Научная статья на тему 'Особенности географии нефтегазовой промышленности Норвегии'

Особенности географии нефтегазовой промышленности Норвегии Текст научной статьи по специальности «Экономика и экономические науки»

CC BY
115
7
Поделиться

Аннотация научной статьи по экономике и экономическим наукам, автор научной работы — Бринкен А. О.

Характеризуется сложившееся к 2002 г. размещение добычи нефти и газа на шельфе Норвегии. Показано, что развитие добычи географически продвигается из южной части Северного моря в северную, в Норвежское и Баренцево моря. Оцениваются перспективы развития добычи нефти и природного газа па норвежском шельфе.

Geographical aspects of the Norwegian petroleum industry

Described and analyzed is production of oil and gas as it is settled on the shelf of Norway by 2002. It is shown that the development of production is geographically advanced from the southern part of the Norhern sea to its northern part, to the Norwegian and Barents sea. The prospected volumes of oil and natural gas production are estimated.

Текст научной работы на тему «Особенности географии нефтегазовой промышленности Норвегии»

УДК 553.98(481-26.03) А. О. Бринкен

Вестник СПбГУ. Сер. 7, 2003, вып. 3 (№23)

ОСОБЕННОСТИ ГЕОГРАФИИ

НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ НОРВЕГИИ

Норвегия является крупным производителем нефти вне системы ОПЕК, занимает третье место в мире по экспорту нефти и входит в десятку государств, обладающих наибольшими ресурсами нефти и природного газа.

Признание роли Норвегии в нефтедобыче нашло отражение и в установлении цен на мировом рынке нефти. В системе цен есть так называемая цена на брент-смесь, по которой ежегодно совершаются сделки примерно на 150 млрд долл. США. Нефть-брент — это нефть, не только добываемая на одноименном месторождении, но и на многих других в Северном море, торговля которой происходит преимущественно на нефтяной бирже в Лондоне. Пока добыча нефти на месторождении Брент (сектор Великобритании) составляла примерно 20 млн т в год, это делало ее реперной для установления цен. Но Брент прошло пиковую фазу добычи, и в настоящее время в месяц на бирже заключается примерно 10 сделок по сравнению с 300-400 в начале 1990-х годов. Поэтому агентство «Платт» предложило субститут, состоящий из цен на нефть британского месторождения Фортис и норвежского Озеберг для снижения волатильности рынка. Это изменение принято не повсеместно. Международная нефтяная биржа оставила в ценовом индексе нефть-брент и устанавливает цены на базе Брент—Фортис—Озеберг. Таким образом, нефть, добываемая на месторождении Озеберг, становится краеугольным камнем для определения индекса цен на нефть основных европейских производителей — Великобритании и Норвегии [1].

История нефтегазовой промышленности Норвегии началась с открытого в 1966 г. и вошедшего в эксплуатацию в 1971 г. месторождения Экофиск в южной части Северного моря1. С 1975 г. нефть подавалась по трубопроводу в Тиссайд (Великобритания).

В настоящее время на норвежском шельфе можно выделить пять основных районов нефтедобычи и два — газодобычи. Кроме них, нефть добывается также на нескольких сравнительно крупных отдельных месторождениях. Крупнейшие нефтедобывающие районы на норвежском шельфе называются по основным расположенным на них месторождениям: Экофиск, Слейпнер, Статфьорд, Фригг, Озеберг/Тролл. Газодобывающие районы — Фригг и Тролл, помимо них газ добывается на месторождениях, расположенных вдоль трасс магистральных газопроводов.

