Nordsøolie

Mittelplate borerig (oliefelt) i Slesvig-Holsten Vadehav

Med Nordsø olie er kulbrinter ( råolie og gas i det følgende) under bunden af Nordsøen Store. I begyndelsen af ​​1960'erne blev der opdaget olie i Nordsøen, og produktionen begyndte i 1971. Efter oliepriskrisen i 1973 blev produktionen af ​​Nordsøen rentabel og udvidet i stor skala (se nedenfor ). I 1975 blev der åbnet en rørledning til Teesside , Storbritannien .

Fem lande har opdelt Nordsøen efter deres produktionsområder: Norge , Storbritannien, Holland , Danmark og Tyskland . Produktionen af ​​Nordsøolie havde sin maksimale olieproduktion i 1999, på det tidspunkt var den daglige olieproduktion næsten 6 millioner tønder (950.000 kubikmeter). I 2004 faldt produktionen af ​​Nordsøolie med 10 procent (230.000 tønder) og i 2005 med yderligere 12,8 procent. Dette er grunden til, at Storbritannien i 2006 gik fra at være en olieeksportør til en importerende nation. Det er forudsagt, at olieproduktionen i Nordsøen vil falde til 2 millioner tønder inden 2020.

Oprindelse og forsyninger

Vigtige olie (grønne) og gas (røde) reserver i Europa.

Næsten alle Nordsøens oliereserver er resultatet af riftformationer i Øvre Jurassic , lokalt også i Nedre Kridt . Disse opstod, da Atlanterhavet begyndte at åbne sig. Grøftesystemerne Viking Graben , Central Graben og Moray Firth blev oprettet , som startede radialt fra et vulkansk centrum. Under skyttegraven blev kulstofrige marine sedimenter (kalkholdigt lermineral Kimmeridge Clay ) deponeret .

På grund af grøftesystemets sammenbrud og den termiske bosættelse siden det øvre kridt blev yderligere sedimenter deponeret i skyttegravene. Disse var imidlertid ikke tilstrækkelige til at fylde skyttegravene, så Nordsøen blev krydset af tre store dybhavsgrave i begyndelsen af Paleogenet . Kun i paleogenet blev disse fyldt op; der er lagene af sediment op til tre kilometer tykke. Under paleogenet dannede de første sedimenter, der blev afsat under dannelsen af ​​splittelserne, olie flere kilometer under overfladen.

Efter dannelsen vandrede olien hovedsageligt lodret gennem klippelagene, der er betydelige vandrette vandringer, især i de øvre jura- og tertiære klipper . Oliereserverne ligger langs en nord-syd linje midt i Nordsøen med en koncentration i "East Shetland Basin", gasreserverne er hovedsageligt i " Southern Bight " ud for den hollandske kyst.

I alt er der adskillige dusin oliefelter i Nordsøen, hvor næsten al olien er i nogle få store felter:

Efternavn sektor Opdaget
Start af finansiering		 Reserver
(anslået i milliarder tønder) 		Maksimal kapacitet
(tønde / dag)
Statfjord NorgeNorge Norge 1974 1979 4.5 740.000
Ekofisk NorgeNorge Norge 1969 1971 3.8 300.000
Oseberg NorgeNorge Norge 1979 1988 2.8 500.000
40'erne Det Forenede KongerigeDet Forenede Kongerige Det Forenede Kongerige 1970 1975 2.7 520.000
Brent Det Forenede KongerigeDet Forenede Kongerige Det Forenede Kongerige 1971 1976 2.4 440.000
Gullfaks NorgeNorge Norge 1978 1986 2.3 530.000
Draugen NorgeNorge Norge 1984 1993 2.0 210.000
Snorre NorgeNorge Norge 1979 1992 1.4 360.000
Ninian Det Forenede KongerigeDet Forenede Kongerige Det Forenede Kongerige 1974 1978 1.2 300.000
Heidrun NorgeNorge Norge 1985 1995 1.1 225.000
Valhall NorgeNorge Norge 1975 1982 0,9 168.000
Musvåge Det Forenede KongerigeDet Forenede Kongerige Det Forenede Kongerige 2001 2006 0,5 180.000

Udnyttelseshistorie

Første opdagelser

Beryl Alpha boreplatform

Mindre gasfelter på den britiske, hollandske og tyske nordsø kyst havde været kendt siden 1930'erne. Fra 1939 begyndte de første efterforskningsboringer i Danmark. I 1958 opdagede geologer ved et uheld et gasfelt nær Slochteren i den hollandske provins Groningen . Det er det største naturgasfelt i Europa og et af de største i verden. Dermed introducerede den en ny kvalitet til den forventede finansiering. Da den samme geografiske formation, som indeholdt gassen i Groningen, fortsætter til den engelske kyst nær Yorkshire , var det rimeligt at antage, at gassen også er under havet mellem de to lande. På det tidspunkt var ejendomsretten til Nordsøen i det åbne havområde uklar; Vejret til havs og vanddybden præsenterede datidens olieselskaber for mange problemer, for hvilke der ikke var nogen eller kun dyre løsninger.

Et konsortium bestående af Royal Dutch Shell og Esso foretog testbrønde ud for den hollandske kyst i begyndelsen af ​​1960'erne, men stoppede dem igen på grund af den uklare juridiske situation, indtil FN's kontinentalsokkelkonvention i 1964 blev lov og opdeling af Nord Hav blev reguleret. Den vigtige grænse mellem Det Forenede Kongerige og Norge, de to lande med den længste kystlinje, løb derefter omtrent sydpå langs den 62. parallelle nord, efter meridianprincippet mellem de to kyster. I 1963 tildelte Norge Phillips Petroleum Company på den ene side og et konsortium af Exxon, Shell, British Petroleum og CFP på den anden side efterforskningstilladelser i den norske sektor. Staten forsøgte at opretholde kontrollen med de tværnationale selskaber ved først at udstede efterforskningstilladelser og først senere produktionstilladelser.

