С1 они составляют 3.6 трлн.м3, а остальные арктические гиганты (Ленинградское, Русановское) находятся в еще более сложных для разведки и добычи условиях.

Скорее всего эти планы связаны с месторождениями Обской и Тазовской губ (Каменомысское, Обское, Чугорьяхинское), которые фактически являются мелководными продолжениями эксплуатируемых сухопутных месторождений Ямала и Гыдана.

Ситуация с разведанными запасами углеводородные месторождения на шельфе оптимизма вообще не вызывает: в настоящее время они составляют 2% от российских, а добыча не превышает полпроцента. Предполагаемое развитие сахалинских проектов, освоения Приразломного, Варандейского и Медынского месторождений в Западной Арктике к 2020 г. дадут не более 50 млн. т нефти в год, а недостающие объемы до декларированных 95 млн. т могут быть получены только из месторождений Обской губы, которые, по существу, не могут рассматриваться как шельфовые объекты.

Сошлемся еще на один программный документ – утвержденную Правительством РФ от 28 августа 2003 г. «Энергетическую стратегию России до 2020 года». Отдельно по шельфу в ней цифры не представлены, но уровни добычи газа и нефти прогнозируются при самом благоприятном варианте в млрд.м3 и 520 млн.т соответственно. При этом на суше Западной Сибири предполагается добывать 540 млрд.м3 и еще 110 млрд.м3 будет добываться из недр Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Таким образом, на европейской части России планируется добыча 80 млрд.м3 газа, что примерно соответствует мощности Штокмана на пике добычи. Если приведенные цифры по Дальнему Востоку включают прогнозы по Сахалину (20-30 млрд.м3), то мы можем рассчитывать на общее производство в 2020 г. 130-150 млрд.м3 (с учетом Каспийских месторождений).

Симптоматично, что в «Стратегии изучения и освоения нефтегазового потенциала континентального шельфа РФ до 2020 года», разработанной тем же МПР, приводятся совсем другие цифры по добыче природного газа – млрд.м3 или немного более (но никак не 300 млрд.м3). Очень трудно понять такое разноголосье, исходящее из одного правительственного источника – Министерства природных ресурсов.

Существует еще один документ, где фигурирует континентальный шельф Российской Федерации – «Долгосрочная программа изучения недр и воспроизводства минерально-сырьевой базы России на основе баланса потребления и воспроизводства минерального сырья (до 2020 г.)». Согласно этой программе, на геологоразведочные работы на шельфе планируется потратить в прогнозном периоде только 400 млрд. руб. (15 млрд.долл.), включая средства частных инвесторов. Государство планирует инвестировать из бюджета только десятую часть этой суммы. Если учесть, что изученность континентального шельфа РФ – одна из самых низких в мире, то эта сумма представляется совершенно недостаточной для наращивания запасов на трлн.м3. Затраты на ГРР должны быть, как минимум, на порядок больше! Да и сама возможность привлечения ГРР на шельфе частных средств проблематична поскольку потенциальные недропользователи не имеют достаточных стимулов для долгосрочного инвестирования на арктическом шельфе, да еще с окупаемостью в отдаленном будущем [7].

Рентабельность извлечения нефти и газа на арктических месторождениях с большими глубинами и сложной ледовой обстановкой при современном технико-технологическом уровне также требует тщательного анализа. Пока не существует достоверных расчетов, так как нет опыта работ и аналогов. С точки зрения экономического обеспечения энергетической безопасности страны может оказаться целесообразным сконцентрировать внимание на континентальных месторождениях, в первую очередь в Западном Сибири, где доказанные запасы нефти и газа не имеют себе равных в России. Действительно, концепция ближайшего масштабного выхода на арктический шельф выглядит достаточно сомнительной при наличии на полустрове Ямал более 10 трлн.м3 разведанных запасов газа (около 30 трлн.м3 доказанных), локализованных на суше в пределах одного региона. При этом трудоемкость разработки месторождений, пусть даже и находящихся в вечной мерзлоте, будет значительно ниже. При «дроблении»

огромных средств по различным районам России в той же Западной Сибири к 2020 г. может снизиться добыча нефти до 240 млн.т и природного газа до млрд.м3. Очевидно, что новые акватории и территории смогут восполнить такой спад только при значительно больших объемах средств. Серьезным доводом в пользу ускорения выхода на шельф выступает только необходимость сохранения крупных месторождений Ямала в качестве стратегических национальных резервов углеводородного сырья.

Обобщая материал раздела, можно констатировать, что у Правительства РФ в настоящее время нет четкого и обоснованного видения перспектив развития нефте- и газодобывающей промышленности. Государственные стратегии и программы существенно расходятся между собой, особенно в части необходимости существенного увеличения масштабов проведения геологоразведочных работ на арктическом шельфе. Концепция диверсификации источников углеводородов должна обосновываться с учетом всей совокупности геополитических и экономических факторов с реалистичным учетом технико технологических возможностей для организации крупномасштабных морских промыслов в ледовых условиях Арктики.

6.3. Инновационные тенденции в освоении арктического шельфа Методологически формирование инновационной политики при освоении шельфовых месторождений должно предусматривать выбор приоритетных объектов (процессов), с помощью которых хозяйствующий субъект стремится содействовать в первую очередь систематическим поискам новых технических и технологических возможностей. Анализ существующих подходов, используемых для оценки эффективности инновационных решений, свидетельствует о необходимости их развития и адаптации применительно к нефтегазовым проектам [8].

Ведущая роль науки, инноваций и технологий в экономическом развитии Арктики непрерывно возрастает, а использование экстенсивных факторов экономического роста, в т.ч. увеличение масштабов добычи и освоение минеральных ресурсов, приближается к уровню своего максимума. Это требует коренного пересмотра роли науки, инноваций и новых технологий в развитии экономики регионов, общества и государственного устройства страны.

Анализ деятельности нефтегазового комплекса позволяет выделить наиболее характерные черты и цели инновационного развития:

- обеспечение конкурентоспособности (надежности и экономичности) систем отработки месторождений в особых условиях шельфа арктических морей;

- повышение технико-технологической обоснованности проектов проведения геолого-геофизических работ;

- увеличение нормативного срока эксплуатации оборудования за счет технического мониторинга и совершенствования технической нормативной базы;

- использование комплексного подхода к решению ключевых проблем и приоритета роста конкурентоспособности и устойчивости;

- повышение технической и технологической культуры производства на всех стадиях и этапах (основной принцип – точное и неукоснительное следование проектным требованиям и условиям);

- применение новых технических решений и новых технологий бурения глубоких скважин, наклонных и горизонтальных скважин при освоении морских месторождений;

- использование широкого комплекса разработанных и развитие новых методов повышения нефте- и газоотдачи пластов;

- совершенствование системы управления инновационной деятельностью на всех стадиях освоения ресурсов, включая планирование, финансирование и материально-техническое обеспечение;

- разработка методов и технических решений для реализации крупных инновационных проектов отраслевого (кластерного) значения.

Несмотря на низкий уровень инновационной активности компаний, разрабатывающих месторождения углеводородного сырья, динамика ее изменения все же внушает определенный оптимизм. Достаточно быстро растет количество заключенных соглашений как по экспорту, так и по импорту технологий с зарубежными странами, еще быстрее увеличивается стоимость самого предмета соглашений. На мировом рынке технологий укрепляются позиции отечественных производителей: получение средств от экспорта технологий растет гораздо более высокими темпами, чем платежи за импортированные технологии. Переоценивать эти достижения, однако, не следует. Стартовая база в получении средств от продажи технологий в нефтегазодобывающей промышленности была настолько ничтожной относительно масштаба отрасли, что результаты говорят скорее не о достижениях в использовании потенциала отрасли, а о том, как слабо он использовался.

Крупные компании – лидеры российского сырьевого сектора – сравнительно недавно приступили к формированию инновационных стратегий, лишь единицы из них при этом позиционируются как стратегические новаторы.

Из всего спектра сырьевых отраслей Севера только металлургия – наиболее продвинутая в технологическом смысле отрасль, которая характеризуется высоким уровнем передела первичного сырья, наличием нескольких компаний, активно ведущих НИОКР. Результатом этого стали: позитивная динамика технологической структуры, стабильно высокая инвестиционная активность, рост глобальной конкурентоспособности.

Настало время создания модели развития прикладной науки нефтегазового комплекса отработки месторождений арктического шельфа, как неотъемлемого звена в цепочке воспроизводства инноваций, которая предусматривала бы комплексный подход к формированию и поддержке приоритетов ресурсно инновационной стратегии. При этом определенные задачи прикладной науки должны решаться сегодня с помощью науки фундаментальной, поскольку происходит постоянное усложнение решаемых задач.

Обоснование и подготовка инновационных проектов для освоения шельфовых месторождений углеводородного сырья является сложным и длительным процессом, по существу, пакетом комплексных исследований. В рамках данного аналитического обзора рассмотрены только основные проблемы и возможные решения по планируемым к освоению в ближайшей перспективе месторождениям.

Для изучения геологического строения акваторий весьма широко применяются геофизические, главным образом сейсмические, методы исследований. Геофизические суда обладают достаточно хорошей мореходностью и значительной автономностью плавания, что позволяет им большой период времени работать на профиле практически круглосуточно.

