Eine der wichtigsten strategischen Entwicklungsrichtungen von PJSC NK Rosneft ist die Entwicklung der Kohlenwasserstoffressourcen des Festlandsockels. Wenn heute praktisch alle großen Öl- und Gasfelder an Land entdeckt und erschlossen wurden, wenn sich Technologien und Schieferölproduktion rasch entwickeln, ist es unbestreitbar, dass die Zukunft der Weltölproduktion auf dem Festlandsockel des Weltozeans liegt. Der russische Schelf hat die größte Fläche der Welt - über 6 Millionen km, und Rosneft ist der größte Inhaber von Lizenzen für den Festlandsockel der Russischen Föderation.

Ab dem 01.01.2019 besitzt Rosneft 55 Lizenzen für Gebiete in den Gewässern der Arktis, des Fernen Ostens und der südlichen Meere Russlands. Die Kohlenwasserstoffressourcen in diesen Gebieten werden auf 41 Milliarden Tonnen Öläquivalent geschätzt. Das Unternehmen führt auch ein Projekt im Schwarzen Meer vor der Küste der Republik Abchasien durch, führt die Exploration und Produktion von Kohlenwasserstoffen im Schelf Vietnams und Ägyptens durch und beteiligt sich an Projekten im Schelf Mosambiks und Venezuelas.

Die lizenzierten Bereiche von Rosneft befinden sich in:

Ab dem 01.07.2019 führt das Unternehmen in 45 Lizenzgebieten im Schelf der Russischen Föderation und im russischen Binnenmeer geologische Erkundungen des Untergrunds durch. Für die Exploration und Förderung von Öl und Gas wurden 10 Lizenzen erteilt, darunter 7 Gebiete, in denen Kohlenwasserstoffe gefördert werden. Lizenzverpflichtungen sind vollständig erfüllt.

Heute sind die Hauptprojekte der Öl- und Gasförderung auf dem Festlandsockel der Russischen Föderation bei PJSC NK Rosneft „ Sachalin-1 ", und feld Odoptu-Meer "Northern Dome» und Lebedinskoe Feld.

Wichtige Erfolge bei der Umsetzung von Offshore-Projekten:

• das gesamte angesammelte Ölvolumen, das 2018 vom De-Kastri-Terminal aus den Projekten Sachalin-1 und Severnoye Chayvo verschifft wurde, überstieg 100 Millionen Tonnen.
• bohren vom Ufer aus mit der Yastreb-Bohranlage fünf horizontale Richtungsbohrungen mit einer Bohrlochlänge von 10 bis 11.000 Metern am nördlichen Ende des Chayvo-Feldes;
• bohren der längsten Brunnen der Welt auf dem Chayvo-Feld des Sachalin-1-Projekts;
• die kürzestmögliche Zeit für die Mobilisierung und Vorbereitung der Bohrungen des Explorationsbohrlochs Tsentralno-Olginskaya, die durch klimatische Einschränkungen im Lizenzgebiet Khatanga vorgegeben sind.

Ende 2018 belief sich der Anteil des Unternehmens an der Kohlenwasserstoffproduktion aus Offshore-Feldern auf fast 9 Millionen Zehen.

Die strategische Ausrichtung bei der Entwicklung der Offshore-Projekte von Rosneft ist die Entwicklung des Festlandsockels der arktischen Meere. Die Sedimentbecken des russischen arktischen Schelfs sind hinsichtlich ihres gesamten Öl- und Gaspotenzials mit den größten Öl- und Gasregionen der Welt vergleichbar. Experten zufolge wird der arktische Schelf bis 2050 20 bis 30 Prozent der gesamten russischen Ölproduktion ausmachen.

Rosneft startete im August 2012 einen praktischen Start für groß angelegte Arbeiten zur Entwicklung des arktischen und fernöstlichen Schelfs, als das Unternehmen mit den Feldarbeiten in den Meeren von Kara, Petschora und Ochotsk begann. Für den Zeitraum von 2012 bis 2018. Rosneft hat eine beispiellose Anzahl seismischer Untersuchungen durchgeführt. Insgesamt wurden in den Lizenzgebieten Arktis und Fernost mehr als 170.000 Laufmeter durchgeführt. km seismischer 2D-Operationen, einschließlich 144.000 Laufmeter. km in Gebieten des arktischen Schelfs, 26,8 Tausend Laufmeter. km im Schelf des Fernen Ostens.

Um die geologische Struktur vielversprechender Strukturen zu klären und Explorationsbohrungen an den ausgewählten Strukturen in den Lizenzgebieten des arktischen und fernöstlichen Schelfs in den Jahren 2012-2018 zu planen, wurden 29,5 Tausend Quadratmeter verwendet. km seismischer 3D-Vermessungen. Als Ergebnis der durchgeführten geologischen Explorationsarbeiten wurden mehr als 450 vielversprechende lokale Strukturen identifiziert und detailliert. Für 2012-2018 Im Schelf der Arktis und des Fernen Ostens hat das Unternehmen 7 Explorationsbohrungen durchgeführt und 2 neue Felder entdeckt.

In der Südsee für 2012-2018 Das Unternehmen absolvierte 3,8.000 lineare Kilometer seismischer 2D-Vermessungen, 3,5.000 km 2 seismische 3D-Vermessungen und bohrte 3 Bohrlöcher.

Am 3. April 2017 hat der Präsident der Russischen Föderation V.V. Putin begann mit dem Bohren des Brunnens Tsentralno-Olginskaya-1.