I 1963 på vegne af det nyoprettede tyske Nordsø-konsortium ( Amoco Hanseatic , DEA , Deilmann , Deutsche Schachtbau- und Tiefbohrgesellschaft , GBAG , Brigitta Union, Elwerath Union , Mobil Oil , Preussag AG og Wintershall AG ) på grundlag af en foreløbig indrømmelse fra Clausthal minedrift myndighed -Zellerfeld trukket en boreplatform til et borepunkt omkring 20 kilometer fra Borkum og forankret den der (første efterforskningsboring Nordsø A 1). En anden kystbrønd blev startet i maj 1964 for konsortiet af Reading & Bates Offshore Drilling Co. fra Tulsa ved hjælp af den amerikanske løfteplatform Mr. Louie 55 km nordvest for Juist (brønd B 1) 2925 m registrerede et gasudbrud. En tredje boreplatform (Transocean 1) blev bygget af Transocean Drilling Co. Ltd., som blev grundlagt i 1963. (Transworld Drilling Co., C. Deilmann Bergbau, DEA, Preussag og Deutsche Schachtbau- und Tiefbohrgesellschaft) bestilt fra Kieler Howaldtswerke AG og forankret i begyndelsen af ​​1965 på borested C 1 ca. 83 kilometer nord for Borkum.

I 1965 opdagede BP den første britiske gas i " West Sole Field ", efterfulgt af større gasfelter i 1966 og 1967, som også identificerede den sydlige britiske Nordsøregion som rig på gas, og i 1967 blev det første oliefelt opdaget i den danske sektor. I slutningen af ​​1960'erne fortsatte virksomhederne med at bevæge sig nordpå, hvor de håbede på mere olie. I 1969 opdagede Phillips Petroleum Company “ Ekofisk ” -feltet i den norske sektor - på det tidspunkt et af de 20 største oliefelter i verden, der også indeholder olie af meget høj kvalitet, svovlfattig. Kommerciel udnyttelse begyndte i 1971. Ekofisk-olien blev først transporteret til Cleveland , England, med tankskibe og fra 1975 med rørledning . Også i 1971 opdagede geologer ”Dan” -feltet i den danske sektor, langt det største felt uden for det britisk-norske område.

Siden oliepriskriserne i 1973 og 1979/80

Statfjord A i 1982

I 1973/74 steg olieprisen fra omkring tre amerikanske dollars pr. Tønde (159 liter ) til over tolv amerikanske dollars. Den Organisationen af Olieeksporterende Lande (OPEC) havde tidligere bevidst kvalt produktionsmængder. Dette gjorde pludselig offentligheden opmærksom på, hvor meget økonomien i alle lande, især de industrialiserede lande, var afhængig af olie. Stigningen i olieprisen gjorde de investeringer, der var nødvendige inden produktionen af ​​Nordsøolie, rentable. De europæiske regeringer ønskede at mindske afhængigheden af ​​OPEC-landene, hvorfra omkring 80% af den nødvendige olie i Europa kom på det tidspunkt. Især Norge forsøgte ikke at blive afhængige af internationale olieselskaber; regeringen grundlagde Statoil og Norsk Hydro i 1972 . I “ Statfjord ” -feltet, Norges største oliefelt, modtog Statoil for første gang en minimumsandel på 50% - en regel, som derefter blev videreført for alle andre felter. Investeringerne til fremme af Nordsøolie skabte eller bevarede arbejdspladser i europæiske lande.

I 1974 Mobil opdagede det Statfjord feltet i den norske sektor, som er blevet den næststørste norske felt til dato. Kort derefter fandt geologer også store felter i den britiske sektor. På vegne af Royal Dutch Shell og BP opdagede de oliereserver i felterne Brent og Forties , der var betydningsfulde på international skala. Regeringer har til tider haft succes med at bryde OPECs kontrol over oliemarkedet. Dette blev klart i slutningen af ​​1985, da både Storbritannien og Norge meddelte, at de ville øge produktionskapaciteten og ikke deltage i OPECs prisfastsættelsesaftaler. Prisen på Brent råolie faldt fra $ 27 pr. Tønde i slutningen af ​​1985 til $ 13,30 pr. Tønde i marts 1986, og andre typer olie faldt i værdi tilsvarende.

I 1981 opdagede Norge Gullfaks- feltet; Produktionen startede der i 1986. Det var det første felt udelukkende udnyttet af norske virksomheder og blev det tredje største norske oliefelt. I 1987 overtog Statoil også føringen i Statfjord Consortium. Staten Norge fremmede norske virksomheder i oliesektoren; i dag er de også aktive internationalt. Condeep- teknologien til borerigge blev udviklet i Norge . Fra 1999 til midten af ​​2008 kom en langvarig stigning i olieprisen til gode for den norske olieindustri og gjorde Norge til et meget velstående land .

I 1980'erne opstod der også ulykker på olierigge i Nordsøen. I 1980 blev Alexander Kielland ramt af flere store bølger i Ekofisk-feltet, inklusive sandsynligvis en monsterbølge ; et af hendes fem ben brød. Hun vendte om, 132 af de 212 mænd druknede. I 1988 brændte den skotske olierigg Piper Alpha ; 185 mennesker døde.

Yderligere store oliefelter blev opdaget i 1980'erne og 1990'erne. Produktionsomkostningerne blev betragtet som forholdsvis høje på det tidspunkt. Den producerede olie er af høj kvalitet.