Кроме того, они вооружены наиболее современными геофизическими комплексами, обеспечивающими проведение всех модификаций сейсмических методов, включая 3D, а также контроль и предварительную обработку материалов в море.

Благодаря высокой производительности и хорошей технической оснащенности геофизических судов, морские геофизические исследования обеспечивают значительно более высокое качество и информативность материалов при затратах, в несколько раз ниже, чем при проведении работ на суше. Так, если стоимость 1 км профиля 2D на Баренцевом море стоит $300-500, то на прилегающей суше, где требуется прокладка просеки, бурение скважин, эта стоимость доходит до нескольких тысяч долларов.

Относительно невысокая стоимость морских геофизических работ и их повышенная информативность позволяют значительно увеличить область применения геофизических методов, используя их для построения и уточнения трехмерной модели месторождения после бурения первых поисковых скважин, а также обеспечить тем самым условия для существенного уменьшения числа морских поисково-разведочных скважин (стоимость каждой из них в настоящее время может превышать $50 млн.).

Многолетние исследования специалистов ВНИИГАЗа показали, что весьма большое значение для освоения морских месторождений нефти и газа имеют вопросы их комплексного освоения. Во-первых, это создание единого добывающего комплекса для разработки месторождений. Такой подход позволяет разрабатывать небольшие месторождения в качестве сателлитов более крупных месторождений. При этом для месторождений-сателлитов весьма актуально применение облегченных дешевых платформ с минимальным технологическим обустройством, необходимым для подачи продукции на головные технологические объекты. Возможно здесь и применение подводных добычных комплексов.

Во-вторых, комплексное освоение месторождений суши и моря. В экстремальных природно-климатических условиях экономически эффективное освоение даже уникальных по запасам морских месторождений возможно только при наличии адекватной уже существующей береговой инфраструктуры.

Оптимальным представляется сдвиг начала освоения морских месторождений необходимо ориентировать на период снижения добычи на месторождениях суши, что позволит использовать высвобождающиеся мощности береговой инфраструктуры.

Немаловажным фактором для оптимизации затрат при освоении группы месторождений является возможность использования средств, генерируемых ранее введенными месторождениями, для обустройства и разработки последующих объектов. Проведенные ВНИИГАЗом расчеты показывают, что при последовательной разработке группы морских месторождений, насчитывающей порядка семи объектов, объем привлекаемых инвестиций может составлять порядка 30% от необходимого объема капитальных вложений.

В мировой практике разработки морских месторождений широкое применение находят горизонтальные скважины, возможности проходки которых постоянно возрастают. В настоящее время уже обеспечивается отход горизонтального ствола скважин на расстояние до 12 км;

допустима проходка нескольких горизонтальных стволов из одного вертикального. Каждая из таких скважин может заменить несколько вертикальных или наклонных скважин. При этом, наряду с сокращением непосредственно затрат на строительство скважин, уменьшаются и затраты на сооружение гидротехнических сооружений, поскольку их размеры в определенной мере зависят от числа располагаемых устьев скважин.

Одним из наиболее активно развивающихся направлений по оптимизации затрат на обустройство морских месторождений в настоящее время стало применение подводных систем разработки. Это направление традиционно было ориентировано на освоение, главным образом, глубоководных месторождений.

Одним из наиболее ярких примеров здесь может служить обустройство норвежского газового месторождения Ormen Lange на глубинах моря порядка тыс.м. Применение подводных добычных комплексов позволяет на начальной стадии избежать строительства стационарных или плавучих гидротехнических сооружений [9].

Этот компонент обустройства отодвигается по времени на ту стадию эксплуатации газовых месторождений, когда возникают проблемы с поддержанием давления в трубопроводах, и для их решения требуются установка компрессорных станций – подводных или на технологических платформах. В последнем случае добычные комплексы превращаются в смешанные, сохраняя при этом достаточно высокую эффективность благодаря экономии средств на начальной, самой дорогой с позиций учета фактора времени стадии освоения месторождения. Эта экономия по крупному глубоководному месторождению может составлять более $1 млрд.

Новым направлением в области применения подводных технологий добычи может стать освоение прибрежных месторождений газа, расположенных на относительно небольших глубинах в условиях замерзающих акваторий.

Применение в таких условиях подводных добычных комплексов позволяет, во первых, значительно (до двух раз) сократить капитальные вложения на строительство гидротехнических сооружений, стоимость которых измеряется сотнями миллионов долларов, во-вторых, расширить площадь дренирования залежей эксплуатационными скважинами. В результате этого значительно увеличивается темп отбора запасов и соответственно повышается эффективность разработки месторождений. Кроме того, близкое расположение мелководных месторождений к берегу позволяет сооружать компрессорные станции на берегу, ограничившись только необходимой отсыпкой грунта.

Для глубоководных газовых месторождений на больших расстояниях от побережья и локализованных в акваториях, временно или постоянно покрытых льдом, подводные добычные устройства имеют ряд преимуществ по сравнению с традиционными платформенными комплексами.

Норвежские компании имеют значительный опыт по подводному закачиванию. Еще в 1986 г. в Северном море метод испытан на трех скважинах с обустройством закачки на глубине 135 м. При этом удалось сократить затраты на разработку месторождения на 70%. Последующие работы Statoil на норвежском континентальном шельфе сделали компанию крупнейшим оператором морских проектов в мире и вторым по величине оператором с подводным закачиванием продукта [10].

Технология подводного закачивания имеет очевидные преимущества по сравнению с традиционным «сухим» закачиванием, когда устье скважин находится на платформе или на берегу. В случае подводного закачивания бурение ведется с плавучего сооружения (платформы или судна) через подводный модуль, заранее спущенный на дно в районе предполагаемого бурения. Модуль снабжен определенным количеством отверстий (обычно 4 или 6), через которые и осуществляется бурение.

На каждом модуле монтируется устьевое оборудование для каждого отверстия. К примеру, если для вывода Штокмановского проекта на полную мощность потребуется 24 скважины, то может быть установлено 4 модуля с 6-ю отверстиями или 6 модулей с 4-мя отверстиями в зависимости от конфигурации площади отработки. Подводное закачивание особенно выгодно тогда, когда установка платформ невозможна или крайне нежелательна (большие глубины, сложная ледовая обстановка, крупные биологические ресурсы в водной толще и т.п.). Как правило, в подводном варианте скважины непосредственно присоединяются к трубопроводу, осуществляющему транспорт продукта.

Таким продуктом в случае нефтяного месторождения является нефть, растворенный в ней газ, который может выделяться из нефти (либо в пласте, либо по мере движения по трубам в зависимости от термобарических условий) и существовать в виде самостоятельной газовой фазы. Кроме того, попутный газ может существовать уже в залежи при пластовых температуре и давлении.

Неизбежно рано или поздно к газово-нефтяной смеси примешивается вода и другие компоненты. В случае газового и газоконденсатного месторождения добываемой продукцией является газ, конденсат, первоначально содержащийся в газовой фазе и выделяющийся из нее по мере падения давления, а также вода, которая всегда присутствует в пластовых системах и другие фазы (сернистые образования и т.п.). То есть в обоих случаях от добычного комплекса к берегу транспортируется многофазный поток. Иногда по техническим причинам осуществить транспорт столь сложной смеси нельзя. В этом случае необходимо подготовить продукт к трубопроводному транспорту, например, осушить добываемый газ, отделить от него жирные компоненты, например, конденсат или пропан-бутановые фракции, СО2, воду и т.п. [10].

Если же транспорт многофазной продукции на берег технически и технологически осуществим, то вся продукция скважин без какой-либо предварительной подготовки подается на берег через трубопровод, соединяющий скважину с береговыми сооружениями по подготовке и переработке. Многофазный транспорт в усеченном виде может представлять собой транспорт газоконденсатной смеси без примеси воды (которая либо еще не содержится в добываемой продукции, либо отделена в системе первоначальной подготовки на платформе или на судне). Такую продукцию называют двухфазной (нефть-газ или газ-конденсат) в отличие от трехфазной, где присутствует еще и вода.

Выбор системы транспортировки во многих случаях является определяющим при принятии решения о способах обустройства глубоководных промыслов. Сложности и многофакторность выбора хорошо иллюстрируется многолетней историей подготовки к освоению Штокмановского газоконденсатного месторождения.

Компания Statoil представила пять вариантов технических решений для обустройства месторождения. Первый из них представляет полностью подводное освоение. По второму варианту над месторождением помещается судно, которое выполняет поддерживающую функцию. В третьем решении у судна больше функций: на нем расположена вся техника, сюда поступает продукция из скважины и проходит отделение конденсата и подготовка газа к транспортировке по трубопроводу. Два последних варианта предполагают строительство платформы для освоения Штокмановского месторождения: либо расположение ее между месторождением и берегом на глубине не более 50 м, либо установка плавающей платформы непосредственно над месторождением и осуществление на ней полного процесса подготовки газа (этот вариант близок к третьему, но с более полным циклом подготовки и производством электроэнергии). Можно отметить, что во всех решениях производство СПГ предлагается осуществлять только на берегу.

