НЕФТЬ
Добыча
Мировая
добыча нефти и газоконденсата в 1998 г. практически осталась на уровне предыдущего
года (табл. 1.6). Только на Азиатском континенте отмечен рост добычи, но
достигнут он прежде всего за счет Ирака, в отношении которого были частично отменены
санкции ООН, что позволило почти в два раза увеличить отдачу нефтепромыслов. В
большинстве же основных нефтепроизводящих стран произошел более или менее
значительный спад добычи, что не удивительно в условиях резкого снижения цен.
Таблица 1.6
Динамика добычи нефти с газоконденсатом, млн т
В
табл.1.7 приведены данные о 20 крупнейших нефтедобывающих компаниях мира.
Их доля в мировой добыче в 1998 г.
составила 65.8%. Учтена добыча не только нефти и газоконденсата, но и
некоторого количества растворенного газа (прежде всего это касается компаний
Американского континента), в связи с чем представляется целесообразным
представить эти данные в объемных единицах измерения.
Таблица 1.7
Добыча жидких углеводородов (нефти, газоконденсата и
растворенного газа)
крупнейшими нефтедобывающими компаниями мира в 1997-1998 гг.,
млн барр.
Как
хорошо видно в табл.1.8, национальные компании основных нефтедобывающих стран
по преимуществу либо сохранили уровень добычи, либо сократили ее, тогда как
мультинациональные корпорации, ведущие разработки в разных регионах планеты,
как правило, нарастили количество добытых УВ. Среди государственных предприятий
добычу, кроме иракской, заметно увеличили только латиноамериканские компании.
Таблица 1.8
Добыча нефти и газоконденсата основными
нефтедобывающими компаниями
России в 1997-1998 гг., млн т
В
России лидером в нефтедобыче в 1998 г. оставался концерн «ЛУКОЙЛ»
(табл.1.8). С учетом сырья, полученного его совместными предприятиями и
дочерними компаниями, годовая добыча концерна превысила 60 млн т.
Некоторые
из дочерних предприятий крупных российских компаний достигли весьма
значительного уровня добычи сырья: это входящие в состав концерна «ЛУКОЙЛ»
компании «Лукойл – Западная Сибирь» (в 1998 г. – 44.1 млн т нефти и
газоконденсата), «Пермнефть» (5.5 млн т), «Нижневолжскнефть»
(3.3 млн т), «Калининградморнефть», «Астраханьморнефть»; входящие в
«ЮКОС» компании «Юганскнефтегаз» (25.7 млн т), «Самаранефтегаз»
(8.2 млн т), в «СИДАНКО» – «Черногорнефть» (6.2 млн т),
«Удмуртнефть» (5.5 млн т), «Варьеганнефтегаз», «Кондпетролеум», «Варьеганнефть»,
«Саратовнефтегаз», «Новосибирскнефтегаз»; в состав «Роснефти» – «Пурнефтегаз»
(8.3 млн т), «Сахалинморнефтегаз», «Краснодарнефтегаз» и др.
Потенциал ряда компаний фактически определяется добычей одной из «дочек».
Таковы, например, «Нижневартовскнефтегаз» (18.1 млн т) для ТНК,
«Мегионнефтегаз» (11.76) для «Славнефти», «Оренбургнефть» (7.4 млн т)
для «ОНАКО» и т.д.
В
отечественной нефтедобывающей промышленности в 1998 г. отмечался
острый недостаток высокопроизводительной техники и оборудования, прежде всего –
бурового. Степень износа основных технических средств превысила 50%. Морально устарело
70% парка буровых установок, только 14% машин и оборудования соответствовало мировым
стандартам. Подобное положение мало способствует поддержанию добычи на
достигнутом уровне, не говоря уж о расширении нефтедобычи.
Важным
успехом российских нефтяников надо считать начало морской добычи нефти на
Сахалинском шельфе в августе 1998 г. Первая эксплуатационная скважина была
пройдена на северной площади месторождения Одопту-море до глубины 1506 м. Дебит этой
наклонной скважины, бурение которой началось с суши, составил 230 т/сут.
В
странах СНГ основные события связаны со Среднеазиатско-Каспийским регионом. В
Азербайджане началась полномасштабная добыча глубокозалегающей нефти на
комплексе месторождений Чираг-Азери. Новая эксплуатационная скважина, вошедшая
в строй в конце 1997 г.,
пробурена до глубины 4556 м.
