Норвежците обявиха откриването на големи запаси от нефт и газ, които се озоваха на дъното на прехвърления от Русия Баренцов участък аморета. Норвежците потриват ръце от радост, докато руските медии правят аналогии сокупирани преди това руски територии, върху които по-късно са открити сериозни ресурси. Но всъщност не всичко е толкова ясно...
След споразумението с Норвегия от 2010 г. се случи нещо много хубаво. Страната е много подобна на Русия по отношение на нивото на зависимост на благосъстоянието от обема на износа на петрол и газ. Дълго експлоатираните полета на Северно море обаче вече бяха изчерпани и Норвегия бавно и сигурно се търкаляше към мрачно и бедно бъдеще.
„Представените днес резултати доказват, че югоизточната част на Баренцово море е най-интересната от новите зони на норвежкия континентален шелф“, казва Geir Selleset, мениджър комуникации в Норвежката петролна асоциация, радостно в интервю за BarentsObserver.
Тези резерви помагат много на Норвегия. Обемът на производството на петрол в страната намалява от няколко години. Пикът на производството на петрол в Норвегия беше преминат през 2000 г., когато беше 3,12 милиона барела на ден. До 2007 г. дневното ниво на производство на петрол на норвежкия континентален шелф е спаднало до най-ниското ниво от 1994 г. насам от 2,6 милиона барела. В края на 2012 г. той възлизаше на по-малко от половината от това ниво - 1,53 милиона барела на ден. Ситуацията с газа е малко по-добра. Производството е нараснало с 12 процента миналата година до 1,94 милиона барела петролен еквивалент. Сега обаче норвежците имат много планове.
След две години сеизмично сондиране на получената територия норвежците установиха, че възстановимите запаси от въглеводороди от около 1,9 милиарда барела петролен еквивалент са добро увеличение, като се има предвид, че петролните запаси в Норвегия се оценяват на 8,5 милиарда барела. Третият по големина износител на петрол в света след Русия и Саудитска Арабия има само 0,7% от световните запаси (18-ти в света). Запасите на газ в страната се оценяват на 2,5 милиарда кубически метра. м (1,2% от световните запаси, 13-то място).
Заден план
Основните споразумения относно статута на тези морски зони по един или друг начин включват разглеждане на въпроса около архипелага Свалбард. Съгласно споразумението от 1872 г. правото на Свалбард е предоставено едновременно на Русия и Швеция, които по това време включват Норвегия. Но по време на Гражданската война в Русия през февруари 1920 г. осем държави (САЩ, Дания, Франция, Италия, Япония, Холандия, Великобритания и Швеция), без да вземат предвид мнението на Русия, която тези страни успешно разграбиха, прехвърлиха суверенитет над Свалбард на Норвегия.
Подаръкът беше шик ... но с уловка. Норвегия получава правото само на земя. Морето около Шпицберген и континенталният шелф останаха свободна зона.
Освен това, съгласно споразумението, бяха определени благоприятни условия за чуждестранни ТНК в случай, че някога нещо в тази област бъде разработено: експортното мито на Свалбард не трябва да бъде по-високо от един процент от максималната стойност на изнесените минерали в рамките на 100 хил. тона. И ако обемът на износа е още по-голям, тогава трябва да работи коефициент на намаление. Като цяло самата Норвегия не получи нищо от такъв подарък.
През 30-те години СССР се присъедини към споразумението от 1920 г. с право на провеждане стопанска дейностна острова. Въпреки че смята акта от 20 години за дискриминационен за себе си. През 1926 г. Москва определя границите на морските владения в тази зона, използвайки принципа на секторно разделение. Крайните точки бяха Северният полюс и крайната точка на сухопътната граница, между които беше начертана права линия, разделяща акваторията. В същото време норвежците използват разграничението по средната линия между островните владения на двете страни. Резултатът беше спорна зона от около 155 000 квадратни километра. Парче, по-голямо от всички норвежки морски владения в Северно море.
Въпреки факта, че Споразумението от 1920 г. не позволява на Норвегия да счита водите около архипелага за свои, Осло демонстрира с всички средства и местни национални актове, че това е негова собствена територия. Така Норвегия практически денонсира договора от 1920г. Някои от разпоредбите, подписани от Русия през 2010 г., също са силно двусмислени. Например в член 2 руската страна се отказва от „всякакви суверенни права или юрисдикция“ на Руската федерация от другата страна на демаркационната линия, където се намира Свалбард.
Правният казус е, че искайки повече и отхвърляйки споразумението от 1920 г., Норвегия се отказва и от суверенитета над Свалбард, тъй като това е единственото споразумение, според което Осло може да разчита на пълната си юрисдикция над острова. Така ситуацията се връща към споразумението от 1872 г., когато статутът на Свалбард се определя само от две държави - Русия и Швеция-Норвегия. Въпреки че Москва все още не е представила публично подобни аргументи, показателно ще бъде изпълнението на Стратегията за руското присъствие на архипелага Шпицберген до 2020 г.
сподели рафта
Противно на ярката и следователно често срещана асоциация с известния герой на една от любимите народни комедии, сделката за прехвърляне на водната територия на норвежците не прилича на прехвърлянето на Кемската волост, между другото, на същите шведи. .. Първоначално двете страни споделяха рафта и подземните богатства. А Москва знаеше, че в района има запаси от въглеводороди. Съветската сеизмична служба редовно докладваше за наличните запаси, въпреки че нямаше точни данни. Територията обаче не е демаркирана и нито една от страните не може спокойно да развива добив в този сектор.
Неслучайно голяма част от споразумението е посветено на въглеводородите и особено подробно описва как страните ще използват съвместно находищата, които се намират от двете страни на демаркационната линия. Такова голямо внимание предполага, че условните демаркационни линии са положени, като се вземе предвид умишленото разделяне на съществуващите находища на руски и норвежки сектор, за да се организира след това съвместно производство, на което е посветена по-голямата част от споразумението.
В споразумението между страните изрично е записан принципът, според който находището, пресичано от демаркационната линия, може да се експлоатира само съвместно и като цяло. Подобен подход ще позволи предварително и ефективно да се премахнат възможните разногласия по въпроса за разпределението на въглеводородните ресурси. Експлоатацията на всяко въглеводородно находище, което се простира до континенталния шелф на другата страна, може да започне само в съответствие с разпоредбите на Споразумението за обединение, се посочва в споразумението.
