Petróleo del Mar del Norte

El petróleo del Mar del Norte es una mezcla de hidrocarburos, compuesta por petróleo líquido y gas natural, producida a partir de yacimientos de petróleo situados bajo el Mar del Norte.

En la industria petrolera, el término "Mar del Norte" a menudo incluye áreas como el Mar de Noruega y el área conocida como "Oeste de las Shetland", "la Frontera Atlántica" o "el margen atlántico" que no forma parte geográficamente del Mar del Norte.

El crudo Brent todavía se utiliza hoy en día como punto de referencia estándar para fijar el precio del petróleo, aunque el contrato ahora se refiere a una mezcla de petróleos de campos en el norte del Mar del Norte.

Desde la década de 1960 hasta 2014, se informó que se habían extraído 42 mil millones de barriles de petróleo equivalente (BOE) del Mar del Norte desde que comenzó la producción. Como todavía quedan potencialmente 24 mil millones de BEP en el yacimiento (equivalente a unos 35 años de producción), el Mar del Norte seguirá siendo un importante yacimiento de petróleo en los años venideros. Sin embargo, este es el extremo superior de una serie de estimaciones proporcionadas por Sir Ian Wood (encargado por el gobierno del Reino Unido para llevar a cabo una revisión de la industria petrolera en el Reino Unido); el extremo inferior fue de 12 mil millones de barriles. Wood, molesto por la forma en que se estaban utilizando sus cifras, dijo que la cantidad más probable que se encontraría sería entre 15 mil millones y 16 mil millones de barriles.

Historia

1851–1963

La extracción comercial de petróleo en las costas del Mar del Norte se remonta a 1851, cuando James Young extrajo petróleo de torbanita (carbón boghead o esquisto bituminoso) extraído en el valle Midland de Escocia. Al otro lado del mar, en Alemania, se encontró petróleo en el yacimiento de Wietze, cerca de Hannover, en 1859, lo que llevó al descubrimiento de setenta yacimientos más, la mayoría en yacimientos del Cretácico Inferior y del Jurásico, que produjeron un total combinado de alrededor de 1.340 m³ (8.400 barriles) por día.

Se encontró gas por casualidad en un pozo de agua cerca de Hamburgo en 1910, lo que llevó a descubrimientos menores de gas en las dolomitas de Zechstein en otras partes de Alemania. En Inglaterra, BP descubrió gas en yacimientos similares en el anticlinal de Eskdale en 1938, y en 1939 encontró petróleo comercial en rocas carboníferas en Eakring, Nottinghamshire. Los descubrimientos en otras partes de East Midlands elevaron la producción a 400 m³ (2500 barriles) por día, y una segunda ola de exploración de 1953 a 1961 encontró el campo Gainsborough y diez campos más pequeños.

Países Bajos' Las primeras muestras de petróleo se vieron en una demostración de perforación en De Mient durante el Congreso Mundial del Petróleo de 1938 en La Haya. La exploración posterior condujo al descubrimiento en 1943 por parte de Exploratie Nederland, parte de la compañía Royal Dutch/Shell Bataafsche Petroleum Maatschappij, de petróleo bajo la aldea holandesa de Schoonebeek, cerca de la frontera con Alemania. El Movimiento de Países No Alineados encontró a Holanda en su lugar. primer gas en carbonatos de Zechstein en Coevorden en 1948. En 1952 se produjo el primer pozo de exploración en la provincia de Groningen, Haren-1, que fue el primero en penetrar la arenisca del Pérmico Inferior Rotliegendes, que es el principal depósito de los yacimientos de gas del sur del Norte. Mar, aunque en Haren-1 solo contenía agua. El pozo Ten Boer no logró alcanzar la profundidad objetivo por razones técnicas, pero se completó como productor menor de gas de los carbonatos de Zechstein. El pozo Slochteren-1 encontró gas en Rotliegendes en 1959, aunque la extensión total de lo que se conoció como el campo de gas de Groningen no se apreció hasta 1963; actualmente se estima en ≈96×10^¹² pies cúbicos (2.700 km³) reservas recuperables de gas. Siguieron descubrimientos más pequeños al oeste de Groningen.

