รัสเซียล้มเลิกแผนการผลิตน้ำมันและก๊าซนอกชายฝั่งอย่างเข้มข้น ชั้นวางของ Gazprom Neft สำหรับความลึกตื้น

แนวโน้มการสำรวจและการผลิตไฮโดรคาร์บอนในโลกและชั้นวางของรัสเซียในการทบทวนเชิงวิเคราะห์ของ LUKOIL "แนวโน้มหลักในการพัฒนาตลาดน้ำมันและก๊าซทั่วโลกจนถึงปี 2568"

วลาดิเมียร์ อัครามอฟสกี้

© "ลูคอยล์"

ได้กลายเป็นประเพณีมานานแล้วที่บริษัทน้ำมันรายใหญ่ของโลกจำนวนหนึ่งต้องเปิดเผยต่อสาธารณะเป็นระยะๆ การวิจัยของตัวเองและการพยากรณ์การพัฒนา อุตสาหกรรมน้ำมันและก๊าซ. ปีนี้เป็นครั้งแรกที่บริษัท LUKOIL ของรัสเซียได้นำเสนอการประเมินแนวโน้มระดับโลกในการพัฒนาตลาดน้ำมันและก๊าซต่อสาธารณชนทั่วไป ทีมนักวิเคราะห์จากผู้นำรัสเซียคนหนึ่งทำการวิจัยในด้านนี้เป็นประจำ ก่อนหน้านี้ การทบทวนดังกล่าวจัดทำขึ้นเพื่อจุดประสงค์ในการปรับปรุงกลยุทธ์การพัฒนาและจัดทำโครงการการลงทุนของ LUKOIL เท่านั้น ในปัจจุบัน ตามที่นักวิเคราะห์ของบริษัทระบุว่า อุตสาหกรรมรัสเซียทั้งหมดจำเป็นต้องอัปเดตกลยุทธ์การพัฒนาของตนอย่างเป็นกลาง อุตสาหกรรมน้ำมันและก๊าซ. ในการทบทวนแนวโน้มทั่วโลกที่เผยแพร่นั้น ให้ความสนใจเป็นพิเศษกับการวิเคราะห์ปัญหาเร่งด่วนในอุตสาหกรรมน้ำมันและก๊าซของรัสเซีย หนึ่งใน “ความท้าทาย” หลักของประเทศคือการที่การผลิตลดลงตามธรรมชาติในแหล่งเก่าในอีกไม่กี่ปีข้างหน้า ซึ่งสามารถชดเชยได้อย่างเต็มที่ด้วยชุดมาตรการ ซึ่งส่วนใหญ่เกี่ยวข้องกับการใช้เทคโนโลยีใหม่ในปริมาณมาก สำหรับรัสเซียในสภาวะปัจจุบัน หนึ่งใน "ทรัพยากรการเติบโต" ที่สำคัญคือการเพิ่มความเข้มข้นของการสำรวจและการผลิตไฮโดรคาร์บอนบนชั้นวาง ซึ่งต้องใช้ความรู้และเทคโนโลยีที่เป็นเอกลักษณ์

มุ่งเน้นไปที่หิ้งน้ำลึก
แนวโน้มทั่วโลกเป็นเช่นนั้น เนื่องจากปริมาณสำรองน้ำมันบนบกแบบดั้งเดิมหมดลง ทรัพยากรนอกชายฝั่งจึงมีบทบาทสำคัญมากขึ้นในการรับประกันการบริโภคที่เพิ่มขึ้น และหากไม่คาดว่าจะค้นพบแหล่งเงินฝากขนาดยักษ์ใหม่บนบกอีกต่อไป โอกาสในการวางหิ้งในเรื่องนี้ก็มีแนวโน้มที่ดีมาก นักวิทยาศาสตร์ประเมินว่าปริมาณสำรองน้ำมันนอกชายฝั่งที่ได้รับการพิสูจน์แล้วของโลกเพียงอย่างเดียวมีจำนวนถึง 280 พันล้านบาร์เรล ใน ปีที่ผ่านมาการค้นพบบนบกส่วนใหญ่อยู่ในแหล่งสะสมขนาดเล็กและขนาดกลาง “ในช่วง 20 ปีที่ผ่านมา จำนวนการค้นพบขนาดใหญ่บนชั้นวางมีมากกว่าจำนวนการค้นพบขนาดใหญ่บนบก และการผลิตจากแหล่งนอกชายฝั่งก็สูงถึงเกือบ 30% ของทั้งหมดทั่วโลก” LUKOIL เน้นย้ำในการทบทวนเชิงวิเคราะห์

“ด้วยการพัฒนาเทคโนโลยี ความลึกของพื้นที่ชั้นวางที่พัฒนาแล้วก็เพิ่มขึ้นเช่นกัน เทคโนโลยีสมัยใหม่อนุญาตให้ขุดเจาะได้แม้ที่ระดับความลึกเกิน 3,000 ม. ปัจจุบันการผลิตนอกชายฝั่งประมาณ 27% เกิดขึ้นในน้ำลึกและส่วนแบ่งของมันจะยังคงเติบโตต่อไป” การทบทวนกล่าว อุบัติเหตุบนแพลตฟอร์ม Deepwater Horizon ในอ่าวเม็กซิโกทำให้หลายบริษัทต้องดำเนินการ พิจารณาแนวทางของตนเพื่อให้มั่นใจในความปลอดภัยระหว่างการขุดเจาะบนชั้นวาง ส่งผลให้ มาตรการเพิ่มเติมเพื่อป้องกันสถานการณ์ฉุกเฉินส่งผลให้ต้นทุนการผลิตไฮโดรคาร์บอนนอกชายฝั่งเพิ่มขึ้น ภาระภาษีที่สูงในบางประเทศ เช่น แองโกลา และไนจีเรีย ก็เช่นกัน ส่งผลให้ต้นทุนการพัฒนาน้ำลึกสูงขึ้น

การดำเนินโครงการนอกชายฝั่งที่ซับซ้อนเกี่ยวข้องกับต้นทุนทางการเงินจำนวนมาก อย่างไรก็ตามราคาน้ำมันที่สูงจะกระตุ้นให้เกิดการลงทุนดังกล่าว ตามที่นักวิเคราะห์ของ LUKOIL ราคาน้ำมันสำหรับการพัฒนาที่มีกำไรของแหล่งสำรองใต้ทะเลลึกควรอยู่ระหว่าง 50 ถึง 90 ดอลลาร์ ขึ้นอยู่กับความลึกและภูมิภาคของการผลิต

โดยคำนึงถึงแนวโน้มทั่วโลก - การเติบโตของประชากรและการใช้เครื่องยนต์ในเอเชีย การลดลงของฐานทรัพยากรไฮโดรคาร์บอนแบบดั้งเดิม อัตราการเติบโตปานกลางของการผลิตน้ำมันใน อเมริกาเหนือและอิรัก ซึ่งเป็นแผนการใช้จ่ายงบประมาณที่สูงของกลุ่มประเทศ OPEC และด้วยเหตุนี้ ข้อจำกัดด้านปริมาณการผลิตของกลุ่มประเทศหลังนี้เพื่อรักษาราคาไว้ที่ระดับอย่างน้อย 100 ดอลลาร์ต่อบาร์เรล - ราคาน้ำมันที่ลดลงอย่างมีนัยสำคัญในระยะกลางจึงไม่น่าเป็นไปได้

ทศวรรษที่ผ่านมาโดดเด่นด้วยต้นทุนการสำรวจและการผลิตทั่วโลกที่เพิ่มขึ้นอย่างไม่เคยปรากฏมาก่อน ตามการประมาณการของ LUKOIL ตั้งแต่ต้นทศวรรษ 2000 ต้นทุนของบริษัทสำหรับการสำรวจ การพัฒนา และการผลิตทางธรณีวิทยาเพิ่มขึ้นมากกว่าสามเท่า ความต้องการไฮโดรคาร์บอนที่เพิ่มขึ้นกำลังบีบให้บริษัทต่างๆ ต้องพัฒนาปริมาณสำรองที่แปลกใหม่ซึ่งมีราคาแพงมากขึ้น โดยเฉพาะการดำเนินการผลิตบนหิ้งใต้ทะเลลึก ปัจจุบัน ต้นทุนการผลิตที่มีกำไรต่อวันอยู่ที่ประมาณ 15 ล้านบาร์เรล มากกว่า 70 ดอลลาร์ต่อบาร์เรล

“การผลิตที่เพิ่มขึ้นมากที่สุดจะมาจากแหล่งน้ำลึก แหล่งกักเก็บที่มีการซึมผ่านต่ำในสหรัฐอเมริกา น้ำมันหนักจากแคนาดาและเวเนซุเอลา” การทบทวนเน้นย้ำ

ในส่วนของการผลิตก๊าซที่เพิ่มขึ้น ควบคู่ไปกับความก้าวหน้าในการพัฒนาทรัพยากรจากชั้นหิน ภูมิภาคใหม่ของการผลิตก๊าซแบบดั้งเดิมจะมีบทบาทสำคัญในต้นทศวรรษหน้า โดยเฉพาะในยุโรป “ไหล่ทะเลเมดิเตอร์เรเนียนตะวันออกอาจกลายเป็นแหล่ง LNG แห่งใหม่ของโลกได้ภายในต้นทศวรรษหน้า ทรัพยากรที่สามารถกู้คืนได้ทั้งหมดบนไหล่ทะเลเมดิเตอร์เรเนียนของอิสราเอล ไซปรัส เลบานอน และอียิปต์ ตามการประมาณการ ปริมาณต่างๆ ไปจนถึงก๊าซจำนวนหลายล้านล้านลูกบาศก์เมตร”

การผลิตน้ำมันเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญดังที่ระบุไว้ในการศึกษาของ LUKOIL คาดว่าจะเกิดขึ้นหลังจากปี 2558 เมื่อมีการเปิดดำเนินการแหล่งน้ำมันขนาดใหญ่แห่งใหม่

ความท้าทายสำหรับรัสเซีย
ตามที่กระทรวงพลังงานของสหพันธรัฐรัสเซียระบุว่า ปริมาณสำรองน้ำมันทางธรณีวิทยาในรัสเซียมีจำนวน 74.3 พันล้านตัน และทรัพยากรอยู่ที่ 157.1 พันล้านตัน อย่างไรก็ตาม ตามที่สรุปในการทบทวนของ LUKOIL ความสามารถทางเทคนิคสมัยใหม่จำกัดศักยภาพของทรัพยากรที่มีประสิทธิภาพของประเทศอย่างมาก ดังนั้นปริมาณสำรองที่สามารถเรียกคืนได้ในดินแดนของสหพันธรัฐรัสเซียอยู่ที่ประมาณ 22 พันล้านตัน การประเมินปริมาณสำรองตามการจำแนกระหว่างประเทศซึ่งคำนึงถึงเศรษฐศาสตร์ของโครงการพัฒนาภาคสนามนั้นต่ำกว่าการประเมินของรัสเซียประมาณสองเท่า . การเริ่มต้นของรัฐบาลในการสร้างแรงจูงใจทางเศรษฐกิจเพิ่มเติมสำหรับการพัฒนาเงินฝากที่ไม่มีผลกำไรในปัจจุบันจะส่งผลให้มีปริมาณสำรองเพิ่มขึ้นตามการจำแนกระหว่างประเทศ

ในพื้นที่ส่วนใหญ่ของรัสเซีย การผลิตลดลงตามธรรมชาติเนื่องจากปริมาณสำรองหมดลง การผลิตน้ำมันของรัสเซียส่วนใหญ่ดำเนินการในทุ่งไซบีเรียตะวันตก ซึ่งเป็นที่ที่มีการค้นพบครั้งใหญ่ครั้งแรกในทศวรรษ 1960 “...90% ของน้ำมันในสหพันธรัฐรัสเซียผลิตจากแหล่งที่ค้นพบก่อนปี 1988 และเพียง 10% จากแหล่งที่ค้นพบในปี 1990 และ 2000” บันทึกการทบทวน ในช่วงทศวรรษ 2000 อัตราการลดลงของการผลิตจากสต็อกกลิ้งของบ่อเพิ่มขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ โดยแตะระดับ 11% ต่อปี การสำรวจทางธรณีวิทยาเชิงรุกและการเพิ่มความเข้มข้นของการผลิต เริ่มต้นในปี 2552 ทำให้สามารถรักษาอัตราการลดลงให้คงที่ อย่างไรก็ตาม อัตราเหล่านี้ยังคงอยู่ในระดับสูง