В 2000 г. на месторождении Экофиск насчитывалось 29 платформ, часть из которых находится в британском секторе моря. Считается, что современная фаза обустройства, называемая Экофиск-П, берет начало с 1994 г., когда группа компаний («Тотал Фи-на Эльф», «Норск Гидро», «Норск Аджип», «Статойл»), возглавляемая американской компанией «Филипс», установила две новые платформы. Экофиск-П вошел в эксплуатацию в 1998 г., дав жизнь считавшемуся исчерпанным месторождению. Лицензия «Филипс» должна закончиться в 2028 г. Согласно ей, предполагается, что между 2003 и 2018 гг. «Филипс» должна ликвидировать 14 из 29 платформ. Примерно 10% стоимости демонтажа выплатит «Филипс», 72% — норвежское правительство и оставшуюся часть — другие члены консорциума. Общая стоимость демонтажа оценивается в 1 млрд

1 Здесь и далее данные приводятся по [ 1—4].

© А. О. Бринкен, 2003

долл. США. «Филипс» планирует перенести стальные конструкции и верхнюю часть бетонных платформ на берег для восстановления, оставив на месте бетонную часть и берму, а также закопанными в траншеях 150 миль трубопроводов. «Филипс» с партнерами изучают план восстановления добычи к 2010 г. на месторождении Экофиск (включая Элдфиск, Эмбла и Тор) до 22 млн т. Добыча на месторождении Валхал продолжает падать и в 2002 г. уменьшилась до 3,6 млн т. Для ее поддержания намечается использовать закачку воды и установить вторую платформу в связи с доразведкой запасов. Месторождение Име в настоящее время не эксплуатируется.

Месторождение Слейпнер Вест было открыто в 1974 г., но Слейпнер Ист начало эксплуатироваться раньше него (в 1993 г.). На обоих месторождениях оперируют одни и те же компании. Эти месторождения более важны для добычи газа, включая жидкие фракции и конденсат, чем нефти. В 2002 г. только конденсата здесь добыто 3,7 млн м3. Месторождение Варг того же района обеспечило 4,1 млн т в 2002 г., но ожидается, что добыча прекратится в течение ближайших нескольких лет. По мере продвижения к северу североморского сектора (район Фригг-Хеймдал) также возрастает значение добычи газа, хотя месторождения Балдер и Етун вместе должны были дать в 2002 г. 6,2 млн т нефти. Месторождение Балдер было разведано в 1967 г., но добыча на нем не была начата до 1999 г.; Етун также вступило в эксплуатацию в 1999 г., добыча осуществляется с плавучей платформы, рядом ошвартован танкер-нефтехранилище, и нефть вывозится танкерами-челноками. '

Район Статфьорд — один из крупнейших нефтедобывающих в Северном море. Месторождение было открыто компанией «Мобил» в 1974 г., оно расположено сразу в двух секторах: норвежском и британском. Добыча на Статфьорд А началась в 1979 г., на Статфьорд Б — в 1982 г., на Статфьорд Ц — в 1985 г. Добыча с месторождений Статфьорд Норе и Статфьорд Ист ведется с подводных установок, и нефть передается на Статфьорд Ц. С 1987 г. компания «Мобил» передала операции в районе Статфьорд компании «Статойл». Здесь были установлены три крупные бетонные платформы ячеистой структуры. Ячейки служат в качестве нефтехранилищ. Великобритания владеет долей в 14,5% трубопровода через месторождение Брент до Шотландии. В настоящее время добыча на Статфьорд падает, но существуют достаточно оптимистичные предположения о его будущем. Доля Норвегии в добыче в 2002 г. составила более 10 млн т, и ожидается, что эксплуатация Статфьорд продлится до 2020 г. Месторождение Снор-ре — крупнейшее без спутников в этом районе. Оно было открыто в 1979 г., а добыча началась в 1992 г.; обеспечивает примерно 11,5 млн т нефти в год, и добыча на нем возрастает.

Третий крупнейший район месторождений — Гулфакс, включая Западный и Южный, а также большое число небольших и средних месторождений, — в 2002 г. обеспечил более 11 млн т нефти. На части месторождений района добыча падает, достигнув пика в 1995 г. Другая часть, среди них Вигдис, достигла пика в 1999 г. Третья группа месторождений, в том числе Визунд, а также Римфакс и Гуллвейг, вошедшие в эксплуатацию в 1998 г., обеспечивает замену выбывающих мощностей.