Это – первая горизонтальная скважина на месторождении. В начале 1998 г. добыча на
месторождении достигла 102 тыс.барр./сут, что включает добычу с шести
ранее пройденных до более мелких залежей скважин. После проходки еще нескольких
эксплуатационных скважин добыча на месторождении возрастет до
0.8-1.0 млн барр./сут. Кроме государственной компании «ГНКАР» и
международного консорциума AIOC, в стране действуют 5 небольших добывающих
СП. В 1998 г.
их суммарная добыча составила около 440 тыс.т. Ведущие места среди СП занимали
азербайджано-британская компания Shirvanoil, добывшая около 200 тыс.т, и
азербайджано-турецкая Azerpetoil (125 тыс.т). «ГНКАР», кроме того,
настойчиво ищет иностранного инвестора, который занялся бы проблемой частичного
восстановления объемов добычи на ряде старых морских месторождений (Нефтяные
Камни, Булла-море, Бахар и др.), расположенных поблизости от Баку. Общая
величина текущих вероятных запасов на этих пяти объектах оценивается в
74 млн т, текущая суммарная добыча поддерживается на уровне
1 млн т/год. Предполагается, что при наличии инвестора в 2003-2005 гг.
она возрастет в 3-4 раза, причем до 2003 г. основной прирост будет обеспечен
за счет Нефтяных Камней, и только после этого все более значительную роль
начнут играть месторождения Булла-море и Грязевая сопка (Палчыг-Тапеси).
Объем
добычи нефти в Узбекистане лимитируется ограниченными возможностями экспортных
поставок. В случае необходимости страна могла бы значительно увеличить добычу
за счет месторождений Кашкадарьинской области. Тем не менее, проводится
планомерная работа по увеличению добычи на старых месторождениях. В качестве
примера можно привести сотрудничество «Узбекнефтегаза» (79.86% капиталовложений)
с компанией Baker Hughes (20.14%) на месторождении Северный Уртабулак, разрабатываемом
с 1974 г.
Более половины (55%) начальных извлекаемых запасов месторождения уже
выработано, и в 1988 г.
добыча сократилась до 250 тыс.т. Внедрив современные технологии, Baker
Hughes надеется поднять добычу до 320 тыс.т в год. Компания намерена также
инвестировать 120 млн дол. в развитие добычи на месторождениях
Адамташ, Южное Кемачи и Умид, тогда как «Узбекнефтегаз» ищет нового партнера,
готового потратить 135 млн дол. на освоение месторождений Шакарбулакское,
Южно-Тандырчинское, Гумбулакское и Джаркудукское.
В Казахстане в 1998 г. добыча
нефти осталась на уровне 1997 г.
В
США продолжалось падение добычи во всех нефтедобывающих регионах, кроме шельфа
Мексиканского залива у берегов штата Луизиана (табл.1.9).
Таблица 1.9
Динамика среднесуточной добычи нефти и ГК в основных
добывающих штатах США, тыс.барр./сут
Возможно,
поэтому каждый значительный проект освоения подземных богатств в акватории
Мексиканского залива привлекает повышенное внимание, хотя большая часть
открываемых здесь месторождений – газовые. В 1998 г. Mariner
Energy объявила о совместном с BP Exploration & Oil начале разработки на
рубеже 1999-2000 гг. нефтяного месторождения, расположенного в море
глубиной около 850 м,
в блоках 673, 674, 717 и 718 в районе подводного каньона Миссисипи.
Начальные извлекаемые запасы этого месторождения оцениваются в 3 млн т.
Возможно, к этому проекту присоединится Chevron Corp. Общая стоимость освоения
месторождения оценивается примерно в 100 млн дол.
В 1998 г. в
глубоководной акватории Мексиканского залива начата добыча на нескольких
месторождениях: нефтяных – Арнольд (компания Marathon; планируемая пиковая
добыча – 850 тыс.т/год), Тор (компания Oryx), Уосач (Marathon);
газонефтяных – Болдпейт (Amerada Hess; 2.5 млн т/год) и Морпет
(British-Borneo; 1.75 млн т/год). Всего в 1998 г. в
акватории федеральной юрисдикции (Внешний континентальный шельф) было добыто
около 60 млн т нефти и газокондесата, 36% этого количества – с глубоководных
месторождений. (согласно классификации US Mineral Management Service, глубоководными
считаются районы с толщей воды не менее 400 м). В них к началу 1999 г. находились
в стадии эксплуатации, доразведки или планомерной подготовки к началу добычи
112 месторождений нефти и газа.