1964–presente

La Ley de la Plataforma Continental del Reino Unido entró en vigor en mayo de 1964. Ese mismo año se realizó la exploración sísmica y el primer pozo. Este y un segundo pozo en Mid North Sea High estaban secos, ya que el Rotliegendes estaba ausente, pero la plataforma Sea Gem de BP encontró gas en el West Sole Field en septiembre de 1965. Las celebraciones fueron de corta duración desde que se hundió el Sea Gem, con la pérdida de 13 vidas, después de que parte de la plataforma colapsara mientras se alejaba del pozo descubierto. El campo de gas Viking fue descubierto en diciembre de 1965 con el pozo 49/17-1 de Conoco/National Coal Board, encontrando la arenisca Pérmica Rotliegend que contiene gas a una profundidad de 2.756 m bajo el mar. Los helicópteros se utilizaron por primera vez para transportar trabajadores. En 1966 se produjeron mayores hallazgos de gas (Leman Bank, Indefatigable y Hewett), pero en 1968 las empresas habían perdido interés en una mayor exploración del sector británico, como resultado de la prohibición de las exportaciones de gas y los bajos precios ofrecidos por el único comprador, British Gas. West Sole entró en funcionamiento en mayo de 1967. Las regulaciones de licencias para aguas holandesas no se finalizaron hasta 1967.

La situación cambió en diciembre de 1969, cuando Phillips Petroleum descubrió petróleo en Chalk de la edad de Danian en Ekofisk, en aguas noruegas en el centro del Mar del Norte. El mismo mes, Amoco descubrió el campo Montrose a unos 217 km (135 millas) al este de Aberdeen. El objetivo original del pozo era perforar en busca de gas para probar la idea de que la provincia de gas del sur del Mar del Norte se extendía hacia el norte. Amoco quedó asombrado cuando el pozo descubrió petróleo. A BP se le habían concedido varias licencias en la zona en la segunda ronda de licencias a finales de 1965, pero se había mostrado reacia a trabajar en ellas. El descubrimiento de Ekofisk los impulsó a perforar lo que resultó ser un pozo seco en mayo de 1970, seguido por el descubrimiento del gigantesco campo petrolífero Forties en octubre de 1970. Al año siguiente, Shell Expro descubrió el gigantesco campo petrolífero Brent en el norte del Mar del Norte. al este de las Shetland en Escocia y el Grupo Petronord descubrió el yacimiento de gas Frigg. El campo petrolífero Piper fue descubierto en 1973 y el campo Statfjord y el campo Ninian en 1974, con el yacimiento de Ninian formado por areniscas del Jurásico Medio a una profundidad de 3.000 m bajo el mar en un "bloque horst inclinado hacia el oeste".

La producción en alta mar, como la del Mar del Norte, se volvió más económica después de que la crisis del petróleo de 1973 provocó que el precio mundial del petróleo se cuadriplicara, seguida de la crisis del petróleo de 1979, que provocó que el precio del petróleo se triplicara nuevamente. La producción de petróleo comenzó en Argyll & Duncan Oilfields (ahora Ardmore) en junio de 1975, seguido de Forties Oil Field en noviembre de ese año. El interior de Moray Firth Beatrice Field, un yacimiento jurásico de arenisca/esquisto de 1829 m de profundidad en una "trampa anticlinal delimitada por fallas", fue descubierto en 1976 con el pozo 11/30-1, perforado por Mesa Petroleum Group ( que lleva el nombre de la esposa de T. Boone Pickens, Bea, "el único yacimiento petrolífero en el Mar del Norte que lleva el nombre de una mujer") a 49 m de agua.

Las condiciones climáticas volátiles en el Mar del Norte de Europa han hecho que la perforación sea particularmente peligrosa y se ha cobrado muchas vidas (ver Plataforma petrolera). Las condiciones también hacen que la extracción sea un proceso costoso; en la década de 1980, los costos para desarrollar nuevos métodos y tecnologías para hacer que el proceso fuera eficiente y seguro excedían con creces el presupuesto de la NASA para llevar un hombre a la luna. La exploración del Mar del Norte ha ido continuamente empujando los límites de la tecnología de explotación (en términos de lo que se puede producir) y más tarde de las tecnologías de descubrimiento y evaluación (sísmica 2-D, seguida de sísmica 3-D y 4-D; sísmica subsal; conjuntos de análisis y visualización inmersiva y supercomputación para manejar la avalancha de cálculos necesarios).

El campo petrolero Gullfaks fue descubierto en 1978. El campo Snorre fue descubierto en 1979, produciendo a partir de la Formación Triásica Lunde y la Formación Triásico-Jurásico Statfjord, ambas areniscas fluviales en una matriz de lutita. El campo petrolífero de Oseberg y el campo de gas Troll también se descubrieron en 1979. El campo petrolífero Miller se descubrió en 1983. El campo Alba produce a partir de areniscas en la Formación Alba del Eoceno medio a 1860 m bajo el mar y se descubrió en 1984 en el Bloque 16/26 de UKCS. El campo Smørbukk fue descubierto en 1984 en 250 a 300 m de agua que produce formaciones de arenisca del Jurásico Inferior al Medio dentro de un bloque de falla. El yacimiento de gas de Snøhvit y el yacimiento de petróleo de Draugen fueron descubiertos en 1984. El yacimiento de petróleo de Heidrun fue descubierto en 1985.

