Лунные технологии — под водой

Александр Кокшаров

Благодаря инновациям Норвегии удается сохранять первенство в Западной Европе в сфере добычи нефти и газа, а также опровергать прогнозы о скорой исчерпаемости ее природных богатств

Лунные технологии — под водой Нефть,Из жизни Евросоюза,Инновационная экономика,Инфраструктура,Инвестиционный подъем

Норвегия является третьим по величине (после Саудовской Аравии и России) мировым нефтеэкспортером. Никакие другие отрасли до сих пор не могут конкурировать с нефтегазовым сектором по своему значению в норвежской экономике. Сектор обеспечивает 45% доходов бюджета Норвегии и занятость для 80 тыс. человек (все трудовые ресурсы — 2,5 млн человек), кроме того, из него вырастают другие отрасли норвежской экономики — от машиностроения до информационных технологий и финансов.

При этом, вероятно, немногие знают, что Норвегия является одним из самых сложных регионов для добычи нефти и газа в мире. Практически все нефтегазовые ресурсы находятся не на суше, а в море, что усложняет процесс их добычи, хуже того, около половины потенциальных ресурсов расположены даже не на шельфе, а в более глубоких водах вдоль континентального склона. Дополнительная трудность состоит в том, что регион Северного и Норвежского морей, где добываются норвежские нефть и газ, известен плохой погодой. Именно поэтому развитие и активное использование технологий, позволяющих добывать нефть и газ в сложных геологических, гидрологических и климатических условиях, стали залогом долгосрочного успеха Норвегии в этой сфере.

Кластер идей

В 1963 году Норвегия получила суверенные права на разработку полезных ископаемых в своем секторе Северного моря, и первая нефть была найдена уже в 1969-м. Первое месторождение — Экофиск — к середине 1970-х (то есть в самый разгар нефтяного кризиса) сделало страну важным игроком на нефтяном рынке. Разведка и разработка новых месторождений сначала в Северном, а затем и в Норвежском море превратили страну в ключевого экспортера нефти и природного газа, чьи позиции были особенно сильны на европейском рынке.

При этом изначально Норвегия практически не имела собственной экспертизы в нефтегазовой отрасли, поэтому была вынуждена обратиться к международным компаниям за технологиями и методами разведки и добычи. Однако за последующие четыре десятилетия норвежская нефтегазовая отрасль смогла стать конкурентной по международным меркам. При этом ее конкурентоспособность основывается не только на опыте нефтяных компаний (и прежде всего образовавшейся в 2007 году в результате слияния Statoil и Norsk Hydro компании Statoil Hydro), но и на деятельности предприятий-поставщиков и исследовательских институтов. «В Норвегии удалось создать очень успешный национальный кластер по разработке и применению технологий, который включает в себя всех участников инновационного процесса — от университетов до производителей оборудования и самих нефтегазовых компаний. Это стало результатом целенаправленной политики правительства, которое на протяжении десятилетий поощряло развитие инноваций в нефтегазовом секторе», — рассказал «Эксперту» Патрик Хезер, сотрудник Оксфордского института энергетических исследований. Весьма показательный пример: когда судостроительная отрасль Норвегии фактически умерла, не выдержав конкуренции с Южной Кореей и другими азиатскими производителями, на ее основе в Ставангере и окрестностях Осло появился новый сектор по выпуску оборудования для разведки и добычи нефти в море.

Необходимость инноваций стала очевидна еще на раннем этапе развития отрасли, и с тех пор внимание к проблеме не ослабевает. Как подчеркивал в интервью «Эксперту» три года назад Бенгт Ли Хансен, бывший вице президент Norsk Hydro и нынешний глава Statoil Hydro Russia, главное отличие от работы на суше состоит в том, что при добыче в море многократно возрастает роль технологий. «Только благодаря им мы можем добывать нефть все дальше от берега, но при этом сохранять производственные издержки на приемлемом уровне, выдерживая сроки эксплуатации и обеспечивая надлежащее качество», — утверждает Хансен. Несмотря на тот факт, что добыча на море ведет к более высоким издержкам, чем разработка месторождений на суше, шельфовые месторождения углеводородов обычно в среднем оказываются значительно крупнее и богаче континентальных. Что, естественно, делает морскую добычу более конкурентоспособной.