Udviklet og udmattet

Boreplatform

Der er nu 450 borerigge i havet , og Nordsøen er det vigtigste område for offshore produktionsindustrien. De fleste platforme er placeret i den britiske sektor i Nordsøen efterfulgt af den norske, hollandske og danske sektor. Den britiske og norske sektor indeholder langt de største oliereserver. Det anslås, at 54% af olien og 45% af gasreserverne kun ligger i den norske sektor. Ud over Ekofisk-feltet er vigtige oliefelter også det norske Statfjord-felt, hvis udvikling den norske kanal for første gang blev krydset med en rørledning. I henhold til norsk lov modtager det norske statsejede selskab Statoil mindst 50 procent af aktierne i oliefelter i den norske sektor. Det største naturgasfelt i Nordsøen er Troll- feltet. Den ligger i den norske kanal i en dybde på 345 meter, så der skulle overhovedet gøres en stor indsats for at udvikle den. Med en højde på 472 meter og en vægt på 656.000 tons er boreplatformen den største boreplatform til havs og den største genstand, der nogensinde er blevet transporteret af mennesker.

I 2001 var Norge det tredjestørste olieeksportland i verden. Dens oliefelter er udelukkende offshore, med mest koncentreret i vanddybder på omkring 150 meter. I 2001 producerede landet 3,4 millioner tønder om dagen, og den norske investering i olie var 7,5 mia. Dollar samme år.

Der er kun to platforme i den tyske sektor, som er den mindst udviklede sektor i denne henseende. Det største af de to felter er oliefeltet " Mittelplate ".

Der har fundet betydelige ændringer sted i den globale olieindustri siden 1990'erne, hvilket også satte deres præg på Nordsøen. Antallet af regeringer, der forfølger en økonomisk politisk vej til liberalisering og privatisering, steg. De finansielle markeder blev mere ustabile, og presset på energiselskaber steg. Disse reagerede gennem fusioner og sammensmeltninger. Den første af disse var fusionen mellem BP og Amoco i 1990'erne. På det tidspunkt var BP den vigtigste producent i den britiske sektor, mens Amoco primært havde etableret sig på den norske side af Nordsøen. Situationen var den samme med den næste fusion: Exxon var en vigtig aktør i den britiske sektor, mens Mobil havde koncentreret sig om den norske del af Nordsøen.

I mellemtiden betragtes Nordsøen i sig selv som et udviklet råmaterialeområde, hvor man ikke kan forvente store opdagelser. I januar 2006 Oil and Gas Journal (OGJ) i Nordsøen i alt dokumenterede reserver på 13,4 milliarder tønder olie. Af disse var den største, med 57% af det samlede beløb, i den norske sektor og 30% i Storbritannien. Situationen i områderne med den kontinentale skråning i overgangen til det europæiske arktiske hav og i det norske Barentshav , hvor testboring først nu begynder, er stadig usikker .

fremtid

Overhold

I 2006 producerede alle nabolandene omkring 4,4 millioner tønder pr. Dag sammenlignet med 4,7 millioner i 2005. Norge producerer 57% af volumenet med 2,5 millioner tønder / dag, Det Forenede Kongerige 34% (1,5 millioner), Danmark 8% (352.000), Tyskland 1% (27.000) og Holland også 1% (23.000). Norge og Danmark er nettoeksportører, mens Det Forenede Kongerige i 2006 måtte importere mere olie, end det kunne eksportere for første gang siden 1980 . I Tyskland dækker de tyske produktionsmængder i øjeblikket 2% af den indenlandske efterspørgsel. I 2005 var Norge og Storbritannien den næstvigtigste eksportør af olie til Tyskland efter Rusland og før OPEC-landene.

Da det centrale Nordsø er blevet betragtet som udviklet, og der ikke forventes flere opdagelser der, er olieselskaberne begyndt at orientere sig mod den kontinentale skråning og dermed på dybere vand. Siden 1970'erne har Shell og BP også orienteret sig i området vest for Shetlands i vanddybder på over 500 meter. Det tog dog indtil BP opdagede Foinaven- feltet i 1992 og dermed det første dybe vandfelt i Nordsø-regionen. Schiehallion og Loyal fulgte kort efter . Det første oliefelt i det tilstødende europæiske arktiske hav startede produktionen i 1993. Det vigtigste felt der hidtil, Huldra- gasfeltet , begyndte produktionen i 2001.

Infrastrukturer, der ikke længere er rentable, skal også demonteres og borehuller forsegles sikkert. I den britiske del af Nordsøen skal der f.eks. Forsegles omkring 5000 brønde og demonteres 470 boreplatforme plus blandt andet over 10.000 km. radioaktivt forurenede rørledninger graves ud af Nordsøbunden og bortskaffes. I 2017 blev de samlede omkostninger til dette anslået til 70 til 120 milliarder euro.

Sektorer og rettigheder

Opdeling af Nordsøen

Opdelingen af ​​Nordsøbunden i eksklusive økonomiske zoner fordeles mellem nabolandene i en række bilaterale og multilaterale aftaler, som de respektive stater indgik mellem 1965 og 1971. Nordsøbunden er stort set opdelt efter centrumlinjeprincippet, hvorefter grænserne for havbunden ligger på en imaginær centerlinje mellem to kyststater. En undtagelse er det tyske område, som den ekstra andebreg tilhører, og som strækker sig ind i midten af ​​Nordsøen. I henhold til traktaterne har Det Forenede Kongerige ret til 40% af Nordsøbunden, Norge til 27%, Holland til 11% og Danmark til 10%; de resterende 12% er fordelt på Tyskland, Belgien og Frankrig.

Efter at mineralressourcer blev fundet under Nordsøen hævdede Norge rettighederne til den kontinentale hyldekonvention , som de andre lande sluttede sig til. Mens opdeling i det nordlige Nordsø blev afklaret relativt hurtigt, tog opdelingen af ​​de sydlige områder længere tid. Efter langvarige tvister og en afgørelse truffet af Den Internationale Domstol blev jorden fordelt forskelligt mellem Holland, Tyskland og Danmark , da Tyskland ellers kun ville have fået en meget lille del af jorden i forhold til kysten på grund af formen på dens kystlinje.