El yacimiento más grande del Reino Unido descubierto en los últimos veinticinco años es Buzzard, también situado frente a Escocia, descubierto en junio de 2001 con reservas producibles de casi 64×10⁶ m³ (400 millones de barriles) y una producción promedio de 28.600 m³ a 30.200 m³ (180.000–220.000 bbl) por día.

El yacimiento más grande encontrado en los últimos cinco años en la parte noruega del Mar del Norte es el yacimiento petrolífero Johan Sverdrup, que fue descubierto en 2010. Es uno de los mayores descubrimientos realizados en la plataforma continental noruega. Las reservas totales del campo se estiman entre 1,7 y 3,3 mil millones de barriles de petróleo bruto recuperable, y se espera que Johan Sverdrup produzca entre 120.000 y 200.000 barriles de petróleo por día. La producción comenzó el 5 de octubre de 2019.

En enero de 2015, el Mar del Norte era la región de perforación marina más activa del mundo, con 173 plataformas de perforación activas. En mayo de 2016, la industria del petróleo y el gas del Mar del Norte se vio afectada financieramente por la reducción de los precios del petróleo y pidió apoyo gubernamental.

Las distancias, el número de lugares de trabajo y el clima severo en los 750.000 kilómetros cuadrados (290.000 millas cuadradas) del área del Mar del Norte requieren la flota más grande del mundo de helicópteros IFR (reglas de vuelo por instrumentos pesados), algunos desarrollados específicamente para el Mar del Norte. Transportan alrededor de dos millones de pasajeros al año desde dieciséis bases terrestres, de las cuales el aeropuerto de Aberdeen es el más transitado del mundo, con 500.000 pasajeros al año.

Licencias

Tras la Convención de 1958 sobre la Plataforma Continental y después de algunas disputas sobre los derechos de explotación de los recursos naturales, se ratificaron los límites nacionales de las zonas económicas exclusivas. Cinco países participan en la producción de petróleo en el Mar del Norte. Todos operan un régimen de licencias de impuestos y regalías. Los respectivos sectores están divididos por líneas medianas acordadas a finales de los años 1960:

• Noruega – Oljedirektoratet (la Dirección Noruega de Petróleo otorga licencias. El NCS también se divide en cuádruples de 1 grado por 1 grado. Los bloques de licencias noruegos son más grandes que los bloques británicos, siendo 15 minutos de latitud en 20 minutos de longitud (12 bloques en un quad). Al igual que en Gran Bretaña, hay numerosos bloques de piezas formados por re-licensing áreas abandonadas.
• Reino Unido – Las licencias de exploración y producción están reguladas por la Autoridad del Petróleo y del Gas tras la Revisión de la Madera 2014 sobre la máxima recuperación de petróleo y gas del UKCS (Reino Unido Continental). Las licencias fueron otorgadas anteriormente por el Departamento de Energía y Cambio Climático (DECC – anteriormente el Departamento de Comercio e Industria). El UKCS se divide en cuadrantes de latitud de 1 grado y longitud de un grado. Cada cuadrante se divide en 30 bloques de 10 minutos de latitud y 12 minutos de longitud. Algunos bloques se dividen aún más en bloques parciales donde algunas áreas están cegadas por licencias anteriores. Por ejemplo, el bloque 13/24a se encuentra en quad 13 y es el bloque 24 y es el bloque de la parte 'a'. El Gobierno del Reino Unido ha emitido tradicionalmente licencias mediante rondas periódicas (ahora anuales) de concesión de licencias. Los bloques se otorgan sobre la base de la oferta del programa de trabajo de los participantes. El gobierno del Reino Unido ha solicitado activamente a los nuevos participantes en el UKCS mediante rondas de licencias "promotas" con términos menos exigentes y la iniciativa de acreación de barbecho, donde las licencias no activas tienen que renunciar.
• Dinamarca – Energistyrelsen (la Agencia Danesa de Energía) administra el sector danés. Los daneses también dividen su sector del Mar del Norte en 1 grado por cuadrantes de 1 grado. Sus bloques, sin embargo, son 10 minutos de latitud en 15 minutos de longitud. Existen bloques parciales donde se ha producido una renuncia parcial.
• Alemania – Alemania y los Países Bajos comparten una cuadrícula cuadrante y cuadrante – los cuadrantes reciben cartas en lugar de números. Los bloques son 10 minutos de latitud en 20 minutos de longitud.
• Países Bajos – El sector holandés se encuentra en la Cuenca del Gas Sur y comparte un patrón de rejilla con Alemania.