Durch das Bohren des Bohrlochs wurde der Öl- und Gasgehalt des Laptev-Meeres bestätigt und das Feld Tsentralno-Olginskoye mit förderbaren Reserven (Kategorien C1 + C2) von mehr als 80 Millionen Tonnen Öl entdeckt. Der Bau des Bohrlochs -1 wurde am 1. Mai 2018 abgeschlossen.

Im März 2018 schloss Rosneft die Bohrungen des ersten Supertiefwasserbrunnens Maria-1 im Lizenzgebiet West-Tschernomorskaja im Schwarzmeerschelf ab. Der Brunnen wurde am 15. März 2018 fertiggestellt.

Derzeit werden die Bohrergebnisse analysiert, um das geologische Modell des Schwarzmeerschelfs zu klären und die Fortsetzung der Prospektions- und Explorationsarbeiten in den lizenzierten Gebieten des Unternehmens zu planen.

Das wichtigste Prinzip bei der Umsetzung der Offshore-Projekte von Rosneft ist die bedingungslose Einhaltung der Anforderungen der russischen Umweltgesetzgebung und internationaler Abkommen in allen Arbeitsphasen unter Einhaltung aller Umwelt- und Arbeitsschutzstandards. Während des maritimen Einsatzes wurden Meerestiere ständig überwacht.

Das Erkennen und Verhindern von Umweltrisiken ist ein wesentlicher Bestandteil jedes Explorations- und Produktionsprojekts von Rosneft. Das Unternehmen hat Standards für die Umweltsicherheit entwickelt, deren grundlegende Ausrichtung der Einsatz von Technologien ist, die die negativen Auswirkungen auf die Umwelt verringern.

Seit 2012 untersucht das Unternehmen hydrometeorologische, eis-, ingenieurgeologische und Umweltbedingungen in Lizenzgebieten in der Arktis. Im Jahr 2018 organisierte das Unternehmen unter Beteiligung von Spezialisten des OOO Arctic Research Center (ANC, Teil des Unternehmensforschungs- und Entwicklungskomplexes von Rosneft) umfassende Forschungsexpeditionen, bei denen in den arktischen Meeren geforscht wurde (Kara, Laptev , Tschukotsk).

Besonderes Augenmerk wurde in den Expeditionsforschungsprogrammen auf die umfassende Untersuchung der Eissituation in den Bereichen der geplanten Arbeiten gelegt. Eine große Menge an Informationen über hydrometeorologische und Eisregime im Bereich der Eisberg produzierenden Gletscher wurde gesammelt und zusammengefasst, Beobachtungen der Drift von Eisbergen und Untersuchungen der mechanischen Eigenschaften von Meereis wurden durchgeführt. Darüber hinaus wurden während der Expeditionen begleitende meteorologische Schiffsbeobachtungen, Untersuchungen an Eisbären sowie die Überwachung von Meeressäugern und Vögeln durchgeführt.

Basierend auf den Ergebnissen der 19. Arktisforschungsexpedition "Kara-Summer-2018" wurden Empfehlungen zu Expeditionsarbeiten zur Entwicklung von Elementen des Eismanagementsystems (ICS) im Wassergebiet des südwestlichen Teils der Karasee abgegeben. Die Studien haben gezeigt, dass der Einsatz unbemannter Luftfahrzeuge (UAVs) sowohl zur Luftaufklärung im Wasserarbeitsbereich als auch zur Platzierung von Einsatzbojen auf potenziell gefährlichen Eisformationen es ermöglicht, teure Dienste für die Anziehung von Eisaufklärungsflugzeugen und Hubschraubern auszuschließen . Darüber hinaus eliminiert die Verwendung von UAVs die Risiken für das Personal beim Platzieren von Bojen auf Eisbergen. Die Ergebnisse der Forschung werden die Planung der Kräfte und Mittel des RMS, die Organisation ihrer Arbeit und die Interaktion sicherstellen, um Bedrohungen durch gefährliche Eisformationen zu beseitigen.

Feldstudien zu den Festigkeitseigenschaften von Meereis begannen im Oktober 2018. Viele Eisforscher haben ihre Arbeit an Teststandorten in der Laptev-See aufgenommen, einschließlich solcher, die auf der wissenschaftlichen Unterstützungsbasis von Khatyr basieren, die seit 2016 in Betrieb ist. Änderungen der Eiseigenschaften während des gesamten Zeitraums ihres Bestehens werden mit einem einzigen untersucht Methode für vier Teststandorte in der Laptev-See, in Okhotsk und auf Japanisch. Gleichzeitig werden alle Arten von Meereis im ersten Jahr (dünn, mittel, dick, frisch) untersucht, was für die heimische Eisforschung einzigartig ist. Die erhaltenen Abhängigkeiten ermöglichen es, die jährliche Variabilität der Festigkeitseigenschaften von Eis bei der Berechnung der Belastungen von Offshore-Öl- und Gasanlagen zu bestimmen.

Die Expedition führte auch eine vorbeugende Wartung der zuvor in der Karasee installierten hydrometeorologischen Ausrüstung durch - automatische meteorologische und untergetauchte autonome Bojenstationen.

Der während der Expedition durchgeführte Aktivitätskomplex ermöglichte es den Rosneft-Spezialisten, einzigartige Erfahrungen und Kompetenzen zu sammeln, die erforderlich sind, um die Sicherheit der geologischen Erkundungsarbeiten im Schelf der arktischen Meere zu gewährleisten.

Seit der Sommersaison 2016 wird die ganzjährige Überwachung der natürlichen und klimatischen Bedingungen im Wassergebiet der Khatanga-Bucht fortgesetzt. Ziel ist es, Primärdaten zu sammeln und eine Methode zur Neuberechnung der Festigkeitseigenschaften von Meereis bei zu entwickeln verschiedene Perioden seiner Entstehung.