Падение
добычи на Аляске связывается с истощением запасов крупнейшего в регионе
месторождения Прадхо-Бей. В лучшие годы уровень добычи нефти на месторождении
превышал 1 млн барр./сут, что составляло до 60% общей добычи штата.
Еще в начале 90-х годов более 80% объема жидких УВ давали скважины, заложенные
до 1989 г.
Понятно, что при темпах истощения запасов до 18% в год старых скважин оказалось
недостаточно для сохранения высокого уровня добычи. В целях его поддержания был
разработан проект освоения новых залежей под броским названием «Не допустить
падения добычи после 1999 года». К сожалению, имеющихся ресурсов хватит
только на 5-летний срок добычи на уровне 1030-1090 тыс.барр./сут, причем
доля Прадхо-Бей снизится с 55% в 1999 г. до 49% в 2010 г.
(табл.1.10), а на самом гигантском месторождении доля главной залежи – с
99 до 90%.
В
Венесуэле в июне 1998 г.
вошло в число разрабатываемых месторождение Амбросия, принадлежащее концерну
Phillips. Добычу намечено вести 43 скважинами. Пик добычи (около
1 млн т нефти в год) предполагается достичь через 4 года разработки.
Lasmo, оператор работ в блоке Дасьон, после проходки семи новых и капитального
ремонта 52 старых скважин объявила об увеличении добычи до
1.5 млн т нефти в год. Китайская компания CNOC, выигравшая в 1997 г. конкурс на
разработку месторождений Матурин и Маракайбо, объявила о намерении вложить в
освоение этих месторождений еще 500 млн дол., в дополнение к уже
израсходованным 358 млн дол. Составлен проект возобновления добычи на
месторождении Санта-Барбара в северо-восточной части страны. Путем закачки
примерно 35 млн м3 газа нефтяники надеются извлечь
178 млн т остаточной нефти.
Таблица 1.10
Прогноз среднесуточной добычи нефти на крупнейших
месторождениях Аляски, тыс.барр./сут
Важные
шаги сделаны в осуществлении некоторых проектов добычи тяжелой нефти на
месторождениях Пояса Ориноко. Определены источники финансирования для начала
работ по проекту «Синкор» (Total, PDVSA, Statoil и партнеры), которым предусматривается
добывать до 9 млн т нефти в год; общая стоимость проекта определена в
1.2 млрд дол. По проекту «Петросуата» (Conoco и PDVSA) уже пробурено
100 горизонтальных скважин из 500 намеченных. Начальная добыча составляет
2 млн т, а максимальная планируется на уровне 6 млн т нефти
в год. Стоимость проекта составит 2.4 млрд дол. В 1999 г. должна
начаться добыча на месторождении Серро-Негро; в проекте участвуют компании Mobil,
PDVSA и Veba; стоимость работ – 1.9 млрд дол., годовая добыча
достигнет 3 млн т.
В
Бразилии в феврале 1999 г.
начата добыча нефти на гигантском шельфовом месторождении Ронкадор. Здесь,
прямо над скважиной-открывательницей установлено автономное добывающее судно
Seillean, производительность которого составляет 1 млн т флюидов в
год. В танках судна может храниться до 40 тыс.т добытой жидкости. В конце 1998 г. утверждена
программа развития шельфовых месторождений Барракуда и Каратинга. Суммарная
стоимость ввода их в эксплуатацию должна составить около 300 тыс.дол.
Предполагается, что в первые 2 года будет добыто 15 млн т нефти
и 1.2 млн м3 попутного газа. Планомерно увеличивалась добыча
нефти и газа в районе Уруку. К концу года добывающий потенциал достиг здесь
уровня 2.75 млн т нефти и 2 млн м3газа в год. Основным
потребителем добытых углеводородов стала местная энергосистема.
В
Аргентине на рубеже 1998-1999 гг. введены в строй две морских добывающих
скважины. Одна из них, Арго-Субмарин, расположена в районе месторождения Идра
(начальная добыча около 630 тыс.т в год), другая пробурена в феврале 1999 г. компанией
Total на шельфе Огненной Земли, в Южной Морской впадине.