Группа месторождений Озеберг (Озеберг, Озеберг Ист, Озеберг Вест, Озеберг Саус) и примыкающие к ним — четвертый крупный район нефтедобычи. Поскольку Тролл — крупнейшее газовое месторождение и добыча нефти на нем невелика, его по нефтедобыче включают в район Озеберг. Нефтедобыча здесь началась в 1988 г., и пик в 25 млн т в год был достигнут в 1996 г. В 2001 г. она составила около 9 млн т, значительно ниже установленных на трех платформах мощностей. Месторождения-спутники вокруг Озеберг Ист и Озеберг Саус, обустроенные в 1999 и 2000 гг., поддерживают добычу, но

оба достигли пика в 2002 г. От Озеберга на терминал в Стуре подаются нефть, конденсат и другие жидкие фракции. Месторождение Тролл содержит небольшое количество нефти, но Тролл Вест — коммерческие запасы, позволившие добыть в 2002 г. примерно 15 млн т нефти, хотя добыча за день достигала уровня 60 тыс. т. Трубопровод соединяет Тролл Вест с нефтеперерабатывающим заводом (НПЗ) в Монгстаде на норвежском побережье.

Объединение морских промыслов с береговыми сооружениями в единые комплексы — редкий случай в пространственной организации морского нефтяного хозяйства Норвегии. Добытая нефть после очистки непосредственно на промыслах либо прокачивается по трубопроводу, либо заливается в танкеры и отправляется на экспорт. Эта схема была принята в Северном море и распространилась на Нор'вежское.

Добыча в Норвежском море в последние годы возрастала более высокими темпами, чем в Северном. Район еще находится на ранней стадии развития, и первое месторождение здесь дало промышленную нефть в 1993 г. Добыча в 2002 г. оценивается в 36 млн т, что в основном зависит от месторождения Асгард, вступившего в эксплуатацию в 1999 г. и обеспечившего в 2001 г. 7,5 млн т нефти. Месторождения Норне, Хейдрун и Дроген еще не устоялись по уровню добычи. Вблизи платформы Дроген компания «Шелл» обустроила месторождение Рогн С. Для перевозки нефти используются челночные танкеры, так как нефтепровод из Норвежского моря еще не проложен.

Освоение месторождений на норвежском шельфе постепенно продвигалось из южной части Северного моря в его северную часть, а затем в северную часть Норвежского моря. Это определялось главным образом распределением запасов в самих месторождениях. Менее сильное влияние оказало развитие обеспечивающей инфраструктуры в виде нефтепроводов, нефтехранилищ, НПЗ на суше. Крупных НПЗ в Норвегии всего два (в городах Слаген и Монгстад), третий строится в г. Калундборг. Большое значение имело также обеспечение добывающих районов материальным снабжением и рабочей силой. Постепенно базы снабжения и вертолетные площадки размещались по побережью Норвегии все дальше на север, в некоторых случаях «следуя» за промышленностью, а в других даже опережая ее, что было во многом обеспечено сосредоточением контроля и управления отраслью в руках государства. Решение о размещении в тех или иных поселках создаваемых баз обслуживания нефтепромыслов принималось парламентом, и базы снабжения распространились от Ставангера и Бергена к Тронхейму и Хаммерфесту.