Das Unternehmen legt besonderen Wert auf die Erhaltung der Umwelt und die ökologische Vielfalt der Arktis. Im Jahr 2018 wurde eine zweijährige Forschungsarbeit zur Zählung und Verbreitung von Eisbären im Verantwortungsbereich von Rosneft in der Karasee abgeschlossen.

Darüber hinaus haben die ANC-Spezialisten die Entwicklung einer Methode zur geokryologischen Kartierung des arktischen Schelfs und die Erstellung digitaler Karten der geokryologischen Zoneneinteilung des Kara- und des Laptev-Meeres abgeschlossen. Die Anfangsphase umfasste die Systematisierung von Faktenmaterialien und die Entwicklung wissenschaftlicher und methodischer Ansätze zur Extrapolation von Faktendaten auf das kartierte Wassergebiet. Entwicklung der Struktur und Ausfüllen der Liste der verfügbaren Literatur- und Aktienquellen. В результате проведенных научно-исследовательских работ была разработана методика геокриологического картирования масштаба 1:2 500 000, создана компьютерная база данных распространения и условий залегания субаквальных многолетнемерзлых пород, составлена карта геокриологического районирования шельфа Карского моря и моря Лаптевых масштаба 1:2 500 000 и пояснительная записка zu ihr. Die Hauptrichtungen weiterer Untersuchungen der Permafrostzone des Schelfs der arktischen Meere Russlands wurden formuliert.

Derzeit wird daran gearbeitet, Meeressäugetiere des Schwarzen Meeres zu untersuchen und zu überwachen. Im Jahr 2018 wurde eine Analyse der Bestandsdaten durchgeführt, einschließlich der Daten des Unternehmens, der ersten Feldphase (Seeexpedition), Informationen zu Walfreisetzungen an der Krasnodar-Küste und der Krimküste. 2019 ist geplant, an einer Luftfahrt-Walzählung und einer weiteren Seeexpedition zu arbeiten.

Die Arbeiten zur Bildung der Datenbank der natürlichen und klimatischen Parameter des arktischen Schelfs und zur Unterstützung des Atlas der arktischen Meere wurden fortgesetzt.

Für die erfolgreiche Umsetzung von Projekten im arktischen Schelf hat Rosneft den Bedarf an Versorgungs- und Unterstützungsschiffen für Bohrarbeiten in den Lizenzgebieten des Unternehmens bewertet. Die wichtigsten Schiffstypen und Offshore-Strukturen, die für die Umsetzung der Offshore-Projekte des Unternehmens erforderlich sind, wurden ermittelt. Für jeden Typ wurden funktionale Anforderungen entwickelt. Dank des Starts von Projekten in der Arktis bildet Rosneft einen Ankerauftrag für die heimische Industrie und ist an der Lokalisierung neuer Technologien und moderner Produktionsanlagen interessiert. Die meisten Aufträge für den Bau von Bohrplattformen, Rohren und anderen Geräten sollen bei russischen Unternehmen eingehen.

Im Frühjahr 2014 veröffentlichte Rosneft eine Liste der Geräte und Maschinen, die in verschiedenen Phasen der Entwicklung von Offshore-Öl- und Gasfeldern benötigt werden. So hat das Unternehmen bereits Aufträge für mehr als 20 Schiffs- und Flugzeugtypen an russische Hersteller und etwa 30 weitere Artikel für russische Ölfelder und Bohrausrüstung angekündigt. Nur in den Regionen Archangelsk und Murmansk sowie im Autonomen Bezirk Yamalo-Nenzen werden mehr als 100 Unternehmen an der Erfüllung der Aufträge des Unternehmens beteiligt sein.

Um das arktische Schelf zu entwickeln, arbeitet Rosneft aktiv daran, eine einzigartige Produktionsbasis für Schiffsausrüstung zu schaffen. Eine der Arbeitsrichtungen zur Lösung dieses Problems wird die Schaffung eines Industrie- und Schiffbauclusters im Fernen Osten Russlands auf der Grundlage des fernöstlichen Zentrums für Schiffbau und Schiffsreparatur sein, dessen Kern eine neue Werft sein wird. der Schiffbaukomplex Zvezda in der Stadt Bolshoy Kamen.

Der Schiffbaukomplex Zvezda wurde auf der Grundlage der Werft Zvezda Far East vom Konsortium aus JSC Rosneftegaz, PJSC NK Rosneft und JSC Gazprombank errichtet. Das Projekt des Komplexes umfasst den Bau eines schweren Liegeplatzes, eines Trockendocks und von Produktionsstätten für den gesamten Zyklus. Der Schiffbaukomplex Zvezda wird Schiffe mit großer Kapazität, Elemente von Offshore-Plattformen, Schiffe der Eisklasse, Spezialschiffe und andere Typen produzieren von Schiffsausrüstung.

Im September 2017 fand in der OOO SSK Zvezda die Zeremonie zur Kielverlegung von vier multifunktionalen Versorgungsschiffen der verstärkten Eisklasse statt. Die Schiffe werden 2019-2020 in Dienst gestellt. und wird Offshore-Bohrungen in den Arktis-Lizenzgebieten des Unternehmens durchführen. Der Betreiber der Schiffe wird Rosnefteflot LLC sein.

Im Oktober 2017 unterzeichnete JSC Rosnefteflot, eine Tochtergesellschaft von NK Rosneft, mit LLC SSK Zvezda Verträge über den Bau von zehn Arctic Shuttle-Tankern mit einem Eigengewicht von jeweils 42.000 Tonnen. Tanker der verstärkten Eisklasse ARC7 sind für den Betrieb in Eis mit einer Dicke von bis zu 1,8 m bei einer Umgebungstemperatur von bis zu minus 45 Grad ausgelegt.