Из предложенных пяти вариантов эксперты Norsk Нydro считают предпочтительной технологию подводного освоения потому, что в этом случае появляется выбор – поставлять потребителям сжиженный или сетевой газ. Так, по расчетам норвежских специалистов, на второй и более поздних стадиях проекта возникает возможность альтернативных рынков: уже к 2015 г. на европейском рынке может появиться потенциальная ниша для штокмановского газа. Более того, трубный газ для Европы на второй стадии проекта будет даже более вероятен, чем СПГ. Использовать для его транспортировки можно будет высвобождающиеся мощности трубопроводных систем в Северном море [9].

В российской и мировой практике пока нет опыта освоения месторождений УВ в акваториях с постоянным или временным ледовым покровом. Поэтому Приразломное месторождение в Печорском море является, по существу, полигоном, где отрабатываются инновационные технологии добычи нефти в таких условиях с использованием ледостойкой платформы для ледовых покровов до 2 м. Аналогичные платформы, разрабатываемые для Охотского и Балтийского морей («Орлан», «Моликпак» и др.) рассчитаны на гораздо меньшую толщину (менее 1 м) и давление льда.

При реализации проекта Приразломного нефтяного месторождения «Севморнефтегаз» сделал ставку на использование научного потенциала и технологических мощностей передовых российских предприятий – флагманов отечественного судостроения и морской техники, таких, как ФГУП «ПО «Севмашпредприятие» и МП «Звездочка» в Архангельской области, ЦКБ морской техники «Рубин», ЦНИИ им. А.Н.Крылова, ЦНИИ КМ «Прометей» в Санкт-Петербурге, ОАО «Выборгский судостроительный завод». В ряде случаев из-за отсутствия опыта проектирования и изготовления оборудования для условий арктического шельфа российские компании активно сотрудничали с зарубежными партнерами. В результате более 40 компаний из 15 стран привлечены к поставкам оборудования для морской ледостойкой стационарной платформы (МЛСП) «Приразломная». Наиболее широкое сотрудничество налажено с компаниями Норвегии, Великобритании, Италии, США, Германии, Голландии и Швеции [11].

Основной элемент обустройства Приразломного месторождения – стальная гравитационная ледостойкая платформа, общий объем капитальных вложений в проектирование и строительство которой составляет около млрд.долл. США. Создание морских ледостойких платформ представляет собой новую не только для российской, но и для мировой науки и промышленности организационно-техническую проблему, затрагивающую комплекс взаимоувязанных задач. Выполнение проектных работ потребовало развития прикладных исследований в области гидрометеорологии, инженерной геологии, ледотехники, физики конструкционных материалов. Была проведена оптимизация элементов конструкций, демпфирующих возможные колебания платформы, выбрана схема сборки и транспортировки платформы на месторождение по мелководным акваториям северных морей России. Выбор рациональных конструкционных решений в различных районах корпуса платформы позволил адаптировать их к изготовлению на российских судостроительных предприятиях.

Платформа обладает собственной плавучестью и доставляется на месторождение с установленным производственным комплексом. В эксплуатационном режиме она опирается на дно моря без дополнительного крепления. Устойчивость ее на грунте обеспечивается за счет собственного веса, водяного и бетонного балласта. Установка МЛСП на дно моря будет обеспечена с точностью отклонения от вертикали 5 в любом направлении. На платформе будут размещены емкости для хранения подготовленной к транспортировке нефти в объеме, соответствующем пяти-шестисуточной производительности в период максимального уровня добычи.

Основная несущая часть платформы – кессон. В ходе выполнения работ по его строительству на базе «Севмашпредприятия» впервые разработана и реализуется технология формирования на плаву металлоконструкций массой более 70 тыс.т. С применением специально изготовленных устройств герметизации стыков при выполнении подводной сварки на акватории предприятия.

Верхнее строение платформы (ВСП) формируется с использованием ВСП Hutton, которое доставлено на «Севмашпредприятие» в 2003 г. и проходит там ремонт и модернизацию. Проведены специальные исследования несущих конструкций ВСП на ударную вязкость и трещиностойкость, испытаны образцы электрокабеля на пробой и старение. В конце 2006 г. осуществлена уникальная операция по накатке ВСП на опорное основание. Во второй половине 2007 г.

предстоит не менее сложная операция по бетонированию кессона и буксировке плавучего объекта массой около 250 тыс.т в район установки на Приразломном месторождении.

Платформа рассчитана на круглогодичный непрерывный режим работы с учетом регулярного снабжения необходимыми материалами и продовольствием через 15-60 суток. Работы на платформе будут вестись вахтовым методом.

Численность обслуживающего персонала – 150 человек, смена вахты через каждый 14 суток.

На платформе в круглогодичном непрерывном режиме будут осуществляться все основные и вспомогательные производственные технологические процессы [12]:

- одновременное бурение и эксплуатация скважин;

- подготовка нефти к транспорту;

- хранение нефти и отгрузка ее в танкеры;

- утилизация отходов производства по принципу «нулевого сброса» в окружающую среду;

- вахтовое проживание производственного персонала;

- прием и дозаправка вертолетов;

- очистка пластовых и балластных вод и закачка их в разрабатываемый пласт;

- выработка электроэнергии для собственных нужд платформы;

- управление технологическими процессами и контроль за состоянием конструкций платформы и внешним воздействием;

- обеспечение внешней связи с морскими и береговыми объектами.

Технологический процесс добычи нефти сопровождается добычей пластовой воды, которая утилизируется через систему поддержания пластового давления (ППД). Дефицит воды для ППД восполняется использованием балластной и морской воды. Вся вода перед закачкой в продуктивный пласт проходит соответствующую подготовку.

Система разработки месторождения должна обеспечить максимальную степень извлечения нефти из недр при высоких темпах ее добычи на протяжении всего периода эксплуатации месторождения, а также при относительно небольшом фонде добывающих и нагнетательных скважин (19 и 16 соответственно). В связи с этим определяющим фактором для достижения проектного коэффициента нефтеизвлечения является применение самой современной системы разработки, которая должна в наибольшей степени соответствовать его геологическим условиям.

Проведенные расчеты процесса разработки свидетельствуют о двукратном увеличении дебитов нефти при использовании проектных однозабойных скважин по сравнению с обычными вертикальными и четырехкратное – при применении двухзабойных скважин. Особенно эффективно бурение двухзабойных скважин на отдаленные от платформы участки – в этом случае снижается проходка в непродуктивном разрезе.

Проект освоения «Приразломного» месторождения является пилотным для российских и мировых компаний на арктическом шельфе в тяжелых ледовых условиях. Поэтому «Севморнефтегаз» уделяет особое внимание вопросам безопасности, надежности применяемого оборудования и материалов, качеству производимых работ. Одним из основных принципов, заложенных в проект, является принцип нулевого сброса. Существующие инновационные технологии позволяют реализовать этот принцип даже в суровых арктических условиях. В частности, все продукты бурения будут полностью утилизированы путем закачки в специальную поглощающую скважину.

При проектировании обустройства Медынско-Варандейского морского участка значительное внимание уделено поиску инновационных технических решений по всем объектам, особенно по головным платформам, для Варандейского и Медынского участков. Сооружение платформ планируется на судостроительном объединении в г.Северодвинске, что даст возможность в полной мере использовать опыт и передовые решения, накопленные в процессе создания платформы «Приразломная». Рассматривались несколько концептуальных вариантов, отличающихся способом создания (новая постройка или переоборудование), архитектурным типом (кессонные с хранилищем и четырехколонные без хранилища), материалом опорного основания (сталь, железобетон, композит, стальная опорная плита и железобетонные опорный блок или колонны). В число этих вариантов были включены модификация платформы SDC, опорного основания платформы Hutton, а также многочисленные конструкции искусственных островов и вариант освоения с размещением оборудования на берегу [13].

Для снижения начальных капитальных затрат разработан ряд вариантов обустройства с применением ледостойких блок-кондукторов (платформ свайного типа с минимальным составом оборудования. предназначенных для бурения 12-14 эксплуатационных скважин и подачи пластового продукта на центральную технологическую платформу либо на берег для переработки сырья). Приемлемые инвестиционные показатели были получены для нескольких вариантов обустройства, в том числе для варианта бурения скважин через блок-кондукторы с использованием съемного бурового комплекса. При этом необходимое эксплуатационное, энергетическое и иное оборудование удалось разместить на баржах, устанавливаемых в находящейся поблизости от месторождения Варандей-море Варандейской губе, где отсутствуют подвижки льда и значительное волнение.

Разработка структур Варандей-море 2 и 3 планируется с использованием ледостойких блок-кондукторов и транспортировкой пластового продукта по подводным трубопроводам на эксплуатационный комплекс на прибрежной структуре Варандей-море 1 или на берег.