พลวัตเชิงบวกบางประการของการผลิตที่ประสบความสำเร็จในปี 2010 ส่วนใหญ่เป็นผลสืบเนื่องมาจากการเปิดดำเนินการในสาขาใหม่ การผลิตที่เพิ่มขึ้นมากที่สุดเกิดขึ้นที่ทุ่งบนบกขนาดใหญ่ในไซบีเรียตะวันออก - Vankorskoye, Talakanskoye และ Verkhnechonskoye เพื่อเอาชนะการลดลงตามธรรมชาติของการผลิตอย่างสมบูรณ์ มีความจำเป็นต้องดำเนินการผลิต 3-4 สนามต่อปีซึ่งมีขนาดเทียบเท่ากับ Vankor (ประมาณ 500 ล้านตัน) นี่คือบทสรุปของการทบทวน

หากเราคำนึงถึงการขายทอดตลาดในปี 2555 จากสามรายการสุดท้ายที่ยังไม่ได้แจกจ่ายขนาดใหญ่ ทุ่งน้ำมันบนบก วันนี้เราสามารถบอกได้ว่าในอนาคตจะมีขนาดใหญ่ใหม่ เงินฝากของรัสเซียจะถูกนำเสนอบนชั้นวางโดยเฉพาะ

อาร์กติกเป็นทรัพยากรสำคัญสำหรับการเติบโต
ความเป็นไปได้ในการพัฒนาน้ำมันสำรองขนาดใหญ่บนที่ดินด้วยต้นทุนการผลิตที่ค่อนข้างต่ำ (เมื่อเปรียบเทียบกับโครงการนอกชายฝั่ง) เป็นเวลานานมีอิทธิพลต่อ "ความล่าช้า" ของรัสเซียในการพัฒนาแหล่งนอกชายฝั่ง อย่างไรก็ตาม ทุกวันนี้ประเทศถูกบังคับให้มีส่วนร่วมอย่างแข็งขันมากขึ้นในการพัฒนาชั้นวางสินค้าแล้ว ปริมาณสำรองน้ำมันเริ่มต้นตาม "ยุทธศาสตร์พลังงานของรัสเซียในช่วงจนถึงปี 2568" ได้หมดลงแล้วมากกว่า 50% ในส่วนของยุโรป - 65% รวมถึงในภูมิภาคอูราล - โวลก้า - มากกว่า 70%. ระดับการสูญเสียปริมาณสำรองของเขตข้อมูลขนาดใหญ่ที่พัฒนาอย่างแข็งขันกำลังเข้าใกล้ 60%

“การพัฒนาพื้นที่อาร์กติกสามารถกลายเป็นแหล่งสำคัญในการเติบโตของการผลิตในระยะยาว” การทบทวนเน้นย้ำ จนถึงปัจจุบัน ทรัพยากรไฮโดรคาร์บอนทั้งหมดบนไหล่ทวีปอาร์กติกของรัสเซียอยู่ที่ประมาณ 76.3 พันล้านตันเทียบเท่ากับเชื้อเพลิง (toe) และทรัพยากรที่สามารถกู้คืนได้อยู่ที่ 9.6 พันล้านตันของเชื้อเพลิงเทียบเท่า (toe) เสื้อ ส่วนหลักของทรัพยากรเหล่านี้ (ประมาณ 70%) ตั้งอยู่บนไหล่ทวีปของทะเลเรนท์, เพโคราและคารา

การสำรวจทรัพยากรไฮโดรคาร์บอนบนไหล่ทวีปของรัสเซียนั้นไม่มีนัยสำคัญและในพื้นที่ส่วนใหญ่ไม่เกิน 10% ในเวลาเดียวกัน การสำรวจแหล่งน้ำมันและก๊าซบนไหล่ทวีปของทะเลแคสเปียน เรนท์ และโอคอตสค์เกิน 15% ปริมาณสำรองที่พัฒนาแล้วส่วนใหญ่เป็นก๊าซธรรมชาติ

ให้เราระลึกว่าตามการประมาณการที่นำเสนอใน "ยุทธศาสตร์พลังงานของรัสเซียในช่วงจนถึงปี 2030" การคาดการณ์ทรัพยากรก๊าซบนไหล่ทวีปของสหพันธรัฐรัสเซียเกิน 60 ล้านล้านลูกบาศก์เมตร ซึ่งเป็นปริมาณสำรองก๊าซอุตสาหกรรมที่พิสูจน์แล้ว หมวดหมู่ A+B+C 1 มีประมาณ 7 ล้านล้าน สภาพที่รุนแรงอาร์กติก: สภาพน้ำแข็งที่ยากลำบาก อุณหภูมิต่ำการขาดโครงสร้างพื้นฐาน - ทั้งหมดนี้ต้องใช้ความรู้และเทคโนโลยีที่เป็นเอกลักษณ์ หากการขุดเจาะบ่อสำรวจในช่วงเวลาสั้น ๆ ของฤดูร้อนอาร์กติกเป็นงานที่แก้ไขได้ ปัญหาของระบบสำหรับการจัดการและการผลิตในภายหลังจะซับซ้อนกว่ามาก

ประสบการณ์ที่ไม่เหมือนใครของ LUKOIL ใน Varandey บนชั้นวางแคสเปียนและบอลติก รวมถึงบนชั้นวางน้ำลึกในต่างประเทศอาจมีประโยชน์มากสำหรับโครงการในอาร์กติก อย่างไรก็ตาม กฎหมายปัจจุบันจำกัดการเข้าถึงของบริษัทเอกชนในการพัฒนาพื้นที่นอกชายฝั่งในรัสเซีย ปัจจุบัน มีเพียงบริษัทของรัฐเท่านั้นที่มีสิทธิ์สกัดน้ำมันในแถบอาร์กติกของรัสเซีย

“การยกเลิกข้อจำกัดนี้อาจเพิ่มแรงผลักดันให้กับกิจกรรมการสำรวจในภูมิภาค อำนวยความสะดวกในการแพร่กระจายของเทคโนโลยี และยังกระจายความเสี่ยงไปยังผู้เข้าร่วมจำนวนมากขึ้น” การทบทวนเชิงวิเคราะห์สรุป

ทางออกอยู่ที่ไหน?
หากเงื่อนไขในปัจจุบันในการอนุญาตให้บริษัทต่างๆ ทำงานบนชั้นวางยังคงเหมือนเดิม ผู้เขียนการทบทวนเน้นย้ำว่า การผลิตบนชั้นวางอาร์กติกจะอยู่ที่ประมาณ 12 ล้านตัน

การทบทวนเชิงวิเคราะห์จะพิจารณาทางเลือกสำหรับการพัฒนาอุตสาหกรรมทั้งหมด ในขณะที่ไม่ได้กล่าวถึงแผนของ LUKOIL อย่างมีชั้นเชิง วิชาเอกของรัสเซียจะปฏิบัติตามกลยุทธ์นอกชายฝั่งอย่างไร? สำหรับบริษัท ตามสถานการณ์ปัจจุบัน มีทางเลือกสองทางที่ชัดเจน ประการแรกคือการรอการเปลี่ยนแปลงเชิงบวกในการออกกฎหมาย โดยหลักการแล้ว การจำกัดจำนวนบริษัทที่ต้องการและสามารถลงทุนเงินในการสำรวจทางธรณีวิทยาบนชั้นวางนั้นไม่ใช่เรื่องที่เป็นประโยชน์ของรัฐ และต่อมาใน โดยเร็วที่สุดพัฒนาเงินฝากใหม่เหล่านี้ นำเข้าสู่การผลิตอย่างรวดเร็ว นำภาษีมาสู่รัฐ และจัดหางานใหม่

หากสิ่งนี้ไม่เกิดขึ้นสำหรับสิ่งนี้ ผู้เล่นหลักเช่นเดียวกับ LUKOIL ตัวเลือกที่สองจะยังคงอยู่ - เพื่อมุ่งเน้นไปที่โครงการต่างประเทศที่มีศักยภาพใหม่ ๆ บนแหล่งน้ำลึกของประเทศนอร์เวย์ บราซิล เวเนซุเอลา และแอฟริกาตะวันตก บริษัทพร้อมที่จะดำเนินการตามสถานการณ์ดังกล่าว - ปัจจุบันได้มีส่วนร่วมอย่างแข็งขันในโครงการสำรวจทางธรณีวิทยาบนชั้นวางของเวียดนาม กานา ไอวอรี่โคสต์ นอร์เวย์ โรมาเนีย เซียร์ราลีโอน และอุซเบกิสถาน

ผู้เขียนทบทวนเน้นย้ำว่า “เพื่อรักษาการผลิตที่ยั่งยืนใน ระยะยาวจำเป็นต้องมีขั้นตอนเพิ่มเติมในการปฏิรูประบบภาษีการผลิตน้ำมัน มิฉะนั้น การผลิตอาจลดลงได้ตั้งแต่ปี 2559-2560"

อย่างไรก็ตาม ประสบการณ์ที่ผ่านมาเป็นเครื่องพิสูจน์ถึงความสามารถของรัฐบาลในการตอบสนองต่อการลดลงของการผลิต "ทองคำดำ" อย่างเพียงพอ “มาตรการที่ทันท่วงทีเพื่อลดภาระภาษีทำให้สามารถมั่นใจได้ ระดับที่มั่นคงการผลิตหลังช่วงวิกฤตปี 2551-2552 โดยเฉพาะในปี 2553-2554 ลดอัตราอากรส่งออก ให้สิทธิประโยชน์ภาษีสกัดแร่ มีการนำอัตราอากรส่งออกพิเศษมาใช้กับพื้นที่ในไซบีเรียตะวันออกและไหล่เขาแคสเปียนเหนือ รวมถึงระบบพิเศษ “10-10-10” เพื่อกระตุ้นการผลิตแร่อัลตร้า - น้ำมันมีความหนืด” บันทึกการทบทวน

นอกจากนี้ในเดือนกรกฎาคม 2556 ประธานาธิบดีรัสเซียได้ลงนามในกฎหมายที่กำหนดความแตกต่างของอัตราภาษีการผลิตสำหรับ เงินสำรองที่กู้คืนได้ยากน้ำมัน. ตามกฎหมาย รัฐบาลสหพันธรัฐรัสเซียจะมีสิทธิกำหนดสูตรในการคำนวณอัตราการส่งออก ภาษีศุลกากรสำหรับน้ำมันที่คล้ายกัน มีการกำหนดขั้นตอนเพื่อกำหนดและใช้ค่าสัมประสิทธิ์ที่กำหนดลักษณะระดับความซับซ้อนของการผลิตน้ำมันและการหมดสิ้นของแหล่งสะสมไฮโดรคาร์บอนจำเพาะ โดยเฉพาะอย่างยิ่งสำหรับการผลิตจากเงินฝากที่มีประสิทธิผล Bazhenov, Abalak, Khadum และ Domanik ค่าสัมประสิทธิ์นี้จะเท่ากับศูนย์

ดังนั้นการเปลี่ยนแปลงทางกฎหมายที่ก้าวหน้าครั้งแรกในทิศทางนี้จึงได้เกิดขึ้นแล้ว ตอนนี้ก็ถึงเวลาไม่น้อย คำถามสำคัญ– การกระตุ้นการพัฒนาที่มีประสิทธิภาพของไหล่ทะเลรัสเซีย

อาร์กติกเป็นเขตที่มีผลประโยชน์เชิงยุทธศาสตร์ของสหพันธรัฐรัสเซีย รัสเซียสนใจอาร์กติกด้วยเหตุผลหลายประการ หนึ่งในสิ่งสำคัญคือวัสดุ เชื่อกันว่าภูมิภาคนี้มีปริมาณสำรองก๊าซที่ยังไม่ถูกค้นพบ 30% ของโลก และ 13% ของปริมาณสำรองน้ำมัน (ประมาณการของ USGS) ทรัพยากรเหล่านี้อาจกลายเป็นแหล่งที่มีศักยภาพในการดึงดูดการลงทุนเข้าสู่เศรษฐกิจรัสเซีย