За какъв обединителен договор става въпрос, може само да се гадае. Всъщност обемното приложение номер две към подписаното споразумение е именно частта, заради която започна всичко. Русия започна арктическата надпревара през 2007 г., когато бе поставен флаг в долната част на Северния полюс. Това накара редица страни с достъп до Арктика да се активизират и да се заинтересуват от арктическите земи, където се крият недостъпни и, изглежда, гигантски находища на въглеводороди.
Сред тях беше Норвегия, с която Русия имаше дългогодишен териториален спор. През 2010 г. Русия отстъпи част от спорната територия в Баренцово море на Норвегия, като в замяна получи липсата на пречки от страна на норвежците при провеждането на Северен поток и премахването на териториалния спор от дневния ред.
През 2012 г. най-големите петролни компании в двете страни с преобладаващо държавно участие подписаха споразумения за съвместна работа. През май 2012 г. Роснефт и компаниите се споразумяха да работят заедно в морето в Баренцово и Охотско море. руска територия, и на норвежкия шелф. Нивото на руското участие в производството на територията, прехвърлена на норвежците, ще бъде най-точният индикатор за ефективността на това споразумение за руската страна. В този случай споразумението между Руската федерация и Норвегия ще прилича на споразумение между съседи за споделяне на наличните резерви за двама.
И кои са основните героиспоразумения от 1920 г.? В края на краищата, те едва ли ще бъдат доволни от това как Осло и Москва ги избутаха настрана със собственото си двустранно споразумение. Оказва се, че те вече са в бизнеса и изглежда са съгласни с предложените условия и тихото анулиране на споразумението от 1920 г.
Офшорни партньори на Роснефт са Exxon Mobil (САЩ), ENI (Италия) и същата норвежка Statoil, която също работи с Exxon Mobil. В замяна чуждестранните партньори плащат за проучване и предоставят на Роснефт възможността да купи дял в техните чуждестранни проекти. Що се отнася до британците, през есента на 2012 г. Роснефт и BP се договориха да изкупят дела на последния в TNK-BP. Освен това британската компания ще получи две от девет места в борда на директорите на Роснефт.
Осло за петрола, Москва за Свалбард
Известен синхрон в действията на правителствата на двете страни предполага, че страните все още се движат в рамките на единен план. На 27 февруари Норвежкият петролен директорат представи оптимистични данни за запасите на нефт и газ в нови територии, като между другото спомена, че в началото на март вицепремиерът Дворкович е провел заседание на правителствената комисия за осигуряване на руското присъствие в Свалбард архипелаг. Русия планира да създаде на острова многофункционален научен център и да добива минерали, както е предвидено в Стратегията за руското присъствие на архипелага Шпицберген до 2020 г.
Министерството на транспорта, Росморречфлот, Ростуризъм и държавният тръст Арктикугол бяха инструктирани да изготвят доклад за развитието до април 2013 г. транспортна системаи осигуряване на безопасно корабоплаване в района на Свалбард.
Изминалата 2017 г. не беше лесна за руската петролна индустрия. Ръстът на производството като цяло е спрял поради падащите световни цени, санкциите и съкращенията по споразумението ОПЕК+. Тази тенденция обаче не се отрази на офшорните проекти, където обемите на производство се увеличиха с повече от 1,5 пъти миналата година. Освен това, в резултат на геоложки проучвания, най големи резервина територията на Русия миналата година бяха намерени точно на рафта. Експертите обясняват това с появата на руски технологии за реализиране на офшорни проекти и прогнозират по-нататъшен ръст на добива в руски води.
ускоряване на растежа
Добивът на петрол в руския шелф през 2017 г. нарасна много повече от предварително планираното. Още през септември миналата година заместник-министърът на енергетиката на Руската федерация Кирил Молодцов каза пред репортери, че министерството очаква увеличение на производството на петрол в руския шелф през 2017 г. в сравнение с 2016 г. с 16,6%, до 26 милиона тона, газ - с 3,3% , до 34 милиарда m3. Въпреки това още в средата на декември Министерството на енергетиката коригира прогнозите си и обяви, че добивът на петрол в руския шелф през 2017 г. ще нарасне с 61% до 36 милиона тона.
Министерството на енергетиката отбелязва, че ситуацията е повлияна положително от използването на нови технологии в областта на производството на нефт и газ, включително в офшорни проекти. „От общия брой технологии, а те са около 600, повече от 300 се произвеждат в Русия. Повече от 200 имат руски разработки и аналози, тоест те практически са в етап на развитие на проекта“, каза Кирил Молодцов, изнасяйки презентация на конференцията за нефт и газ в Тюмен през есента. „Има технологии, от които сме много развълнувани и ще ги развиваме допълнително. Това са абсолютно автономни производствени системи, завършване на офшорни полета, сондиране, възможност за създаване и развитие на проекти в Арктика“, отбеляза заместник-министърът. Кирил Молодцов също така посочи, че санкциите, наложени срещу Русия през 2014 г., не са имали толкова силно негативно въздействие върху офшорния добив, колкото се очакваше.
„Някои от събитията, които се случиха около 2014 г., трябваше да имат отрицателно въздействие, но бих искал да подчертая, че всички компании, които работят на рафта както по проекти, които са стартирани, така и по проекти, които в момента се разглеждат, всъщност не са се променили техните планове ", - обясни Кирил Молодцов. Той добави още, че компаниите продължават да насочват средства за развитие на офшорни проекти. Така общият обем на инвестициите през миналата година само в арктическия шелф се оценява на 150 милиарда рубли.
Нови открития
Заслужава да се отбележи, че нашите потребители на подпочвените земи не само разработиха съществуващи проекти, но и извършиха геоложки проучвания, в резултат на които бяха направени големи открития. Едно от най-големите открития принадлежи на Роснефт, която откри големи петролни запаси в резултат на сондиране на кладенец Централно-Олгинская-1 в лицензионната зона Хатанга в залива Хатанга в морето на Лаптеви.
През юни миналата година компанията обяви, че в резултат на геоложки проучвания на шелфа в Източна Арктика е пробила кладенец Централно-Олгинская-1, от който вземането на проби показа висока нефтена наситеност. Според сеизмичните проучвания тази зона може да съдържа колосални петролни запаси, които се оценяват на 9,5 милиарда тона.Още през октомври, въз основа на резултатите от пробиването само на един от тези кладенци, Държавната комисия по резервите (GKZ) постави нефтено находище с възстановими запаси от 80 ,4 млн.т
Както се посочва в съобщението на Роснефт, в резултат на сондиране на проучвателния кладенец Централно-Олгинская-1 от брега на полуостров Хара-Тумус на шелфа на залива Хатанга на морето на Лаптеви (Източна Арктика) беше установено, че получената сърцевина е наситена с масло с преобладаване на леки маслени фракции. Въз основа на първичните проучвания може да се заключи, че е открито ново нефтено находище, чийто обем на ресурсния потенциал нараства с продължаването на сондажите.