Selv om alle fem finansieringsstater er vestlige demokratier, tre af dem EU-medlemmer, og de arbejder sammen i forskellige andre internationale organisationer, har der indtil videre næppe været noget internationalt samarbejde mellem regeringerne. Først i april 2005 underskrev Norge og Storbritannien en fælles aftale, der generelt regulerer, hvordan oliefelter i begge sektorer skal behandles. Indtil da var der en separat kontrakt for hver enkelt sag.

De vigtigste oliefelter er Ekofisk og Statfjord i den norske sektor, hvor Troll også er det vigtigste gasfelt, Brent og Forties i den britiske sektor og Dan og Gorm i den danske sektor.

Britisk sektor

I den britiske sektor udsteder Department of Trade and Industry licenser til individuelle blokke. Sektoren er opdelt i kvadranter, hver enkelt breddegrad og en længdegrad, og opdelt i 30 mindre blokke, der er 10 minutters breddegrad og 12 minutters længdegrad. Nogle blokke er opdelt i underblokke. Regeringen udsteder licenser med periodiske (nu årlige) intervaller. For at promovere nye virksomheder udsteder regeringen undertiden salgsfremmende licenser, der indeholder lettere betingelser end den normale tildeling.

Storbritannien valgte en helt privat rute til at udvikle sine olie- og gasreserver. Statlig indflydelse eksisterede kun gennem regulering og traditionelt tætte forhold mellem den britiske stat og individuelle aktører som BP.

Det britiske industricenter er i Aberdeen, Skotland . Den største olieterminal i Europa ligger i Sullom Voe på Shetlandsøerne .

Norsk sektor

Olieproduktion i den norske sektor fordelt på oliefelter

Det norske oliedirektorat udsteder licenser i Norge . Grundstrukturen består også af kvadranter på 1 × 1 grad, men blokkene er større, hver med 15 minutters breddegrad og 20 minutters længdegrad. Rettigheder i flere hundrede kvadratkilometer sektorer tildeles i runder. Den første fandt sted i 1965, og i 2003 havde i alt 20 runder fundet sted.

Den norske fremstillingsindustris centrum ligger i Stavanger ; ironisk nok oprettede det første olieselskab butik i en sildefabrik, der var blevet urentabel. I Norge er produktionen nu organiseret på en sådan måde, at design, konstruktion og konstruktion af olieplatforme udføres af uafhængige virksomheder, som derefter afleverer det færdige oliefelt til de faktiske olieproducenter. I tilfælde af Gulfaks-platformen udlagde Statoil for eksempel i alt 1.700 forskellige kontrakter med specialvirksomheder og spillede en vigtig koordinerende rolle i hele udviklingen.

Holland, Danmark og Tyskland

Mittelplate ligger midt i Slesvig-Holsten Vadehavs Nationalpark. Fotograferet fra søsiden, i baggrunden Büsum- skyskraberen.

Det sydlige foden af ​​det olieholdige sprækkesystem strækker sig ind i den danske sektor. Her er der kilde klipper fra Øvre Jurassic , som lokalt også har dannet reservoirer i det overliggende kridt og i sandsten fra Paleogenet . Især forsyningerne indeholdt i lag af kridt er vanskelige at udvinde. På den ene side er klippen ikke særlig gennemtrængelig; på den anden side har den en tendens til at kollapse under det eksterne tryk, så snart olie er trukket tilbage.

Den kompetente myndighed for den danske sektor er Energitilsynet. I kvadranter på 1 × 1 grad er individuelle blokke 10 × 15 minutter i størrelse og kan opdeles yderligere. Mens alle indrømmelser blev tildelt Dansk Undergrunds Consortium indtil 1998 , har den danske regering siden etableret en "åben dørpolitik". Virksomheder kan ansøge om en specifik koncession årligt. Dette løber oprindeligt i seks år; hvis virksomheden starter finansiering i denne periode, forlænges den til 30 år.

Olieproduktionen i den danske sektor har foregået siden 1972. Produktionen nåede sit højeste niveau i 2004 med 389 kb / d. Gasproduktionen begyndte i 1977 og vil toppe omkring 2009. I 2001 producerede den danske sektor 37 procent mere olie og gas, end man kunne bruge indenlandsk. Det skønnes, at denne produktion kan opretholdes indtil omkring 2015. Danmark vil sandsynligvis blive en nettoimportør af energi igen i slutningen af ​​2010'erne.

Holland og Tyskland deler et fælles feltmønster. I modsætning til de andre sektorer er kvadranterne her ikke betegnet med tal, men med bogstaver, størrelsen af ​​de enkelte blokke er 10 × 20 minutter.

Det vigtigste udvindingsområde i Holland består af dybtliggende kulstof, der er omdannet til gas gennem en naturlig koksproces . Gassen steg og bosatte sig i højere lag af sten fra Perm og delvis sandsten fra Trias . Saltlag fra Perm dannede ofte en forsegling til toppen. Selvom produktionen begyndte på det største gasfelt så tidligt som i slutningen af ​​1950'erne, nåede produktionen sit højeste niveau i 1976, og alle mulige områder blev udforsket tidligt, fortsætter reserverne indtil 2011. De hollandske regeringer har fulgt en politik med langsomt forbrug fra starten. Virksomhederne producerede langt mindre gas, end det ville have været teknisk og økonomisk muligt for at opretholde lagerbeholdningen længere.

Klippelagene, der indeholder gas i den hollandske sektor, fortsætter mod øst og ligger også under Tyskland. Dette er dog fastlandsbestande, der er blevet tappet i lang tid. Reserverne i den tyske sektor i Nordsøen findes i klipper fra nedre jura . Disse reserver er forholdsvis små og har ingen indvirkning på det internationale oliemarked. Den eneste tyske boreplatform for olie er Mittelplate , der ligger ud for Slesvig-Holstens kyst i Vadehavsnationalparken ; den eneste gasboringsplatform A6 / B4 er længere ude i havet i den såkaldte andebreg i den tyske Nordsø-sektor.