Площадь Медынское-море предполагается осваивать в следующей последовательности: Медынь-Центр, Медынь-Север и Медынь-Юг. Из числа рассмотренных сценариев наиболее рациональным является вариант с тремя платформами – «Центр», «Север» и «Юг». Платформа «Центр» предназначена для бурения двумя станками и эксплуатации 38 скважин, подготовки товарной нефти, ее хранения (вместимость хранилища не менее 90 тыс.т) и прямой отгрузки в танкеры дедвейтом до 40 тыс.т. Платформы «Север» (30 скважин, буровая установка) и «Юг» (20 скважин, 1 буровая установка) не имеют хранилищ и систем отгрузки нефти в танкеры, они будут соединены с платформой «Центр» подводными трубопроводами и коммуникациями. Все три платформы оснащены системами поддержания пластового давления путем закачки пластовой и морской воды.

Литература 1. Мнацаканян О. Перспективы развития геологоразведочных работ на шельфе арктических морей / О. Мнацаканян, А. Столбов, М. Орлов // Морской сборник. – 2006. - № 6. – С.56-62.

2. Теорема Штокмана // Нефтегазовая вертикаль. – 2005. - № 16. – С.60-62.

3. Штокман: пять вариантов Statoil // Нефтегазовая вертикаль. – 2005. - № 12. – С.82-83.

4. Недоношенный Штокман // Нефтегазовая вертикаль. – 2005. - № 12. – С.80 81.

5. Чернов И. Приразломное / И. Чернов // Нефтяная вертикаль. – 2005. - № 16.

– С.64-67.

6. Кутычкин Б. Чья нефть будет первой / Б. Кутычкин // Нефтегазовая вертикаль. – 2005. - № 16. – С.70-72.

7. Брехунцов А.М. Выбор стратегических приоритетов российской нефтедобычи в XXI веке / А.М. Брехунцов // Природные ресурсы. – 2006. № 12. – С.24-31.

8. Eurasia offshore. – 2006. - № 2.

9. НУДROвлическое предложение // Нефтегазовая вертикаль. – 2005. - № 12. – С.84-86.

10. Штокман: пять вариантов Statoil // Нефтегазовая вертикаль. – 2005. - № 12.

– С.82-83.

11. Чернов И. Приразломное / И. Чернов // Нефтяная вертикаль. – 2005. - № 16.

– С.64-67.

12. Чернов И. Приразломное нефтяное месторождение – старт уже близок / И.

Чернов // Морская биржа. – 2006. - № 13(3). – С.2-6.

13. Кутычкин Б. Чья нефть будет первой / Б. Кутычкин // Нефтегазовая вертикаль. – 2005. - № 16. – С.70-72.

Глава 7. НОРВЕЖСКИЙ ОПЫТ ОСВОЕНИЯ ШЕЛЬФОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ К участию в Штокмановском и других проектах норвежские компании подталкивает не только и не столько стремление к сохранению окружающей среды Севера. Ни для бизнесменов, ни для политиков не является секретом тот факт, что запасы нефти и газа в Северном море истощаются, и уже в ближайшей перспективе страна не сможет сохранить достигнутый объем экспорта. При этом потребление энергоносителей в Европе хоть и замедленными темпами, но будет возрастать и вряд ли в период до 2030 г. сможет компенсироваться из альтернативных источников.

Для поиска новых рабочих мест нужно идти дальше на север, однако наиболее перспективные месторождения находятся либо в российской части Баренцева моря, либо в спорной зоне. В 2006 г. правительство Норвегии выставило на лицензионный конкурс 19 новых участков в норвежской части моря, но ни один из международных газовых гигантов не заинтересовался предложением из-за небольших запасов. "Инвестиционные риски слишком высоки" – считают в компании Exxon Mobil, которая участвовала в конкурсе на разработку Штокмана, но не попала в "короткий список". Мнение Exxon разделяют Britis Petrolium, Shell и Total;

французская компания считает целесообразным ограничить свое присутствие в норвежской части Баренцева моря только проектом Сневит [1].

В этих обстоятельствах Норвегия делает все возможное, чтобы закрепить свое экономическое участие в разработке российских месторождений и подписать выгодный договор о проведении морской границы в Баренцевом море. Руководитель представительства Statoil в России Кристофер Маро заявил, что компания рассматривает западную Арктику как важнейший регион добычи углеводородов. Он считает, что Штокмановский проект настолько значительный, что может усилить позиции норвежских компаний (участников) в международной торговле СПГ, где сейчас доминируют Катар и Индонезия.

Совместная разработка месторождений означает начало сотрудничества двух стран на норвежском и российском континентальном шельфах, и это сотрудничество не будет ограничено добычей для внутренних потребностей.

Норвежские компании рассматривают ресурсы Баренцева моря как общий российско-норвежский источник развития производственной инфраструктуры, транспорта и логистики. "Это будет "европейский маршрут" для транспортировки российского газа из северных районов, когда месторождения в Северном море будут выработаны в ближайшие 15-20 лет" – отметил Сверре Койедал, начальник информационного департамента компании Statoil [1].

Таким образом, очевидны интересы наших ближайших соседей в освоении углеводородного сырья Западной Арктики. В этих условиях нашим ведущим компаниям и отрасли в целом целесообразно укреплять взаимовыгодное сотрудничество, особенно в инновационной сфере, где Норвегия является признанным лидером.

7.1. Исторические тенденции и современные технологии в разработке нефтегазовых месторождений В 1950-1960 годы западные страны столкнулись с возрастающей энергетической зависимостью от арабских стран. Шаг за шагом эта зависимость становилась критической. В 1956 г., когда Египет провозгласил контроль над Суэцким каналом, а затем перекрыл доставку нефти танкерами, разразился мировой нефтяной кризис. Зависимость от черного золота была осознана моментально. Именно с этого времени начались интенсивные поиски альтернативных нефтяных месторождений по всему миру. В начале 50-х годов Норвегия также стала заботиться о своих ресурсах. В целом работа проводилась в спокойном режиме, так как очень немногие верили в возможность месторождений нефти и газа на шельфе северных морей. Тем не менее, Норвегия предъявила свои права на прилегающие морские территории, а затем провозгласила свой суверенитет над ними исходя из Женевской конвенции 1958 г.

Правительство Норвегии особенно активизировало свою деятельность, потому что американская компания "Филлипс Петролеум" запросила исключительные права на исследование и разработку месторождений в норвежских территориальных водах. Но только в 1965 г. были выданы первые лицензии. Норвежское правительство не удовлетворило заявку "Филлипс" на исключительные права, и континентальный шельф был открыт для стабильно работающих предприятий. В течение пяти лет было выдано 22 лицензии на исследования в южной части Северного моря. Первые скважины были пробурены в 1966 г., но потребовалось более 3 лет, прежде чем было найдено рентабельное месторождение [2].

Многие конкуренты приостановили свои научные изыскания, но в конце 1969 г. все та же компания "Филлипс" открыла большое и многообещающее месторождение "Екофиск". В 1971 г. началась промышленная добыча нефти, "нефтяной век" стартовал в Норвегии.

Политические и военные события на ближнем Востоке, из-за которых произошел значительный рост мировых цен на нефть, стимулировали дальнейшее развитие норвежской нефтяной промышленности. Два нефтяных кризиса 1973-1974 гг. и 1978 г. подняли цену на нефть с 3 долл. за баррель до долл. за баррель. Высокая мировая цена на нефть стимулировала интенсификацию разведки и разработки шельфа Северного моря. Вложенные инвестиции в такие высокозатратные проекты уже могли быстро окупиться. В результате нефтяная промышленность Норвегии стала стремительно развиваться.

Как уже упоминалось, первое крупное нефтяное (и газовое) месторождение "Екофиск" было открыто "Филлипс Петромум Компани" в 1969 г. В 1971 г. здесь началась добыча нефти, а в начале 80-х годов и газа.

1973-1980 годы были ознаменованы открытием и началом промышленной эксплуатации наиболее крупных нефтяных месторождений, таких, как "Статфьорд", "Фригг", "Осберг", "Гуллфакс". Некоторые из них были крупнейшими в мире. 1990-е годы характеризовались увеличением доходности от нефтяного бизнеса как для государства, так и для частных компаний. Все крупные месторождения, за исключением площадки "Спейпнер", были уже в стадии полной эксплуатации. Впервые за короткую историю норвежской нефти доходы превысили расходы по отрасли в целом. В то же время уже упомянутые выше месторождения давали около 80% норвежской нефти. После этого стали активно осваиваться и более мелкие площадки.

В 2004 году насчитывалось более 40 разрабатываемых месторождений в норвежских территориальных водах. Дополнительно к ним было 9 площадок с подтвержденными запасами, но еще не принятых к разработке.

Все месторождения вместе давали 193 млн. т сырой нефти. В 2005 г.

Норвегия занимала 7-е место среди ведущих нефтедобывающих стран мира с 4.3% от мировой добычи. По экспорту нефти она находится на 3-м месте после Саудовской Аравии и России.

По прогнозам добыча нефти в ближайшие годы будет стабильной, но в дальнейшем начнет снижаться и ее доля к 2010 г. снизится до 58% по отношению к 75% в настоящее время (удельный вес в нефтегазовой отрасли).

Это связано с тем, что в суммарных запасах гидрокарбонатов Норвегии, которые оцениваются в 10 млрд. т.у.т., более 70% в настоящее время составляет природный газ.

Главными покупателями норвежской нефти являются Великобритания, Нидерланды и Франция. Только около 16% нефти страна использует на собственные нужды [1].