Находището, открито от Роснефт в Източна Арктика, може да е най-голямото и уникално в шелфа, каза ръководителят на министерството природни ресурсии екология на Русия Сергей Донской. Друго голямо офшорно откритие принадлежи на Газпром Нефт, който откри петролни запаси в Охотско море, на 55 км от бреговата линия на североизточната част на шелфа на остров Сахалин.
Аяшското находище, по-късно преименувано на Нептун, е част от проекта Сахалин-3. "Газпром нефт" очаква от геоложки петролни запаси от 250 млн. тона обемът на възстановимите запаси да бъде 70-80 млн. т. Както се посочва в корпоративното списание "Газпром нефт", компанията планира да подготви подробна оценка на запасите до средата на 2018 г. Въз основа на тези данни ще бъде взето решение за допълнително изследване на Нептун през 2019 г. Компанията планира да започне добив на петрол в находището през 2025-2026 г.
Сахалин пауза
Пробив на Сахалин По-голямата част от петрола на руския шелф се произвежда в района на Сахалин. Миналата година, според регионалната администрация, производството на нефт в региона, включително газов кондензат, възлиза на 17,7 милиона тона, което е с 1,9% по-малко от 2016 г. Междувременно производството на газ се е увеличило с 3,2% до 30,5 млрд. куб. м.
Почти цялото количество въглеводороди в Сахалин се добива в рамките на два офшорни проекта - Сахалин-1 (Роснефт притежава 20%) и Сахалин-2 (контролен пакет от Газпром),
От много години има разногласия между акционерите на тези два проекта относно използването на газ от находищата на Сахалин-1. Операторът на този проект в Русия Exxon Neftegas от няколко години се опитва да преговаря с Газпром за доставка на газ, добит по проекта, на пазарите в Азиатско-тихоокеанския регион. Газпром обаче винаги е настоявал за доставка на суровини за вътрешния пазар, което не е устройвало акционерите на проекта Сахалин-1 поради ниската цена на вътрешен пазар. В резултат на това газът от проекта беше изпомпван обратно в резервоарите, а Exxon Neftegas през това време, според експерти, получи загуба на печалба в размер на 5 милиарда долара.
На свой ред разширяването на завода за втечнен природен газ по проекта Сахалин-2 чрез изграждането на третия етап се отлагаше година след година поради липсата на ресурсна база.
В края на миналата година руският министър на енергетиката Александър Новак заяви в интервю за вестник „Комерсант“, че разногласията са разрешени. Страните се договориха, че газ от проекта Сахалин-1 ще бъде доставен за третия етап на проекта Сахалин-2 LNG, докато Газпром ще доставя газ на Източната нефтохимическа компания (VNKhK) на Роснефт. В началото на февруари тази година Главгосекспертиза на Русия обяви, че е издала положително становище по проектната документация за реконструкцията на завода за втечнен природен газ като част от проекта Сахалин-2. За изграждането на третата е необходима реконструкция производствена линияфабрика. Издадено е положително заключение за изграждане на второ кейово съоръжение за превоз на LNG с капацитет 10 000 м3/час.
Разширяването на технологичната част е необходимо за оптимизиране на натоварването с газ. Ще се работи и по изграждането на брегоукрепване, подходен надлез, платформа за разтоварване на LNG и други инфраструктурни съоръжения.
Остава да се надяваме, че проблемът с цените, който дълги години беше препъникамък в разногласията между акционерите на двата най-големи офшорни проекта, този път ще бъде решен бързо и на този въпрос най-накрая ще бъде сложена точка.
Успех на ЛУКОЙЛ
Правото за разработване на руския шелф през 2008 г. е гарантирано по закон за държавни компании с петгодишен опит в офшорни находища. Само Газпром, Роснефт и Газпром Нефт отговарят на този критерий.
ЛУКОЙЛ е единствената частна компания, работеща на руския шелф. Факт е, че компанията получи правото да разработва офшорни полета в Каспийско море още преди затягането на законодателството относно условията за работа в шелфа. През 2000 г. компанията откри голяма нефтена и газова провинция на шелфа на Каспийско море. Сега там са открити 6 големи находища и 10 перспективни структури.
На този етап са въведени в експлоатация две находища – им. Ю. Корчагин и тях. В. Филановски. Последната е една от най-големите офшорки нефтени полетаРусия с възстановими запаси от петрол от 129 милиона тона и газ от 30 милиарда m3.
Промишлено производство на полето. Филановски започна през октомври 2016 г. в резултат на пускането в експлоатация на първия етап от разработката, включително, наред с други неща, устойчива на лед фиксирана платформа (LSP). През януари 2018 г. компанията обяви, че е завършила строителството и пуснала в експлоатация първия кладенец като част от втория етап от разработката на находището на името на. Филановски. В резултат на пускането в експлоатация на сондажа дневният добив на нефт в находището се увеличи до 16,8 хиляди тона.
Това каза президентът на ЛУКОЙЛ Вагит Алекперов пред репортери на полето. Филановски, се планира тази година да бъдат произведени 5,6-5,8 милиона тона петрол, а още през 2019 г. компанията възнамерява да достигне проектния добив на петрол от 6 милиона тона и да го запази за 5 години. Той също така каза, че тази година компанията планира да завърши изграждането на проводников блок за втория етап на Yu. Корчагин и завършване на изграждането на третия етап от полето на името на. Филановски.
Освен това Вагит Алекперов каза, че вече е обявен търг за разработването на находището Ракушечное, което ще бъде следващият проект на компанията в Северен Каспий. Това поле се намира в непосредствена близост до полето на името на. Филановски. Благодарение на това компанията планира да използва вече изградената инфраструктура, което ще намали времето и разходите за разработване на находището.
Ръководителят на ЛУКОЙЛ е един от последователните поддръжници на разрешаването на частни компании да развиват офшорни проекти, включително тези на руския континентален шелф. В началото на февруари по време на среща с руския президент Владимир Путин Вагит Алекперов нарече Каспийския проект приоритетен и стратегически важен за компанията. Той също така напомни на руския президент, че ЛУКОЙЛ разработва недрата на Източен Таймир, разположена близо до устието на Хатанга, и отново отбеляза интереса на компанията към офшорни проекти.