В
Эквадоре развитие нефтедобычи долгие годы сдерживалось недостаточным развитием
трубопроводной сети. Только в начале 1999 г. было принято решение о расширении
Трансэквадорского нефтепровода. В июне того же года компания Arco ввела в строй
месторождение Вильяно, начальные извлекаемые запасы которого оценены в
23.3 млн т тяжелой нефти (плотность 0.934 г/см3). Компания
рассчитывает эксплуатировать месторождение в течение 20 лет. К началу 2000 г. добыча
должна достичь уровня 1.5 млн т в год. Arco для подключения к
магистральному нефтепроводу строит собственную нитку. Принято решение о
строительстве в 2000-2001 гг. нефтепровода Орьенте, параллельного нитке
Трансэквадорского нефтепровода (НПР). По новому трубопроводу будет
перекачиваться до 7.5 млн т тяжелой нефти в год. Стоимость
строительства определена в 500 млн дол. Решение о строительстве нового
НПР побудило компанию Occidental начать разработку месторождений в
принадлежащем ей блоке 15 (частично – на условиях соглашений о разделе
продукции); добытая тяжелая нефть будет перекачиваться через НПР Орьенте.
На
шельфе Великобритании в 1998 г.
начата разработка 19 месторождений: 3 из них располагаются в северной
части Северного моря, 7 – в его центральной части, 5 – на юге моря
(газовые), 3 – в заливе Мори-Фёрт и одно – к западу от Шетландских островов.
Средний масштаб месторождения – 12.5 млн т н.э., а самыми крупными
стали Британниа (доказанные запасы 23.7 млн т газоконденсата и
98 млрд м3 газа) и Скихаллион (доказанные запасы
46.6 млн т нефти). Средний размер нефтяных и газонефтяных месторождений
северной и центральной частей Северного моря – 5.8 млн т н.э.
На
суше в мае 1998 г.
введено в эксплуатацию мелкое месторождение Сторрингтон с доказанными запасами
260 тыс.т нефти и 140 млн м3 газа.
На
шельфе Дании в 1998 г.
начата добыча на месторождении Лулита (доказанные запасы – 2.7 млн т
нефти и 2.2 млрд м3 газа). Продукцию решено по трубопроводам перекачивать
на центральный терминал Харальд-Тира. Подготовлены к вводу в эксплуатацию
месторождения Сири и Арне-Суд; добыча на них начата в 1999 г..
В
Норвегии в 1998 г.
началась разработка трех североморских месторождений: Гуллвейг, Тордис-Эст и
Варг. Гуллвейг вместе с введенными в начале 1999 г. месторождениями
Гуллфакс-Сюд и Римфакс включено в программу совместного развития месторождений-спутников
группы Гуллфакс. Их суммарные доказанные запасы определены в 60 млн т
нефти и 692 млрд м3 газа. На Гуллвейге предполагается пробурить
23 скважины. Всю добываемую на месторождениях-спутниках продукцию будут по
трубопроводам транспортировать на Гуллфакс. Расположенное в северной части моря
месторождение Тордис-Эст вошло в строй действующих в декабре 1998 г. Его доказанные
запасы – 4 млн т нефти и 2 млрд м3 газа. Продукцию по
трубопроводу будут перекачивать на центральный сборный пункт месторождений
группы Тордис. Одновременно началась добыча и на расположенном поблизости
месторождении Варг с доказанными запасами 6.8 млн т нефти и
2 млрд м3 газа. Добытые УВ будут складироваться на специальном
судне. В первом квартале 1999 г.
началась отработка месторождения Осгард с доказанными запасами в
146 млн т нефти и 210 млрд м3 газа. Нефть и газ
месторождения будут добываться порознь: нефть – с плавучего добывающего судна,
газ – с полупогружной платформы. Разработаны программы ввода в эксплуатацию
ряда других месторождений: Висунн (доказанные запасы – 43.4 млн т
нефти и 55.3 млрд м3 газа), Усеберг-Эст (20 млн т
нефти и 1.4 млрд м3 газа), Йотун (33.6 млн т нефти и
8.8 млрд м3 газа), Троль-С (66 млн т нефти).