Таблица 7.1 - Доля потребителей норвежской нефти и природного газа в году, в % Страна Нефть Газ 1 2 Великобритания 22.5 Собственные нужды 15.9 Нидерланды 13.0 9. Франция 10.4 21. Германия 8.6 42. США 7.9 Канада 5.6 Швеция 4.1 Бельгия - 8. Италия - 6. Чехия - 3. Испания - 3. Другие страны 12.0 4. Разведка новых нефтегазовых месторождений постоянно продолжается на континентальном шельфе Норвегии. За последние пять лет открыто еще более 20 месторождений, запасы которых составляют более 50 млн.т по нефти и около 30 млрд.м3 по газу. Следует отметить, что только 60% норвежских территориальных вод открыты для разведки, а лицензированная добыча проводится только на 9% территории. То есть континентальный шельф все еще имеет неразведанный потенциал для открытия новых запасов. Конечно, эти новые месторождения не будут такими огромными, как первые, но ожидаются в большем количестве. Все еще не решен вопрос, так называемой, "серой зоны", где имеются предпосылки для обнаружения крупных месторождений.

Большие ожидания связаны с постепенным перемещением исследований и промышленной эксплуатации на север. Северное море пока способно давать высокую добычу, но перспективы здесь достаточно скромные. Прогнозы для Норвежского и Баренцева морей намного позитивнее. Первая разведочная скважина была пробурена в Баренцевом море в 2000 г., интересные по нефти геологические структуры были обнаружены, но большие глубины, трудности морского дна, недостаточная инфраструктура на суше усложняют эксплуатацию месторождений. Другим препятствием является большая удаленность от рынков сбыта, что предполагает необходимость далеких трубопроводов или доставка танкерами ледового класса.

Наиболее крупными нефтегазовыми месторождениями, открытыми на шельфе Северного моря в прошлом веке, были "Екофиск" и "Тролл". Последнее с запасами природного газа 1.3 трлн.м3 входит в двадцатку крупнейших мировых месторождений. В 2005 г. месторождения давали около 65 млрд.м природного газа, в том числе около 60% приходилось на два указанных месторождения.

Норвежский экспорт природного газа составляет около 2% общемирового экспорта и обеспечивает почти 10% западноевропейского спроса. Норвегия является третьей страной в мире по экспорту природного газа по трубопроводам и находится на 4-м месте среди стран-экспортеров природного газа. Уже к 2010 г. производство ПГ в общем балансе нефтегазовой отрасли возрастет с 25% до 42%. Суммарные запасы природного газа оцениваются в 7 трлн.м3.

Возобновившиеся норвежско-российские переговоры о делимитации морской границы в Баренцевом море позволяют еще раз оценить проблемы и перспективы двухстороннего сотрудничества в нефтегазовой сфере. В предварительном списке возможных участников консорциума разработки Штокмановского газоконденсатного месторождения, озвученном "Газпромом" в начале 2006 г., было озвучено пять компаний: норвежские Statoil и Norsk Hydro;

французская Total и американские Conoco Philips и Chevron Texaco. Поскольку обе норвежские компании обладают значительным опытом и передовыми технологиями добычи углеводородов на морском шельфе, попадание их как в данный проект, так и в другие (в том числе нефтяные) весьма вероятно.

Особенно после их объединения и образования нового концерна Statoil Hydro, с которым в конце 2007 г. "Газпром" подписал предварительное соглашение о совместной разработке Штокмана. Поэтому авторы сочли необходимым кратко остановиться на их опыте освоения шельфовых месторождений.

Необходимо сразу отметить, что отработка газовых и газоконденсатных месторождений началась на шельфе Северного и Норвежского морей только в середине 80-х годов, то есть на 15 лет позже, чем нефтяных. Но в целом Норвегия является мировым лидером в разработке новых добывающих технологий, имея за плечами более чем 30-летний опыт.

Statoil имеет значительный вес в международной нефтегазовой индустрии.

Зарубежные представительства концерна открыты в 34 странах, общая численность персонала составляет 25 тыс. человек. На 31 декабря 2006 года зарубежные запасы компании составили 861 млн. баррелей эквивалента нефти, а суточная добыча достигала 178 тыс. баррелей. Statoil имеет свои доли в концессиях на 17 действующих месторождениях в Анголе, Алжире, Азербайджане, Китае, Великобритании и Венесуэле, а также занимается разведочными работами во всех указанных странах и, кроме них, в Бразилии, Мексиканском заливе, Ирландии, Ливии, Нигерии и на Фарерских островах.

Соответственно Norsk Hydro дополнительно добывает нефть и газ в Анголе, Канаде, Мексиканском заливе, России и Ливии, а также осуществляет разведочные работы в Бразилии, Иране и Дании. На зарубежные территории приходится воловина ее геологоразведочной активности. К концу 2006 г.

деятельность за границей приносила компании 56200 баррелей в день из общего суточного объема добычи в 573000 баррелей нефтяного эквивалента в день.

В активе у норвежских компаний реализация проектов, по сложности сопоставимых со Штокманом. Полигоном для внедрения новаций в Арктике стали месторождения Сневит (Snehvit – "Белоснежка"), самый крупный пакет акций которого принадлежит Statoil, и Ормен Ланге (Ormen Lange – "Длинный Змей") – его генеральным подрядчиком является Norsk Hydro. В обоих случаях ведется строительство подводных трубопроводов для доставки газа на побережье.

На обоих месторождениях добыча будет осуществляться бесплатформенным способом, поскольку в районах залегания отмечаются значительные глубины. Из Ормен Ланге природный газ пойдет в Великобританию по трубопроводу, который будет самым протяженным в мире (более 1 тыс.км). В рамках проекта Сневит Statoil начал строительство первого в Европе завода по производству сжиженного природного газа (СПГ).

Предприятие располагается на специальном судне и на острове Мелькойя, рядом с городом Хаммерфест. Проектная мощность 10 млн.т сжиженного газа, после завершения строительства завода из Хаммерфеста ежегодно будут отправляться 70 судов со сжиженным газом. Statoil купил часть активов регазификационного терминала Cove Point в американском Балтиморе, чтобы доставленное в виде СПГ топливо преобразовывалось в "обычный" газ. Производство сжиженного газа предполагалось начать в 2006 году, однако фактически оно затягивается как минимум на год.

Схожей чертой Ormen Lange со Штокмановским месторождением можно считать большое расстояние до берегового терминала. Запасы газа составляют 397 млрд.м3, прогнозируемая добыча - 22 млрд.м3 в год при планируемом суммарном производстве Норвегии в ближайшие пять лет 100 млрд.м3 газа.

Месторождение было открыто в 1997 г., а его введение в эксплуатацию в конце 2007 г. является своеобразным рекордом газовой отрасли.

В освоении месторождения участвует консорциум компаний: Norsk Hydro (оператор с 18% акций), RD/Shell (17%), Statoil (10,8%), Exxon Mobil (7.2%), датская DONG (10,3%) и государственная норвежская Petoro (36.4%). Остальная доля в структуре акционерного капитала принадлежит миноритарным участникам [3].

Природно-климатические условия на Сневит и Ормен Ланге позволяют говорить о возможности использования норвежских технических решений на других полярных месторождениях. Самые большие трудности, связанные с добычей на Штокмановском месторождении – глубины, холод и ледники. Зимой вес отдельных ледников достигает 1.2 млн.т, эти глыбы касаются дна на глубине 350 м. В таких местах необходимо создавать придонные эксплуатационные установки и подводные напорные резервуары природного газа.

При температуре до -2 С, присущей большим глубинам в Баренцевом море, газ может замерзнуть в трубопроводе. На месторождении Сневит эта проблема решается закачиванием в трубопровод специального антифриза, однако реализация такого метода на Штокмане, отстоящем на 550 км (почти в раза дальше, чем "Белоснежка"), практически исключена. В рамках пилотного проекта на месторождении Тролль с помощью специального оборудования из проходящего потока выделяется жидкость и закачивается обратно в резервуар.

Аналогичные операции будут выполняться на месторождении Ормен Ланге [1].

Добыча на Ormen Lange будет вестись с двух подводных производственных комплексов, строительство которых было завершено еще в 2005 г. на юге Норвегии. Комплексы весом 110 тонн установлены на дне моря и в том же году было начато бурение восьми добывающих скважин. Участники проекта планируют в 2008 г. добычу 10 млрд.м3 газа с выходом на проектную мощность (22 млрд.м3) в 2009 г.

Суммарные инвестиции составят 8.3 млрд. евро, включая стоимость компрессорных станций, необходимых на поздней стадии разработки для поддержания пластового давления. Проектанты разработки утверждают, что срок окупаемости проекта не превысит 5 лет [1].


Газ месторождения будет поставляться подводными трубопроводами на берег, где предполагается разделение многофазного потока на газ и конденсат.

Конденсат планируется отгрузить в танкеры, а природный газ – экспортировать в Великобританию по газопроводу Britpipe протяженностью 1200 км, строительство которого предполагается завершить в 2007 г. Газопровод будет состоять из одной нитки пропускной способностью 24 млрд. м3 с проектной стоимостью 2.4 млрд. евро.