Единственият на арктическия шелф
Prirazlomnoye е първият и досега единствен действащ минен проект на руския арктически шелф. Добивът на петрол ARCO, управляван от Газпром Нефт от едноименната платформа Приразломная, нарасна с ускорени темпове през 2017 г. и достигна 2,6 милиона тона.Газпром Нефт успя да запази темповете на растеж въпреки техническото преоборудване на находището Приразломное, което компанията притежаваше миналата есен.
Според пресслужбата на Газпром Нефт, през 2017 г. епохално събитие за проекта е увеличаването на запаса от кладенци с 1 нагнетателен и 4 добивни кладенеца. В момента в находището Prirazlomnoye са пуснати в експлоатация 13 кладенци: 8 производствени, 4 инжекционни и 1 абсорбционен. През 2018 г. се планира да бъдат пробити още няколко производствени и нагнетателни кладенци.
Общо в рамките на проекта Prirazlomnoye се планира изграждането на 32 сондажа, което ще осигури пиков годишен добив от около 5 милиона тона нефт след 2020 г. Тази година "Газпром нефт" очаква да произведе повече от 3 милиона тона на находището, каза зам изпълнителен директорза развитието на офшорни проекти на Газпром Нефт Андрей Патрушев по време на речта си на 13-то изложение и конференция
RAO/CIS Offshore. „Планираното увеличение на производствените обеми предполага, наред с други неща, въвеждането на нови технологии за изграждане на кладенци. Едно от ключовите нововъведения в проекта Prirazlomnoye беше въвеждането в експлоатация на многостранен кладенец, чиято строителна технология позволява да се намали производствена работаи разходи за сондиране. По този начин се повишава не само производствената, но и финансовата ефективност на проекта“, каза Андрей Патрушев, цитиран на сайта на Gazprom Neft Shelf.
Припомняме, че индустриалното разработване на полето започна през декември 2013 г. Нов сорт масло - ARCO за първи път навлезе на световния пазар през април 2014 г.
Общо повече от 10 милиона барела петрол вече са били изпратени до европейските потребители от началото на разработването на находището. Натрупаният добив в края на 2017 г. възлиза на около 6 млн. т. Според Александър Дюков, председател на Управителния съвет на "Газпром нефт", компанията планира да произвежда 4,5 млн. т петрол годишно в Приразломное през 2019 г.
Заслужава да се отбележи, че Gazprom Neft очаква да увеличи петролните запаси в този регион чрез геоложки проучвания в съседните райони на Prirazlomnoye. Както каза Александър Новак по-рано, перспективата за производство на находището Prirazlomnoye е 6,5 милиона тона годишно.
Според експерти това е съвсем реална задача. Както Газпром Нефт съобщи на 20 февруари 2017 г., за първи път беше направена оценка на перспективните ресурси на арктическия шелф в лицензираните райони на компанията. Според DeGolyer и MacNaughton обемите на обещаващите ресурси на арктическия шелф възлизат на: нефт - 1,6 милиарда тона, газ - 3 трилиона m3.
Многопосочен вектор
За перспективите за развитие на офшорни проекти, особено в Арктика, експерти и официални лица говорят много и охотно. Мненията са единодушни само, че шелфът е стратегическият потенциал на страната. Във всички останали отношения тази тема предизвиква разгорещени дискусии сред участниците на пазара. Сред най-обсъжданите въпроси: трябва ли да бъдат допуснати частни компании да участват в разработката, трябва ли да бъде премахнат мораториумът върху издаването на нови лицензи, какви ползи трябва да се предоставят, как да се заобиколят санкциите, откъде да се вземе оборудване и какви технологии да се използват.
В същото време много експерти са съгласни, че сега наистина не е най-добрият период в световната и вътрешната икономика за съживяване на офшорните дейности. Така руският министър на енергетиката Александър Новак отбелязва, че интересът към рафтовете, наблюдаван преди 2014 г., сега е много по-нисък и свързва това с намаляването на световните цени на въглеводородите. Коментирайки плановете за разработване на арктическия шелф в интервю за RT, министърът припомни, че в момента там имаме около 19 открити находища. „Това предполага, че в бъдеще, с подобряването на пазарната ситуация, ние, разбира се, обмисляме по-активно проучване, сондиране и въвеждане в експлоатация на находища като част от нашата стратегия за енергийно развитие“, каза министърът и още веднъж подчерта, Арктика е бъдещето на нашето производство на нефт и газ.
Според академик Алексей Конторович активното изследване на руските арктически води ще се проведе през 2030-2040 г. Както той обясни в интервю за Ройтерс, Русия ще може да поддържа текущото производство на петрол с наличните доказани запаси до средата на 21 век.
Освен това са необходими нови открития в шелфа на Арктика, който има богати запаси от въглеводороди. По този начин, според експерта, основната задача остава разработването на подходящи технологии до този момент.
Орест Каспаров, заместник-ръководител на Роснедра, смята, че за икономически жизнеспособното развитие на арктическия шелф цената на петрола трябва да надвишава 80 долара за барел. Според него именно заради ниските цени на петрола, а не заради санкциите, руските компании отлагат развитието на някои офшорни проекти.
Перспективи за проучване и добив на въглеводороди на световния и руския рафт в кратка политика"ЛУКОЙЛ" "Основните тенденции в развитието на световните пазари на нефт и газ до 2025 г.".
Владимир Акрамовски
© "ЛУКОЙЛ"
Отдавна се е превърнало в традиция редица световни петролни компании периодично да правят публично достояние собствени изследванияи прогнози за развитието на нефтената и газовата индустрия. Тази година за първи път Руска компанияЛУКОЙЛ представи пред широката общественост и собствена оценка на световните тенденции в развитието на пазарите на петрол и газ. Екип от анализатори на един от руските лидери редовно провежда изследвания в тази област. Преди това такъв преглед беше изготвен единствено с цел актуализиране на стратегията за развитие и формиране на инвестиционната програма на ЛУКОЙЛ. Днес, според анализаторите на компанията, цялата руска нефтена и газова индустрия също обективно се нуждае от актуализиране на стратегията за развитие. В публикуван преглед на световните тенденции Специално вниманиесе дава на анализ на неотложните проблеми на нефтената и газовата индустрия в Русия. Сред основните „предизвикателства“ пред страната е естественият спад на производството на стари находища през следващите години, който може да бъде напълно компенсиран с набор от мерки, свързани основно с широкомащабното използване на нови технологии. За Русия в сегашните условия един от ключовите „ресурси на растеж“ е активизирането на проучването и производството на въглеводороди в шелфа, което изисква използването на уникални знания и технологии.