Tysk gasproduktion dækker omkring 20% ​​af den indenlandske efterspørgsel.

Deltagende virksomheder

  • Shell-Refinery Hemmingstedt (Tyskland)

  • Fawley Refinery London (UK)

  • Norsk Statoil tankstation i Polen

  • Statoil Research Center Trondheim (Norge)

Omkostningerne ved at komme ind på markedet er meget høje selv for den kapitalintensive industri. I Nordsøen arbejder næsten udelukkende tværnationale selskaber, som kan bære omkostningerne i flere år, før de har nogen indkomst. Miljøforholdene, især i det nordlige Nordsø, er meget krævende, sikkerheds- og miljøstandarder i europæiske farvande er forholdsvis høje, og risikoen for ikke at finde noget er høj sammenlignet med andre olie- og gasområder. De gennemsnitlige omkostninger ved efterforskningsboringer var £ 3,5 millioner i 1976, £ 7 millioner i 1980 og £ 9 millioner i 1985. Udviklingsomkostningerne er derefter igen væsentligt højere. For små oliefelter er de omkring 25 millioner pund, for giganter som Brent-oliefeltet omkring 3,5 milliarder pund. Beløbene skal stilles til rådighed et par år, før et felt producerer nok til at dække omkostninger og derefter arbejde med overskud,

På grund af randbetingelserne var produktionsoperationerne relativt koncentreret i Nordsø-olieens storhedstid i slutningen af ​​1980'erne. I 1986 havde i alt 169 virksomheder licenser i den britiske sektor alene, hvoraf kun 75 faktisk producerede gas eller olie. Halvdelen af ​​den samlede gasproduktion var imidlertid koncentreret i kun fire virksomheder ( Exxon , Shell, Elf , BGC ), og tre virksomheder (BP, Exxon og Shell) delte halvdelen af ​​produktionen i oliesektoren.

To modsatrettede tendenser har været synlige siden slutningen af ​​1990'erne: De tekniske krav til minearbejde er steget, efterhånden som de områder, der er lettere at udnytte, er blevet udviklet. Stærkt pres på det finansielle marked og en ekstremt volatil olie- og gaspris siden 1990'erne fremmer stordriftsfordele og favoriserer spillere, der er mere indflydelsesrige på det globale marked på grund af deres størrelse. Dette fremmede koncentrationsprocesser. På den anden side giver de mere teknisk krævende forhold også mange muligheder for højt specialiserede mindre virksomheder, der kan besætte visse nicher. Mens mange mindre virksomheder har været i stand til at etablere sig i den britiske sektor siden 2002, har centralisering fundet sted i den norske sektor siden 1999. Det vigtigste punkt her var køb af Saga Petroleum , dengang Norges tredje største olieselskab, af Statoil og Norsk Hydro , nummer et og to på markedet. I 2007 overtog Statoil endelig olie- og gasaktiviteterne fra Norsk Hydro og efterlod kun en større aktør på det norske oliemarked.

Alle større olieselskaber var involveret i produktionen, men i de senere år har store olieselskaber som Shell og BP allerede stoppet olieproduktionen i området, og produktionen er faldet støt siden 1999 på grund af manglende reserver. Alene i 2004 med 10% og i 2005 med yderligere 12,8%. Dog er gasudbyttet stadig stigende. Produktionen nåede sit højdepunkt i 1999, hvor der dagligt blev produceret næsten 6 millioner tønder (950.000 m³) råolie og 280.000.000 m³ naturgas .

Miljøforhold og infrastruktur

  • Oseberg En platform i storm

  • Shuttletanker "Gerd Knutsen"

  • Tværsnit af et offshore olieproduktionssystem

Olieproduktionen i Nordsøen er forholdsvis kompleks. Selvom Nordsøen er relativt lav i gennemsnit, er dybderne i nord op til 200 meter og i den norske kanal over 500 meter. Vejret i Nordsøregionen stiller høje krav til materialet. Et dominerende højt over Azorerne og et dominerende lavt over Island gør vejret ustabilt. Om vinteren er den gennemsnitlige maksimale daglige vindhastighed over 50 km / t på en fjerdedel af dagene over 60 km / t. Orkanstød op til 160 km / t er almindelige, vind over 120 km / t kan vare i timevis og forårsage 30 meter bølger. I begyndelsen af ​​produktionen var klare forudsigelser om vejrforholdene uklare; Fiskere, der kendte vejrforholdene, bemærkede for det meste de store vinterstorme på forhånd og undgik det åbne hav på det tidspunkt. Offshore byggearbejde er kun muligt i sommermånederne. Olie- og gasreserverne er normalt flere kilometer under havbunden.

Der er kun en international rørledning til råolie i Nordsøen. ConocoPhillips ' Norpipe på 270 km kan transportere op til 810.000 tønder om dagen mellem det norske Ekofisk- felt og olieterminalen og raffinaderiet i Teesside , England.

Gasnetværket er meget mere omfattende. Fra de norske borerigge alene er der 8.000 kilometer gasrørledning i havet, den 716 kilometer lange europæiske rørledning har ført direkte til Emden i det nordlige Tyskland siden 1977 .

Miljømæssig påvirkning

Mindesmærke for Piper Alpha-katastrofen

Miljøpåvirkningen af ​​olie- og gasproduktion manifesterer sig i to forskellige former. På den ene side er der stærk, men midlertidig forurening som den, der er forårsaget af isolerede katastrofer, og på den anden side er der langsigtede virkninger. Kvantitativt er disse betydeligt lavere end de faktiske konsekvenser af en katastrofe, men nogle af dem varer i årtier.

Olieøer på Nordsøen forårsagede større miljøforurening to gange. I april 1977 strømmede 22.000 tons olie fra den norske Bravo-ø ud for Stavanger-kysten. I 1988 dræbte eksplosionen og den efterfølgende brand på olieriggen Piper Alpha ikke kun 167 arbejdere, men forårsagede også alvorlige miljøskader. Olietankskibet Braer sank ud for Shetland i 1993, men havet var så tungt, at dønningen fordelte olien så grundigt i vandet, at kun minimal miljøskade var mærkbar.