В
Италии приступили к отработке морского месторождения Акуила в Отрантском
проливе. Оно расположено в акватории глубиной 850 м; добыча будет
производиться с промыслового судна. Доказанные запасы месторождения –
3 млн т. Начальный объем добычи определен на уровне
0.8 млн т в год.
В
июле 1998 г.
началась добыча нефти в Австралийско-Тиморской зоне кооперации. Месторождения
Эланг, Уэст-Эланг, Какатуа и Норт-Какатуа были соединены с плавучей добывающей
установкой, после чего уровень добычи легкой (плотность 0.763 г/см3) нефти
достиг 31 тыс.барр./сут. Предполагается, что все названные месторождения,
суммарные начальные извлекаемые запасы которых составляют 4 млн т, будут
выработаны в течение 4 лет. Однако есть надежда, что после проходки дополнительных
скважин потенциал месторождений значительно возрастет.
В
нефтедобывающей промышленности Китая ведущие места занимают государственные
компании CNPC (74% годовой добычи сырья) и Sinopec (22%). CNPC принадлежит
важнейшее месторождение Китая Дацин, на котором добывается ежегодно около
50 млн т нефти и газоконденсата. Sinopec разрабатывает следующий по
важности нефтеносный район – группу месторождений Шэнли на западном побережье
залива Бохай. В 1998 г.
здесь введены в эксплуатацию новые нефтяные скважины на месторождениях Лин и
Цыдун. Скважиной Чжуанси-314 началась разработка нового нефтяного месторождения
на побережье залива Бохай. В провинции Хубэй введено в строй месторождение Чжао
в новом добывающем районе Чжаосянь. На северо-западе Китая началась разработка
месторождений Шиси (Таримский НГБ), Пубэй, Шэнцюань и Турфан (Турфанский НГБ).
В заливе Бохай введено в строй газонефтяное месторождение Боси; полученные
здесь УВ перекачиваются на сушу по специальному трубопроводу.
Постепенно
возрастает участие иностранных компаний в освоении нефтяных богатств
континентального Китая. Японская Black Sea вместе с Sunwing подписали с
китайскими властями соглашение об участии в проекте освоения месторождения Кунньян
(группа Даган). Пять контрактов заключено с различными компаниями на организацию
добычи тяжелой нефти на месторождении Ляохэ. Arco и Texaco помогали CNOOC подготовить
к эксплуатации месторождение Цинхуандао в заливе Бохай.
Во
Вьетнаме в 1998 г.
введены в строй два мелких морских месторождения нефти Руби и Рангдонг;
последнее разрабатывается с иностранным участием. Основным нефтедобывающим
объектом страны остается месторождение Бакхо, дающее около 80% национальной
добычи. В 1998 г.
его владелец – государственная компания Vietsovpetro заявила о намерении
закупить четвертое судно для увеличения добычи.
В
Саудовской Аравии в июле 1998 г.
завершены работы по подготовке к вводу в эксплуатацию гигантского нефтяного
месторождения Шайба, которые продолжались рекордно короткий срок:
18 месяцев. Пробурены 133 скважины, в том числе
106 горизонтальных, чтобы вести добычу из продуктивного горизонта
мощностью свыше 120 м,
который расположен на глубинах порядка 1500 м. О масштабах работ свидетельствуют
обнародованные компанией цифры: перемещено около
30 млн м3 песка, уложено более 150 тыс.м3 бетона,
затраты рабочей силы составили свыше 50 млн человеко-часов. Построен
экспортный нефтепровод длиной 638 км.
В
Омане благодаря широкому применению современной сейсмической технологии и
проходке мультилатеральных скважин снижена стоимость добываемой нефти до
3-4 дол./барр.
В
Ираке в августе 1998 г.
началось выполнение программы закачки воды на месторождениях Зубайр, Северная и
Южная Румейла. По мнению экспертов ООН, участвующих в реализации программы,
выполнение ее может повысить отдачу этих месторождений на 10 млн т в
год. Однако в целом INOC вынуждена была признать, что повреждения, нанесенные в
ходе войны в Заливе старым месторождениям, не поддаются исправлению. Эксперты
ООН считают, что истощение большинства иракских месторождений превышает 2% в
год, а для таких старых объектов, как Киркук, достигает 15%.