ФОКУС ВЪРХУ ДЪЛБОКОМОРСКИ ШЕЛФ
Глобалните тенденции са такива, че с изчерпването на традиционните петролни резерви на сушата ресурсите в шелфа играят все по-важна роля за посрещане на нарастващото потребление. И ако откриването на нови гигантски находища вече не се очаква на сушата, тогава перспективите за шелфа в това отношение са много обещаващи. Според учените само доказаните световни петролни запаси в шелфа възлизат на 280 милиарда барела. През последните години повечето открития на сушата са в малки и средни находища. „През последните 20 години броят на големите открития в шелфа надхвърли броя на големите открития на сушата, а офшорният добив достига почти 30% от общия световен“, се подчертава в аналитичния преглед на Лукойл.
„С развитието на технологиите дълбочината на разработваните офшорни полета също се увеличава. Съвременни технологиипозволява сондиране дори на дълбочини над 3000 м. Около 27% от офшорния добив сега е в дълбоки води и този дял ще продължи да расте", се казва в доклада. Аварията в платформата Deepwater Horizon в Мексиканския залив принуди много компании да преосмислят своите подходи за гарантиране на безопасността на офшорното сондиране. В резултат на това допълнителните мерки за предотвратяване на непредвидени обстоятелства естествено водят до увеличаване на разходите за офшорно производство на въглеводороди. Високата данъчна тежест в някои страни, като Ангола и Нигерия, също допринася за увеличаване на цената на дълбоководното развитие.
Изпълнението на сложни офшорни проекти е свързано с огромни финансови разходи. Високите цени на петрола обаче ще насърчат подобни инвестиции. Според анализаторите на ЛУКОЙЛ цената на петрола за рентабилно разработване на дълбоководни залежи трябва да бъде от 50 до 90 долара в зависимост от дълбочината и района на добив.
Като се имат предвид световните тенденции - нарастване на населението и моторизация в Азия, изчерпването на традиционната база от въглеводородни ресурси, умерен темп на растеж на производството на петрол в Северна Америка и Ирак, планираните високи бюджетни разходи на страните от ОПЕК и в резултат на това , последният ограничава обемите на производство, за да поддържа цените не по-малко от $100 за барел - значителен спад на цените на петрола в средносрочен план е малко вероятен.
Последното десетилетие се характеризира с безпрецедентно покачване на разходите за проучване и производство в световен мащаб. Според оценките на ЛУКОЙЛ от началото на 2000-те години разходите на компаниите за проучване, разработване и добив са се увеличили повече от три пъти. Нарастващото търсене на въглеводороди принуждава компаниите да разработват все по-скъпи неконвенционални залежи. По-специално, за провеждане на производство в дълбоководния шелф. В момента разходите за печеливш добив на ден са около 15 милиона барела - над 70 долара за барел.
„Най-голямото увеличение на производството ще дойде от дълбоководния шелф, нископропускливите резервоари в Съединените щати, тежкия петрол от Канада и Венецуела“, се подчертава в прегледа.
Що се отнася до увеличаването на производството на газ, тук, заедно с напредъка в развитието на шистовите ресурси, новите региони на традиционното производство на газ ще играят голяма роля до началото на следващото десетилетие. По-специално, в Европа „шелфът на Източното Средиземноморие до началото на следващото десетилетие може да се превърне в нов глобален източник на LNG. Общите възстановими ресурси на средиземноморския шелф на Израел, Кипър, Ливан и Египет, според различни оценки , възлизат на няколко трилиона кубически метра газ."
Значително увеличение на добива на нефт, както се отбелязва в проучване на ЛУКОЙЛ, се очаква след 2015 г., когато ще бъдат пуснати в експлоатация нови големи находища.
ПРЕДИЗВИКАТЕЛСТВА ЗА РУСИЯ
Според Министерството на енергетиката на Руската федерация геоложките петролни запаси на Русия възлизат на 74,3 милиарда тона, а ресурсите - 157,1 милиарда тона. Въпреки това, обобщено в прегледа на "ЛУКОЙЛ", модерен технически възможностизначително ограничава мощния ресурсен потенциал на страната. Така възстановимите запаси на територията на Руската федерация се оценяват на 22 милиарда т. Оценката на запасите според международната класификация, която отчита икономиката на проектите за разработване на находища, е приблизително два пъти по-ниска, отколкото според руската. . Инициирането от държавата на допълнителни икономически стимули за разработването на находища, които в момента са нерентабилни, ще спомогне за натрупването на запаси според международната класификация.
В повечето руски находища има естествен спад на добива поради изчерпване на запасите. По-голямата част от руското производство на петрол се извършва в полетата на Западен Сибир, където са направени първите големи открития през 60-те години на миналия век. „...90% от петрола в Руската федерация се добива от находища, открити преди 1988 г., и само 10% от находища, открити през 1990-те и 2000-те години“, се отбелязва в обзора. През 2000-те години темпът на спад в производството от пренесения запас от кладенци се увеличи значително, достигайки годишно ниво от 11%. Активното проучване и интензификация на производството от 2009 г. насам позволиха темпът на спад да се стабилизира, но тези темпове все още са високи.
Определена положителна динамика на производството, постигната през 2010 г., до голяма степен се дължи на въвеждането в експлоатация на нови находища. Най-голямото увеличение на производството идва от големите находища на сушата в Източен Сибир - Ванкорское, Талаканское и Верхнечонское. За пълното преодоляване на естествения спад в производството е необходимо да се въвеждат в експлоатация 3-4 полета годишно, сравними по размер с Ванкорското находище (около 500 милиона тона) - това е резултатът от прегледа.
Ако вземем предвид продажбата на търга през 2012 г. на последните три неразпределени големи петролни находища на сушата, тогава днес най-накрая можем да заявим, че в бъдеще нови големи руски находища ще бъдат въведени в експлоатация именно на шелфа.
АРКТИКА Е КЛЮЧОВ РЕСУРС ЗА РАСТЕЖ
Възможността за разработване на огромни петролни запаси на сушата при относително ниски производствени разходи (в сравнение с офшорни проекти) за дълго време естествено повлия на "изоставането" на Русия в разработването на офшорни находища. Въпреки това днес страната вече е обективно принудена да участва по-активно в разработването на шелфа. Първоначалните петролни запаси, според "Енергийната стратегия на Русия за периода до 2025 г.", вече са разработени с повече от 50%, в европейската част - с 65%, включително в района на Урал-Волга - с повече от 70%. Степента на изчерпване на запасите на големи активно разработени находища се доближава до 60%.