Капиталовложения в нефтяную промышленность в 2001 г. составили 56,9 млрд норвежских крон (7,5 млрд долл. США), увеличившись на 1,3 млрд долл. от уровня 2000 г., но еще не достигнув пика 1998 г. (10,6 млрд долл. США). Симптоматично, что из планируемых на геолого-разведочные работы в 2002 г. 2,4 млрд норвежских крон компания «Норск Гидро» 1,8 млрд затратила на изыскания вне норвежских вод [3]. Ожидается, что добыча норвежской нефти останется на современном уровне примерно до 2004 г., а затем предполагается некоторое ее падение. В стадии обустройства находятся месторождения Фрам Вест, Грейн, Тюн, Валхал Фланке. На ряде месторождений повышение добычи осуществляется путем закачки воды в пласт. Далее, вероятно, придет очередь применения более дорогих технологий. Считается, что в среднем нефтеотдача на норвежских месторождениях составляет 44%. Три новых месторождения вошли в эксплуатацию во второй половине 2001 г.— начале 2002 г.: Тамбар, Глитне и Хулдра. В 2000-2001 г. открыты спутники вблизи месторождения Норне; доразведано месторождение Озеберг, что позволило увеличить оценку его запасов; а также месторождение

Голиаф в Баренцевом море (запасы примерно 30 млн т). В 2001 г. к разведанным запасам Норвегии добавлено примерно 50 млн т, что не перекрыло добычу того же года (162 млн т). В 2001 г. проведен 17-й раунд лицензирования добычи на норвежском континентальном шельфе. 11 компаний вместе получили права на шесть лицензий (всего было представлено 32 блока в Норвежском море).

В добыче и экспорте газа достижения Норвегии пока не столь велики, но ожидается, что и здесь в ближайшие годы должны произойти существенные изменения. В определенной степени география газовой промышленности вынужденно повторяла географию нефтяной промышленности, что было обязано единым геолого-разведочным работам на нефть и газ, расположению залежей нефти и газа и экономическим соображениям эффективности освоения ресурсов. Затем, по мере строительства магистральных газопроводов, стали наблюдаться отличия. Новые месторождения газа осваивались тем быстрее, чем ближе они находились от уже построенных газопроводов и чем экономичнее они могли быть к ним подключены. Новые магистральные газопроводы строились таким образом, чтобы они были обеспечены на перспективу не менее 30 лет запасами газа тяготеющих к ним месторождений. К настоящему времени построены и эксплуатируются пять экспортных магистральных трубопроводов:

• магистраль Статлайп/Норпайп подключает месторождения района Статфьорд через пункт Карсто, расположенный несколько севернее Ставангера", далее к распределительной платформе Дропнер С. и к соединительной линии вблизи Экофиск на магистраль Норпайп до г. Эмден в Германии;

• магистраль Зеепайп сооружена для транспортировки газа с месторождения Тролл на континентальную Европу;

• магистраль Европайп I начинается от распределительной платформы Дропнер Е. и заканчивается на принимающей станции Дорнум (побережье Германии);

• магистраль Европайп II идет от Карсто до Дорнума, введена в эксплуатацию 1 октября 1999 г. Большая часть газа, прокачиваемого через эту систему, поступает с разрабатываемых компанией «Статойл» месторождений Асгард, Слейпнер (Ист и Вест), Гулфакс, Статфьорд;

• магистраль Фраипайп, ранее называемая Норфра, соединяет шельф Норвежского моря с французским побережьем: от распределительной платформы Дропнер Е. до пункта Порт Квест (Дюнкерк).

Шестая магистраль, согласно договоренности Норвегии и Великобритании, будет сооружена к 2007 г. от месторождения Ормен Ланге на побережье Норвегии, далее к распределительной платформе Слейпнер и затем на терминал. Изингтон в Великобритании.

Кроме них имеет смысл упомянуть газопровод «Хальтенпайп», подающий газ с месторождения Хейдрун на индустриальный комплекс компании «Статойл» в Тьелдбер-годдене, и газопровод «Асгард Транспорт», обеспечивающий поступление газа с расположенных в Норвежском море месторождений Асгард, Хейдрум и Норне («Статойл») и месторождения Дроген («Шелл») на перерабатывающий комплекс Карсто, а далее — через норвежские транспортные системы покупателям континентальной Европы.