Hvert år frigives omkring 9.000 tons olie i havet. Det når der enten gennem lækager i transportsystemerne eller gennem forurening i fremstillingsprocessen, hvor havvand også pumpes og renses og returneres til havet. Beløbet er derfor sandsynligvis betydeligt under det, der ulovligt dumpes i havet af skibe; Oliespildet, der truer havfugle ved kysterne, kommer sjældent fra olierigge, fordi de er for langt fra kysten, olien spredes allerede til kysten eller synker ned til havbunden.

I sedimentære organiske materialer og kulbrinter akkumuleres ved aktiviteter på land og offshore. Biomassen i benthos er steget kraftigt i de sidste par årtier i nærheden af ​​olieoperationerne.

betydning

Den økonomiske betydning af Nordsøolie varierer meget, da det afhænger af de ustabile oliepriser såvel som af produktionsmængden. Produktionen blev først rentabel med olieprischok i 1973, især i begyndelsen af ​​1980'erne, kom høje oliepriser og store udbytter sammen i Nordsøen. Norges statsindkomst alene steg fra knap 19 milliarder norske kroner i 1980 til 47 milliarder norske kroner i 1985. Alle landets problemer - økonomiske, politiske eller økonomiske - syntes at kunne løses af olieindtægterne, en holdning, der i sig selv var urealistisk. og også på grund af faldende produktionsmængder og - priserne er blevet desillusionerede siden midten af ​​1990'erne. I det 21. århundrede fortsatte de udviklede reserver med at falde, men den kraftige prisstigning i de senere år har gjort det mere rentabelt for virksomheder og regeringer at investere i Nordsøen og kontinentalsokkelen. Til sammenligning er produktionsomkostningerne for en tønde olie fra Nordsøen mellem 12 og 15 amerikanske dollars, for en tønde produceret olie på land i Europa omkring 5 amerikanske dollars og i Mellemøsten kun 2 amerikanske dollars pr. Tønde.

Norge

Stavanger Oil Museum

Siden de første opdagelser af naturgas i Nordsøen i slutningen af ​​1950'erne vedtog det norske parlament relativt restriktive love om efterforskning og olieproduktion for at undgå negative virkninger af olieproduktion på de andre økonomiske sektorer. Efter at det blev klart i begyndelsen af ​​1970'erne, at olie - og senere gas - kunne blive en dominerende faktor i den norske økonomi, besluttede staten at gribe direkte ind som spiller. De to største olieselskaber, Statoil og Norsk Hydro, har været statsejede i flere årtier og dominerede produktionen i den norske sektor. Først i 2001 besluttede Stortinget at sælge en del af Statoil til internationale virksomheder. I 2002 solgte Statoil en del af sine råolielagre til et dansk selskab for at kunne investere pengene i andre områder end Nordsøen.

Statoil er det største norske olieselskab . Regeringens bestræbelser på at støtte en lokal oliesektor har skabt adskillige virksomheder, der er involveret i olieproduktionsprocessen. I Norge selv er omkring 600 virksomheder involveret i olie- og gasproduktion. Ved årtusindskiftet havde de omkring 60 procent af hele hjemmemarkedet for alle tjenester inden for olieproduktion. Nogle af disse virksomheder er nu vigtige aktører i deres sektor på verdensmarkedet. Så Aker Solutions er et globalt aktivt logistikfirma til offshore oliefelter, mens Petroleum Geo-Services er verdens største "seismiske erhvervelses- og forarbejdningsvirksomhed".

Det Forenede Kongerige

Olieopdagelserne i Det Forenede Kongerige kom på et tidspunkt, hvor den britiske økonomi skiftede fra kul til olie som den vigtigste energikilde. Mens - indenlandsk kul stadig dominerede energimarkedet i 1950'erne, var importeret kul fremherskende indtil 1970'erne. Storbritannien, der i 1950'erne stadig dækkede 90% af sit primære energibehov selv, opnåede først 50% 20 år senere. Kun stigende olieproduktion sikrede, at matematisk i 1980/81 blev opnået fuldstændig energiautonomi igen, i 1985 producerede landet 15% mere energi, end det selv havde brug for. På toppen af ​​den britiske olieproduktion i 1984 bidrog Nordsøolie med 7% til det samlede BNP, og fra slutningen af ​​1980'erne til årtusindskiftet stabiliserede den sig på omkring 2 til 2,5% af BNP. I 1998 var omkring 350.000 job i Storbritannien direkte og indirekte knyttet til olie.

Virkningerne af oliefundene var især tydelige i Skotland , ud for hvis kyst de fleste af de store oliefelter ligger. Oliefundene der gav støtte til autonomibevægelsen. Den skotske økonomi var i tilbagegang i 1960'erne, og et stærkt argument mod skotsk uafhængighed var, at Skotland ikke ville være økonomisk levedygtigt alene. Det ændrede sig med oliefundene, som i den britiske sektor hovedsagelig lå øst og nord for den skotske kyst. De fleste job i olieindustrien blev skabt i Skotland, som har klaret sig bedre økonomisk end resten af ​​Storbritannien siden 1970'erne. I Skotland selv er industrien og den tilknyttede administration hovedsageligt placeret i det større Aberdeen- område.

Det skotske nationale parti gik til valg med sloganet Det er Skotlands olie , beregnet at 90% af den britiske olie ville være i den "skotske sektor", at Skotland ville blive et af de rigeste lande i Europa med sine olieindtægter og beskyldte briterne regeringen af ​​indtægterne hovedsageligt til "hvide elefanter" i England (tredje London lufthavn, Canal Tunnel, Concorde) osv. at bruge. Den britiske regering hævdede i tråd med international lovgivning, at der ikke var nogen subnationale sektorer i havloven og følgelig ingen skotsk sektor, men at olien og dens indtægter tilhørte Det Forenede Kongerige som helhed. Valgresultatet for SNP, som i 1964 stadig havde 64.044 stemmer, steg til 839.628 ved valget i oktober 1974.

