Представление о добыче нефти в целом по бассейну Северного моря и по отдельным секторам (странам) дает таблица 11.

Данные таблицы 11 позволяют сделать три взаимосвязанных вывода. Во-первых, о том, что до середины 1980-х гг. в североморской добыче нефти первенствовала Великобритания. Однако затем добыча в британском секторе моря резко упала (что объясняется даже не столько истощением запасов, сколько серией аварий на нефтепромыслах), но в 1990-х гг. снова поднялась. Во-вторых, о том, что за последнее десятилетие, обогнав Великобританию, на первое место по размерам нефтедобычи вышла Норвегия. Это связано в первую очередь с опережающим ростом разведанных запасов нефти. В-третьих, о том, что остальные североморские страны имеют относительно небольшую нефтедобычу. Впрочем, и при этой добыче Дания, например, достигла полного самообеспечения нефтью и газовым конденсатом.

Таблица 11

ДИНАМИКА ДОБЫЧИ НЕФТИ НА ШЕЛЬФЕ СЕВЕРНОГО МОРЯ, млн т

По размерам добычи природного газа также особо выделяются две страны – Великобритания и Норвегия, но первенство пока остается за первой из них. Добыча природного газа в Великобритании в 1990 г. достигла 45млрдм³, в 1995 г. – 72 млрд, а в 2005 г. – 88 млрд м³. Соответствующие показатели для Норвегии – 26 млрд м³, 28 млрд и 85 млрд м³. Быстрое наращивание добычи в 1990-е гг. объясняется открытием и освоением нескольких очень крупных газовых месторождений, в первую очередь в Норвегии. Добыча природного газа в секторах Дании, Нидерландов и тем более ФРГ относительно невелика.

Сравнивая Великобританию и Норвегию по размерам экспортных поставок нефти и природного газа, можно обнаружить как черты сходства, так и черты различия. Сходство относится прежде всего к нефти, поскольку обе страны выступают в роли крупных ее экспортеров. Еще в середине 1980-х гг. экспорт нефти из Великобритании достиг 80 млн т, что ставило эту страну на пятое место в мире, после СССР, Саудовской Аравии, Ирана и Ирака. Во второй половине 1980-х гг. британский экспорт уменьшился до 50 млн т, но к 2005 г. снова вырос до 75 млн т. Экспорт нефти из Норвегии в середине 1980-х гг. составлял 30–40 млн т, но затем – по мере освоения новых месторождений – стал быстро увеличиваться, поднявшись в 1990 г. до 80млнт, в 1995 г. – до 110 млн т и в 2005 г. – до 135 млн т. Ныне по этому показателю Норвегия занимает четвертое место в мире после Саудовской Аравии, России и Ирана (табл. 86 в книге I).

Что же касается природного газа, то Великобритания до недавнего времени его вообще не экспортировала, целиком используя этот вид топлива для внутреннего потребления. Только в 1998 г. был проложен международный газопровод под названием «Интерконнектор», который соединил газовую сеть Великобритании с газовыми системами континентальной Европы. Норвегия же, напротив, уже давно специализировалась на экспорте добываемого в Северном море природного газа в другие страны Европы, вывозя примерно 75 млрд м³ в год. Считают, что по экспорту не всего, а трубопроводного газа она вышла на третье место в мире после России и Канады.

Рис. 20. Нефтегазоносный бассейн Северного моря

С географической точки зрения особый интерес представляет знакомство с расположением нефтяных и газовых месторождений в акватории Северного моря, которое показано на рисунке 20. При его рассмотрении прежде всего бросается в глаза наличие в пределах акватории моря трех главных зон нефтегазонакопления и добычи – южной, центральной и северной.

Южную зону образуют чисто газовые месторождения британского и нидерландского секторов. Они начали эксплуатироваться первыми, еще в 1960-х гг. Тогда же были построены подводные газопроводы, связывающие эти месторождения с побережьем Англии и Нидерландов, благодаря которым североморский газ поступает в единые газораспределительные сети обеих стран, а теперь (благодаря «Интерконнектору») – ив другие страны Европы.