„Разработването на арктическия шелф може да се превърне в значителен източник на растеж на производството в дългосрочен план“, се подчертава в прегледа. Към днешна дата общите въглеводородни ресурси на руския арктически шелф се оценяват на 76,3 милиарда тона еталонно гориво (toe), а възстановимите - на 9,6 милиарда тона еквивалент на гориво. Основната част от тези ресурси (около 70%) попадат на континенталния шелф на Баренцово, Печорско и Карско морета.
Проучването на въглеводородни ресурси на руския континентален шелф е незначително и в повечето райони не надвишава 10%. В същото време проучването на нефт и газови ресурси на континенталния шелф на Каспийско, Баренцово и Охотско море надхвърля 15%. Повечето от разработените запаси са природен газ.
Припомняме, според оценките, представени в „Енергийната стратегия на Русия за периода до 2030 г.“, прогнозните газови ресурси на континенталния шелф на Руската федерация надхвърлят 60 трилиона м 3, от които проучените балансови запаси от промишлен газ категории A + B + C 1 са около 7 трлн. Суровите условия на Арктика: трудни условия на лед, ниски температури, липса на инфраструктура - всичко това изисква използването на уникални знания и технологии. Ако пробивате проучвателни кладенциЗа кратък период от арктическото лято - проблемът е решен, след това въпросите на системата за тяхното подреждане и последващо производство са много по-сложни.
Уникалният опит на ЛУКОЙЛ от работата на Варандей, на шелфовете на Каспийско и Балтийско море, както и на чуждия дълбоководен шелф може да бъде много полезен за арктически проекти. Сегашното законодателство обаче ограничава достъпа на частни компании до разработването на офшорни находища в Русия. Днес само държавни компании имат право да добиват петрол в руската Арктика.
„Премахването на това ограничение може да даде допълнителен тласък на проучвателните дейности в региона, да насърчи разпространението на технологии и да разпредели рисковете сред по-голям брой участници“, заключава аналитичният преглед.
КЪДЕ Е ИЗХОДЪТ?
При запазване на сегашните условия за допускане на компании до работа на шелфа, подчертават авторите на прегледа, добивът на арктическия шелф ще бъде около 12 милиона тона.
Аналитичният преглед разглежда вариантите за развитие на цялата индустрия, но тактично не споменава плановете на самия Лукойл. Какъв курс ще следва руската компания в своята офшорна стратегия? За компанията, въз основа на настоящата ситуация, са очевидни два изхода. Първият е да изчакаме положителни промени в законодателството. Обективно не е в интерес на държавата да ограничава броя на компаниите, които желаят и могат да инвестират в офшорни проучвания и впоследствие да разработят тези нови находища възможно най-бързо, бързо да ги въвлекат в оборот, да носят данъци на държавата и да предоставят нови работни места.
Ако това не се случи, за такъв голям играч като ЛУКОЙЛ ще има втори вариант - да се съсредоточи върху нови потенциално ефективни чуждестранни проекти в дълбоководните шелфове на Норвегия, Бразилия, Венецуела и страните от Западна Африка. Компанията е готова да реализира такъв сценарий - днес тя участва активно в проекти за проучване на рафтовете на Виетнам, Гана, Кот д'Ивоар, Норвегия, Румъния, Сиера Леоне и Узбекистан.
Авторите на прегледа подчертават: "За да се поддържа устойчиво производство в дългосрочен план, са необходими допълнителни стъпки за реформиране на системата за данъчно облагане на производството на петрол. В противен случай може да се очаква намаляване на производството, започвайки от 2016-2017 г."
Опитът от миналото обаче показва способността на правителството да реагира адекватно на спада в производството на "черно злато". „Навременните мерки за облекчаване на данъчната тежест позволиха да се осигури стабилно ниво на производство след кризисния период от 2008-2009 г. По-специално, през 2010-2011 г. ставката на експортното мито беше намалена, бяха предоставени облекчения за MET, преференциално експортно мито бяха въведени ставки за находища в Източен Сибир и шелфа на Северен Каспийско море, както и преференциалната система 10-10-10 за стимулиране на производството на свръхвискозен нефт“, се отбелязва в прегледа.
Освен това през юли 2013 г. президентът на Русия подписа закон, който предвижда диференциране на ставката на данъка върху добива на труднодостъпни петролни залежи. В съответствие със закона правителството на Руската федерация ще има право да установява формули за изчисляване на ставките на износа митаза такова масло. Установена е процедурата за определяне и прилагане на коефициент, характеризиращ степента на сложност на добива на нефт и изчерпването на определено въглеводородно находище. По-специално, за добив от продуктивните находища Баженов, Абалак, Хадум и Доманик този коефициент ще бъде равен на нула.
И така, първите прогресивни законодателни промени в тази посока вече са направени. Сега на ред е също толкова важен въпрос - стимулиране на ефективното развитие на шелфа на руските морета.
офшорно производство
Офшорно производство на петрол
Намираме се на сондажна платформа - сложна техническа конструкция, предназначена за добив на нефт в морето. Крайбрежните отлагания често продължават върху частта от континента, разположена под водата, която се нарича шелф. Границите му са крайбрежието и така нареченият ръб - ясно очертан перваз, отвъд който дълбочината бързо нараства. Обикновено дълбочината на морето над гребена е 100-200 метра, но понякога достига до 500 метра и дори до един и половина километра, например в южната част на Морето на \u200b\ u200bOkhotsk или край бреговете на Нова Зеландия.
В зависимост от дълбочината се използват различни технологии. В плитки води обикновено се изграждат укрепени "острови", от които те извършват. Така се добива отдавна в каспийските находища в района на Баку. Използването на този метод, особено в студени води, често е свързано с риск от увреждане на "острови" за производство на нефт плаващ лед. Например през 1953 г. голяма ледена маса, която се откъсна от брега, унищожи около половината от нефтените кладенци в Каспийско море. По-рядко използваната технология е, когато желаната зона се огражда с язовири и водата се изпомпва от получената яма. При дълбочина на морето до 30 метра предварително са изградени бетонни и метални надлези, върху които е поставено оборудване. Естакадата беше свързана със сушата или представляваше изкуствен остров. Впоследствие тази технология е загубила своята актуалност.