Am 11. September 2018 wurde in Anwesenheit des Präsidenten der Russischen Föderation der erste Tanker der Aframax-Klasse auf der Zvezda-Slipanlage abgestellt. Jetzt fertigt und montiert die "Zvezda" Teile der ersten drei Schiffe. Der erste Aframax wird 2020 auf den Markt gebracht.

Die Umsetzung des Projekts wird zur Entwicklung des Schiffbau- und Industrieclusters und zur Lokalisierung der Produktion von Schiffsausrüstung im Fernen Osten Russlands beitragen und die Möglichkeit sicherstellen, auf dem Territorium der Russischen Föderation arktische Shuttle-Tanker zu entwerfen, die ein Optimum bilden Auftragsportfolio zur Verladung des Schiffbaukomplexes Zvezda.

Im Rahmen des XXI. Internationalen Wirtschaftsforums in St. Petersburg unterzeichnete der Schiffbaukomplex Zvezda mit Unterstützung von Rosneft mit dem französischen Ingenieurbüro Gaztransport & Technigaz (GTT) ein Memorandum of Understanding über die Planung und den Bau von Frachtsystemen für LNG-Transportunternehmen (Flüssigerdgas).

Gastanker können bei der Durchführung einer Reihe von Projekten zur Erschließung von Schelffeldern sowie zum Transport von auf dem Gebiet der Russischen Föderation erzeugtem Erdgas gefragt sein.

Westliche Arktis

allgemeine Informationen

Auf dem Festlandsockel der westlichen Arktis besitzt Rosneft Lizenzen für 19 Lizenzgebiete:

• 7 Standorte in der Barentssee - Fedynsky, Central-Barentssky, Perseevsky, Albanovsky, Varneksky, Zapadno-Prinovozemelsky und Gusinozemelsky;
• 8 Standorte in der Petschora - Russisch, Südrussisch, Südprinovozemelsky, West-Matveevsky, Nord-Pomorsky-1, 2, Pomorsky und Medynsko-Varandeysky;
• 4 Standorte in der Karasee - Vostochno-Prinovozemelskie-1, 2, 3 und Severo-Kara.

in den Meeren der westlichen Arktis und

Die gesamten förderbaren Öl- und Gasressourcen der Blöcke, basierend auf den Ergebnissen der Prüfung, die von DeGolyer und McNaughton zum 01.01.2019 durchgeführt wurde, werden auf 16 Milliarden Zehen geschätzt.

Auf dem Gebiet der Blöcke wurden fünf Felder entdeckt (Pobeda im Kara-Meer, Severo-Gulyaevskoe, Medynskoe-Meer, Varandey-Meer und Pomorskoe im Petschora-Meer). Die gesamten erzielbaren Reserven der Kategorien C1 + C2 dieser Felder zum 01.01.2019 sind:

• Öl + Kondensat - 247 Millionen Tonnen.
• gas - 501 Milliarden m3

Für den Zeitraum von 2012 bis 2018. Das Unternehmen absolvierte 70.000 lineare Kilometer Schwerkraft und magnetische Exploration in der Luft, mehr als 70.000 lineare Kilometer. km seismische 2D-Erkundung und etwa 24.000 m². km. 3D-seismische Vermessungen, geotechnische Vermessungen an 15 Standorten zum Bohren von Prospektions- und Explorationsbohrungen, führten 3 geologische Expeditionen durch. Zur Überwachung des ökologischen Zustands wird jährlich eine Untersuchung der Bohrlochköpfe früherer Bohrbrunnen in den Gewässern der Meere von Petschora, Barents und Kara durchgeführt.

Im Jahr 2014 wurde das Bohrloch Universitetskaya-1 im Lizenzgebiet Vostochno-Prinovozemelsky-1 in der Karasee gebohrt, was das Vorhandensein von Kohlenwasserstoffvorkommen in einer vielversprechenden Öl- und Gasregion bestätigte. Bei der Bohrung des Bohrlochs wurde das Öl- und Gasfeld Pobeda mit förderbaren Reserven (Kategorie C1 + C2) von 396 Milliarden Kubikmetern freiem Gas und 130 Millionen Tonnen Öl entdeckt.

Rosneft erfüllt seine Lizenzverpflichtungen für die lizenzierten Bereiche des Schelfs der westlichen Arktis vor Ablauf der festgelegten Fristen und übertrifft den Umfang der lizenzierten Arbeiten erheblich.

Ostarktis

allgemeine Informationen

Auf dem Festlandsockel der östlichen Arktis besitzt PJSC NK Rosneft Lizenzen für 9 Gebiete:

• 5 Standorte in der Laptevsee - Ust-Oleneksky, Ust-Lensky, Anisinsko-Novosibirsk, Khatangsky und Pritaymyrsky;
• 1 Abschnitt im Ostsibirischen Meer - Ostsibirisch-1;
• 3 Standorte in der Chukchi-See - Severo-Vrangel'skiy-1,2 und Yuzhno-Chukotskiy.

Die rückgewinnbaren Kohlenwasserstoffressourcen in den Schelfgebieten der ostarktischen Meere, basierend auf den Ergebnissen des von DeGolyer und McNaughton zum 01.01.2019 durchgeführten Audits, belaufen sich ohne die Ressourcen des ostsibirischen Gebiets auf mehr als 13,7 Milliarden Zehen geschätzt von PJSC "NK" Rosneft "in Höhe von 4,6 Milliarden Zehen.