Центральная зона протягивается с северо-запада на юго-восток в центральной части моря: именно в этом направлении проходит система грабенов, с которыми генетически связаны залежи углеводородов, причем преобладают здесь нефтяные и газонефтяные месторождения. Крупнейшее из них – Экофиск с первоначальными запасами нефти около 400 млн т и газа около 300 млрд м³ (при глубине моря 70 м). Оно было открыто в 1969 г., а добыча началась здесь в 1971 г. Теперь на базе семи месторождений этого района работает комплекс, включающий в себя хранилища нефти и газа и другие сооружения. Отсюда же проложены главные подводные трубопроводы: нефтепровод Экофиск – Тиссайд (354 км), по которому нефть поступает в Великобританию, и двухниточный газопровод Экофиск – Эмден (442 км), позволяющий транспортировать в ФРГ более 20 млрд м³ газа в год. Освоение и введение в эксплуатацию в 1990-х гг. еще одного крупного газового месторождения – Слейпнер – позволило построить магистральный газопровод, который соединил эту зону Северного моря с бельгийским портом Зебрюгге и французским портом Дюнкерк. Этот газопровод «НорФра» длиной 850 км стал самым протяженным подводным газопроводом в мире; его пропускная способность – 14 млрд м³ газа в год. В британском секторе еще один нефтепровод связывает месторождение Фергюс с районом Абердина.

С 1990-х гг. особенно быстро росла добыча нефти и газа в с е в е р н о й з о н е моря, которая вытянута вдоль цепочки подводных грабенов в меридиональном направлении, причем глубина моря здесь возрастает до 100–150 м. Интересно, что некоторые из месторождений этой зоны находятся как раз на границе британского и норвежского секторов и разрабатываются обеими странами. Это относится к газовому месторождению Фригг, откуда добываемый газ по подводному газопроводу транспортируется в Великобританию (Фергюс). Это относится и к нефтегазовому месторождению Мёрчисон, откуда по подводному нефтепроводу добываемая нефть направляется для переработки на Шетландские о-ва. Наконец, это относится и к самому крупному нефтегазовому месторождению северной зоны – Статфьорд, которое было введено в эксплуатацию в 1979 г. Тогда же только в его норвежской части извлекаемые запасы оценивались в 380 млн т нефти и 30 млрд м³ природного газа. Нефть этого месторождения вывозится танкерами непосредственно с морских терминалов, а природный газ по подводному газопроводу транспортируется в Фергюс.

Возникает естественный вопрос: почему до недавнего времени не было ни одного трубопровода от месторождений Северного моря непосредственно к побережью Норвегии? Ответ на него заключается в том, что у побережья этой страны проходит глубоководный (300–400 и до 700 м) желоб, сильно затрудняющий транспортирование нефти и газа по дну моря. Однако норвежская государственная компания «Норск Гидро» разработала и осуществила проект «Статпайп», предусматривавший сооружение подводных трубопроводов через этот желоб. В 1988 г. был построен первый нефтепровод от месторождения Осеберг в район Бергена. Затем вошел в эксплуатацию газопровод Статфьорд – район Ставангера.

Актуальность подобных проектов еще более возросла после открытия в норвежском секторе крупнейшего газового месторождения Тролль, находящегося в 60–80 км от берега к северо-западу от Бергена. Запасы его оцениваются в 1,3–1,5 трлнм³. Газовая залежь здесь находится на глубине 1300–1600 м под дном моря, а глубина самого моря приближается к 350 м. Добыча природного газа на этом месторождении уже близка к 50 млрд м³ в год. Именно с ним в Норвегии связывают основные перспективы расширения экспортных поставок газа в Европу.

Обустройство газового месторождения Тролль в какой-то мере можно считать уникальным. В 1996 г. здесь была введена в эксплуатацию гигантская буровая платформа, представляющая собой производственный и жилой комплекс. Вес этой платформы составляет 660 тыс. т, и буксировали ее к месту установки самые мощные в мире буксиры. Общая высота платформы – 472 м, из которых 300 м приходятся на подводную часть. В качестве балласта для обеспечения необходимой устойчивости в полое бетонное основание платформы через специальные клапаны залита морская вода. Под действием массы балласта и давления воды нижняя секция платформы погрузилась в морское дно на 11 м, где и останется на 70 лет предполагаемого срока службы этой буровой. Персонал платформы работает по вахтовому методу. Вахта для каждой смены, состоящей из 60–70 человек, продолжается две недели.