เส้นทางทะเลเหนือที่ผ่านอาร์กติก (มีการขนส่งสินค้า 4 ล้านตันในปี 2557) ยังมีศักยภาพทางเศรษฐกิจรวมถึงการพัฒนาพื้นที่ทางตอนเหนือของรัสเซีย

แหล่งน้ำมันและก๊าซในหลายภูมิภาคของโลกกำลังอยู่ในช่วงของการหมดสิ้นลง ในทางกลับกัน อาร์กติกยังคงเป็นหนึ่งในพื้นที่ไม่กี่แห่งของโลกที่บริษัทพลังงานแทบไม่มีการผลิตเลย นี่เป็นเพราะสภาพอากาศที่รุนแรงซึ่งทำให้ยากต่อการดึงทรัพยากร

ในขณะเดียวกัน ปริมาณสำรองไฮโดรคาร์บอนของโลกมากถึง 25% กระจุกตัวอยู่ในแถบอาร์กติก จากการสำรวจทางธรณีวิทยาของสหรัฐอเมริกา ภูมิภาคนี้มีน้ำมันอยู่ 90 พันล้านบาร์เรล หรือ 47.3 ล้านล้านลูกบาศก์เมตร เมตรของก๊าซ และก๊าซคอนเดนเสท 44 พันล้านบาร์เรล การควบคุมปริมาณสำรองเหล่านี้จะช่วยให้รัฐอาร์กติกสามารถรับประกันอัตราการเติบโตที่สูงของเศรษฐกิจของประเทศได้ในอนาคต เราได้เขียนรายละเอียดเพิ่มเติมเกี่ยวกับรัสเซียแล้วที่นี่

วันนี้เราจะมาพูดถึงเรื่องอื่น - เหตุใดการผลิตน้ำมันในอาร์กติกจึงเป็นความคิดที่ไม่ดี เว็บไซต์อย่างเป็นทางการของกรีนพีซรัสเซียระบุ 10 เหตุผลที่บ่งบอกถึงอันตรายและสายตาสั้นของการดำเนินการในส่วนของประเทศใดๆ ที่สนใจการผลิตน้ำมันในเขตอาร์กติก

ลองดูตัวอย่างเครื่องเขียนเพียงอย่างเดียว แพลตฟอร์มน้ำมัน— Prirazlomnaya ซึ่งผลิตน้ำมันบนหิ้งอาร์กติกของรัสเซีย น้ำมันอาร์กติกชุดแรก ARCO (น้ำมันอาร์กติก)ถูกจัดส่งในเดือนเมษายน 2014 และในเดือนกันยายน 2014 มีการผลิตน้ำมันครบหนึ่งล้านบาร์เรลที่ Prirazlomnaya

ชานชาลาดังกล่าวอยู่ห่างจากหมู่บ้าน Varandey ไปทางเหนือ 55 กม. ในเขตปกครองตนเอง Nenets Autonomous Okrug และอยู่ห่างจากเมือง Naryan-Mar ไปทางตะวันออกเฉียงเหนือ 320 กม.

ใบอนุญาตสำหรับสนาม Prirazlomnoye เป็นของ Gazprom Neft Shelf LLC (บริษัทในเครือของ Gazprom Neft OJSC) แพลตฟอร์มดังกล่าวสร้างขึ้นเพื่อการพัฒนาภาคสนามโดยเฉพาะ และดำเนินการทางเทคโนโลยีที่จำเป็นทั้งหมด - การขุดเจาะหลุม การผลิต การจัดเก็บ การบรรทุกน้ำมันลงเรือบรรทุก การสร้างความร้อนและ พลังงานไฟฟ้า. ความพิเศษของ Prirazlomnaya คือเป็นครั้งแรกในโลกที่การผลิตไฮโดรคาร์บอนบนไหล่ทวีปอาร์กติกดำเนินการจากแท่นที่อยู่นิ่งในสภาวะที่ยากลำบากของทุ่งน้ำแข็งที่ลอยอยู่ แท่นดังกล่าวได้รับการออกแบบสำหรับการใช้งานในสภาพอากาศที่รุนแรง ตรงตามข้อกำหนดด้านความปลอดภัยที่เข้มงวดที่สุด และสามารถรองรับปริมาณน้ำแข็งได้สูงสุด

แม้ว่าทั้งหมดที่กล่าวมาข้างต้น และการรับประกันของบริษัทผู้ผลิตน้ำมันเกี่ยวกับความปลอดภัยสูงสุดและความสามารถในการทนต่อภาระใดๆ ก็ตาม กรีนพีซรัสเซียเนื่องจากลักษณะของกิจกรรมต่างๆ ถือว่าการผลิตน้ำมันที่ Prirazlomnaya เป็นกิจกรรมที่อันตราย

แล้วเหตุผลเหล่านี้คืออะไร:

1. น้ำมันหิ้งอาร์กติกมีราคาแพงเกินไป

ต้นทุนการผลิตน้ำมันที่ Prirazlomnaya อยู่ที่ 30 ดอลลาร์ต่อบาร์เรล ซึ่งมีราคาแพงกว่าการสกัดน้ำมันบนบกประมาณ 3 เท่า Gazprom หนึ่งในบริษัทที่ประสบความสำเร็จมากที่สุดในโลกให้คำมั่นว่าจะทุ่มเงิน 175,000 ดอลลาร์เพื่อประกันความเสี่ยงด้านสิ่งแวดล้อม เมื่อเปรียบเทียบแล้ว อุบัติเหตุในอ่าวเม็กซิโกมีมูลค่า 41.3 พันล้านดอลลาร์

2. การขจัดน้ำมันออกจากอาร์กติกเป็นเรื่องยากมาก

ในโลกนี้ไม่มี. วิธีการที่มีประสิทธิภาพทำความสะอาดผลิตภัณฑ์น้ำมันในน้ำแข็ง นอร์เวย์มีประสบการณ์ล่าสุดในการขจัดอุบัติเหตุ แต่ถึงอย่างนั้นก็ใช้กันมากที่สุด วิธีการที่ทันสมัยสามารถเก็บน้ำมันเชื้อเพลิงที่รั่วไหลได้เพียงครึ่งเดียว

3. Artik ทำให้สภาพอากาศของโลกเราเย็นลง

การเผาไหม้น้ำมันทำให้เกิดการเปลี่ยนแปลงสภาพภูมิอากาศและการละลาย น้ำแข็งอาร์กติกและหากไม่มีพวกมัน รังสีดวงอาทิตย์ก็จะสะท้อนออกมาแย่ลงเรื่อยๆ และโลกก็ร้อนขึ้นเร็วขึ้น

4. น้ำมันกำลังก่อให้เกิดมลพิษในอาร์กติกอยู่แล้ว

ทุกปี แม่น้ำรัสเซียบรรทุกผลิตภัณฑ์น้ำมันมากถึง 500,000 ตันลงสู่มหาสมุทรอาร์กติกซึ่งก่อตัวขึ้น รวมถึงผลจากอุบัติเหตุระหว่างการผลิตและการขนส่งน้ำมัน

5. เราไม่ต้องการน้ำมันจากอาร์กติก

รัสเซียเป็นประเทศแรกในโลกในแง่ของจำนวนอุบัติเหตุทางท่อ เราควรกำจัดการรั่วไหลของน้ำมันก่อนแล้วจึงมุ่งเน้นไปที่การพัฒนาเทคโนโลยีประหยัดพลังงาน หากเราดำเนินการภายในปี 2563 สิ่งนี้จะช่วยประหยัดน้ำมันได้มากกว่าที่คาดว่าจะผลิตบนแพลตฟอร์ม Prirazlomnaya ถึง 8 เท่า

6. ไม่พร้อมเจาะ..

แท่นขุดเจาะแห่งแรกในอาร์กติก Prirazlomnaya เป็นของบริษัทในเครือของ Gazprom เปิดตัวโดยมีข้อบกพร่องทางเทคนิคหลายประการ และไม่มีแผนรับมือการรั่วไหลที่มีประสิทธิภาพ

7.ไม่เตรียมพร้อมสำหรับอุบัติเหตุ

แผนนี้ยังรวมเรือตอบสนองการรั่วไหลจำนวน 7 ลำด้วย เชลล์ ซึ่งกำลังวางแผนที่จะขุดเจาะนอกชายฝั่งอลาสกา มีเรือ 9 ลำพร้อมจำหน่าย ขณะที่แคร์น เอ็นเนอร์จี ซึ่งทำงานในกรีนแลนด์มี 14 ลำ เมื่อเปรียบเทียบกันแล้ว มีเรือ 6,000 ลำถูกส่งไปกำจัดผลกระทบจากการรั่วไหลของน้ำมันในอ่าวเม็กซิโก

8. สัตว์ต่างๆ ต้องทนทุกข์ทรมานจากการพัฒนาทางอุตสาหกรรมของแถบอาร์กติก

แม้แต่การสำรวจน้ำมันสำรองที่เกิดจากแผ่นดินไหวก็อาจทำให้ลูกปลาและแพลงก์ตอนสัตว์ตายได้ เช่นเดียวกับโรคทางพยาธิวิทยาในปลาวาฬและสัตว์อื่น ๆ การรั่วไหลของน้ำมันบนแท่น Prirazlomnaya อาจทำให้แมวน้ำ หมีขั้วโลก นก และสัตว์อื่นๆ เสียชีวิตจำนวนมาก

9. น้ำมันสำรองจะมีอายุสามปี

ตามรายงานของ US Geological Exploration Service ระบุว่าน้ำมันมากถึง 90 พันล้านบาร์เรลกระจุกตัวอยู่ในแถบอาร์กติก มีจำนวนมาก อย่างไรก็ตาม จะให้ความต้องการน้ำมันทั่วโลกเพียงสามปีเท่านั้น

10. ผลที่ตามมาของภัยพิบัติใด ๆ จะคงอยู่นานหลายทศวรรษ

พายุ หมอก และขั้วโลกยามค่ำคืนทำให้การขจัดน้ำมันเป็นเรื่องยาก ซึ่งก็หมายความว่าเป็นเช่นนั้น ส่วนใหญ่จะตกลงไปด้านล่างอย่างหลีกเลี่ยงไม่ได้และยังคงอยู่บนฝั่ง ในอุณหภูมิเย็น น้ำมันจะใช้เวลาย่อยสลายนานกว่า เวลาผ่านไปกว่า 20 ปีแล้วนับตั้งแต่เกิดอุบัติเหตุครั้งใหญ่ของเรือบรรทุกน้ำมัน Exxon Valdis และยังคงพบน้ำมันบนชายฝั่งอลาสกา

อุบัติเหตุปริราชโลมนายา: เขตเสี่ยง

อุบัติเหตุบนแพลตฟอร์ม Prirazlomnaya อาจทำให้เกิดความเสียหายอย่างร้ายแรงต่อธรรมชาติ - พื้นที่น้ำและชายฝั่งของทะเล Pechora รวมถึงพื้นที่คุ้มครองหลายแห่งจะได้รับผลกระทบ คราบน้ำมันจะกระจายตัวอย่างไรในกรณีที่เกิดการรั่วไหลขึ้นอยู่กับหลายปัจจัย: เวลาของปีและวัน ทิศทางและความเร็วลม สภาพน้ำแข็ง ตามการคำนวณของนักวิทยาศาสตร์ พื้นที่ขนาดใหญ่จะตกอยู่ในเขตเสี่ยง: ทะเล Pechora ขนาด 140,000 ตารางกิโลเมตร (หรือประมาณไบคาลสี่แห่ง!) และแนวชายฝั่งยาวกว่า 3,000 กิโลเมตร น้ำมันอาจส่งผลกระทบต่อเขตอนุรักษ์ธรรมชาติ Nenetsky รวมถึงเขตอนุรักษ์ธรรมชาติ Vaygach และ Nenetsky ซึ่งอยู่ห่างจาก Prirazlomnaya เพียง 50-60 กม. ซึ่งหมายความว่าอุบัติเหตุอาจสร้างความเสียหายร้ายแรงต่อประชากรของสัตว์ต่างๆ เช่น วาฬเบลูก้า วอลรัส แมวน้ำพิณ และหมีขั้วโลก

สถานการณ์ที่อาจเกิดการรั่วไหล

นักวิทยาศาสตร์ศึกษาสถานการณ์การรั่วไหลที่เป็นไปได้นับหมื่นครั้ง แผนที่นี้แสดงหนึ่งในนั้น หากเกิดอุบัติเหตุร้ายแรง (น้ำมัน 10,000 ตันจะตกลงไปในทะเล) จากนั้นด้วยทิศทางลมและกระแสน้ำที่เหมาะสม ภายใน 24 ชั่วโมงน้ำมันจะถึงเกาะโดลกี และหลังจากนั้นอีกสี่วัน น้ำมันก็จะมีมากกว่า 100 ตันบนฝั่ง ชายฝั่งตะวันตกของเกาะ Dolgiy เป็นส่วนหนึ่งของเขตอนุรักษ์ธรรมชาติ Nenetsky ซึ่งเป็นที่อยู่อาศัยของวอลรัสและนกหลายชนิด: หงส์ตัวน้อย, ห่านเพรียง, อีเดอร์, เหยี่ยวเพเรกริน, อินทรีหางขาว, อินทรีทองคำ และไจร์ฟอลคอน แนวชายฝั่งยาวถึง 40 กม. อาจมีน้ำมันปนเปื้อน แต่แผนฉุกเฉินของผู้ปฏิบัติงาน Prirazlomnaya ไม่ได้จัดเตรียมวิธีการใดๆ ไว้ในการช่วยชีวิตสัตว์ และสำหรับการทำความสะอาดชายฝั่ง คลังแสงของบริษัทประกอบด้วยพลั่ว 15 อัน ถัง 15 อัน ค้อนขนาดใหญ่ 1 อัน...