Danmark

Danmark led massivt af oliekrisen i 1973. På det tidspunkt kom 93% af al olie, der blev brugt af Danmark, fra Mellemøsten. Opdagelserne af olie og gas i den danske sektor i Nordsøen ændrede dette. I 1980 var Danmark i stand til at producere 5% af den energi, den har brug for selv, i 1990 var denne sats 52%, og landet har produceret al den olie og gas, den har brug for selv siden 1991. Siden slutningen af ​​1990'erne har Danmark været helt selvforsynende med energi I 2001 producerede landet allerede 37% mere energi, end det forbrugte. Den tredje nettoeksportør er Danmark. Dens indrømmelser var helt og siden da hovedsagelig i hænderne på Dansk Undergrunds Consortium bestående af AP Møller-Mærsk , Royal Dutch Shell og Texaco . Rørledningerne drives udelukkende af det statsejede selskab DONG .

Den 3. december 2020 erklærede den danske regering afslutningen på al olie- og gasefterforskning i Nordsøen i den danske sektor. På det tidspunkt var der 55 boreplatforme i 20 olie- og gasfelter, og Danmark var den største olieproducent i Den Europæiske Union. Meddelelsen kom på baggrund af en ambitiøs plan fra den danske regering, der foreslog en reduktion af alle danske drivhusgasemissioner med 70% inden 2030 (sammenlignet med 1990-niveauet) og en fuldstændig klimaneutral økonomi inden 2050.

Holland

Virkningerne på den hollandske økonomi var ambivalente: på den ene side var landet energiuafhængigt i lang tid, og en nettoeksportør af energi på den anden side var der også negative virkninger. Dette fænomen, kendt som den hollandske sygdom , påvirker ressourcerige lande og er blevet undersøgt grundigt for første gang ved hjælp af det hollandske eksempel på naturgas: den indkomst, der kan genereres med et råmateriale, forårsager varig skade på andre økonomiske sektorer. Værdien af ​​et olie- eller gaslandsvaluta stiger så meget, at industriel eksport ofte bliver urentabel, og industrien påvirkes. De løn, der betales i oliesektoren, er højere end industrielle eller servicelønne, så der også kan være mangel på arbejdstagere her. Derudover lægger økonomier, der er designet til at eksportere råmaterialer, ofte ringe værdi til uddannelse: job i råvaresektoren er normalt fysisk krævende, men kræver lidt uddannelse. Det lille antal højt kvalificerede job kan let besættes med importerede arbejdere fra andre lande.

Virkninger på verdensmarkedet

Nordsøen er det vigtigste olie- og gasområde, der er opdaget siden Anden Verdenskrig . Ikke desto mindre ville den samlede forsyning i Nordsøen kun være tilstrækkelig til at levere verdensforbrug af råolie i cirka tre år. De fleste af Europas råolie- og naturgasreserver ligger i Nordsøen; regionen er en af ​​de vigtigste olieproduktionsregioner uden for OPEC og en af ​​de største offshore produktionsregioner verden over .

Prisen på Brent, en af ​​de første typer olie, der produceres i Nordsøen, bruges nu som standard- og komparativ pris for råolie fra Europa, Afrika og Mellemøsten. Prisen ligger i gennemsnit ca. 10% over kurvprisen for råolie. På den ene side bidrager den forholdsvis høje kvalitet af Nordsøolie til dette (relativt let og med en lav andel af brint, sulfid ) såvel som de korte og dermed billige transportruter til det vigtige europæiske marked.

litteratur

  • Reinicke, Kurt M.: "North Sea Oil Province". I: Küster, Hansjörg og Lütgert, Stephan A. (Red.): Olie og naturgas i Niedersachsen. Oprindelse, udvikling, perspektiver. Nyt arkiv for Niedersachsen, udgave 1/2020, s. 138–147.
  • Jerome D. Davis: The Changing World of Oil: An Analysis of Corporate Change and Adaptation . Ashgate Publishing, 2006, ISBN 0-7546-4178-3 .
  • Merja-Liisa Hinkkanen-Lievonen, David Kirby: Østersøen og Nordsøen . Routledge, 2000, ISBN 0-415-13282-7 .
  • Roland Löffler: Milliarder kilde i Vadehavet - Offshore produktion af olie og gas. Parlamentet, nr. 25/2006. (online) .
  • PA Ziegler (1975) Olie- og gasprovinser i Nordsøen. Erdöl-Erdgas-Zeitschrift, 91, pp 207-217,. HDL : 10013 / epic.43526.d001 .
  • Schöneich, Hubertus (1988) Olie og naturgas i det nordlige Vesteuropa. Geovidenskab; 6, 12; 365–376, doi: 10.2312 / geovidenskab . 1988.6.365 .
  • Schmidt, Hans og Eickelberg, Horst-Dieter: Fem års boring efter naturgas og olie i hylderne i Nordsøen - problemer og fremtid. I: råolie, naturgas, kul. Bind 23, august 1970, nr. 8, s. 473-479.
  • Späing, Ingo: boring i Nordsøen. I: OEL - Zeitschrift für die Mineralölwirtschaft, udgave 3, 1964, s. 80–83.

