El petróleo del Mar del Norte es una mezcla de hidrocarburos , que comprende petróleo líquido y gas natural , producido a partir de yacimientos de petróleo situados debajo del 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 Shetland", "la Frontera Atlántica" o "el Margen Atlántico" que geográficamente no es parte del Mar del Norte.
El crudo Brent todavía se utiliza hoy como referencia estándar para fijar el precio del petróleo, aunque el contrato ahora se refiere a una mezcla de petróleos procedentes de yacimientos del norte del Mar del Norte.
Desde la década de 1960 hasta 2014 se informó que se habían extraído 42 mil millones de barriles equivalentes de petróleo (BOE) del Mar del Norte desde que comenzó la producción. Como todavía se estima que quedan potencialmente 24 mil millones de BOE en el yacimiento (equivalente a unos 35 años de producción), el Mar del Norte seguirá siendo un importante yacimiento de petróleo durante los próximos años. [1] [2] Sin embargo, este es el extremo superior de un rango 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 [3] ); el extremo inferior fue de 12 mil millones de barriles. Wood, molesto por cómo 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. [4]
La extracción comercial de petróleo en las costas del Mar del Norte se remonta a 1851, cuando James Young extrajo petróleo de torbanita (carbón de pantano o pizarra bituminosa) extraída en el valle central de Escocia. [5] Al otro lado del mar, en Alemania, se encontró petróleo en el campo Wietze cerca de Hanover en 1859, lo que llevó al descubrimiento de setenta campos más, principalmente en yacimientos del Cretácico Inferior y el Jurásico, que produjeron un total combinado de alrededor de 1340 m³ (8400 barriles) por día. [5]
En 1910 se encontró gas por casualidad en un pozo de agua cerca de Hamburgo, lo que condujo a descubrimientos menores de gas en las dolomías de Zechstein en otras partes de Alemania. [5] En Inglaterra, BP descubrió gas en depósitos similares en el anticlinal de Eskdale en 1938, y en 1939 encontraron petróleo comercial en rocas carboníferas en Eakring en Nottinghamshire . [5] 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 de Gainsborough y diez campos más pequeños. [5]
Los primeros indicios de petróleo en los Países Bajos se vieron en una demostración de perforación en De Mient durante el Congreso Mundial del Petróleo de 1938 en La Haya. [5] 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 el pueblo holandés de Schoonebeek , cerca de la frontera alemana. [6] NAM encontró el primer gas de los Países Bajos en carbonatos de Zechstein en Coevorden en 1948. [6] En 1952 se realizó el primer pozo de exploración en la provincia de Groningen, Haren-1, que fue el primero en penetrar la arenisca Rotliegendes del Pérmico Inferior que es el principal reservorio de los campos de gas del sur del Mar del Norte, aunque en Haren-1 solo contenía agua. [7] El pozo Ten Boer no logró alcanzar la profundidad objetivo por razones técnicas, pero se completó como un productor menor de gas a partir de los carbonatos de Zechstein. [7] El pozo Slochteren-1 encontró gas en Rotliegendes en 1959, [7] 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 (2700 km 3 ) de reservas de gas recuperables. [6] Luego siguieron descubrimientos más pequeños al oeste de Groningen.
La Ley de la Plataforma Continental del Reino Unido entró en vigor en mayo de 1964. La exploración sísmica y el primer pozo siguieron más tarde ese año. Este y un segundo pozo en el Alto Medio del Mar del Norte estaban secos, ya que el Rotliegendes estaba ausente, pero la plataforma Sea Gem de BP encontró gas en el campo West Sole en septiembre de 1965. [8] Las celebraciones duraron poco, ya que el Sea Gem se hundió, con la pérdida de 13 vidas, después de que parte de la plataforma colapsara cuando se alejaba del pozo de descubrimiento. [8] El campo de gas Viking fue descubierto en diciembre de 1965 con el pozo 49/17-1 de Conoco / National Coal Board, que encontró la arenisca Rotliegend del Pérmico con gas a una profundidad de 2.756 m bajo el mar. [9] Primero se utilizaron helicópteros para transportar a los trabajadores. [10] En 1966 se produjeron descubrimientos de gas más importantes (Leman Bank, Indefatigable y Hewett), pero en 1968 las empresas habían perdido interés en seguir explorando el sector británico, como resultado de la prohibición de las exportaciones de gas y de los bajos precios ofrecidos por el único comprador, British Gas . [8] West Sole entró en funcionamiento en mayo de 1967. [8] Las normas de concesión de licencias para las aguas holandesas no se ultimaron hasta 1967.