และตอนนี้ชัดเจนยิ่งขึ้น:

ผู้สมัครสาขาวิทยาศาสตร์เทคนิค A. OSADCHY

“ความมั่งคั่งของดินแดนไซบีเรียรัสเซียจะเติบโตแม้อยู่ในทะเลที่หนาวเย็น” มิคาอิล โลโมโนซอฟ เขียน เมื่อสำรวจไซบีเรีย เรามักจะละเว้นคำสุดท้ายของคำพูดนี้ แต่ทุกวันนี้สิ่งเหล่านี้ฟังดูมีความสำคัญเพียงใดเมื่อมีการศึกษาธรณีวิทยาไม่เพียงแต่ผืนดินเท่านั้น แต่ยังรวมถึงไหล่ซึ่งก็คือส่วนตื้นชายฝั่งของทะเลด้วย ชั้นวางของรัสเซียเกือบทั้งหมดตั้งอยู่ในทะเลเย็นของมหาสมุทรอาร์กติกและทะเลโอค็อตสค์ ความยาวนอกชายฝั่งรัสเซียคิดเป็น 21% ของหิ้งทั้งหมดของมหาสมุทรโลก พื้นที่ประมาณ 70% มีแนวโน้มดีในแง่ของทรัพยากรแร่ โดยเฉพาะน้ำมันและก๊าซ

ปริมาณสำรองน้ำมันและก๊าซที่สำคัญ ชั้นวางของรัสเซียกระจุกตัวอยู่ตามชายฝั่งอาร์กติก

น้ำมันสำรองของรัสเซียรวมทั้งชั้นวาง

ความร่ำรวยของหิ้งทะเล Kara และ Barents และดินแดนไซบีเรียที่อยู่ติดกัน แหล่งสะสมขนาดใหญ่เช่น Kharasaveyskoye ตั้งอยู่ทั้งบนบกและในทะเล

วิทยาศาสตร์กับชีวิต // ภาพประกอบ

การคาดการณ์การผลิตน้ำมัน (A) และก๊าซ (B) บนชั้นวางของรัสเซียจนถึงปี 2578 (อ้างอิงจากวารสาร "Oil of Russia" หมายเลข 10, 2548)

การติดตั้งแพลตฟอร์มบน สมาคมการผลิต"Sevmash" ใน Severodvinsk

วิทยาศาสตร์กับชีวิต // ภาพประกอบ

ถึง ตลอดทั้งปีเพื่อผลิตน้ำมันที่แหล่ง Prirazlomnoye ในสภาวะทางตอนเหนือที่รุนแรง จึงได้ออกแบบแท่นต้านทานน้ำแข็งนอกชายฝั่ง ที่ด้านล่างของทะเลมีการติดตั้งฐานเหล็ก - กระสุน - บนเบาะหินบด

ที่สนาม Shtokman มีการวางแผนที่จะใช้แพลตฟอร์มกึ่งจุ่มทนน้ำแข็งสำหรับการขุดบ่อและสูบก๊าซ

ชั้นวางประกอบด้วยน้ำมันสำรองหนึ่งในสี่ของเราและก๊าซสำรองครึ่งหนึ่งของเรา มีการกระจายดังนี้: ทะเลเรนท์ - 49%, ทะเลคาร่า - 35%, ทะเลโอค็อตสค์ - 15% และมีเพียงไม่ถึง 1% เท่านั้นที่ตั้งอยู่ในทะเลบอลติกและในส่วนของเราของทะเลแคสเปียน

ปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้วบนไหล่มหาสมุทรอาร์กติกคิดเป็น 25% ของปริมาณสำรองไฮโดรคาร์บอนของโลก เพื่อทำความเข้าใจว่าสิ่งนี้มีความหมายต่อประเทศของเราอย่างไร ขอให้เราระลึกถึงข้อเท็จจริงบางประการ น้ำมันและก๊าซคิดเป็น 20% ของผลิตภัณฑ์มวลรวมภายในประเทศของรัสเซีย ซึ่งเป็นสินค้าส่งออกหลักของเราซึ่งให้รายได้มากกว่าครึ่งหนึ่ง อย่างไรก็ตาม เงินฝากหลักบนที่ดินได้รับการพัฒนาบางส่วนแล้ว และในทาทาเรียและไซบีเรียตะวันตกก็หมดลง ตามการคาดการณ์ในอัตราปัจจุบันของการผลิตของทุ่งที่ถูกใช้ประโยชน์ในรัสเซียจะมีน้ำมันเพียงพอเป็นเวลา 30 ปี การเพิ่มขึ้นของปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้วในปัจจุบันไม่ครอบคลุมปริมาณที่ผลิต

นิตยสาร “วิทยาศาสตร์และชีวิต” ได้พูดคุยกันแล้วเกี่ยวกับสิ่งที่ไหล่ทวีปและที่มาของมัน (ดูบทความ “ไหล่ทวีป: จุดอ่อนของมหาสมุทร” ในฉบับที่) ในกรณีที่ชายฝั่งเป็นที่ราบและค่อย ๆ ลาดลงสู่ทะเล หิ้งจะทำหน้าที่เป็นพื้นที่ต่อเนื่องของผืนดินใต้น้ำซึ่งมีโครงสร้างทางธรณีวิทยาเหมือนกัน หากมีการผลิตน้ำมันและก๊าซในพื้นที่ชายฝั่งทะเล เกือบจะแน่นอนว่าสามารถพบได้ในส่วนลึกของก้นทะเลด้วย ทุกวันนี้ น้ำมันทุกๆ สามตันในโลกถูกผลิตขึ้นในทะเล

น้ำมันและก๊าซ ซึ่งเป็น "พี่น้อง" ฟอสซิลพื้นเมืองเหล่านี้ก่อตัวขึ้นและนอนอยู่ในหินแหล่งเดียวกัน - เป็นระยะทางหลายกิโลเมตรของชั้นตะกอนที่สะสมอยู่ที่ก้นทะเลโบราณ ชั้นเหล่านี้ไม่เป็นเนื้อเดียวกัน แต่แบ่งออกเป็นหลายชั้น ที่มีอายุต่างกัน. มันเกิดขึ้นว่ามี “ฝาปิด” ก๊าซอยู่ด้านบนของคราบน้ำมันในรูปแบบเดียวกัน น้ำมันและก๊าซอยู่ในรูปแบบที่มีรูพรุน ซึ่งส่วนใหญ่ประกอบด้วยหินทรายและหินปูน ตั้งแต่ยุคที่เก่าแก่ที่สุด - ยุคดีโวเนียน (อายุประมาณ 1.5 พันล้านปี) ไปจนถึงช่วงอายุน้อยที่สุด - นีโอจีน ซึ่งมีอายุเพียง 20 ล้านปี แหล่งนี้ถือเป็นน้ำมันหรือก๊าซแล้วแต่จำนวนใดจะเหนือกว่า ความลึกของเงินฝากเฉลี่ยอยู่ที่ประมาณ 3 กม. แม้ว่าจะพบได้ที่ความลึก 7 กม. ก็ตาม ในอนาคตเพื่อความกะทัดรัดเราจะพูดถึงน้ำมันเท่านั้นเนื่องจากสำหรับการประเมินปริมาณสำรองโดยทั่วไปตามคุณสมบัติพลังงานมักจะระบุน้ำมันโดยคำนวณปริมาณสำรองก๊าซใหม่ให้เทียบเท่ากับน้ำมัน (ก๊าซ 1,000 ลบ.ม. เท่ากับ 1 ตัน น้ำมัน).

ในไซบีเรียตะวันตกซึ่งอุดมไปด้วยน้ำมัน มีความหนาของหินตะกอนมากกว่า 10 กม. ตามกฎแล้วปริมาณและความลึกของชั้นตะกอนที่มากขึ้นบ่งบอกถึงทรัพยากรที่มีศักยภาพมากขึ้น คำถามเดียวก็คืออินทรียวัตถุที่สะสมอยู่ได้เจริญเติบโตถึงขั้นน้ำมันแล้วหรือไม่ แน่นอนว่าต้องใช้เวลาอย่างน้อย 10 ล้านปีจึงจะเติบโต และแม้กระทั่ง ความร้อน. มันเกิดขึ้นว่าในบางสถานที่ชั้นที่มีน้ำมันไม่ได้ถูกปกคลุมด้านบนด้วยชั้นหินหนาที่ไม่สามารถซึมผ่านได้ เช่น ดินเหนียวหรือเกลือ จากนั้นไม่เพียง แต่ก๊าซเท่านั้น แต่ยังรวมถึงเศษส่วนแสงทั้งหมดของน้ำมันที่ระเหยและเกิดน้ำมันดินสำรองจำนวนมาก ในแง่ของแคลอรี่ พวกมันเกือบจะดีพอๆ กับน้ำมัน ปริมาณสำรองของวัตถุดิบมีขนาดใหญ่และตื้น แต่แทบจะเป็นไปไม่ได้เลยที่จะเข้าใกล้คราบน้ำมันดิน: ความลื่นไหลต่ำขัดขวางการพัฒนาในทางปฏิบัติ

ความหนาสูงสุดของตะกอนที่ปกคลุมในรัสเซียอยู่ที่บริเวณทะเลแคสเปียนซึ่งมีความสูงเป็นประวัติการณ์ 25 กม.! ทะเลแคสเปียนสมัยใหม่เป็น "เศษซาก" ที่น่าสมเพชของทะเลน้ำอุ่นโบราณ นั่นคือสาเหตุที่ตะกอนสะสมจำนวนมากที่นี่สะสมน้ำมันจำนวนมาก (ดูบทความ "น้ำมันขนาดใหญ่ของทะเลแคสเปียน", "วิทยาศาสตร์และชีวิต" ฉบับที่)

รัสเซียมีขอบเขตทางทะเลที่ใหญ่ที่สุดและรวมถึงไหล่ทะเลด้วย ส่วนใหญ่ตั้งอยู่ในมหาสมุทรอาร์กติก รุนแรงและหนาวเย็น มีน้ำแข็งปกคลุมเกือบตลอดทั้งปี ทางทิศตะวันออก รัสเซียถูกล้างด้วยมหาสมุทรแปซิฟิก ในช่วงฤดูหนาว พวกเขาจะถูกปกคลุมไปด้วยน้ำแข็งจากชายฝั่ง Chukotka และเกือบถึงปลายด้านใต้ของ Sakhalin แต่ใต้น้ำและทุ่งน้ำแข็งมีโครงสร้างรองรับน้ำมันจำนวนมากและมีการค้นพบทุ่งนาแล้ว (โครงสร้างจะกลายเป็นสนามเมื่อมีการไหลเข้าของน้ำมันและก๊าซทางอุตสาหกรรมจากการเจาะบ่อน้ำบนนั้นและสามารถประมาณปริมาณสำรองโดยประมาณได้)