Ако полето е разположено близо до сушата, има смисъл да се пробие наклонен кладенец от брега. Едно от най-интересните съвременни разработки е дистанционното управление на хоризонталното сондиране. Специалисти контролират преминаването на кладенеца от брега. Точността на процеса е толкова висока, че можете да стигнете до желаната точка от разстояние няколко километра. През февруари 2008 г. Exxon Mobil Corporation постави световен рекорд за пробиване на такива кладенци като част от проекта Сахалин-1. Дължината на сондажа тук беше 11 680 метра. е извършена първо във вертикална, а след това в хоризонтална посока под морското дъно на находището Чайво, на 8-11 километра от брега.
Колкото по-дълбока е водата, толкова по-сложни технологии се прилагат. На дълбочина до 40 метра се изграждат стационарни платформи, но ако дълбочината достигне 80 метра, се използват плаващи сондажни платформи, оборудвани с опори. До 150-200 метра работят полупотопяеми платформи, които се закрепват с анкери или сложна система за динамична стабилизация. А сондажните кораби подлежат на много по-големи сондажи морски дълбини. Повечето от "рекордьорите" са извършени в Мексиканския залив - повече от 15 кладенци са пробити на дълбочина над един и половина километра. Абсолютният рекорд за дълбоководни сондажи беше поставен през 2004 г., когато Transocean и Discoverer Deel Seas на ChevronTexaco започнаха да пробиват кладенец в Мексиканския залив (Alaminos Canyon Block 951) на морска дълбочина от 3053 метра.
В северните морета, които се характеризират с трудни условия, често се изграждат стационарни платформи, които се задържат на дъното поради огромната маса на основата. От основата се издигат кухи "стълбове", в които може да се съхранява добитата нефт или оборудване. Първо конструкцията се тегли до местоназначението си, наводнява се и след това, направо в морето, се надгражда горната част. Заводът, върху който са изградени такива структури, е сравним по площ с малък град. Сондажните платформи на големи модерни платформи могат да бъдат преместени, за да пробият толкова кладенци, колкото е необходимо. Задачата на дизайнерите на такива платформи е да инсталират максимално високотехнологично оборудване на минимална площ, което прави тази задача подобна на дизайна космически кораб. За да се справите със слана, лед, високи вълни, сондажното оборудване може да се монтира точно на дъното.
Развитието на тези технологии е изключително важно за страната ни, която притежава най-големия в света континентален шелф. По-голямата част от него се намира отвъд Арктическия кръг и засега тези сурови пространства все още са много, много далеч от овладяване. Според прогнозите арктическият шелф може да съдържа до 25% от световните петролни запаси.
- Норвежката платформа "Трол-А", ярък "представител" на семейството на големите северни платформи, достига 472 м височина и тежи 656 000 тона.
- Американците смятат 1896 г. за начална дата на офшорното петролно находище, а негов пионер е нефтеният майстор Уилямс от Калифорния, който пробива кладенци от построения от него насип.
- През 1949 г., на 42 км от полуостров Абшерон, върху надлезите, построени за извличане на нефт от дъното на Каспийско море, е построено цяло селище, наречено Нефтени скали. Служители на предприятието живееха в него със седмици. Надлезът Oil Rocks може да се види в един от филмите за Джеймс Бонд - "Целият свят не е достатъчен".
- Необходимостта от поддържане на подводното оборудване на сондажните платформи значително повлия върху развитието на оборудването за дълбоководно гмуркане.
- За бързо затваряне на кладенеца при спешни случаи - например, ако буря попречи на сондажния кораб да остане на място - се използва вид тапа, наречена "превентор". Дължината на такива превентори достига 18 м, а теглото е 150 тона.
- Началото на активното развитие на офшорния шелф беше улеснено от световната петролна криза, избухнала през 70-те години на миналия век. След като ембаргото беше обявено от страните, имаше спешна нужда от алтернативни източници на доставки на петрол. Също така развитието на шелфа беше улеснено от развитието на технологии, които по това време достигнаха такова ниво, което би позволило сондиране на значителни морски дълбочини.
- газово находищеГрьонинген, открит край бреговете на Холандия през 1959 г., не само стана отправна точка в развитието на шелфа на Северно море, но и даде името на новия икономически термин. Икономистите нарекоха ефекта на Гронинген (или холандската болест) значително поскъпване на националната валута, което се случи в резултат на увеличаване на износа на газ и имаше отрицателно въздействие върху други индустрии за износ и внос.
Кратък електронен справочник по основните термини за нефта и газа със система от препратки. - М.: Руски Държавен университетнефт и газ тях. И. М. Губкина. М.А. Мохов, Л.В. Игревски, Е.С. Новик. 2004 .
Вижте какво е "Производство на рафта" в други речници:
Производство на масло- (Добив на нефт) Концепцията за добив на нефт, методи и технологии за добив на нефт Добив на нефт, описание на методите и технологиите за добив на нефт Съдържание Терминът "" в съвременния световен лексикон се превърна в синоним на общоприетата фраза "черно злато" ". И … Енциклопедия на инвеститора
Производство, възстановяване, добив Процесът на извличане на нефт, газ и газов кондензат (поотделно или заедно) на повърхността на земята за последващо транспортиране и обработка. * * * Екология на производството на нефт Добив на нефт и ... ...
подводен добив- полезни изкопаеми, разработване на минерални находища под водите на Световния океан. Извършва се разработването на повърхностни отлагания на шелфа и океанското дъно отворен пътпрез водния стълб. На повърхността на рафта ... ... Велика съветска енциклопедия
Микроенциклопедия на нефта и газа
Масло Познатият силует на помпена единица се превърна в своеобразен символ на петролната индустрия. Но преди да дойде неговият ред, геолозите и нефтените специалисти преминават през дълъг и труден начин. И започва с проучване на находища. В природата маслото ... ... Микроенциклопедия на нефта и газа
Масло Познатият силует на помпена единица се превърна в своеобразен символ на петролната индустрия. Но преди да дойде неговият ред, геолозите и нефтените работници преминават през дълъг и труден път. И започва с проучване на находища. В природата маслото ... ... Микроенциклопедия на нефта и газа
ОФШОРНИ ДЕПОЗИТИ- естествени натрупвания на минерали (течни, газообразни и твърди) в недрата и на повърхността на океанското дъно. Най-голямо значение се отдава на развитието на М.М. нефт и газ. През 1984 г. от М.М. дневно се произвеждат около 2 милиона тона петрол (повече от 27% ... ... Морски енциклопедичен справочник
Индия- (на хинди бхарат), Република Индия, щат на юг. Азия на бас. индийски ок. Част от Британската общност (Великобритания). Пл. 3,3 милиона km2. Нас. 722 милиона души (декември 1983 г., прогноза). Столица Делхи. Състои се от 22 щата и 9 съюзни територии. Официален… … Геологическа енциклопедия
Природен газ- (Природен газ) Природният газ е един от най-разпространените енергийни носители Определение и приложение на газ, физически и Химични свойства природен газСъдържание >>>>>>>>>>>>>>>> … Енциклопедия на инвеститора Купете за 1342 рубли електронна книга
Намираме се на сондажна платформа, сложно техническо съоръжение, предназначено за добив на нефт в морето. Крайбрежните отлагания често продължават върху частта от континента, разположена под водата, която се нарича шелф. Границите му са крайбрежието и така нареченият ръб - ясно очертан перваз, отвъд който дълбочината бързо нараства. Обикновено дълбочината на морето над гребена е 100-200 метра, но понякога достига до 500 метра и дори до един и половина километра, например в южната част на Морето на \u200b\ u200bOkhotsk или край бреговете на Нова Зеландия.