Газ, как и нефть, в промышленных объемах начал добываться на месторождениях Экофиск и Фригг в 1977 г., поступая в распределительные сети компаний «Рургаз», «Газ де Франс», «Газюни» и «Дистригаз». В конце 1970-х годов добыча на Экофиск

достигла пика и сильно уменьшилась в 1990-х годах, хотя на 2002 г. планировалось добыть около 6 млрд м3. Газ с месторождения Фригг покупает «Бритиш гас». В 2002 г. намечалось прекращение эксплуатации месторождения. Тогда же должна закончиться и эксплуатация месторождения Хеймдал. Контракты на продажу газа со Статфьорда, Гулфакса и Хеймдала были подписаны в 1981 г., а поставки начались в 1985 г. компаниям «Рургаз», «БЕБ», «Газ де Франс», «Газюни», «Дистригаз», «Эльф» и «Миг». В 2002 г. контракты заканчиваются. Ожидается, что месторождение Слейпнер (Ист и Вест) обеспечит добычу на уровне 13,5 млрд м3. Слейпнер Ист постепенно вырабатывается, и большая часть продукции поступает со Слейпнер Вест. Норвежская доля газа с этого месторождения подается по газопроводу «Статпайп/Норпайп» через пункт Карсто (севернее Ставангера) в г. Эмден.

Устойчиво растет добыча на полностью автоматизированной платформе месторождения Хулдра. В 2002 г. она вышла на уровень 3,2 млрд м3. Здесь также добываются конденсат и около 1,4 млн т нефти, которые подаются по трубопроводу на платформу Веслефрик Б, а газ —на платформу Хеймдал.

Одним из наиболее важных районов добычи газа в последние годы становится Халь-тенбанка (Норвежское море), особенно расположенное на ней месторождение Асгард. От него проложен газопровод (Асгард Транспорт) до Карсто, а затем газ поступает по магистрали Европайп II до Дорнума в северной Германии. Добыча газа с плавучей платформы началась в октябре 2000 г. и достигла 9 млрд м3 в 2001 г.

Компания «Статойл» обустраивает месторождения южной части Хальтенбанки. запасы которых оцениваются в 140 млрд м3 газа и 60 млн т нефти, что сравнимо с запасами Асгард. В этом же районе компания «Экссон Мобил» разведала крупное месторождение Белла Донна с запасами 60-125 млрд м3, а «Статойл» —месторождение Кристин, к которому намечается построить газопровод, что обеспечит дополнительно 34 млрд м3 в период 2005-2016 гг.

В марте 2002 г. норвежский парламент одобрил представленный «Статойлом» план разработки месторождений Сневит, Альбатрос и Аскелад (Баренцево море) и поставки с него газа в виде сжиженного природного газа (СПГ) потребителям в США (40%) и Испанию (60%). В настоящее время это самые северные обустраиваемые на норвежском шельфе месторождения (запасы 200-300 млрд м3).

Крупнейшим месторождением в Норвежском море является Ормен Ланге с разведанными запасами 400 млрд м3. Здесь действуют «Норск Гидро»—оператор в фазе обустройства и «Шелл» — в фазе добычи. Месторождение должно быть обустроено в 2003 г. Начало добычи планировалось на 2007 г., но это может произойти раньше.

Половина всех разведанных на норвежском шельфе запасов газа сосредоточена на месторождении Тролл, на котором добывается 23-24 млрд м3 газа в год при установленных мощностях добычи 36 млрд м3. Обустройство выполняется этапами. В рамках Фазы I поставлена платформа Тролл А, сооружен газоперерабатывающий завод в Кол-снес (вблизи Бергена) и проложен соединяющий их трубопровод. Тролл А представляет собой бетонную массивную структуру, рассчитанную на 70 лет эксплуатации. Тролл Ист содержит примерно 2/3 запасов газа месторождения. В Фазе III намечена добыча с месторождения Тролл Вест.