เมื่อเดินทางไปตามชายแดนทางทะเลของรัสเซียเราจะเห็นสิ่งที่ค้นพบบนหิ้งสิ่งที่ถูกขุดใกล้ ๆ บนชายฝั่งเราจะดูธรณีวิทยาของชายฝั่งและหิ้งหรืออย่างแม่นยำยิ่งขึ้นที่ชั้นตะกอน ควรสังเกตทันทีว่าโดยเฉลี่ยแล้วมีการศึกษาชั้นวางทะเลเพียง 7% ในขณะที่พื้นที่น้ำมันและก๊าซหลักบนบกมีมากกว่า 50% ดังนั้นเราจึงสามารถพูดคุยเกี่ยวกับปริมาณสำรองที่เป็นไปได้เท่านั้น

ตามแนวชายแดนทะเลของรัสเซีย

ตั้งแต่ปีการศึกษา เราคุ้นเคยกับแผนที่ทางภูมิศาสตร์ของประเทศของเรา ซึ่งมีจุดสีเขียวของที่ราบลุ่มและภูเขาสีน้ำตาลที่มีเฉดสีต่างกัน แต่มีเพียงไม่กี่คนที่ได้เห็นแผนที่ที่คล้ายกันของความโล่งใจของก้นทะเลโดยเฉพาะมหาสมุทรอาร์กติกซึ่งปรากฏเมื่อไม่นานมานี้

เรามาเริ่มการตรวจสอบชั้นวางอย่างละเอียดจากชายแดนนอร์เวย์กันดีกว่า แน่นอนว่าบนบกมีการกำหนดไว้อย่างแม่นยำ - ลึกลงไปหนึ่งเมตร เพราะกิโลเมตรเล็กๆ เหล่านี้เป็นพรมแดนทางบกเพียงแห่งเดียวของเรากับประเทศสมาชิก NATO ไกลออกไปทางเหนือ ยังไม่มีการบันทึกเส้นแบ่งก้นทะเลเรนท์ส สิ่งนี้อธิบายได้จากข้อเท็จจริงที่ว่าย้อนกลับไปในปี พ.ศ. 2469 รัฐบาลสหภาพโซเวียตได้ประกาศให้เขตแดนทะเลเป็นเขตต่อเนื่องของเขตแดนทางบกทางตอนเหนือ นี่คือวิธีการที่ระบุไว้ในแผนที่และแผนที่ในประเทศทั้งหมด เป็นเวลานานแล้วที่พรมแดนนี้เหมาะกับเพื่อนบ้านของเราอย่างนอร์เวย์เป็นอย่างดี แต่เวลาที่แตกต่างกันมาถึงแล้ว ในปี 1982 อนุสัญญาระหว่างประเทศว่าด้วยกฎหมายทะเลได้รับการรับรอง ซึ่งเราได้ลงนามด้วย และเธอแนะนำให้วาดขอบเขตก้นทะเลตามเส้นกึ่งกลางระหว่างชายฝั่งของดินแดนที่เป็นของประเทศต่างๆ (เมื่อเร็ว ๆ นี้เราแบ่งทะเลแคสเปียนกับเพื่อนบ้านของเรา - คาซัคสถานและอาเซอร์ไบจาน) ในกรณีของชายแดนรัสเซีย-นอร์เวย์ เส้นควรวิ่งตรงกลางระหว่างชายฝั่ง Novaya Zemlya และ Franz Josef Land ซึ่งเป็นของรัสเซีย และชายฝั่ง Spitsbergen และนอร์เวย์เอง ปรากฎว่าเส้นมัธยฐานนี้ทอดยาวไปทางตะวันออกของชายแดนที่เราประกาศในปี 1926 เป็นผลให้ส่วนสำคัญของก้นทะเลปรากฏขึ้น (หลายหมื่นตารางกิโลเมตร) ซึ่งทั้งสองรัฐอ้างว่า คาดว่าบริเวณก้นทะเลนี้จะมีสารไฮโดรคาร์บอนสำรองจำนวนมาก ยิ่งไปกว่านั้น สภาพการขุดค่อนข้างง่าย: ความลึกตื้นและไม่มีน้ำแข็ง - หลังจากนั้นกิ่งก้านของกัลฟ์สตรีมไหลผ่านที่นี่ ซึ่งเป็นสาเหตุที่ท่าเรือใน Murmansk ไม่มีน้ำแข็งและฤดูหนาวบนคาบสมุทร Kola ค่อนข้างอบอุ่น

เคลื่อนตัวไปทางทิศตะวันออกกันดีกว่า ตามโครงสร้างทางธรณีวิทยา คาบสมุทรโคลาทั้งหมดเป็นส่วนหนึ่งของแนวโล่บอลติกที่โผล่ออกมา ซึ่งเกิดจากหินอัคนีโบราณ อายุบนพื้นผิวอาจถึง 3 พันล้านปี และอายุของโลกเพียง 6 พันล้าน ไม่ใช่เรื่องบังเอิญที่มันอยู่ที่นี่ใกล้ชายแดนนอร์เวย์ที่มีการขุดเจาะบ่อน้ำลึกพิเศษ Kola เพื่อศึกษาโครงสร้างลึกของ โลก (ดู “วิทยาศาสตร์และชีวิต” ฉบับที่) เข้าถึงความลึกที่สุดในโลก - มากกว่า 12 กม.! ที่นี่ไม่มีหินตะกอนและไม่มีน้ำมันด้วย แต่ดินแดนถูกพัดพาโดยทะเลเรนท์สและใต้ก้นของมันซึ่งอยู่ห่างจากชายฝั่งพอสมควรมีชั้นตะกอนขนาดใหญ่อยู่ - มีทะเลขนาดใหญ่ในสมัยโบราณดูเหมือนจะอบอุ่นและตื้นเขินหรือมีตะกอนที่มีอินทรียวัตถุมากมาย คงไม่ล้มลง ดังนั้นก้นทะเลจึงมีโครงสร้างทางธรณีวิทยาที่แตกต่างจากพื้นดิน นั่นคือสาเหตุว่าทำไมจึงมีการค้นพบปริมาณสำรองไฮโดรคาร์บอนที่สำคัญที่นี่

เลยคาบสมุทรโคลาไปจะเป็นคอแคบของทะเลสีขาว ชานเมืองบอลติกชีลด์ บนยอดหินอัคนีมีหินตะกอนอยู่ แต่มีน้ำมันชนิดใด - ความหนาของตะกอนเพิ่มขึ้นแทบจะไม่ถึง 500-600 ม. และยังไม่จมลึกลงไปอีก

เรามุ่งหน้าไปทางทิศตะวันออก เราผ่านคาบสมุทร Kanin ตามด้วยเกาะ Kolguev และทะเล Pechora บนชายฝั่งป่าเปิดทางให้กับทุ่งทุนดราและใต้นั้นมีชั้นตะกอนยาวหลายกิโลเมตร ที่นี่ใกล้กับ Pechora และทางใต้มีแหล่งน้ำมันและก๊าซที่ทรงพลัง คนงานน้ำมันเรียกบริเวณนี้ว่าจังหวัดน้ำมันและก๊าซติมาน-เปโครา และไม่ใช่เรื่องบังเอิญที่บนหิ้งทะเล Pechora (มีขนาดค่อนข้างเล็กและไม่โดดเด่นในแผนที่ขนาดใหญ่เมื่อพิจารณาว่าเป็นส่วนหนึ่งของทะเลเรนท์) เงินฝากที่ใหญ่ที่สุดน้ำมันและก๊าซ. พวกเขาไปทางเหนือสู่ทะเลเรนท์สตามแนวชายฝั่งตะวันตกของ Novaya Zemlya แต่อย่าเข้าใกล้มัน - Novaya Zemlya เป็นที่ต่อเนื่องของเทือกเขาอูราลโบราณและไม่มีหินตะกอนที่นี่

เราข้ามผ่านเทือกเขาอูราลและในทะเล - เหนือโนวายาเซมเลีย มาดูคาบสมุทรยามาลและชายฝั่งตะวันออกของอ่าวออบกันดีกว่า พวกมันเกลื่อนกลาดอย่างแท้จริง แหล่งน้ำมันและก๊าซที่ใหญ่ที่สุดคือน้ำมัน Yamburg, Urengoy และ Medvezhye ในอ่าวออบเอง มีการค้นพบแหล่งใหม่สองแห่งในปี พ.ศ. 2547 เงินฝากทั้งหมดนั้นพันกันอยู่บนเส้นด้ายที่ทอดยาวจากตะวันออกเฉียงใต้ไปตะวันตกเฉียงเหนือ ความจริงก็คือว่าลึกลงไปใต้ดินมีรอยเลื่อนเปลือกโลกโบราณขนาดใหญ่ซึ่งมีการรวมกลุ่มของตะกอนไว้ ตลอดรอยเลื่อนดังกล่าว ความร้อนจะถูกปล่อยออกมาจากส่วนลึกของโลกมากขึ้น ซึ่งจะช่วยเร่งการก่อตัวของน้ำมันจากอินทรียวัตถุในลำดับตะกอนโบราณ ดังนั้น 84% ของปริมาณสำรองที่ทราบอยู่แล้วของชั้นวางรัสเซียทั้งหมดจึงกระจุกตัวอยู่ในทะเลเรนท์และคาร่า และบนชายฝั่งทางใต้คือที่ราบลุ่มไซบีเรียตะวันตกอันกว้างใหญ่ ซึ่งมีทรัพยากรน้ำมันบนบกถึง 63% ทั้งหมดนี้เป็นเพียงก้นทะเลโบราณแห่งเดียวที่มีอยู่มานานหลายยุคทางธรณีวิทยา นี่คือที่ตั้งของพยาบาลหลักของเรา - ไซบีเรียตะวันตก จังหวัดน้ำมัน. คาบสมุทรยามาลยังมีชื่อเสียงจากการที่รัสเซียผลิตก๊าซเกือบ 80% เห็นได้ชัดว่าชั้นวางใกล้เคียงมีก๊าซสำรอง 95% จากชั้นวางทั้งหมดของเรา นี่คือจุดเริ่มต้นของท่อส่งก๊าซหลักของรัสเซีย ซึ่งก๊าซส่งไปยังประเทศในยุโรปตะวันตก

เรามาเดินทางเลียบชายฝั่งกันต่อ ไกลออกไปทางทิศตะวันออกคือปากแม่น้ำ Yenisei และคาบสมุทร Taimyr ใกล้กับ Yenisei ที่ราบลุ่มของไซบีเรียตะวันตกเปิดทางไปยังแพลตฟอร์มไซบีเรียซึ่งทอดยาวไปจนถึงปากของ Lena ซึ่งมีหินอัคนีโบราณขึ้นสู่ผิวน้ำในสถานที่ต่างๆ รางน้ำเล็ก ๆ ของชานชาลาที่มีชั้นตะกอนยาวหกกิโลเมตรไหลไปรอบ ๆ คาบสมุทร Taimyr จากทางใต้จากปาก Yenisei ถึง Khatanga แต่ไม่มีน้ำมันอยู่ในนั้น

ธรณีวิทยาทางตอนเหนือของไซบีเรียตะวันออกยังมีการศึกษาไม่ดีนัก แต่โครงสร้างทางธรณีวิทยาโดยทั่วไปของประเทศแถบภูเขาแห่งนี้บ่งชี้ว่าน้ำมันถูกกักขังอยู่ในแอ่งน้ำซึ่งมีตะกอนปกคลุมอยู่ แต่ไกลออกไปทางทิศตะวันออกใกล้ชายทะเลธรณีวิทยาแตกต่างออกไปแล้ว - ที่นี่ใต้ก้นมหาสมุทรอาร์กติกมีชั้นตะกอนยาวหลายกิโลเมตรอยู่ (หลังจากที่แผ่นดินยกขึ้นในบางแห่งก็ "ออกมา" ขึ้นฝั่ง) มีแนวโน้มว่าจะมีน้ำมันและก๊าซ แต่ยังไม่มีการศึกษาเกือบทั้งหมด การวิจัยจากพื้นผิวถูกขัดขวางโดยน้ำแข็งตลอดทั้งปี และยังไม่ได้ทำการขุดเจาะก้นทะเลที่นี่