Im Zeitraum von 2012 bis 2018 absolvierte das Unternehmen 225.000 lineare Kilometer Schwerkraft-Magneterkundung in der Luft, mehr als 73.000 lineare Kilometer. km seismischer 2D-Arbeiten wurden 7 geologische Expeditionen durchgeführt.

Im Dezember 2015 erhielt Rosneft die Lizenz zur Entwicklung des Khatanga-Blocks in der Khatanga-Bucht im südwestlichen Teil des Laptev-Meeres im Norden des Krasnojarsker Territoriums. Am 3. April 2017 wurde mit dem Bau des Explorationsbohrlochs Tsentralno-Olginskaya-1 begonnen und am 1. Mai 2018 abgeschlossen.

Durch das Bohren des Bohrlochs wurde der Öl- und Gasgehalt des Laptev-Meeres bestätigt und das Feld Tsentralno-Olginskoye mit förderbaren Reserven (Kategorien C1 + C2) von mehr als 80 Millionen Tonnen Öl entdeckt.

Lizenzbereiche von PJSC "NK" Rosneft "
in den Meeren der östlichen Arktis

Russischer Fernost

allgemeine Informationen

Auf dem Festlandsockel des Ochotskischen Meeres und des Japanischen Meeres im fernöstlichen Bundesdistrikt ist Rosneft Teilnehmer am Sachalin-1-Projekt zur Entwicklung der Felder Chayvo, Odoptu-more und Arkutun-Dagi unter PSA-Bedingungen und besitzt zusammen mit Tochterunternehmen und Joint Ventures 17 weitere Lizenzen für Grundstücke, nämlich:

• 12 Standorte im Schelf der Insel Sachalin - die Nordkuppel des Odoptu-more-Feldes, die Nordspitze des Chayvo-Feldes, das Öl- und Gaskondensatfeld Lebedinskoye, das Kaigansko-Vasyukanskoye-Feld - das Meer, Deryuginsky, Astrachanovskoye-Meer - Nekrasovsky , Gaskondensatfeld Severo-Veninskoye, Vostochno-Pribrezhny, Ost-Kaiganskoye-Feld, Tsentralno-Tatarsky, Bogatinsky;
• 5 Standorte im Primagadan-Regal - Magadan-1,2,3, Lisyansky, Kashevarovsky.

Die rückgewinnbaren Kohlenwasserstoffressourcen im Schelf des Ochotskischen Meeres, basierend auf dem von DeGolyer und McNaughton zum 01.01.2019 durchgeführten Audit, belaufen sich auf 1,7 Milliarden Zehen, ohne die Ressourcen der Gebiete Amur-Limansky, Bogatinsky und Tsentralno-Tatarsky geschätzt von PJSC NK Rosneft in Höhe von 651 Millionen Zehen.

Auf dem Gebiet der Standorte wurden 8 Felder entdeckt (Lebedinskoye, Odoptu-Meer, Nordkuppel, Chayvo, Arkutun-Dagi, Odoptu-Meer, Kaigansko-Vasyukanskoe-Meer, Nord-Veninskoe, Ost-Kaiganskoe).

104 Millionen Tonnen Öl und Kondensat und 151,5 Milliarden m3 Gas.

Karte der lizenzierten Gebiete von PJSC NK Rosneft
in der Ochotskischen See

Bei den Explorationsarbeiten des Unternehmens im Schelf des Ochotskischen Meeres können zwei Zeiträume unterschieden werden: der erste von 1996 bis 2011 und der zweite von 2012 bis 2017. Während des ersten Zeitraums wurden Explorationsarbeiten hauptsächlich in den Schelfgebieten vor der Insel Sachalin im Rahmen der Projekte Sachalin-1, Sachalin-3 (Veninsky-Block), Sachalin-4 und Sachalin-5, Lebedinsky und Zapadno-Kamtschatka im Norden durchgeführt des Ochotskischen Meeres. In dieser Zeit wurden 12,5 Tausend Laufmeter fertiggestellt. km seismischer 2D-Arbeiten, 4,1 Tausend Quadratmeter km seismische 3D-Vermessung, 700 laufen. km elektrische Exploration, 9 Prospektions- und Explorationsbohrungen wurden gebohrt und 3 Felder entdeckt - das Kaigansko-Vasyukanskoe-Meer im Jahr 2006, das Severo-Veninskoe im Jahr 2009 und das Lebedinskoe im Jahr 2011.

In der zweiten Periode von 2012 bis 2017 erhielt Rosneft neue Lizenzen für 5 Gebiete des Festlandsockels im nördlichen Teil des Ochotskischen Meeres (Magadan-1,2,3, Kashevarovsky, Lisyansky) und 7 Gebiete vor der Insel Sachalin (Vostochno-Pribrezhny, Amur-Limansky, Deryuginsky, Bogatinsky, Lebedinsky, Kaigansko-Vasyukanskoe-Seefeld, Nord-Veninskoe-Feld). Im Jahr 2016 wurde eine Lizenz für den zentral-tatarischen Block im Schelf des Japanischen Meeres erhalten.

In dieser Zeit hat Rosneft das Volumen der seismischen Untersuchungen in den lizenzierten Gebieten erheblich erhöht. Seit 7 Jahren wurden ungefähr 27.000 Laufmeter fertiggestellt. km seismischer 2D-Arbeiten, mehr als 5,7 Tausend Quadratmeter km seismische 3D-Vermessung, mehr als 1,7 Tausend Laufmeter An drei Standorten in vielversprechenden Gebieten wurden geotechnische Untersuchungen durchgeführt, um Bohrpunkte für die Prospektion von Bohrlöchern zu ermitteln. 5 Explorationsbohrlöcher wurden gebohrt. In den lizenzierten Bereichen des Magadan-Schelfs wurden vor den durch die Lizenzverpflichtungen festgelegten Bedingungen erhebliche geologische Explorationsarbeiten durchgeführt.