Как и в добыче нефти, в географии добычи газа отчетливо заметно постепенное продвижение с юга на север. Сдерживающее влияние инфраструктуры (в случае с газом — необходимость постройки газопроводов) преодолевается новыми для Норвегии способами транспортировки и продажи газа в виде СПГ (проект Снёвит).

Обсуждение тенденций развития нефте- и газодобычи на норвежском шельфе пред-

полагает, что события зависят от ряда обстоятельств. Вероятно, в числе главных можно отметить влияние следующих: физического наличия запасов; общего состояния мирового рынка нефти (цены); политической конъюнктуры; инерции развития отрасли; государственного регулирования отрасли; технического и технологического прогресса в отрасли; развития газовой транспортной инфраструктуры.

Казалось бы, что физическое наличие запасов задано уже опубликованными цифрами потенциальных, разведанных, неразведанных, конечных. Однако известно, что, например, по США в течение уже более 20 лет публикуются мало отличающиеся данные обеспеченности текущей добычи. На норвежском и британском шельфе добыто больше нефти, чем всей имеющейся по оценкам конца 1970-х годов. В оценку постепенно включаются запасы все более глубоких горизонтов, на акваториях больших глубин и в большем удалении от берега, а также запасы прежде некоммерческих месторождений. Можно считать, что оценки будут возрастать. Следует задаться вопросом, насколько? Американское Энергетическое Агентство (АЭА), считающееся весьма компетентной в этих оценках организацией, полагает, что запасов хватит примерно на 30-40 лет эксплуатации при уровне добычи нефти, пик которой будет достигнут через четыре-пять лет, а далее начнет понижаться. Картина, как она представляется по настоящему описанию, более или менее соответствует прогнозу АЭА. Но можно предположить, что пик уже наступил, а понижение будет менее плавным и растянется не более чем на 20 лет. При каких условиях какие предположения сбудутся?

Во-первых, большое значение имеет сохранение тенденции умеренного подъема цен или их поддержания на уровне, обеспечивающем эффективное развитие отрасли при существующих или мало меняющихся издержках добычи и действующих налоговых отчислениях. Если цены упадут ниже этого уровня и продержатся в таком состоянии достаточно долго (более двух-трех лет), то снижение добычи пойдет несколько быстрее предполагаемого и государство будет вынуждено еще раз после 1986 г. понизить налогообложение. Издержки добычи до уплаты налогов составляют на норвежском шельфе 10-12 долл. США на баррель, и цены на этом уровне могут привести к тому, что добыча будет поддерживаться только на тех старых месторождениях, где эксплуатационные и транспортные расходы окажутся ниже цен рынка. Значительный рост цен, напротив, может вызвать ускоренное развитие добычи, соответственно подтвердится предположение АЭА, а достижение пика будет не через пять, а даже через 10-12 лет с последующим ускоренным падением.

Во-вторых, окажет влияние и так называемая энергетическая безопасность основных стран — импортеров нефти. При понижении цен этим странам безразлично, у кого покупать. При повышении цен структура поставщиков изменяется в пользу «политически стабильных», в том числе Норвегии. Если цены будут различаться, то страны-импортеры, прежде всего США, будут балансировать поставки, как наблюдалось с 1975 по 2001 г. Все это время цена закупаемой на условиях СИФ норвежской нефти была самой высокой для США.

Влияние и цен, и политических событий, и даже вновь разведанных запасов сказывается не немедленно. Имеется лаг между ними и ростом/падением добычи в 3-7 лет, необходимых для обустройства открытого месторождения и выхода добычи на промышленный уровень. Если цены падают, добыча продолжается, так как добывающая компания стремится хоть в какой-то степени окупить произведенные затраты, поддержать фонд работающих скважин и др. Кроме того, отрасль в целом нуждается в том, чтобы созданные технические средства и развитые мощности нашли применение при любой конъюнктуре, что также обеспечивает определенную инерцию.