ไปรอบๆ Chukotka กันเถอะ: ในบางแห่งมีการค้นหาน้ำมันและ การขุดเจาะสำรวจ. ส่วนถัดไปของชั้นวางซึ่งเป็นที่ตั้งของเขตสงวน 15% คือชายฝั่งแปซิฟิกจากทางเหนือของ Kamchatka ไปทางทิศใต้ของ Sakhalin จริงอยู่ที่เราจะเห็นแท่นขุดเจาะน้ำมันทางตอนเหนือของซาคาลินซึ่งมีการผลิตน้ำมันมาตั้งแต่ปี 2470 เท่านั้น ธรณีวิทยาของหิ้งนอกเกาะเป็นไปตามธรณีวิทยาของแผ่นดิน มันจะแม่นยำกว่าถ้าจะบอกว่าเฉพาะทางตอนเหนือของซาคาลินเท่านั้นที่ชั้นวางโบราณ "แห้งไปเล็กน้อย" เงินฝากบางส่วนบนหิ้งซาคาลินเกือบจะ "คลาน" ขึ้นบกแล้ว เงินฝากนอกชายฝั่งซึ่งเป็นพื้นที่และเขตสงวนซึ่งมีขนาดใหญ่กว่าเงินฝากบนบกหลายเท่าทอดยาวไปตามชายฝั่งตะวันออกของซาคาลินและไปทางเหนือ เงินฝากบางส่วนถูกค้นพบในช่วงทศวรรษที่ 70 ของศตวรรษที่ผ่านมา ปริมาณสำรองที่สามารถเรียกคืนได้ของชั้นวาง Sakhalin ที่คาดการณ์ไว้นั้นมีมากกว่า 1.5 พันล้านตัน (ปริมาณสำรองที่สามารถกู้คืนได้คิดเป็นประมาณ 30% ของปริมาณสำรองที่ระบุ) สำหรับการเปรียบเทียบ: ทั้งหมด ไซบีเรียตะวันตกมีปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้ว 9.1 พันล้านตัน น้ำมันเชิงพาณิชย์ชนิดแรกจากชั้นวางของรัสเซียได้รับจาก Sakhalin ในปี 1998 แต่นั่นเป็นอีกเรื่องหนึ่ง

ยังคงต้องดูที่หิ้งแคสเปียน, แบล็ก, อาซอฟและ ทะเลบอลติกแม้ว่าความยาวของมันจะเป็นเพียงส่วนเล็ก ๆ ของรัสเซีย แต่ก็แทบจะมองไม่เห็นบนแผนที่ ตามการประมาณการส่วนรัสเซียของหิ้งแคสเปียนมีประมาณ 13% ของทุนสำรองทั้งหมด (ส่วนหลักเป็นของคาซัคสถานและอาเซอร์ไบจาน) ใกล้ชายฝั่งคอเคเชียนของทะเลดำ อาจมีน้ำมันในทะเลลึก (ลึก 1.5-2 กม.) ส่วนหนึ่ง และในทะเลอาซอฟมีน้อยมาก แต่ทะเลอาซอฟมีขนาดเล็กและแบ่งระหว่างสองประเทศ ยูเครนกำลังผลิตก๊าซที่นั่น

และสุดท้าย เมื่อเดินทางข้ามทะเลเสร็จแล้ว มาดูทะเลบอลติกกันดีกว่า ทะเลบอลติกมีขนาดเล็กเมื่อเทียบกับทะเลในมหาสมุทรอาร์กติกและมีหลายรัฐ แต่ที่นี่ในภูมิภาคคาลินินกราดซึ่งอยู่ไม่ไกลจากชายฝั่ง ถัดจาก Curonian Spit น้ำมันถูกค้นพบที่ระดับความลึกตื้นในปี 1983 ในปี พ.ศ. 2547 การผลิตภาคอุตสาหกรรมได้เริ่มขึ้น ปริมาณสำรองตามมาตรฐานรัสเซียมีขนาดไม่ใหญ่นัก - น้อยกว่า 1 ล้านตัน แต่สภาพการผลิตง่ายกว่าในมหาสมุทรอาร์กติกมาก การปรากฏตัวของน้ำมันในสถานที่นี้ไม่ใช่เรื่องน่าแปลกใจเนื่องจากมีการสกัดบริเวณใกล้ชายฝั่งมาเป็นเวลานานและปริมาณสำรองก็มีมากขึ้น

ก้าวแรกในการพัฒนาพื้นที่ภาคเหนือ

ในโลกปัจจุบัน น้ำมัน 35% และก๊าซประมาณ 32% ผลิตบนแหล่งน้ำและชายฝั่ง จุดเริ่มต้นเกิดจากการขุดเจาะบ่อนอกชายฝั่งแห่งแรกเมื่อ 50 ปีที่แล้วในอ่าวเม็กซิโกที่ตื้นและอบอุ่น

ยุโรปยังมีประสบการณ์ในการพัฒนาทรัพยากรก้นทะเลอีกด้วย เป็นเวลากว่า 30 ปีที่นอร์เวย์และอังกฤษผลิตน้ำมันจากแท่นขุดเจาะนอกชายฝั่งในทะเลเหนือและได้รับน้ำมันมากจนยอดส่งออกของทั้งสองประเทศนี้เทียบได้กับการส่งออกของรัสเซีย ต้องขอบคุณการผลิตน้ำมันที่ทำให้นอร์เวย์ครองอันดับหนึ่งในด้านมาตรฐานการครองชีพ จริงอยู่ที่การผลิตไม่ได้ดำเนินการบนชั้นวาง แต่อยู่ที่ด้านล่าง ทะเลเหนือมีโครงสร้างทางธรณีวิทยาที่แตกต่างกัน อย่างไรก็ตามการขุดไม่เพียงดำเนินการในเขตเศรษฐกิจของประเทศเหล่านี้เท่านั้น แต่ยังดำเนินการนอกเขตเศรษฐกิจด้วยตามข้อตกลงระหว่างประเทศเกี่ยวกับการแบ่งก้นทะเลระหว่างประเทศที่อยู่ติดกัน

คาดว่าในรัสเซียส่วนแบ่งการผลิตไฮโดรคาร์บอนบนชั้นวางภายในปี 2563 จะเป็น 4% ของปริมาณทั้งหมด มีปริมาณสำรองจำนวนมากอยู่บนชั้นวาง แต่การพัฒนาพวกมันนั้นยากและมีราคาแพงกว่ามาก เราต้องการการลงทุนจำนวนมหาศาลซึ่งจะเริ่มสร้างผลตอบแทนและผลกำไรไม่ช้ากว่าในห้าหรือสิบปีด้วยซ้ำ ตัวอย่างเช่น ในการพัฒนาทรัพยากรทางทะเลของทะเลแคสเปียน การลงทุนรวมในระยะเวลาสิบปีจะเกิน 60 พันล้านดอลลาร์ ในมหาสมุทรอาร์กติก ค่าใช้จ่ายจะสูงขึ้นอีกเนื่องจากสภาพน้ำแข็งที่รุนแรง

อย่างไรก็ตาม รัสเซียได้เริ่มพัฒนาความมั่งคั่งนอกชายฝั่งแล้ว ปริมาณสำรองไฮโดรคาร์บอนเพียง 15% ของชั้นวางอยู่ในทะเลโอค็อตสค์ แต่ที่นี่ใกล้ซาคาลินเมื่อปี 1998 ที่กลุ่มนี้ บริษัทต่างประเทศนับเป็นครั้งแรกในรัสเซียที่เริ่มการผลิตน้ำมันทางอุตสาหกรรมจากชั้นวาง ในปี พ.ศ. 2547 มีการผลิตน้ำมันอุตสาหกรรมบนไหล่ทะเลบอลติกด้วย

มีการวางแผนพัฒนาพื้นที่ที่ใหญ่ที่สุดสองแห่งบนไหล่ทะเล Pechora แหล่งแรกคือแหล่งน้ำมัน Prirazlomnoye ซึ่งค้นพบในปี 1989 และอยู่ห่างจากชายฝั่ง 60 กม. ซึ่งมีความลึกประมาณ 20 ม. ชื่อนี้ไม่ใช่เรื่องบังเอิญ - สนามนี้ตั้งอยู่ถัดจากรอยเลื่อนที่ลึกมากนั้น ปริมาณสำรองคือน้ำมันที่สามารถนำกลับมาใช้ใหม่ได้ 74 ล้านตัน และก๊าซ 8.6 พันล้านลูกบาศก์เมตร ในระดับเทคโนโลยีปัจจุบันในรัสเซีย มีการกู้คืนน้ำมันสำรองที่ระบุเพียงประมาณ 30% เท่านั้น ประเทศตะวันตก- มากถึง 40%

มีโครงการพัฒนา Prirazlomnoye อยู่แล้ว ได้รับใบอนุญาตสำหรับการพัฒนาแล้ว บริษัท รัสเซีย. แท่นต้านทานน้ำแข็งขนาดใหญ่ที่มีน้ำหนักรวมประมาณ 110,000 ตันพร้อมฐานรองรับขนาด 126 x 126 ม. ซึ่งประกอบด้วยซุปเปอร์โมดูลสี่ตัวจะถูกติดตั้งที่ตรงกลาง พวกเขาจะบรรจุถังเก็บน้ำมัน 14 ถังความจุ 120,000 ตัน โมดูลที่อยู่อาศัยออกแบบมาสำหรับ 200 คน นี่เป็นเพียงตัวเลขที่น่าประทับใจเพียงไม่กี่ตัวที่ช่วยให้คุณจินตนาการถึงขนาดของโครงสร้างเพียงแห่งเดียว แต่จะต้องมีความซับซ้อนทั้งหมด แพลตฟอร์มของคลาสน้ำแข็งนี้ยังไม่มีการผลิตในโลก สภาพการขุดในส่วนเหล่านี้รุนแรงเกินไป: ท้ายที่สุดแล้ว การนำทางตามเส้นทางทะเลเหนือใช้เวลานานหลายเดือนและถึงแม้จะมีเรือตัดน้ำแข็งก็ตาม นอกจากนี้ ทุกปีสภาพน้ำแข็งจะแตกต่างกัน และในช่วงเริ่มต้นของการนำทางก็มีคำถามเกิดขึ้น: วิธีใดที่ดีที่สุดในการผ่านน้ำแข็งในพื้นที่ Novaya Zemlya - ไปทั่วหมู่เกาะจากทางเหนือหรือเดินทางผ่าน ช่องแคบที่อยู่ตรงกลาง แต่มีการวางแผนการผลิตจากชั้นวางตลอดทั้งปี การก่อสร้างแท่นขุดเจาะเริ่มขึ้นในปี 1998 ที่โรงงานที่ใหญ่ที่สุดใกล้กับ Arkhangelsk ซึ่งเคยสร้างเรือดำน้ำมาก่อน

หลังจาก Prirazlomnoye แหล่งก๊าซ Shtokman ซึ่งใหญ่ที่สุดในอาร์กติกและในโลก มีแนวโน้มว่าจะได้รับการพัฒนามากที่สุด มันถูกค้นพบในปี 1988 บนหิ้งทะเลเรนท์ส ห่างจากเมืองมูร์มันสค์ไปทางตะวันออกเฉียงเหนือ 650 กม. ความลึกของทะเลอยู่ที่ 320-340 ม. ปริมาณสำรองของแหล่ง Shtokman อยู่ที่ประมาณ 3.2 ล้านล้านลูกบาศก์เมตรซึ่งเทียบได้กับทุ่งใน Yamal ปริมาณเงินลงทุนทั้งหมดในโครงการนี้จะอยู่ที่ 18.7 พันล้านดอลลาร์ โดยมีระยะเวลาคืนทุน 13 ปี กำลังเตรียมโครงการสำหรับการก่อสร้างโรงงานผลิตของเหลวที่ใหญ่ที่สุด ก๊าซธรรมชาติ: จึงสามารถขนส่งไปต่างประเทศไปยังแคนาดาและอเมริกาได้