После нескольких лет добычи на месторождении необходимо поддерживать падающий уровень давления газа. Увеличение давления на месторождении Тролль обеспечивается платформенным комплексом, на Ормен Ланге и Сневит будет применяться другой способ с применением подводных компрессоров ориентировочно с 2014 г. Поскольку такие установки требуют значительной электрической мощности (десятки мегаватт), норвежские предприятия разработали уникальные технологии построения электрических цепей. Ни французская Total, ни американские нефтяные гиганты Conoco Philips и Chevron Texaco такими технологиями не обладают. Необходимо отметить, что норвежские технологии добычи нефти и газа на шельфе основаны на соблюдении строгих норм экологической безопасности и опробованы в арктических морях.

Statoil и Norsk Hydro – компании, обладающие эксклюзивным опытом подводного разделения фракции топлива. В дополнение к своему технологическому опыту норвежские компании готовы поделиться с "Газпромом" долями в проектах "Белоснежка" и "Длинный Змей", при этом Hydro готово отдать 10% из своих 18% в последнем месторождении. С технологической точки зрения компания считает целесообразным перенести на Штокман подводный опыт освоения месторождения без возведения платформы.

Проект Ormen Lange продвигается под девизом "новый газ для Европы".

Ожидается, что в 2009 г. он обеспечит 20% потребностей Великобритании.

Britpipe будет проходить через месторождение Sleipner, которое уже подключено к существующей системе трубопроводов в континентальную Европу.

Свой "плюс" в Britpipe (соглашение между Норвегией и Великобританией подписано еще в 2003 г.) "Газпром" видит в том, что на своем либерализованном рынке англичане впервые отказались от доминирующих спотовых поставок в пользу долговременного контракта с норвежцами. Это открывает рынок и для Северо-Европейского газопровода (СЕГ).

Однако вызывает вопрос "вялая" сбытовая стратегия консорциума, осваивающего Ormen Lange. Проектируется, что каждый участник проекта будет реализовывать собственную долю продукции самостоятельно, однако на конец 2006 г. ни одного контракта еще не было заключено. Однако консорциум убежден, что газ этого проекта найдет своего потребителя, исходя, в частности, из того, что к 2010 г. потребности Соединенного Королевства в дополнительном газе составят 50 млрд.м3 и 100 млрд.м3в 2020 году. При этом себестоимость добычи газа на месторождении составляет около 1.7 долл. за британскую тепловую единицу, а цены на газ в 3-4 раза выше [3].

Норвежские компании вместе с введением в строй новых трубопроводов рассматривают возможность производства СПГ из российского газа. На Мелькойа уже выбрано место для расширения производства в случае, если строительство третьей очереди станет актуальным. Statoil считает возможным обменять часть своих активов в месторождении Сневит и терминале Cove Point на 25% акций будущего Штокмановского консорциума.

Однако, несмотря на огромный опыт, у норвежских компаний тоже возникают серьезные трудности и проблемы. Так, в конце 2005 года генеральный директор Statoil Хельге Лунд на специально созванной конференции сделал сенсационное заявление о срыве сроков работ на месторождении Сневит и необходимости дополнительного многомиллиардного финансового проекта. Совет компании был проинформирован о том, что стоимость реализации проекта составит 58.3 млрд. норвежских крон (примерно 8.7 млрд.долл.), тем самым превысив планировавшиеся затраты на 7 млрд. По сравнению с первоначальным планом, утвержденным в 2001 г., общие расходы выросли на 18.8 млрд. крон, или почти на 2.9 млрд.долл. По уточненным оценкам, добычу газа на месторождении предполагается начать в июне 2007 г., а регулярные поставки СПГ будут осуществляться с декабря 2007 г., то есть на восемь месяцев позже, чем заявлялось ранее. Однако сейчас уже ясно, что реальные сроки будут сдвинуты еще как минимум на полгода.

Лунд констатировал, что проект Сневит столкнулся с трудностями с самого начала реализации, главным образом из-за того, что оказался недостаточно проработан к моменту запуска. Среди важнейших причин, повлиявших на срыв сроков, были названы задержки в проектировании, недостаточное качество оборудования, поставляемого из континентальной Европы на остров Мелькойа, неправильная оценка трудоемкости производственных операций, особенно электромонтажных работ. Statoil вынужден был пойти на принятие срочных мер, чтобы гарантировать реализацию проекта в точном соответствии с требованиями эффективности и безопасности. Тем не менее, имеющий для компании стратегическое значение проект по-прежнему является рентабельным [1].

Необходимо подчеркнуть, что реализация проекта будет продолжаться лет без учета срока проектирования, который составляется не менее года. В этой связи выглядят совершенно нереалистично сделанные в конце 2006 г. заявления руководителей "Газпрома" о том, что первый газ со Штокмановского месторождения будет получен уже в 2013 г. Учитывая, что сложность освоения этого гиганта по ледовой обстановке, глубинам и т.п. на порядок превосходит проект Сневит, при самом удачном стечении обстоятельств это событие не может наступить ранее 2017 г. Характерно, что и затраты, в 1995-1996 гг.

оценивавшиеся в 12-15 млрд.долл., сейчас выросли уже до 50 млрд.долл. без учета завода СПГ. И это явно не окончательная сумма.

Следует отметить, что в основном латание финансовой бреши проекта Сневит ляжет на норвежское правительство и для этого потребуется корректировка бюджета 2007 г. Statoil в большей степени зависим от правительства, чем Norsk Hydro, поскольку в первой компании доля государства во владении активам составляет 70.92%, а во второй – только 43.8%. Однако в настоящее время вопрос о слиянии компаний практически решен: в марте г. их правления разработали и утвердили план слияния, который 30 марта 2007 г.

был вынесен министерством нефти и энергетики Норвегии на утверждение стортинга. В июле этот документ получил одобрение общих собраний акционеров Statoil и Norsk Hydro.

Такое объединение значительно повысит рейтинг участия нового образования в Штокмановском проекте, так как, с одной стороны, повысит его инвестиционный ресурс, а с другой – значительно увеличит инновационные возможности. Особенно после того, как распался и "короткий" список, и "Газпром" заявил о самостоятельном финансировании проекта.

Хотя не следует забывать о политических проблемах такого взаимодействия, в частности, связанных с освоением спорных "серых" зон в Баренцевом море, положением российских компаний в архипелаге Шпицберген и других. Более вероятно, что ответственные российские политики не станут сводить переговоры о делимитации морской границы к формуле "газ в обмен на акватории", однако политические риски при принятии решения о включении в консорциум норвежских компаний должна учитываться. Издержки от партнерства "Газпрома" с французской или американской компанией меньше, поскольку Россия не имеет с этими странами пограничных проблем.

Можно напомнить, что в "распавшийся консорциум" не попала ни одна японская компания, хотя еще в ноябре 2005 г. в ходе визита В.Путина в Японию Алексей Миллер пригласил к участию в разработке Штокмана японские предприятия. То есть "возможности и вызовы на Севере" не ограничиваются набором очевидных альтернатив, а требуют поиска компромиссных вариантов, оптимизирующих технико-экономические преимущества и снижающих политические риски.

Сразу после начала добычи гидрокарбонатов в Норвегии возник системный вопрос об эффективности их доставки потребителям. Большинство добытой на континентальном шельфе нефти (около 70%) доставляется на сушу судами. Для транспортировки природного газа более эффективен трубопроводный транспорт. Главным потребителем норвежского газа является континентальная Европа, поэтому была построена развитая система трубопроводов, которые после сдачи сравнительно недороги в эксплуатации.

Трубопровод "Норпайп" был первым, он начал работать в 1977 г. Сейчас он представляет собой систему нефтяных и газовых трубопроводов, начинающихся от месторождения "Екофиск". 440-километровый газопровод идет в город Эмден в Германии, а 350-километровый нефтепровод (по существу, единственный в трубопроводной системе Норвегии) - в местечко Тиссайт в Англии. Мощность газопровода составляет 15 млрд.м3, а нефтепровода – около 50 млн.т сырой нефти в год [1].

880-километровая трубопроводная система "Статпайп", также состоящая из нескольких трубопроводов, была завершена в 1985 г. Главной целью этой системы является транспортировка гидрокарбонатов с месторождений "Статфьорд", "Гуллфакс" и "Оаберг" на перерабатывающий завод в Корсте.

Общая мощность всей системы 20 млрд.м3 в год.

Трубопроводная система "Зеепайп" доставляет газ с перерабатывающего завода в Коллсисс через Северное море в место Зеебрюгге в Бельгии. Ее общая протяженность составляет 800 км. Строительство этой системы было закончено в 1993 г., проектная мощность 15 млрд.м3.

Другая сеть трубопроводов, получившая название "Europipe 1" ("Европровод 1") была проложена от побережья Норвегии к Германии практически параллельно трубопроводу "Норпайп". Она была сооружена для транспортировки природного газа с месторождения Тролл, ее протяженность составляет 660 км, мощность около 18 млрд.м3 в год. Следующая система трубопроводов " Europipe 2" ("Европровод 2") соединяет перерабатывающий завод в Корсте с местом Доркум в Германии. Ее протяженность более 650 км и мощность перекачки газа около 26 млрд.м3.