Nordspitze des Chayvo-Feldes

allgemeine Informationen

Im Jahr 2011 erhielt PJSC NK Rosneft eine Lizenz für die geologische Exploration, Exploration und Produktion von Kohlenwasserstoffen im nördlichen Ende des Chayvo-Lizenzgebiets, das sich im Flachwasserteil des nordöstlichen Schelfs der Insel Sachalin befindet. Anfänglich förderbare Öl- und Kondensatreserven auf dem Feld - über 14 Millionen Tonnen; Gas - über 20 Milliarden Kubikmeter. m.

Im Mai 2014 startete Rosneft ein Großprojekt zur Erschließung der Ölreserven in North Chayvo. Beim Severnoye Chayvo-Projekt wurde eine innovative Technologie zum Bohren horizontaler Bohrlöcher vom Ufer aus mit Rekord-Vertikalabweichungen unter Verwendung des einzigartigen Yastreb-Bohrgeräts angewendet.

Ende 2014 wurde der Bau einer temporären Pipeline abgeschlossen und die Produktion der ersten beiden Bohrlöcher aufgenommen. Im Jahr 2015 wurde die dritte Produktionsbohrung gebohrt und in Betrieb genommen, und die Bohrungen der vierten Produktionsbohrung begannen. Mit der Beschleunigung des Zeitplans wurden 2016 die vierte und fünfte Ölquelle mit einer Tiefe von 10496 m bzw. 11163 m in Betrieb genommen.

Die ERD-Bohrlöcher am nördlichen Ende des Chayvo-Feldes weisen eine einzigartige Designkomplexität auf. Die Bohrlöcher verwendeten High-Tech-Komplettierungssysteme mit Zuflusskontrollvorrichtungen, um Gasdurchbrüche zu begrenzen und eine maximale kumulative Produktion sicherzustellen.

Die tatsächliche Produktion von Öl und Kondensat belief sich 2018 auf 0,74 Millionen Tonnen, das Gesamtvolumen der an die Verbraucher gelieferten Gase betrug 0,09 Milliarden Kubikmeter. m. Im Februar 2018 produzierte Rosneft seit Beginn des Projekts sechs Millionen Tonnen Öl an der Nordspitze des Chayvo-Feldes.

Das auf dem Feld produzierte Öl gehört zur Marke SOKOL und ist von ausgezeichneter Qualität. Das Öl hat einen sehr niedrigen Schwefelgehalt - 0,25%, Dichte - 0,825-0,826 kg / m 3 (36,8 Grad API). Das gesamte produzierte Öl wird von Öltankern vom De-Kastri-Terminal im Chabarowsk-Territorium in die Länder des asiatisch-pazifischen Raums transportiert. Zugehöriges Erdölgas wird auf dem Inlandsmarkt an Verbraucher in Fernost verkauft.

"Lebedinskoye Feld"

Die Ölförderung auf dem Feld Lebedinskoye (Schelf des Ochotskischen Meeres) wird seit 2014 fortgesetzt. Betreiber - RN-Sakhalinmorneftegaz LLC. Die Produktion erfolgt in vier Produktionsbohrungen. Die Qualität des auf dem Lebedinskoye-Feld produzierten Öls liegt nahe an SOKOL-Öl.

Die tatsächliche Ölproduktion im Jahr 2018 auf dem Feld betrug 0,27 Millionen Tonnen, die Gasproduktion 0,09 Milliarden Kubikmeter. m.

Im Jahr 2018 führte das Unternehmen Arbeiten zur Anpassung der Grenzen des Gebiets Lebedinsky durch, wodurch die Ressourcenbasis des Feldes erhöht wurde. 2018 wurde die Ölpipeline Lebedinskoye - Odoptu-Sea in Betrieb genommen.

"Odoptu-more Feld (Nordkuppel)"

Das Odoptu-more-Feld (Northern Dome) ist das erste Offshore-Produktionsprojekt in Russland. Die Ölförderung begann 1998. Der Betreiber der Öl- und Gasförderung auf dem Feld ist RN-Sakhalinmorneftegaz LLC.

Die Ölförderung erfolgt über horizontale Bohrlöcher an Land. 40 Produktionsbohrungen wurden mit erheblicher Abweichung von der Vertikalen (bis zu 5-8 km) gebohrt. Der Bestand an Betriebsbohrungen zum 01.01.2019 umfasst 28 Ölförder- und 7 Injektionsbohrungen.

Die tatsächliche Ölproduktion im Jahr 2018 betrug 0,38 Millionen Tonnen, die Gasproduktion 0,14 Milliarden Kubikmeter. m.

Südregion

allgemeine Informationen

Rosneft besitzt Lizenzen für 7 Blöcke in den russischen Gewässern des Schwarzen, des Kaspischen Meeres und des Asowschen Meeres: den Temryuksko-Akhtarsky-Block und das Novoye-Feld im Asowschen Meer, den Nordkaspischen Block und das West-Rakushechnoye-Feld im Kaspischen Meer, Tuapse-Trog, Westliches Schwarzes Meer und Südliches Schwarzes Meer im Schwarzmeerschelf. Darüber hinaus besitzt das Unternehmen eine Lizenz für den Gudauta-Block im abchasischen Sektor des Schwarzen Meeres.