จนกระทั่งเมื่อไม่นานมานี้ เชื่อกันว่าน้ำมันจากมหาสมุทรกระจุกตัวอยู่บนชั้นวางอย่างแม่นยำ แต่ในช่วง 10-15 ปีที่ผ่านมา มีการค้นพบแหล่งสะสมขนาดยักษ์ที่ระดับความลึกของทะเล 2-4 กม. การเปลี่ยนแปลงนี้ทำให้เกิดแนวคิดเกี่ยวกับบริเวณที่ไฮโดรคาร์บอนสะสมอยู่บนพื้นมหาสมุทร นี่ไม่ใช่หิ้ง แต่เป็นความลาดชันของทวีป เงินฝากดังกล่าวกำลังได้รับการพัฒนาอย่างประสบความสำเร็จ เช่น ในบราซิล

เหตุใดเราจึงตามหลังประเทศอื่นๆ ในการพัฒนาชั้นวางสินค้าอาจอธิบายได้ เรามีที่ดินสำรองจำนวนมากแต่ยังมีเพียงพอสำหรับตัวเราเองและเพื่อการส่งออก และต้นทุนการผลิตนอกชายฝั่งเพิ่มขึ้นประมาณสามเท่า บริษัท ในประเทศไม่รีบร้อนที่จะเข้าสู่ชั้นวางที่รุนแรงเช่นนี้: ตอนนี้ด้วย ราคาสูงสำหรับน้ำมันจะทำกำไรได้มากกว่าหากลงทุนในแหล่งที่พัฒนาแล้ว แต่จะทำอย่างไรเมื่อน้ำมันที่มีอยู่หมด? วิธีที่จะไม่สายในการพัฒนาความมั่งคั่งของคุณเอง

บรรณาธิการขอขอบคุณ ZAO Sevmorneftegaz ที่ให้ภาพประกอบจำนวนหนึ่ง

ศักยภาพด้านพลังงานของการพัฒนาเศรษฐกิจส่วนใหญ่ขึ้นอยู่กับอนาคตของน้ำมันและก๊าซนอกชายฝั่ง ผู้เชี่ยวชาญด้านไฮโดรคาร์บอนยืนยันในเรื่องนี้ ในประเทศของเรา การพัฒนาอุตสาหกรรมของไหล่ทวีปได้รับการประกาศว่ามีแนวโน้มที่ดี อย่างไรก็ตาม การบรรลุผลสำเร็จนั้นจำเป็นต้องมีการแก้ปัญหาร่วมกันในด้านกฎหมาย การลงทุน การสำรวจทางธรณีวิทยา โครงสร้างพื้นฐาน และปัญหาสิ่งแวดล้อม

ความสามารถในการทำกำไรของแหล่งนอกชายฝั่งส่วนใหญ่เกิดจากการใช้เทคโนโลยีการผลิตที่มีประสิทธิภาพและ ในเวลาเดียวกัน ผู้บริโภคปลายทางของไฮโดรคาร์บอนกำลังให้ความสำคัญกับความสามารถในการบำบัดน้ำมันและก๊าซมากขึ้น ซึ่งเป็นปัจจัยในการบรรลุคุณภาพของผลิตภัณฑ์ที่วางขายในท้องตลาด ประสบการณ์โลกในทิศทางนี้เพิ่มขึ้นและตอนนี้กำลังมาถึงรัสเซีย ไฮโดรคาร์บอนที่ได้มายาก แต่เป็นที่ต้องการจากดินใต้ผิวดินกำลังรอการผลิตทางอุตสาหกรรมอยู่แล้ว

1. ปริมาณน้ำมันและก๊าซสำรองของโลกบนไหล่ทวีป
2. การกระจายการผลิตน้ำมันบนไหล่ทวีปแยกตามภูมิภาคของโลก
3. การกระจายการผลิตก๊าซบนไหล่ทวีปแยกตามภูมิภาคของโลก
4. ปริมาณสำรองไฮโดรคาร์บอนบนไหล่ทวีปรัสเซีย

ไหล่ทวีปทางทะเลเป็นส่วนต่อเนื่องใต้น้ำของพื้นผิวทวีป (มีความลาดชันเล็กน้อย - ประมาณ 1-2 ม. ต่อ 1 กม.) ความกว้างของชั้นวางแตกต่างกันไปตั้งแต่ 50 ถึง 100 กม. ความลึกของขอบเขตด้านนอกอยู่ในช่วง 120-150 ม. ความลาดชันใต้น้ำของทวีปสิ้นสุดที่เชิงเขา ชั้นวางมีโครงสร้างทางธรณีวิทยาเช่นเดียวกับแผ่นดินใหญ่ ซึ่งมีความสำคัญขั้นพื้นฐานสำหรับการพัฒนาอุตสาหกรรม

การพัฒนาแหล่งสะสมใกล้ทะเลเริ่มขึ้นในกลางศตวรรษที่ 19 ในพื้นที่ชายฝั่งทะเลแคสเปียน (คาบสมุทร Absheron ในภูมิภาคบากู) ที่นี่เมื่อไม่ถึง 100 ปีที่แล้ว การดำเนินการทางอุตสาหกรรมของแท่นขุดเจาะบนเสาเข็มเริ่มต้นขึ้น นับตั้งแต่ทศวรรษ 1960 การผลิตน้ำมันและก๊าซใต้ทะเลได้แพร่หลายมากขึ้น

การพัฒนาภาคสนามนอกชายฝั่งเป็นกระบวนการที่ต้องใช้ความรู้เข้มข้น มีความซับซ้อนทางเทคโนโลยี และในขณะเดียวกันก็เป็นอันตรายเมื่อมีการติดตั้งและใช้งานอุปกรณ์ในสภาวะที่รุนแรง สิ่งแวดล้อม(พายุที่รุนแรง กระแสน้ำขึ้นและลง เกลือทะเล ไฮโดรเจนซัลไฟด์ อุณหภูมิต่ำขั้นวิกฤติ และสภาวะน้ำแข็งที่ยากลำบาก) อย่างไรก็ตาม แนวโน้มการผลิตนอกชายฝั่งขึ้นอยู่กับความเป็นไปได้ทางเศรษฐกิจ และได้รับการสนับสนุนจากการวิจัยที่แสดงให้เห็นว่าปริมาณสำรองไฮโดรคาร์บอนครึ่งหนึ่งของโลกอยู่ในดินใต้ผิวดินใต้ก้นทะเล

การคาดการณ์บ่งชี้ว่ามากกว่า 60% ของพื้นที่ไหล่ทวีปมีปริมาณสำรองไฮโดรคาร์บอน ทุกปี มีการขุดเจาะสำรวจประมาณ 1,000 ครั้งและหลุมผลิตประมาณ 2,000 หลุมทั่วโลก หลากหลายชนิด. โดยรวมแล้วมีการขุดเจาะบ่อมากกว่า 100,000 บ่อ มีการสำรวจแหล่งน้ำมันและก๊าซนอกชายฝั่งมากกว่า 2,000 แห่ง ซึ่งส่วนใหญ่มีขนาดใหญ่และมีขนาดใหญ่ในแง่ของปริมาณสำรอง

แหล่งสะสมน้ำมันและก๊าซใต้น้ำหลักกระจุกตัวอยู่ในอ่าวเปอร์เซีย (ซาอุดีอาระเบีย กาตาร์) ปริมาณน้ำมันสำรองมากกว่าครึ่งหนึ่งของโลกตั้งอยู่ที่นี่ แหล่งสะสมไฮโดรคาร์บอนที่ใหญ่ที่สุดยังได้รับการพัฒนาในอ่าวกินีและอ่าวเม็กซิโกในน่านน้ำของมาราไกโบ (เวเนซุเอลา) ในทะเลของเอเชียตะวันออกเฉียงใต้ โบฟอร์ต และในทะเลเหนือ (นอร์เวย์) การผลิตไฮโดรคาร์บอนในทะเลคิดเป็นประมาณหนึ่งในสามของการผลิตทั่วโลก

จากข้อมูลของ IFP Energies nouvelles (IFPEN) และ IHS Energy ปริมาณสำรองน้ำมันและก๊าซไหล่ทวีปทั่วโลกในปี 2010 อยู่ที่ประมาณ 650 พันล้านบาร์เรลเทียบเท่าน้ำมัน (หรือ 650 Gboe แผนภาพ 1). ในเวลาเดียวกันส่วนแบ่งน้ำมันสำรองอยู่ที่ 275 Gboe และปริมาณสำรองก๊าซ - 375 Gboe การผลิตน้ำมันทั้งหมดในปี 2010 บนชั้นวางทะเลของโลกของเราอยู่ที่ 23.6 ล้านบาร์เรลต่อวันและการผลิตก๊าซ - 2.4 พันล้านลูกบาศก์เมตรต่อวัน ( แผนภาพ 2 และ 3 ).

รัสเซียอยู่ในเกณฑ์ของการพัฒนาอุตสาหกรรมของไหล่ทวีป (พื้นที่มากกว่า 6 พันล้านกิโลเมตร 2 ซึ่งคิดเป็น 22% ของพื้นที่ไหล่ทวีปของมหาสมุทรโลก) นี่คือชั้นวางที่ใหญ่ที่สุดในโลกตามพื้นที่ โดยมีทรัพยากรไฮโดรคาร์บอนที่สามารถนำกลับมาใช้ใหม่ได้ประมาณ 98.7 พันล้านตัน ในแง่ของน้ำมันเชื้อเพลิงมาตรฐาน นอกจากนี้ ประมาณ 85% ของปริมาณสำรองที่พิสูจน์แล้วกระจุกตัวอยู่ที่ไหล่ทวีปอาร์กติก (ทะเลเรนท์ ทะเลคารา) ไหล่ทวีป ตะวันออกอันไกลโพ้นมีปริมาณสำรองประมาณ 12-14% มีการบันทึกเงินฝากจำนวนหนึ่งไว้บนชั้นวางของทะเลบอลติก แคสเปียน ทะเลดำ และทะเลอาซอฟ ( แผนภาพ 4 ).

แม้ว่าไหล่ทวีปส่วนใหญ่จะตั้งอยู่ในภาคเหนือและอาร์กติก การทำเหมืองแร่นอกชายฝั่งน้ำมันและก๊าซในรัสเซียถูกเน้นว่าเป็นกิจกรรมสำคัญที่มีส่วนช่วยในการพัฒนาอุตสาหกรรมน้ำมันและก๊าซและเศรษฐกิจโดยรวม แผนของรัฐกำหนดให้เพิ่มการผลิตน้ำมันนอกชายฝั่ง 5 เท่าภายในปี 2573 จากปัจจุบัน 13 ล้านตัน มากถึง 66.2 ล้านตัน มีการวางแผนที่จะเพิ่มการผลิตก๊าซ 4 เท่า - จาก 57 พันล้าน m 3 เป็น 230 พันล้าน m 3 โครงการพัฒนาชั้นวางของรัฐบาลจนถึงปี 2030 จะช่วยให้ตัวชี้วัดเหล่านี้บรรลุผลสำเร็จ ผลกระทบทางเศรษฐกิจจากการนำไปใช้งานจะคำนวณเป็นจำนวน 8 ล้านล้านรูเบิล

ความสำเร็จบนหิ้งนั้นถูกสร้างขึ้นบนบก

1. แพลตฟอร์มเทคโนโลยีพร้อมอุปกรณ์สำหรับการเตรียมน้ำมันและก๊าซ
2. การติดตั้งบนบกสำหรับการคายน้ำของก๊าซธรรมชาติและการฟื้นฟู TEG

การผลิตน้ำมันบนไหล่ทวีปดำเนินการโดยใช้โครงสร้างไฮดรอลิกพิเศษ - แท่นขุดเจาะ แพลตฟอร์มเหล่านี้แบ่งออกเป็นสามประเภท: แท่นขุดเจาะแบบแจ็คอัพ กึ่งจุ่ม และแท่นขุดเจาะแบบแรงโน้มถ่วง นอกจากนี้ยังใช้เรือขุดเจาะ แพลตฟอร์มเทคโนโลยี และคอมเพล็กซ์ลอยน้ำสำหรับการผลิตน้ำมัน การจัดเก็บและการบรรทุก การเลือกประเภทแท่นขึ้นอยู่กับสภาพการใช้งาน (ระยะทางจากชายฝั่ง ความลึกของทะเล สภาพภูมิอากาศ) และวิธีการพัฒนาพื้นที่ (รูปแบบการขุดเจาะบ่อ อัตราการไหลของน้ำมัน)