Использование современных технологий обеспечивает и более высокую степень выработки. На том же месторождении Экофиск первый пик добычи был достигнут в 1976 году. К середине 1980-х добыча на нем упала в три раза. Однако благодаря применению новых технологий, которые позволяли отказаться от фиксированных платформ и перейти к плавучим, нефтяники смогли бурить на больших глубинах, и добыча вновь начала расти. Затем было освоены подводные буровые и горизонтальное бурение, достигнута высокая степень автоматизации. Поэтому в 2005 году добыча на, казалось бы, уже исчерпанном Экофиске на 14% превысила рекорд 1976 года. По большинству прогнозов, месторождение останется в эксплуатации до 2050 года. И это при том, что на рубеже XXI века некоторые пессимисты предсказывали, что нефтяные ресурсы Норвегии будут полностью исчерпаны к 2012 году. По данным BP World Energy Report, в 2007 году доказанные запасы нефти Норвегии составили 1 млрд тонн, доказанные запасы природного газа — 2,96 трлн куб. м; потенциальные резервы превышают доказанные ресурсы в несколько раз.

В глубинах «высокого Севера»

Несмотря на то что Северное море остается важным регионом добычи нефти и газа в Норвегии, доля запасов там постепенно снижается. Поэтому со второй половины 1990-х в Осло задумались о развитии ресурсов, расположенных на континентальном склоне Норвежского и Баренцева морей, была разработана так называемая стратегия освоения высоких широт Севера.

Привычные буровые платформы для шельфовой добычи уходят в прошлое, и на «высоком Севере» их сменяют автоматизированные буровые станции, которые соединены с «большой землей» подводными коммуникациями. На буровую станцию, находящуюся на морском дне на большой глубине, подается электроэнергия. С суши же в специализированном центре осуществляется управление всеми процессами. Нефть и газ поступают на сушу по подводным трубопроводам. Центры управления такими станциями напоминают центры управления космическими полетами. А на больших глубинах трубопроводы прокладываются при помощи аппаратов, похожих на луноходы. На некоторых месторождениях у берегов Норвегии Statoil Hydro использует систему противодействия льдам — от слежения за айсбергами до ликвидации льдин. При приближении айсбергов танкеры могут экстренно отсоединиться от платформ и отплыть на безопасное расстояние. Сами же платформы защищены от прямого столкновения с айсбергами любых размеров.

«Обычно технологические прорывы связаны с реализацией крупных проектов, таких, например, как месторождение Ормен-Ланге», — поясняет Бенгт Ли Хансен из Statoil Hydro. В 2007 году в Норвегии началась добыча на двух крупных месторождениях, которые потребовали от компаний-операторов новейших технологий.

Первый проект — газовое месторождение Сновит («Белоснежка») в Баренцевом море, расположенное в 140 км от берега на глубинах в 340 метров ниже уровня моря. Доказанные запасы газа оцениваются в 160 млрд куб. м природного газа (что почти в два раза превышает нынешний годовой уровень норвежской добычи газа). Добыча на этом месторождении будет осуществляться с помощью 19 подводных скважин, а также скважины по закачке углекислого газа в земную кору (в Норвегии очень серьезно относятся к окружающей среде, поэтому развивают технологию закачивания парниковых газов в нефтегазовые слои, вместо того чтобы выпускать их в атмосферу, замедляя таким образом процесс глобального изменения климата). Добытый газ по трубопроводу поступит на обрабатывающий терминал, где будет охлажден до сжиженного состояния и закачан в танкеры. Высвободившийся углекислый газ будет возвращен под землю, а природный — в танкерах отправлен потребителям в Европу и Северную Америку.

Второй проект, месторождение Ормен Ланге в Норвежском море, о котором упомянул г-н Хансен, находится на больших глубинах, от 800 до 1100 метров под уровнем моря. Оно содержит 375 млрд куб. м природного газа, что делает его одним из крупнейших в Европе. Здесь также будет использоваться технология отделения природного газа от углекислого на берегу, после чего природный газ будет направлен потребителям в Британии по трубопроводу протяженностью 1200 километров.

Реализация программ на обоих месторождениях уже началась, и через несколько лет они заработают на полную мощность. Это самые масштабные в истории Норвегии промышленные проекты стоимостью в десятки миллиардов долларов каждый. «Реализация таких серьезных проектов в условиях жесткого графика и в рамках запланированных издержек часто бывает невозможна на базе старых технологий. Когда перед нами стоит столь масштабная задача, мы просто вынуждены искать самые современные технологии. Поэтому наш исследовательский отдел глубоко интегрирован в повседневную деятельность компании. Он должен дать нам возможность использовать самые современные технологии, прежде чем мы примем решение об инвестировании в проект. При этом мы стараемся максимально использовать ресурсы Норвегии — до 75 процентов оборудования и технологий мы получаем внутри страны», — говорит Бенгт Ли Хансен из Statoil Hydro.

Статьи на тему: «Нефть»