Das Ressourcenpotential der Standorte wird auf 3,4 Milliarden Tonnen Öl und Kondensat sowie 61,5 Milliarden Kubikmeter geschätzt. m Gas, ohne die Ressourcen des Gebiets West-Tschernomorskaja, dessen Ressourcen Rosneft auf mehr als 500 Millionen Tonnen Öl schätzt.

Die erzielbaren Reserven im Anteil der Rosneft Oil Company sind:

• Öl + Kondensat - 7,2 Millionen Tonnen.
• gas - 1,6 Milliarden m3

Für 2012-2018 Das Unternehmen führte mehr als 3,8.000 lineare Kilometer seismische 2D-Arbeiten durch, etwa 8,3.000 km 2 seismische 3D-Arbeiten, geotechnische Untersuchungen an 11 Standorten, bohrte 3 Brunnen und organisierte drei geologische Feldexpeditionen auf dem angrenzenden Land.

Die Hauptinvestitionsprojekte von Rosneft im Schelf der südlichen Meere Russlands sind Projekte zur Entwicklung von Lizenzgebieten des Schwarzen Meeres. Diese Gebiete haben ein enormes Ressourcenpotential. Die Suche und Erkundung von Öl- und Gasansammlungen in ihren Tiefen erfordert jedoch erhebliche Investitionen aufgrund der großen Tiefe des Meeresbodens (bis zu 2,2 km) und der Notwendigkeit, spezielle Geräte zu verwenden, die resistent sind die Auswirkungen von Meerwasser mit einem hohen Schwefelwasserstoffgehalt. Im März 2018 wurde im Lizenzgebiet West-Tschernomorskaja der erste Supertiefwasserbrunnen Maria-1 gebohrt. Der Brunnen wurde am 15. März 2018 fertiggestellt. Derzeit wird die Analyse der Bohrergebnisse durchgeführt, um das geologische Modell des Schwarzmeerschelfs zu klären und die Fortsetzung der Prospektions- und Explorationsarbeiten in den Lizenzgebieten des Unternehmens zu planen.

Geplante Arbeiten zur Durchführung von Explorationen an den Standorten des Unternehmens im Kaspischen Meer und im Asowschen Meer sind im Gange - Forschung, seismische Exploration und Vorbereitung für die Prospektion und Explorationsbohrungen.

Das Novoe-Feldprojekt befindet sich in der Entwicklungsphase im Schelf des Asowschen Meeres.

"Neues Feld"

Basierend auf den Ergebnissen der Explorationsarbeiten, die 2007 im Lizenzgebiet Temryuksko-Akhtarsky im Asowschen Meer durchgeführt wurden, wurde das Novoe-Feld mit förderbaren Reserven von 2,4 Millionen Tonnen Öl und 0,9 Milliarden Kubikmetern entdeckt. m Gas. Im Jahr 2013 wurde eine Lizenz zur Entwicklung der Novoe-Lagerstätte erhalten.

Die Produktion auf dem Feld begann im September 2016 mit der reaktivierten Explorationsbohrung Novaya-1. Die kumulierte Ölproduktion seit Beginn der Entwicklung am 01.01.2019 beträgt 71,9 Tausend Tonnen (im Anteil des Unternehmens - 36,8 Tausend Tonnen), die Gasproduktion 106,8 Millionen Kubikmeter. m (im Anteil des Unternehmens - 54,6 Millionen Kubikmeter).

Karte der lizenzierten Gebiete von PJSC NK Rosneft
in der südlichen Region

Gazprom Neft Regal ist eine russische Ölgesellschaft, die gegründet wurde, um Offshore-Öl- und Gasfelder zu erschließen. Besitzt die Lizenz für die Erschließung des Prirazlomnoye-Ölfeldes, das 1989 im Schelf des Petschora-Meeres entdeckt wurde. Prirazlomnoye ist das einzige Feld im russischen arktischen Schelf, auf dem die Ölförderung bereits begonnen hat. Gazprom Neft Shelf ist eine Tochtergesellschaft von Gazprom Neft PJSC.

Aktivitäten

Derzeit ist Gazprom Neft Shelf die einzige Ölgesellschaft, die Öl im russischen arktischen Schelf (Prirazlomnoye-Feld) fördert.

Der erste Öltanker aus dem Prirazlomnoye-Feld wurde im April 2014 ausgeliefert. Der Befehl für die Lieferung wurde vom russischen Präsidenten Wladimir Putin gegeben. Die neue Sorte des im russischen Schelf produzierten arktischen Öls wurde ARCO (Arctic Oil) genannt und trat erstmals auf den Weltmarkt. Insgesamt wurden 2014 300.000 Tonnen Öl von der Prirazlomnaya-Plattform verschifft. In der Spitze kann das maximale Produktionsniveau 5 Millionen Tonnen Öl pro Jahr erreichen.

Insgesamt sieht das Projekt die Inbetriebnahme von 32 Bohrungen vor. Die erste Produktionsbohrung auf dem Feld wurde am 19. Dezember 2013 gestartet. Die Bohrlochköpfe aller Bohrlöcher befinden sich innerhalb der Plattform - daher ist ihre Basis auch ein Puffer zwischen dem Bohrloch und dem offenen Meer. Darüber hinaus sollen spezielle Geräte, die an den Bohrlöchern installiert sind, die Möglichkeit einer unkontrollierten Freisetzung von Öl oder Gas verhindern. Falls erforderlich, wird das Bohrloch innerhalb von 10 Sekunden hermetisch abgeschaltet.