La situación cambió en diciembre de 1969, cuando Phillips Petroleum descubrió petróleo en tiza de edad daniana en Ekofisk , en aguas noruegas en el centro del Mar del Norte. [8] El mismo mes, Amoco descubrió el campo Montrose a unos 217 km (135 mi) al este de Aberdeen . [8] El objetivo original del pozo había sido 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 se sorprendió cuando el pozo descubrió petróleo. [11] BP había obtenido varias licencias en el área en la segunda ronda de licencias a fines de 1965, pero se había mostrado reacio a trabajar en ellas. [8] 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. [8] Al año siguiente, Shell Expro descubrió el gigantesco campo petrolífero Brent en el norte del Mar del Norte al este de Shetland en Escocia y el Grupo Petronord descubrió el campo de gas Frigg . El campo petrolífero Piper fue descubierto en 1973 y el campo Statfjord y el campo Ninian [12] en 1974, con el yacimiento Ninian consistente en areniscas del Jurásico Medio a una profundidad de 3000 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 petrolera de 1973 provocara que el precio mundial del petróleo se cuadruplicara, seguida por la crisis petrolera de 1979 , que provocó otra triplicación del precio del petróleo. La producción de petróleo comenzó en los yacimientos petrolíferos de Argyll & Duncan (ahora Ardmore) en junio de 1975 [13], seguida por el yacimiento petrolífero de Forties en noviembre de ese año. [14] El yacimiento Beatrice del fiordo Moray interior , un yacimiento de arenisca / esquisto jurásico de 1829 m de profundidad en una " trampa anticlinal limitada por fallas ", fue descubierto en 1976 con el pozo 11/30-1, perforado por el Mesa Petroleum Group (nombrado en honor a la esposa de T. Boone Pickens, Bea, "el único yacimiento petrolífero en el Mar del Norte que lleva el nombre de una mujer") [15] en 49 m de agua. [16]
Las condiciones climáticas volátiles en el Mar del Norte de Europa han hecho que la perforación sea particularmente peligrosa, cobrándose muchas vidas (ver Plataforma petrolífera ). 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 sea eficiente y seguro excedieron con creces el presupuesto de la NASA para llevar un hombre a la Luna. [17] La exploración del Mar del Norte ha llevado continuamente los límites de la tecnología de explotación (en términos de lo que se puede producir) y más tarde las tecnologías de descubrimiento y evaluación (sísmica 2-D, seguida de sísmica 3-D y 4-D ; sísmica subsal; suites de visualización y análisis inmersivas y supercomputación para manejar la avalancha de cálculos necesarios). [11]
El yacimiento petrolífero Gullfaks fue descubierto en 1978. [18] El yacimiento Snorre fue descubierto en 1979, produciendo a partir de la Formación Lunde del Triásico y la Formación Statfjord del Triásico-Jurásico, ambas areniscas fluviales en una matriz de lutita . [19] El yacimiento petrolífero Oseberg [20] y el yacimiento de gas Troll también fueron descubiertos en 1979. [21] El yacimiento petrolífero Miller fue descubierto en 1983. [22] El yacimiento Alba produce a partir de areniscas en la Formación Alba del Eoceno medio a 1860 m bajo el mar y fue descubierto en 1984 en el Bloque 16/26 del UKCS. [23] El yacimiento Smørbukk fue descubierto en 1984 en 250–300 m de agua que produce a partir de formaciones de arenisca del Jurásico Inferior a Medio dentro de un bloque de fallas. [24] El yacimiento de gas de Snøhvit [25] y el yacimiento petrolífero de Draugen fueron descubiertos en 1984. [26] El yacimiento petrolífero de Heidrun fue descubierto en 1985. [27]
El mayor yacimiento británico descubierto en los últimos veinticinco años es Buzzard , también situado frente a las costas de Escocia, descubierto en junio de 2001 con reservas producibles de casi 64×10 6 m³ (400 millones de barriles) y una producción media de 28.600 m 3 a 30.200 m 3 (180.000–220.000 barriles) por día. [28]
El campo petrolífero más grande descubierto en los últimos cinco años en la parte noruega del Mar del Norte es el campo petrolífero Johan Sverdrup , que se descubrió en 2010. Es uno de los mayores descubrimientos realizados en la Plataforma Continental noruega . [29] Las reservas totales del campo se estiman en 1.7 a 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 [actualizar], el Mar del Norte era la región de perforación offshore más activa del mundo, con 173 plataformas de perforación activas. [10] En mayo de 2016, la industria del petróleo y el gas del Mar del Norte estaba bajo presión financiera por la reducción de los precios del petróleo y pidió apoyo gubernamental. [30]
Las distancias, la cantidad de lugares de trabajo y las duras condiciones climáticas de los 750.000 kilómetros cuadrados (290.000 millas cuadradas) de la zona del Mar del Norte requieren la flota más grande del mundo de helicópteros pesados con reglas de vuelo por instrumentos (IFR), algunos desarrollados específicamente para el Mar del Norte. Transportan alrededor de dos millones de pasajeros al año desde dieciséis bases en tierra, de las cuales el Aeropuerto de Aberdeen es el más transitado del mundo, con 500.000 pasajeros al año. [10]