Возрастающий спрос на природный газ вызвал строительство 840 километрового трубопровода "Франспайп", соединившего норвежский шельф с портом Дюнкерк во Франции. Он был сдан в эксплуатацию в 1998 г., его мощность составляет 20 млрд.м3. Последний из действующих газопроводов "Асгардтранспорт" был введен в 2000 г. и соединяет месторождения Норвежского моря с перерабатывающим заводом в Корсте. Протяженность трубопровода 745 км, мощность 24 млрд.м3 в год.

Расположенный к северу от Ставангера, газоперерабатывающий комплекс Корсте играет ключевую роль в транспортировке и переработке газа и конденсата (легкой нефти), добываемой на континентальном шельфе Норвегии.

На перерабатывающих мощностях завода газоконденсатной жидкости (ГКЖ) отделяются от поступающего по трубе обогащенного газа. Эти ГКЖ фракционируются в пропан, нормальный и изо-бутан, нафту и этан. Пропан хранится в двух больших кавернах в породе общей вместимостью 90 тыс.т [4].

Комплекс Корсте является третьим по величине мировым производителем сжиженных нефтяных газов, которые экспортируются по всему миру. В 2005 г.

из Корсте было отправлено 575 танкеров, перевозивших сжиженные нефтяные газы.

В 2007 г. должно быть завершено сооружение самого протяженного газопровода Britpipe от месторождения Ormen Lange до Великобритании (длина 1200 км, мощность 24 млрд.м3).

7.2. Организационно-экономические и правовые аспекты управления отраслью Площадь норвежского континентального шельфа составляет примерно 1, млн км2. Шельф разделен на три отдельных нефтяных провинции – Северное море, Норвежское море, включая Ян-Майен, и Баренцево море, включая Шпицберген. Геологические характеристики, нефтяной потенциал и технологические задачи для каждого района различны. В настоящее время уровень добычи нефти на шельфе составляет примерно 2,8 млн. баррелей/сут. В октябре 2007 г. планируется начать промышленную добычу газа (около 21, млрд. м3/год) на глубоководном газоконденсатном месторождении Ормен Ланге.

На сегодня это самый крупномасштабный проект в мире. Примечательно, что большинство месторождений норвежского шельфа получили имена героев скандинавской мифологии.

Доля нефтегазовой отрасли составляет 45% экспорта и обеспечивает 25 30% государственных расходов. Причинами устойчивого положения отрасли являются, в первую очередь, высокие мировые цены на энергоносители, благоприятный курс норвежской кроны по отношению к доллару США. Их влияние перекрывает высокие производственные затраты на шельфе. При нынешнем высоком уровне цен (50 долл. за баррель и выше) становится рентабельной добыча углеводородов в новых районах, например, в Арктике. В свое время цена в 12 долл. за баррель сделала рентабельной нефтедобычу в Северном море (еще раньше Саудовская Аравия начала свою нефтедобычу при мировой цене 1.5 долл. за баррель). К тому же конкурентоспособности нефтегазовой отрасли Норвегии способствует высокий уровень развития техники, интеграция в мировую рыночную систему, политическая стабильность в стране [2].

Принятая и последовательно реализуемая Правительством Норвегии стратегия максимизации долгосрочной ценности нефтяных активов направлена на процветание страны и рост благосостояния ее населения. Нефтяной сектор обеспечивает пятую часть ВВП страны и внешнеторговый профицит в 14% за счет экспорта углеводородов. Страна занимает седьмое место после Саудовской Аравии и России по объему чистого экспорта углеводородов.

Важным элементом норвежской политики управления национальными нефтегазовыми ресурсами является баланс интересов государства и международного бизнеса. Почти 40-летний положительный опыт проведения такой политики дает все основания полагать, что и в перспективе Норвегия останется в числе ведущих производителей нефти и газа, а норвежский континентальный шельф, благодаря рациональной модели управления разведкой и эксплуатацией расположенных здесь месторождений, - одним из наиболее привлекательных регионов мира для инвестирования и полигоном для отработки и внедрения инновационных технологий.

С принятием в 1958 г. Женевской конвенции о континентальном шельфе был открыт доступ к освоению морских ресурсов углеводородного сырья. В мае 1963 г. норвежский Стортинг (Парламент) принял закон о суверенитете над участками континентального шельфа, согласно которому собственником этих участков является государство, а выдавать разрешения на разведку и добычу нефти и газа имеет право только король (на практике - правительство). Первые лицензии на добычу нефти на континентальном шельфе Норвегии были выданы в 1965 г., а в 1966 г. на одном из участков в Северном море была пробурена первая разведочная скважина. В 1980 г. разведочные работы начались в Норвежском и Баренцевом морях. Позже, в 1994 г. в глубоководной части (1000 2000 м) Норвежского моря были дополнительно открыты новые районы для разведки.

Контроль деятельности в нефтегазовой сфере, согласно Конституции Норвегии, был возложен на Министерство промышленности. Но когда в конце 60-х годов в норвежском секторе шельфа Северного моря был открыт ряд месторождений углеводородов, в том числе, крупное месторождение нефти Экофиск (1969 г.), и деятельность в сфере нефтедобычи интенсифицировалась, назрела необходимость организационно-структурных преобразований в отрасли.

В связи с этим в 1970 г. Правительство Норвегии учредило комиссию по разработке системы управления национальной нефтяной промышленностью.

Результатом деятельности этой комиссии стало создание в 1972 г. системы государственного управления нефтегазовой отраслью, в которую вошли:

Министерство нефти и энергетики, формирующее государственную политику в нефтегазовой сфере;

Норвежский нефтяной директорат, учрежденный 14 июля 1972 г. Стортингом как орган государственного регулирования, осуществляющий административный, финансовый и технический контроль деятельности нефтяных компаний и управление производственными процессами;

государственная компания «Статойл» («Statoil»), осуществляющая надзор за эксплуатацией месторождений и регулирование деятельности, связанной с нефтедобычей [5].

Для достижения главной цели – повышения общественной ценности национальных углеводородных ресурсов – Норвегии, не имеющей опыта разведки и освоения нефтегазовых месторождений и необходимых финансовых ресурсов, предстояло решить сложнейшую задачу: с одной стороны, выработать эффективную государственную политику комплексного управления нефтегазовыми ресурсами и, с другой стороны, привлечь частный капитал, способный реализовать на высоком техническом, технологическом и социальном уровне весь процесс их освоения.

В первую очередь нужно было создать структуру управления отраслью, объединяющую государственные, независимые коммерчески и общественные организации с уровнем компетентности в сфере нефтегазодобычи и сопряженных с ней областях не ниже уровня компетентности ведущих мировых нефтяных компаний. Это послужило предпосылкой создания условий для эффективного сотрудничества и диалога между государством и международным нефтяным бизнесом.

Норвежские законодатели с самого начала стали уделять особое внимание нефтегазовой отрасли. Они признали, что ее значение настолько велико для всего норвежского общества, что отрасль нельзя отдавать только в руки частных компаний. По этой причине и были созданы государственная нефтяная компания "Статойл" и государственный орган управления нефтяным бизнесом – Норвежский нефтяной директорат. Более того, парламент Норвегии принял принципиальное решение выделять компании "Статойл" не менее 50% всех будущих лицензий. В начальный период (1970-1980 гг.) инвестиции в освоение норвежского континентального шельфа превышали доходы, к тому же правительство Норвегии стало брать в 1975 г. экспортную пошлину за нефть и газ. Все это сделало отрасль ведущим источником бюджетных доходов [2].

Законодательные органы продолжали играть активную роль в развитии нефтяного бизнеса. Парламент страны принял детальные правила: например, была установлена максимальная годовая добыча сырой нефти и природного газа. Были определены правила согласования интересов различных участников бизнеса, которые привели к положительному развитию экономики и норвежского общества в целом. Особое внимание уделялось привлечению национальных кадров и росту благосостояния населения.

С 1985 года было учреждено более активное и непосредственное государственное участие в нефтегазовом бизнесе. Оно было достигнуто введением новой системы государственного прямого финансового процента, которая определяла долю государства в инвестициях и доходах. Доля норвежского государства закладывалась в лицензиях компании "Статойл" и других корпораций.

Важным элементом государственной политики Норвегии в нефтегазовом секторе экономики является баланс интересов государства и международного бизнеса. Изначально были созданы все условия для сотрудничества и конструктивного диалога между властями и компаниями.

При разработке законодательной базы в области нефтегазодобычи главной целью было обеспечить ее соответствие на всех уровнях интересам страны.

Основу национального законодательства Норвегии для нефтяной отрасли составляет ряд принятых Стортингом (Парламентом) законов: "О нефти", "Об охране окружающей среды", "О технике безопасности и охране труда".

Ключевым является закон "О нефти".

Основу современной структуры управления нефтегазовой отраслью Норвегии составляет ряд министерств, директоратов и агентств. Министерства формируют государственную стратегию и осуществляют законодательное регулирование в данной сфере. Общая ответственность за разработку ресурсов норвежского континентального шельфа возложена на Министерство нефти и энергетики (МНЭ). Его главная задача – обеспечение деятельности отрасли в соответствии с руководящими принципами, принятыми Стортингом.