В 2000-2002 гг. в норвежской нефтегазовой промышленности произошли события, которые следует оценить как крупный шаг в дерегулировании отрасли. Если до конца XX в. можно было говорить о государственных целях развития добычи нефти и газа на шельфе, то в настоящее время они все более сменяются целями компаний, среди которых, как на самом раннем этапе, становится все больше иностранных. Для таких компаний в общем безразлично, где добывать нефть: на норвежском шельфе, в Иране или в российских водах. Для них более существенно обеспечение прибыльности операций. В отчете «Статойл» за 2001 г. даже отмечено, что их операции в Иране более выгодны, чем в Норвегии. Следовательно, прочие обстоятельства, описанные выше, могут повлиять на уход этих компаний из норвежских вод или, во всяком случае, на снижение заинтересованности.

Технический и технологический прогресс в бурении, заключающийся в слогане «глубже — быстрее — дешевле — чище», позволяет повысить оценки запасов, уменьшить издержки и лаги освоения месторождений, увеличить конкурентоспособность добычи в труднодоступных районах, удовлетворить экологические требования и в целом удержать компании в таком достаточно сложном для эксплуатации районе, как северные воды Норвежского и Баренцева морей.

Последнее, но не по значению, обстоятельство меньше влияет на добычу нефти, чем газа. Для обеспечения поставки газа потребителю необходима система магистральных трубопроводов. В противном случае его вообще не нужно добывать (если это чисто газовое месторождение) или закачивать обратно в пласт (сжигать?), если газ попутный. Поставки газа в виде СПГ, достигшие 26% от общего рынка газа, пока остаются дополнительными для баланса газопотребления. Тем не менее Норвегия обращает большое внимание на развитие такой подотрасли газовой промышленности, как производство СПГ. По проекту «Снёвит», который в отечественной печати иногда называют «Белоснежка», газ с месторождений Снёвит, Аскелад и Альбатрос должен подаваться в бухту Мелкая в районе Хаммерфеста на завод по сжижению газа. Затем танкеры-метановозы будут доставлять СПГ в США и Испанию. Второй завод СПГ планируется построить в г. Колснес [4].

Вариации от слабого до сильного влияния каждого из описанных факторов и их сочетаний приводят к различным сценариям развития отрасли. Хотя нефтедобыча на норвежском шельфе прошла пиковый уровень и начала понижаться, добыча газа в последние годы быстро и устойчиво возрастает, значительно опережая прогнозы российских экспертов, но в журнале «Нефть России» написано, что ежегодная продажа (добыча) газа составляет 25-35 млрд м3 ив ближайшие 10 лет должна возрасти в два раза [2, с. 90-93]. Уже в 2002 г. добыча превысила 56 млрд м3, и в 2003 г. ожидается ее рост до 73 млрд м3. Временные ограничения налагает пропускная способность магистральных газопроводов, составляющая примерно 100 млрд м3, к которым нужно добавить мощности заводов СПГ (порядка 10-12 млрд м3), возможности использования газа для производства электроэнергии в Норвегии и в качестве сырья для газохимической промышленности. В целом к 2010 г. можно ожидать развитие добычи газа до 150-160 млрд м3 в год, что, помимо прочего, обеспечит необходимое наполнение бюджета Норвегии.

Summary

Brincken A. O. Geographical aspects of the Norwegian petroleum industry. Described and analyzed is production of oil and gas as it is settled on the shelf of Norway by 2002. It is shown that the development of production is geographically advanced from the southern part of the Norhern sea to its northern part, to the Norwegian and Barents sea. The prospected volumes of oil and natural gas production are estimated.

Литература

1. Official Energy Statistics from the U.S. Government. Washington, 2002. 2. Statoil Annual Rep. 1999-2001. 3. Norsk Hydro Annual Rep. 1999-2001. 4. In Brief // Petroleum Rev. 1980-2002. 5. Галадокий И. Сокровища викингов // Нефть России. 2002. № 11.

Статья поступила в редакцию 15 марта 2002 г.