В зависимост от дълбочината се използват различни технологии. В плитки води обикновено се изграждат укрепени "острови", от които се извършват сондажи. Ето как отдавна се добива нефт от каспийските полета в района на Баку. Използването на такъв метод, особено в студени води, често е свързано с риск от увреждане на "острови" за производство на нефт от плаващ лед. Например през 1953 г. голяма ледена маса, която се откъсна от брега, унищожи около половината от нефтените кладенци в Каспийско море. По-рядко използваната технология е, когато желаната зона се огражда с язовири и водата се изпомпва от получената яма. При дълбочина на морето до 30 метра предварително са изградени бетонни и метални надлези, върху които е поставено оборудване. Естакадата беше свързана със сушата или представляваше изкуствен остров. Впоследствие тази технология е загубила своята актуалност.
Ако полето е разположено близо до сушата, има смисъл да се пробие наклонен кладенец от брега. Една от най-интересните съвременни разработки е дистанционното управление на хоризонталното сондиране. Специалисти контролират преминаването на кладенеца от брега. Точността на процеса е толкова висока, че можете да стигнете до желаната точка от разстояние няколко километра. През февруари 2008 г. Exxon Mobil Corporation постави световен рекорд за пробиване на такива кладенци като част от проекта Сахалин-1. Дължината на сондажа тук беше 11 680 метра. Сондирането е извършено първо във вертикална, а след това в хоризонтална посока под морското дъно на находището Чайво, на 8-11 километра от брега.
Колкото по-дълбока е водата, толкова по-сложни технологии се прилагат. На дълбочина до 40 метра се изграждат стационарни платформи, но ако дълбочината достигне 80 метра, се използват плаващи сондажни платформи, оборудвани с опори. До 150-200 метра работят полупотопяеми платформи, които се закрепват с анкери или сложна система за динамична стабилизация. А сондажните кораби подлежат на сондиране на много по-големи морски дълбочини. Повечето от "рекордните кладенци" са направени в Мексиканския залив - повече от 15 кладенци са пробити на дълбочина над един и половина километра. Абсолютният рекорд за дълбоководни сондажи беше поставен през 2004 г., когато сондажният кораб Discoverer Deel Seas на Transocean и ChevronTexaco започна да пробива кладенец в Мексиканския залив (Alaminos Canyon Block 951) на морска дълбочина от 3053 метра.
В северните морета, които се характеризират с трудни условия, често се изграждат стационарни платформи, които се задържат на дъното поради огромната маса на основата. От основата се издигат кухи "стълбове", в които може да се съхранява добитата нефт или оборудване. Първо конструкцията се тегли до местоназначението си, наводнява се и след това, направо в морето, се надгражда горната част. Заводът, върху който са изградени такива структури, е сравним по площ с малък град. Сондажните платформи на големи модерни платформи могат да бъдат преместени, за да пробият толкова кладенци, колкото е необходимо. Задачата на дизайнерите на такива платформи е да инсталират максимално високотехнологично оборудване на минимална площ, което прави тази задача подобна на проектирането на космически кораб. За да се справите със слана, лед, високи вълни, сондажното оборудване може да се монтира точно на дъното.
Развитието на тези технологии е изключително важно за страната ни, която притежава най-големия в света континентален шелф. По-голямата част от него се намира отвъд Арктическия кръг и засега тези сурови пространства все още са много, много далеч от овладяване. Според прогнозите арктическият шелф може да съдържа до 25% от световните петролни запаси.
Интересни факти
- Норвежката платформа "Трол-А", ярък "представител" на семейството на големите северни платформи, достига 472 м височина и тежи 656 000 тона.
- Американците смятат 1896 г. за начална дата на офшорното петролно находище, а негов пионер е нефтеният майстор Уилямс от Калифорния, който пробива кладенци от построения от него насип.
- През 1949 г., на 42 км от полуостров Абшерон, върху надлезите, построени за извличане на нефт от дъното на Каспийско море, е построено цяло селище, наречено Нефтени скали. Служители на предприятието живееха в него със седмици. Надлезът Oil Rocks може да се види в един от филмите за Джеймс Бонд - "Целият свят не е достатъчен".
- Необходимостта от поддържане на подводното оборудване на сондажните платформи значително повлия върху развитието на оборудването за дълбоководно гмуркане.
- За бързо спиране на кладенеца при авария - например, ако буря попречи на сондажния кораб да остане на място - се използва един вид щепсел, наречен "превентор". Дължината на такива превентори достига 18 м, а теглото е 150 тона.
- Началото на активното развитие на офшорния шелф беше улеснено от световната петролна криза, избухнала през 70-те години на миналия век. След като ембаргото беше обявено от страните от ОПЕК, имаше спешна нужда от алтернативни източници на доставки на петрол. Също така развитието на шелфа беше улеснено от развитието на технологии, които по това време достигнаха такова ниво, което би позволило сондиране на значителни морски дълбочини.
- Газовото находище Гронинген, открито край бреговете на Холандия през 1959 г., не само стана отправна точка в развитието на шелфа на Северно море, но и даде името на нов икономически термин. Икономистите нарекоха ефекта на Гронинген (или холандската болест) значително поскъпване на националната валута, което се случи в резултат на увеличаване на износа на газ и имаше отрицателно въздействие върху други индустрии за износ и внос.