Tras la Convención de 1958 sobre la Plataforma Continental y tras algunas disputas sobre los derechos de explotación de los recursos naturales [31], se ratificaron los límites nacionales de las zonas económicas exclusivas . Cinco países participan en la producción de petróleo en el Mar del Norte. Todos ellos aplican un régimen de licencias de impuestos y regalías . Los respectivos sectores están divididos por líneas medianas acordadas a finales de los años 1960:
Los sectores noruego y británico poseen la mayor parte de las grandes reservas de petróleo. Se estima que el sector noruego por sí solo contiene el 54% de las reservas de petróleo del mar y el 45% de sus reservas de gas. [32] [ verificación fallida ] Más de la mitad de las reservas de petróleo del Mar del Norte han sido extraídas, según fuentes oficiales tanto en Noruega como en el Reino Unido. Para Noruega, Oljedirektoratet [33] da una cifra de 4.601 millones de metros cúbicos de petróleo (que corresponden a 29 mil millones de barriles) solo para el Mar del Norte noruego (excluyendo reservas más pequeñas en el Mar de Noruega y el Mar de Barents) de los cuales 2.778 millones de metros cúbicos (60%) ya se habían producido antes de enero de 2007. Las fuentes del Reino Unido dan una gama de estimaciones de reservas, pero incluso utilizando la estimación "máxima" más optimista de recuperación final, el 76% se había recuperado a fines de 2010. [ cita requerida ] Nótese que la cifra del Reino Unido incluye campos que no están en el Mar del Norte (en tierra, al oeste de 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. [34] (1 tonelada de petróleo crudo se convierte en 7,5 barriles). [34] [35] [36] Las exploraciones danesas de la estratigrafía del Cenozoico, realizadas en la década de 1990, mostraron reservas ricas en petróleo en el sector norte de Dinamarca, especialmente en el área del Graben Central. [37] La zona holandesa del Mar del Norte continuó con la exploración de gas en tierra y en alta mar y la creación de pozos. [38] [39] Las cifras exactas son discutibles, porque los métodos de estimación de reservas varían y a menudo es difícil pronosticar descubrimientos futuros.
Los datos oficiales de producción de 1995 a 2020 son publicados por el gobierno del Reino Unido. [40] La Tabla 3.10 enumera la producción anual, las importaciones y las exportaciones 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 un ~ 5% desde principios de la década de 1990. Sin embargo, para 2010 esto se había reducido a la mitad a menos de 60 millones de toneladas / año, y continuó disminuyendo aún más, y entre 2015 y 2020 ha rondado entre 40 y 50 millones de toneladas / año, alrededor del 35% del pico 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 ha aumentado lentamente a ~ 20 millones de toneladas por año en 2020.
Hay datos históricos similares disponibles para el gas. [41] La producción de gas natural alcanzó un máximo de casi 10 billones de pies cúbicos (280×10 9 m³) en 2001, lo que representa alrededor de 1,2 GWhr de energía; para 2018, la producción del Reino Unido había disminuido a 1,4 billones de pies cúbicos (41×10 9 m³). [42] Durante un período similar, la energía proveniente de las importaciones de gas aumentó en un factor de aproximadamente 10, de 60 GWh en 2001 a poco más de 500 GWh en 2019.
La producción de petróleo del Reino Unido ha experimentado dos picos, a mediados de la década de 1980 y a fines de la década de 1990, [10] con un descenso a alrededor de 300×10 3 m³ (1,9 millones de barriles) por día a principios de la década de 1990. [ cita requerida ] La producción mensual de petróleo alcanzó un máximo de 13,5 × 10 6 m³ (84,9 millones de barriles) en enero de 1985 [43] aunque la producción anual más alta se observó en 1999, con una producción de petróleo en alta mar en ese año de 407 × 10 6 m³ (398 millones de barriles) y había disminuido a 231 × 10 6 m³ (220 millones de barriles) en 2007. [44] 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 reconoce la política energética del Reino Unido . La producción de petróleo crudo de Noruega a partir de 2013 es de 1,4 mbpd. Esto es una disminución de más del 50% desde el pico en 2001 de 3,2 mbpd.
La disposición geológica de los yacimientos de petróleo y gas del Reino Unido se describe en la siguiente tabla. [45] [46]
En el Mar del Norte , la plataforma de gas natural Equinor de Noruega , Sleipner , extrae el dióxido de carbono del gas natural con disolventes de amina y elimina este dióxido de carbono mediante secuestro geológico (" secuestro de carbono ") mientras mantiene la presión de producción de gas. Sleipner reduce las emisiones de dióxido de carbono en aproximadamente un millón de toneladas al año; eso es alrededor de 1 ⁄ 9000 de las emisiones globales. [47] El costo del secuestro geológico es menor en relación con los costos generales de funcionamiento.