Директораты и агентства, созданные в поддержку министерствам в качестве консультативных органов, осуществляют техническое и оперативное управление отраслью. Норвежский нефтяной директорат (ННД), находящийся в административном подчинении МНЭ, обеспечивает техническое управление нефтегазовыми ресурсами континентального шельфа и консультирует Министерство по этим вопросам.

Контроль охраны труда, техники безопасности и охраны окружающей среды при производстве работ на шельфе возложен на соответствующие директораты и управления. В Норвегии действуют самые строгие экологические нормы. В интересах защиты других национальных отраслей, в частности рыболовства, имеющего для Норвегии первостепенное значение, введены ограничения на сейсморазведочные и буровые работы и запрет на проведение этих и других работ на шельфе в определенные периоды года и в некоторых районах шельфа. Для норвежской части Баренцева моря, считающегося одним из самых чистых регионов мира, принята схема комплексного управления ресурсами, предусматривающая оценку комплексного влияния нефтегазодобычи, транспорта и рыболовства на окружающую среду путем постоянного наблюдения за состоянием акватории, осуществления мер по управлению морскими ресурсами на основе экосистемы, предупреждения рисков пролива нефти с транспортных средств и в результате работ, связанных с нефтедобычей.

Система управления нефтегазовыми ресурсами построена таким образом, чтобы обеспечить максимизацию общественной ценности нефтегазовых ресурсов Норвегии на каждом этапе их освоения. Эксперты и высококвалифицированные специалисты различного профиля, являющиеся штатными сотрудниками МНЭ и ННД, проводят анализ влияния стратегий, реализуемых в сфере нефтегазодобычи, подготавливают независимые оценки для правительства, участвуют в перспективном планировании.

В отрасли принята строгая система отчетности. Все компании и организации, действующие в отрасли, предоставляют отчеты в ННД, который, в свою очередь, регулярно отчитывается перед МНЭ. Ежегодно правительству представляется отчет в виде информационного бюллетеня о состоянии дел в нефтяной отрасли на всех этапах деятельности. Дважды в год публикуется официальный правительственный документ о состоянии дел в отрасли (так называемая «Белая книга»), который направляется в Стортинг для ознакомления и оценки. Этот отчет также может содержать рекомендации по работе отрасли на перспективу, предлагаемые на рассмотрение Стортинга.

Согласно Закону «О нефти», держатели лицензий - компании-операторы обязаны по требованию МНЭ предоставлять всю информацию и документацию, касающиеся их деятельности, предусмотренной этим законом. В Нефтяной директорат предоставляются копии документов, содержащих сейсмологические данные, результаты скважинных исследований, данные каротажа и геофизических исследований, а также буровые журналы и др. Кроме того, представители МНЭ и ННД имеют право присутствовать в качестве наблюдателей в составе комитетов, образованных в связи с деятельностью, осуществляемой по каждой выданной лицензии.

Вся информация накапливается в банке данных и используется для оценки и анализа деятельность отрасли, прогнозирования добычи, уровня ожидаемых доходов и сценариев развития нефтегазодобычи на шельфе, выработки рекомендаций для государственных органов по повышению общей ценности углеводородных ресурсов. На основе этих рекомендаций власти принимают решения по реализации необходимых мер, например, по увеличению объемов геологоразведки путем лицензирования новых районов, по проведению научно исследовательских и проектных работ при освоении новых месторождений или совершенствовании проектов уже разрабатываемых месторождений, по повышению эффективности транспортных систем или действующих сооружений и др.

С целью учета извлекаемых ресурсов ННД осуществляет надзор за соблюдением компаниями-операторами требований законодательства в отношении измерительных мероприятий, связанных с налогообложением.

Данные по объемам коммерческой добычи нефти и газа служат основой для расчета роялти и оценки доходов держателей лицензий.

Взаимоотношения со странами-импортерами норвежской нефти регулируются соответствующими договорами и соглашениями. На ежегодных совещаниях, проводимых Норвежским нефтяным директоратом, обсуждаются существующие и будущие мероприятия в области технологий учета коммерческой добычи. В настоящее время налажено сотрудничество ННД с соответствующими государственными органами Германии, Бельгии, Великобритании и Франции. Согласно принятой в Норвегии Концепции национальных хранилищ данных, вся информация о состоянии и деятельности нефтегазовой отрасли хранится в виде цифровых баз данных. Базы взаимосвязаны с помощью однозначной идентификации, терминологии и систем классификации [5].

Данные поступают либо в оперативном режиме, либо на носителях информации. При этом строго соблюдаются правила и требования конфиденциальности. Например, в зависимости от характера данных, поступающих в ННД, конфиденциальность сохраняется в течение 2 лет - для необработанных (неинтерпретированных) данных по лицензиям на добычу, лет - для данных, которые являются «доступными для приобретения» и 5 лет для прочих данных. Срок сохранения конфиденциальности интерпретированных данных может достигать 20 лет. Данные по отказным районам не считаются конфиденциальными. К определенной части информации имеется широкий доступ через Интернет-порталы (см. например, www.NPD.no). Базы данных считаются ценным государственным активом.

Норвежская система лицензирования является дискреционной. Аукционы не проводятся, подписные бонусы не выплачиваются.

Перед лицензированием проводится оценка ресурсов районов, предлагаемых для концессий. Это позволяет определить углеводородный потенциал районов и ранжировать их по степени перспективности. В неразведанных районах перед лицензированием проводят геофизические и геологические исследования, а в тех районах, где осуществлялись геологоразведочные работы, ресурсы оцениваются по имеющимся данным геологоразведки.

Порядок получения лицензий на добычу в пограничной зоне несколько иной. Сначала компании подают предварительные заявки в Министерство нефти и энергетики на участки, намечаемые к освоению. Затем МНЭ совместно с ННД проводит экспертизу заявленных участков и направляет свои предложения Правительству Норвегии, которое принимает окончательное решение о включении конкретных участков в лицензионный раунд и определяет условия выдачи на них лицензий. После оглашения решения отводится три месяца на подготовку и прием заявок от компаний. Разрешается подавать групповые и индивидуальные заявки на разработку. Недавно норвежская система лицензирования претерпела изменения: были упрощены процедуры оформления заявок.

На этапе добычи Министерства нефти и энергетики при содействии ННД осуществляет контроль ведения работ на каждом эксплуатируемом месторождении. Особое внимание уделяется технологии добычи и эффективности ведения работ. Периодически (как правило, ежегодно) держатель лицензии должен направлять в Министерство заявку, чтобы получить разрешение на добычу, включая разрешение на сжигание в факелах попутного газа и на холодный выпуск газа. Копия заявки направляется в ННД. Разрешение выдается МНЭ на основании рекомендаций Норвежского нефтяного директората.

Основным требованием разработки месторождения является рачительное управление запасами в залежах. Держатель лицензии должен контролировать динамику добычи, давления и условий движения нефти, объем закачиваемых флюидов и нагнетаемых газов, состав добываемой нефти, а также эффективность применяемого технологического оборудования. Кроме того, в соответствии с общепринятым порядком держатель лицензии обязан производить замеры и анализ добытой нефти, включая ту, которая уже продана.

Методику и перечень оборудования для проведения замеров и выполнения необходимых анализов утверждает ННД. В случае, если объем добытой или проданной нефти подсчитан неверно, держатель лицензии обязан выяснить причину и представить документацию, на основании которой можно произвести пересчет. В соответствии с установленными правилами Нефтяной директорат имеет право предложить дополнительные меры и условия для дальнейшей корректировки данных.

Для эффективного учета запасов нефти на континентальном шельфе ННД в течение довольно продолжительного периода разрабатывал систему классификации, которая группирует ресурсы и запасы по степени их развития.

Последний вариант - нынешняя классификация Норвежского нефтяного директората применяется с 2001 г. и охватывает все извлекаемые объемы нефти, как открытые, так и необнаруженные.

Ресурсы в недрах, называемые также начальными ресурсами в недрах - это объемы нефти, подсчитанные как имеющиеся на месторождении до начала добычи. Условные ресурсы - это открытые извлекаемые запасы, которые, как предполагается, могут быть извлечены, но вопрос об их добыче еще не решен держателями лицензии. Запасы охватывают оставшиеся извлекаемые товарные объемы нефти в месторождениях и в проектах, по которым принято решение о добыче и утверждено МНЭ. Если решение еще не принято, то открытые объемы классифицируются не как запасы, а как условные ресурсы. Таким образом, запасы представляют собой подгруппу ресурсов. Оценки ресурсов в недрах не включены в классификацию.

Поскольку добыча нефти осуществляется путем реализации промышленных проектов, основной упор был сделан на разработку классификации, которая учитывает процесс их развития и отражает все решения, способствующие продвижению реализации проекта. Так как месторождение может разрабатываться в несколько этапов, на каждый этап составляется проект, учитывающий степень подготовленности запасов к реализации в части планирования разработки и добычи. Поэтому ННД классифицирует запасы в отдельных проектах по степени их продвижения к добыче.



Pages:     | 1 |   ...   | 3 | 4 || 6 | 7 |   ...   | 10 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.