Reservas y producción

Los sectores noruego y británico poseen la mayoría de las grandes reservas de petróleo. Se estima que sólo el sector noruego contiene el 54% de las reservas de petróleo del mar y el 45% de sus reservas de gas. Según fuentes oficiales tanto de Noruega como del Reino Unido, se han extraído más de la mitad de las reservas de petróleo del Mar del Norte. Para Noruega, el Oljedirektoratet da una cifra de 4.601 millones de metros cúbicos de petróleo (correspondientes a 29.000 millones de barriles) sólo en el Mar del Norte noruego (excluidas las reservas menores en el Mar de Noruega y el Mar de Barents), de los cuales 2.778 millones de metros cúbicos (60%) ya han sido se produjeron antes de enero de 2007. Fuentes del Reino Unido dan una variedad de estimaciones de reservas, pero incluso utilizando las reservas "máximas" Según una estimación de la recuperación final, a finales de 2010 se había recuperado el 76%. Tenga en cuenta que la cifra del Reino Unido incluye campos que no están en el Mar del Norte (en tierra, al oeste de las Shetland).

La producción de la plataforma continental del Reino Unido fue de 137 millones de toneladas de petróleo y 105 mil millones de m³ de gas en 1999 (1 tonelada de petróleo crudo equivale a 7,5 barriles). Las exploraciones danesas de la estratigrafía cenozoica, realizadas en la década de 1990, mostraron reservas ricas en petróleo en el sector norte de Dinamarca, especialmente en el área central de Graben. La zona holandesa del Mar del Norte continuó con la exploración de gas en tierra y mar y la creación de pozos. Las cifras exactas son discutibles, porque los métodos para estimar las reservas varían y a menudo es difícil pronosticar descubrimientos futuros.

Pico y declive

El gobierno del Reino Unido publica los datos oficiales de producción de 1995 a 2020. El cuadro 3.10 enumera la producción, las importaciones y las exportaciones anuales durante ese período. Cuando alcanzó su punto máximo en 1999, la producción de petróleo del Mar del Norte fue de 128 millones de toneladas por año, aproximadamente 950.000 m³ (6 millones de barriles) por día, habiendo aumentado aproximadamente un 5% desde principios de los años 1990. Sin embargo, en 2010 esta cifra se había reducido a la mitad, hasta menos de 60 millones de toneladas/año, y siguió disminuyendo aún más, y entre 2015 y 2020 ha oscilado entre 40 y 50 millones de toneladas/año, alrededor del 35% del máximo de 1999. A partir de 2005, el Reino Unido se convirtió en un importador neto de petróleo crudo y, a medida que la producción disminuyó, la cantidad importada aumentó lentamente a ~ 20 millones de toneladas por año en 2020.

Hay datos históricos similares disponibles para el gas. La producción de gas natural alcanzó un máximo de casi 10 billones de pies cúbicos (280×10⁹ m³) en 2001, lo que representa alrededor de 1,2 GWh de energía; en 2018, la producción del Reino Unido había disminuido a 1,4 billones de pies cúbicos (41×10⁹ m³). Durante un período similar, la energía procedente de las importaciones de gas se ha multiplicado por aproximadamente 10, de 60 GWh en 2001 a poco más de 500 GWh en 2019.

La producción de petróleo del Reino Unido ha visto dos picos, a mediados de los años 80 y finales de los noventa, con una disminución de alrededor de 300×10³ m3 (1,9 millones de barriles) por día a principios del decenio de 1990. Producción mensual de petróleo alcanzó los 13.5×10⁶ m3 (84,9 millones de barriles) en enero de 1985, aunque la producción anual más alta fue vista en 1999, con la producción de petróleo offshore en ese año de 407×10⁶ m3 (398 millones de barriles) y había disminuido a 231×10⁶ m3 (220 millones de barriles) en 2007. Esta fue la mayor disminución de cualquier nación exportadora de petróleo en el mundo, y ha llevado a Gran Bretaña a convertirse en un importador neto de crudo por primera vez en décadas, como lo reconoció la política energética del Reino Unido. La producción noruega de crudo a partir de 2013 es de 1,4 mbpd. Esto es un descenso más del 50% desde el pico en 2001 de 3.2 mbpd.

Geología

La disposición geológica de los campos de petróleo y gas del Reino Unido se describe en la siguiente tabla.

Secuestro de dióxido de carbono

En el Mar del Norte, la plataforma noruega de gas natural Equinor, Sleipner, extrae dióxido de carbono del gas natural con disolventes de amina y elimina este dióxido de carbono mediante secuestro geológico ("secuestro de carbono") manteniendo la presión de producción de gas. Sleipner reduce las emisiones de dióxido de carbono en aproximadamente un millón de toneladas al año; eso es aproximadamente la 1⁄9000a. de las emisiones globales. El costo del secuestro geológico es menor en relación con los costos generales de funcionamiento.