แม้จะมีความแตกต่างในการออกแบบแพลตฟอร์ม แต่ก็มีความคล้ายคลึงกันในสิ่งเดียว - มีโครงสร้างที่กะทัดรัดอย่างยิ่งพร้อมอุปกรณ์การผลิตที่จำเป็น "บนเครื่อง" สำหรับแต่ละฟิลด์ จะมีการพัฒนาโครงการกำหนดค่าแท่นขุดเจาะของตนเอง ในเวลาเดียวกัน ในสภาพพื้นที่จำกัด การวางตำแหน่งการขุดเจาะ การผลิต เทคโนโลยี และอุปกรณ์ไฟฟ้าได้รับการปรับปรุงอย่างระมัดระวัง

ผู้เชี่ยวชาญด้านอุตสาหกรรมน้ำมันและก๊าซถือว่าการสนับสนุนทางเทคโนโลยีสำหรับการเตรียมน้ำมันและก๊าซที่สกัดแล้วถือเป็นงานสำคัญ การบำบัดน้ำมันและก๊าซเป็นขั้นตอนบังคับก่อนการขนส่ง การจัดเก็บ และการแปรรูปไฮโดรคาร์บอน ตามกฎแล้วการเตรียมประกอบด้วยการดำเนินการหลายอย่าง: การแยกน้ำมันและก๊าซ, การแยก, การอบแห้ง, การกำจัดสารประกอบกำมะถัน, ปรอท, คาร์บอนไดออกไซด์และเกลือ การอัด ฯลฯ

ตัวอย่างเช่น เพื่อให้ได้คุณภาพเชิงพาณิชย์สูง APG จะถูกลบออกจากน้ำมันอ่างเก็บน้ำ ก่อนการขนส่งเพื่อแปรรูปหรือใช้เป็นเชื้อเพลิง APG จะถูกทำให้บริสุทธิ์จากสิ่งเจือปน น้ำ และไฮโดรเจนซัลไฟด์ อุณหภูมิจุดน้ำค้างของก๊าซสำหรับน้ำและไฮโดรคาร์บอนได้รับการคำนวณและกำหนด ค่าความร้อน APG และองค์ประกอบของส่วนประกอบ

ประสบการณ์ทางเทคโนโลยีที่สั่งสมมาบนบกถูกนำมาใช้อย่างต่อเนื่องในการพัฒนาพื้นที่นอกชายฝั่ง

ประสบการณ์ระดับโลกมาถึงรัสเซีย

1. เครื่องอบแห้งก๊าซแบบโมดูลาร์ COMART
2. ระบบทำความสะอาดก๊าซนอกชายฝั่งจากสารประกอบกำมะถัน COMART
3. การติดตั้งแบบโมดูลาร์ COMART สำหรับการฟื้นฟู TEG

ความสำเร็จในการผลิตไฮโดรคาร์บอนทางอุตสาหกรรมส่วนใหญ่ขึ้นอยู่กับการพิสูจน์แล้ว อุปกรณ์เทคโนโลยีสร้างขึ้นบนพื้นฐานของการพัฒนาการออกแบบดั้งเดิมและโซลูชั่นทางวิศวกรรม ประสบการณ์ระดับโลกในการดำเนินโครงการดังกล่าวเป็นพื้นฐานสำหรับการสร้างระบบบำบัดน้ำมันและก๊าซสำหรับสาขาในรัสเซียและกลุ่มประเทศ CIS

ในบริบทของการนำการผลิตน้ำมันทางอุตสาหกรรมไปใช้บนชั้นวาง คือการใช้เทคโนโลยีการบำบัดน้ำมันและก๊าซที่มีประสิทธิภาพซึ่งช่วยให้บรรลุคุณภาพที่ต้องการของผลิตภัณฑ์ที่วางตลาด ลดต้นทุน และเพิ่มความน่าดึงดูดทางเศรษฐกิจในสาขาเฉพาะ COMART บริษัทวิศวกรรมชื่อดังกำลังทำงานในทิศทางนี้ ซึ่งเป็นผู้นำในการพัฒนา ระบบที่ทันสมัยการเตรียมน้ำมันและก๊าซ

สาขาของบริษัทผู้ผลิตชั้นนำได้รับการติดตั้งอุปกรณ์ COMART ได้แก่ ExxonMobil, BP, Shell, Eni, Saudi Aramco, Repsol YPF, Petrobras, NIOC, Maersk Oil, ONGC ฯลฯ โครงการบำบัดน้ำมันและก๊าซ 32 โครงการได้ดำเนินการอย่างประสบความสำเร็จบน ชั้นวางนอกชายฝั่งเพียงอย่างเดียวซึ่งช่วยให้เราสามารถรับประกันการแก้ปัญหางานด้านเทคนิคที่ซับซ้อนที่สุดทั้งในน่านน้ำเส้นศูนย์สูตรและในทะเลทางเหนือ

เว็บไซต์อาจเผยแพร่เนื้อหาจากโอเพ่นซอร์ส (รหัสโปรแกรม รูปภาพ ฯลฯ) สิทธิ์ทั้งหมดในเนื้อหาดังกล่าวเป็นของผู้เขียน หากคุณเป็นผู้ถือลิขสิทธิ์เนื้อหาดังกล่าวและไม่เห็นด้วยกับการใช้งานบนเว็บไซต์นี้ โปรดติดต่อฉัน

โครงการผลิตน้ำมันอาร์กติกแห่งแรกของรัสเซียได้เข้าสู่ระยะดำเนินการในช่วงกลางปี ​​2556 Prirazlomnaya รับรองว่าทั้งหมด การดำเนินงานทางเทคโนโลยีรวมถึงการขุดเจาะบ่อ การผลิต การจัดเก็บ การเตรียม และการบรรทุกน้ำมันลงเรือบรรทุก “Prirazlomnaya” เป็นแท่นจอดนิ่งแห่งแรกของโลกที่พวกเขาเริ่มผลิตน้ำมันบนไหล่ทวีปอาร์กติกในสภาวะที่ยากลำบากของทุ่งน้ำแข็งที่ลอยอยู่

ฐานรองรับของแพลตฟอร์ม - กระสุน - เป็นการพัฒนาที่ไม่เหมือนใคร: รับภาระหลักและความน่าเชื่อถือของแพลตฟอร์มทั้งหมดขึ้นอยู่กับความน่าเชื่อถือ เป็นส่วนกระสุนที่ช่วยให้ Prirazlomnaya สามารถทนต่อสภาพอากาศอาร์กติกได้สำเร็จ ปกป้องอุปกรณ์ทั้งหมด และรับประกันการทำงานที่ปลอดภัยของบุคลากร ความสูงของกระสุนคือ 24.3 เมตรนั่นคือ เกือบเท่ากับความสูงของอาคารเก้าชั้น

ในกระสุนของแท่นน้ำแข็งนอกชายฝั่ง Prirazlomnaya มีสถานที่จัดเก็บน้ำมันประกอบด้วย 16 ช่องและคอมเพล็กซ์เทคโนโลยีและระบบแพลตฟอร์มอื่น ๆ ทั้งหมดตั้งอยู่ด้านบน ถังเก็บน้ำมันใช้วิธีการเก็บน้ำมันแบบ "เปียก" กล่าวคือ ถังจะเต็มไปด้วยน้ำมันหรือน้ำอยู่ตลอดเวลา วิธีจัดเก็บนี้ช่วยลดการก่อตัวของบรรยากาศที่ระเบิดได้ ซึ่งเป็นเงื่อนไขเพิ่มเติมสำหรับความปลอดภัยของแท่น

แพลตฟอร์มนอกชายฝั่ง Prirazlomnaya ติดตั้งอุปกรณ์โหลดน้ำมันโดยตรง (DOC) สองชุด ซึ่งทำงานบนพื้นฐานของระบบเครน และอนุญาตให้บรรทุกเรือบรรทุกน้ำมันจากสถานที่จัดเก็บน้ำมันของแพลตฟอร์ม คูปองจะอยู่ที่ปลายอีกด้านของแท่น ซึ่งทำให้นักขับรถถังสามารถเข้าใกล้แท่นได้อย่างง่ายดายในทุกสภาพอากาศและการนำทาง

อุปกรณ์คูปองมีการติดตั้งอุปกรณ์รับจมูกแบบพิเศษ น้ำมันถูกส่งผ่านอุปกรณ์ตัวใดตัวหนึ่งขึ้นอยู่กับทิศทางของภาระภายนอก (คลื่น ธารน้ำแข็ง กระแสน้ำ ลม) COUPON ติดตามการเคลื่อนไหวของเรือบรรทุกน้ำมันในภาคส่วน 180° ถ้ามันเบี่ยงเบนไปจากส่วนที่ให้บริการโดยอุปกรณ์ตัวหนึ่ง เรือบรรทุกน้ำมันจะถูกปลดออกจากตำแหน่งและถูกย้ายไปยังคูปองอื่น

รูปแบบการโหลดน้ำมัน

ให้ความสนใจเป็นพิเศษกับประเด็นด้านความปลอดภัย: การจัดส่งน้ำมันเริ่มต้นเฉพาะเมื่อ 30 เงื่อนไขที่จำเป็น. สายส่งน้ำมันไปยังเรือบรรทุกมีระบบหยุดและปิดฉุกเฉิน ซึ่งช่วยให้สามารถหยุดการขนส่งได้เกือบจะทันทีหากจำเป็น - ในเวลาสูงสุด 7 วินาที

ก่อนเริ่มปฏิบัติการขนถ่าย เรือบรรทุกรถรับส่ง "Mikhail Ulyanov" และ "Kirill Lavrov" ซึ่งติดตั้งระบบบรรทุกคันธนู ทำการจอดเรือแบบไร้การสัมผัส ในระหว่างนั้นระยะทางจากเรือบรรทุกน้ำมันไปยังแผ่นน้ำแข็งนอกชายฝั่ง Prirazlomnaya คือ 80 ± 6 เมตร . เพื่อป้องกันการชนกับแพลตฟอร์มโดยไม่สมัครใจจึงมีการติดตั้งระบบการวางตำแหน่งแบบไดนามิกซึ่งแม้จะมีลมและคลื่นก็ช่วยให้คุณเก็บเรือบรรทุกน้ำมันให้อยู่กับที่ ความเร็วในการบรรทุกของเรือบรรทุกน้ำมันสามารถเข้าถึงได้สูงสุด 10,000 ลบ.ม./ชม. ซึ่งช่วยให้สามารถบรรทุกน้ำมัน ARCO ลงในเรือบรรทุกน้ำมันได้ภายใน 8-9 ชั่วโมง เรือเฉพาะทางที่ติดตั้งระบบอุปกรณ์รวบรวมน้ำมันฉุกเฉินที่ทรงพลังล่าสุดสำหรับการทำงานในฤดูหนาวจะปฏิบัติหน้าที่อย่างต่อเนื่องใกล้กับชานชาลา

ความหลากหลายใหม่น้ำมันที่ผลิตในแหล่ง Prirazlomnoye เรียกว่า ARCO - มาจากอักษรตัวแรกของคำภาษาอังกฤษ "Arctic" และ "oil" น้ำมันเกรดใหม่เข้าสู่ตลาดโลกครั้งแรกในเดือนเมษายน 2014

น้ำมัน ARCO มีความหนาแน่นสูง (ประมาณ 24 API) และมีปริมาณกำมะถันประมาณ 2.3% และมีปริมาณขี้ผึ้งต่ำ ค่อนข้างหนักเมื่อเทียบกับน้ำมันดิบส่งออกของรัสเซียทั่วไป ARCO เหมาะอย่างยิ่งสำหรับการแปรรูปเชิงลึกที่โรงกลั่นในยุโรปตะวันตกเฉียงเหนือ ผลิตผลิตภัณฑ์เคมีที่มีลักษณะเฉพาะซึ่งสามารถนำไปใช้ในการก่อสร้างถนน การผลิตยางรถยนต์ อวกาศ และอุตสาหกรรมยา