На
иранских шельфовых месторождениях Сирри-А (начальный дебит скважин составил
7 тыс.барр./сут) и Сирри-Е (50 тыс.барр./сут) осенью 1998 г. начала
добычу французская Total. Со временем, когда будут работать все
11 предусмотренных проектом эксплуатационных скважин, Сирри-А будет давать
20 тыс., а Сирри-Е – 100 тыс.барр./сут. Иран был первым государством
региона, которое еще в 1995 г.
объявило программу широкого привлечения иностранного капитала в национальную
нефтегазодобывающую промышленность. NIOC предложил тендер на развитие
24 месторождений, 9 из которых расположены в акватории Персидского
залива. Контракты предлагаются на условиях buy-back (обратной покупки):
иностранный оператор инвестирует необходимый капитал в развитие месторождения,
а NIOC впоследствии выплачивает ему затраченные деньги (pay-back), а также
проценты и компенсацию. Чаще всего платеж pay-back осуществляется нефтью или
газом, добытыми на данном месторождении. После долгих переговоров, несмотря на
противодействие администрации США, в 1998 г. было подписано соглашение с
международной группой, состоящей из французской компании TotalFina, российского
«Газпрома» и малайзийской Petronas, касающееся шельфового газового
месторождения Южный Парс. В начале 1999 г. были подписаны также контракты на
развитие нефтяных месторождений. В одном из них, на сумму 1 млрд дол,
участвуют Elf Aquitaine (55% капитала) и Agip (45%). Контрактом предусмотрено
выполнение комплекса ГРР на месторождении Доруд в целях увеличения доказанных запасов
нефти со 123 млн т до 200 млн т и повышения уровня добычи
до 11 млн т в год. Намечено заложить 15 новых эксплуатационных и
14 инжекционных скважин. По другому контракту стоимостью
200 млн дол. Elf Aquitaine и канадская Bow Valley Energy обязуются к 2001 г. начать
добычу (начальный уровень – 2 млн т в год) на морском месторождении
Балаль, доказанные запасы которого составляют 13.5 млн т.
Добыча
в морях и океанах стала важным сектором мировой нефтегазодобывающей
промышленности. К началу 1999 г.
на 856 разрабатываемых или готовящихся к эксплуатации морских
месторождениях функционировало 1727 скважин, работало
445 стационарных буровых платформ, 351 заякоренное буровое устройство
и 136 буровых судов различной конструкции. Наибольшее число буровых единиц
работало в водах Мексиканского залива (26.9%), южноамериканской континентальной
окраины (18.0%), Северного моря (16.4%), Персидского залива (10.3%).
Наиболее
современными морскими производственными конструкциями являются автономные суда
для добычи, складирования и выгрузки УВ (floating, production, storage and
offloading vessel – FPSO). Современные плавсредства этой категории могут
работать в районах с глубиной океана свыше 3000 м и снабжены
емкостями для хранения 100-275 тыс.барр. углеводородных жидкостей. В
1995-1998 гг. спущено на воду 44 таких судна, в том числе 29 –
новостройки. К началу 1999 г.
в эксплуатации находилось 66 FPSO; 31 судно работало на глубинах до 100 м, 19 – от
100 до 300 м,
8 – от 300 до 500 м,
5 – от 500 до 1000 м
и 3 – на глубинах свыше 1000 м. В водах Северного моря (включая
континентальный склон Атлантики) работало 20 автономных добывающих судов, в
морях Юго-Восточной Азии – 11, у западного побережья Африки – 9, в
Южно-Китайском море и у берегов Бразилии – по 8. Средняя
производительность автономного добывающего судна – 60 тыс.барр. нефти в
сутки, максимальная – 200 тыс.барр. Развитию автономного флота для добычи
УВ крупнейшие компании мира уделяют серьезное внимание: в начале 1999 г. на разных
стадиях строительства и проектирования находилось около 120 FPSO.
Автономные суда в перспективе должны вытеснить добывающие единицы иного типа,
например, гигантские стационарные платформы с емкостью танков до
240 тыс.м3. Последняя такая платформа была установлена в 1995 г. на
норвежском месторождении Троль-А. Именно в норвежских водах гигантские
платформы нашли массовое применение. После вывода из эксплуатации в 1998 г. платформы
«Ekofisk Tank», проработавшей 25 лет, у норвежцев осталось еще
12 гигантских платформ. Большинство из них будет выведено из эксплуатации
до 2022 г.,
и только самую современную, Троль-А, предполагается использовать до 2045 г. .
|