Weblinks

Commons : Olie- og gasplatforme i Nordsøen  - Samling af billeder, videoer og lydfiler

Bemærkninger

  1. ↑ a b J. RV Brooks u a.: Muligheder for efterforskning af kulbrinter i det 21. århundrede i Det Forenede Kongerige. I: Marlan W. Downey et al. (Red.): Petroleumsprovinser i det 21. århundrede , AAPG, 2001, ISBN 0-89181-355-1 , s. 170-175.
  2. ^ NH Woodcock, Robin A. Strachan: Geologisk historie i Storbritannien og Irland Wiley-Blackwell, 2000, ISBN 0-632-03656-7 , s. 381-382.
  3. ^ A b C. J. Campbell, Siobhan Heapes: Et atlas over udtømning af olie og gas. Jeremy Mills Publishing, 2008, ISBN 978-1-906600-26-6 , s.5 .
  4. ↑ Joseph Hilyard (red.): 2008 International Petroleum Encyclopedia. PennWell Books, 2008, ISBN 978-1-59370-164-2 , s.339.
  5. ↑ a b c d e f C. J. Campbell, Siobhan Heapes: An Atlas of Oil and Gas Depletion. Jeremy Mills Publishing, 2008, ISBN 978-1-906600-26-6 , s. 169-175.
  6. ↑ a b c d P. S. Johnson: The Structure of British Industry. Routledge, 2002, ISBN 0-203-01376-X , s. 28-30.
  7. ^ A b Toyin Falola, Ann Genova: Den globale olieindustris politik: en introduktion. Greenwood Publishing Group, 2005, ISBN 0-275-98400-1 , s. 56-57.
  8. ↑ Nordsø-konsortiet begyndte at bore . I: råolie, naturgas, kul. Bind 18, april 1965, nr. 4, s. 255-259.
  9. ^ Feeder, Friedrich-Lothar: Boreplatformen "Transocean No. 1". I: råolie, naturgas, kul. 17. år, juni 1964, nr. 6, s. 500.
  10. ↑ a b c d e f g Davis s. 72-75.
  11. ↑ Diagram
  12. ↑ Craig B. Smith: Ekstreme bølger . National Academies Press, 2006, ISBN 0-309-10062-3 , s. 206.
  13. ↑ a b Øystein Noring: Liberalisering, integration og specialisering: Omstruktureringen af ​​den europæiske olieindustri. I: Davis s. 123-126.
  14. ^ A b Energy Information Administration: Landeanalyseundersøgelser - Nordsøen, januar 2007
  15. ↑ a b c Löffler
  16. ↑ Kenneth Green et al.: Teknologi, viden og firmaet: implikationer for strategi og industrielle ændringer Edward Elgar Publishing, 2005, ISBN 1-84376-877-1 .
  17. ^ A b Toyin Falola , Ann Genova: Den globale olieindustris politik: en introduktion Greenwood Publishing Group, 2005, ISBN 0-275-98400-1 , s. 204-205.
  18. ↑ Nedrivning af olieplatforme. Det bliver dyrt . I: Tagesschau.de , 18. februar 2017. Hentet 27. april 2017.
  19. ↑ International Court of Justice: Case Summary North Sea Continental Shelf Cases, dom af 20. februar 1969 ( Memento af 2. oktober 2006 i Internetarkivet )
  20. ↑ Energiinformationsadministration: Landeanalyseundersøgelser - Nordsøen , januar 2007 (død link)
  21. ↑ JRV Brooks et al.: Muligheder for efterforskning af kulbrinter i det 21. århundrede i Det Forenede Kongerige. I: Marlan W. Downey et al. (Red.): Olieprovinser i det 21. århundrede. AAPG, 2001, ISBN 0-89181-355-1 , s. 168-170.
  22. ↑ a b Davis s. 78-80.
  23. ↑ a b Anita Rønne: Energisikkerhed, da Danmarks kraftige regulering løsnes. I: Barry Barton (red.): Energisikkerhed: styring af risiko i et dynamisk lovgivningsmæssigt miljø. Oxford University Press, 2004, ISBN 0-19-927161-5 , s. 253-256.
  24. ^ CJ Campbell, Siobhan Heapes: Et atlas over udtømning af olie og gas. Jeremy Mills Publishing, 2008, ISBN 978-1-906600-26-6 , s. 185-190.
  25. ^ CJ Campbell, Siobhan Heapes: Et atlas over udtømning af olie og gas. Jeremy Mills Publishing, 2008, ISBN 978-1-906600-26-6 , s. 177.
  26. ↑ a b c d P. S. Johnson: The Structure of British Industry . Routledge, 2002, ISBN 0-203-01376-X , s. 28-30, s. 33-36.
  27. ↑ Tamás Farkas: Investorens vejledning til energirevolutionen. Lulu.com, 2008, ISBN 978-1-4092-0285-1 .
  28. ↑ Den uafhængige om emnet  ( siden er ikke længere tilgængelig , søg i webarkiver )  Info: Linket blev automatisk markeret som defekt. Kontroller linket i henhold til instruktionerne, og fjern derefter denne meddelelse.@ 1@ 2Skabelon: Dead Link / news.independent.co.uk  
  29. ↑ For en grafik se siderne i Hamburger Bildungsserver , for en se Subsea Oil and Gas Directory .
  30. ↑ SM Bakke, SA Nøland: Generelle tendenser i det bløde bundmiljø i Ekofisk-regionen, norsk sektor. I: CA Brebbia, JS Antunes do Carmo (red.): Vandforurening VIII: modellering, overvågning og styring. WIT Press, 2006, ISBN 1-84564-042-X , s. 55-57.
  31. ↑ Toyin Falola, Ann Genova: Den globale olieindustris politik: en introduktion. Greenwood Publishing Group, 2005, ISBN 0-275-98400-1 , s. 157-158.
  32. ^ A b Vince Gardiner, Michael Hugh Matthews: Den skiftende geografi i Storbritannien. Routledge, 2000, ISBN 0-415-17901-7 , s. 50-54.
  33. ^ Peter Dorey: Britisk politik siden 1945. Blackwell, Oxford 1995, ISBN 0-631-19075-9 .
  34. ↑ Danmark er klar til at afslutte al ny efterforskning af olie og gas. BBC News, 4. december 2020, adgang til 4. februar 2021 .