OIRFP "Prirazlomnaya"

Die besonderen hydrometeorologischen Bedingungen der Arktis erforderten den Einsatz grundlegend neuer, einzigartiger Technologien für die Entwicklung des Prirazlomnoye-Feldes.

Zur Umsetzung des Projekts wurde die eisbeständige stationäre Offshore-Plattform Prirazlomnaya (OIRFP) geschaffen, die die Umsetzung aller technologischen Vorgänge sicherstellt: Bohren von Brunnen, Produktion, Lagerung, Abladen von Öl zu Tankschiffen, Erzeugung von Wärme und Strom. Das Design basiert auf den Erfahrungen führender amerikanischer, kanadischer und norwegischer Öl- und Gasunternehmen, die seit mehreren Jahrzehnten unter ähnlichen natürlichen und klimatischen Bedingungen produzieren. Die Plattform soll die maximale Sicherheit der Ölförderung in der Arktis gewährleisten und ist auf maximale Eislasten ausgelegt.

Der Plan berücksichtigte verschiedene Risikoszenarien, berechnete die Kräfte und Mittel für die Bildung von Notfalleinheiten. Außerdem wurden Berufsformationen zur Lokalisierung und Beseitigung möglicher Verschüttungen organisiert und die Interaktion mit staatlichen Berufsverbänden organisiert. Das Unternehmen hat spezielle Geräte gekauft, mit denen mögliche Ölverschmutzungen unter arktischen Bedingungen beseitigt und unter Eisbedingungen Öl gesammelt werden kann.

Im Bereich der Plattform finden ständig Schulungen und umfassende Übungen statt, um im Notfall eine maximale Kohärenz des Projektteams zu gewährleisten. Die Schulungen werden sowohl auf See unter Eisbedingungen als auch an Land durchgeführt, um den Küstenstreifen im Bereich des Dorfes zu schützen. Varandey. Seit Anfang 2014 hat das Unternehmen mehr als 100 Schulungen zu OSR durchgeführt, von denen die größten die Übungen für die Arktis 2014 zur Suche und Rettung von Menschen und Ölverschmutzungen waren.

Geschichte

Seit Mai 2014 ist Gazprom Neft Shelf eine Tochtergesellschaft von Gazprom Neft PJSC.

Am 1. Juni 2009 wurde OOO Sevmorneftegaz, zu 100% im Besitz von Gazprom, in OOO Gazprom Neft Shelf umbenannt. Im Oktober desselben Jahres erteilte Rosnedra erneut Lizenzen für das Prirazlomnoye-Feld von OOO Sevmorneftegaz an OOO Gazprom Neft Shelf.

Am 29. Dezember 2004 wurde Gazprom der alleinige Eigentümer von Unternehmen im Zusammenhang mit der Entwicklung von

Damit die Produktion von Kohlenwasserstoffen im Regal die geplanten Indikatoren überschreitet, müssen Öl- und Gasunternehmen die Produktionszusammenarbeit der inländischen Lieferanten der erforderlichen Ausrüstung sicherstellen.

Das russische Regal hat die größte Fläche der Welt - mehr als 6 Millionen Quadratmeter. km und enthält über 110 Milliarden Tonnen Öl- und Gasressourcen in äquivalentem Kraftstoffäquivalent. Die wichtigsten Kohlenwasserstoffressourcen (ca. 70%) konzentrieren sich auf die Eingeweide der Meere von Barents, Petschora, Kara und Ochotsk. Gleichzeitig herrschen in den Tiefen der Barents- und Kara-Meere Gas und Kondensat vor, Öl in der Petschora-See und Öl und Gas in der Ochotskischen See.

Gemäß der langfristigen Energiestrategie Russlands soll die Ölproduktion auf dem Festlandsockel bis 2035 auf 50 Millionen Tonnen steigen, gegenüber etwa 17 Millionen Tonnen im Jahr 2015, einschließlich 30 bis 35 Millionen Tonnen arktischem Öl.

Der stellvertretende Energieminister der Russischen Föderation, Kirill MOLODTSOV, sagte auf der Offshore Marintec Russia-Konferenz, dass die Entwicklung des Schelfs unter 123 Lizenzen für geologische Untersuchungen, Explorationen und die Produktion von Kohlenwasserstoffen erfolgt.

- Alle Unternehmen - Gazprom, Gazprom Neft, Rosneft, LUKOIL - entwickeln die bestehenden Lizenzgebiete aktiv weiter ... Derzeit erwarten wir, dass Russland 2016 die Ölproduktion um mehr als 2,2 Millionen Tonnen steigern und damit das Wachstum übertreffen wird Bei der durchschnittlichen Produktionsrate in der Russischen Föderation werden wir mehr als 11% der Produktion hinzufügen, - sagt er.

Wenn wir den arktischen Schelf als vielversprechendes Gebiet für die Gewinnung von Kohlenwasserstoffrohstoffen diskutieren, dann ist das Vorzeigeprojekt die Entwicklung des Ölfeldes Prirazlomnoye in der Petschora-See, 60 km von der Küste entfernt. Die erzielbaren Reserven belaufen sich auf über 70 Millionen Tonnen. Auf dem Prirazlomnoye-Feld wird eine neue Ölsorte aus einer eisbeständigen stationären Plattform hergestellt - ARCO, die erstmals im Frühjahr 2014 auf den Weltmarkt kam.

- Bis heute wurden mehr als 17 Millionen Barrel Öl aus Prirazlomnaya verschifft, 8 Bohrlöcher wurden gebohrt (4 Produktion, 3 Injektion und 1 Absorption). Das Öl wird mit Tankschiffen der Eisklasse verschifft, sagt Sergey MATROSOV, Leiter der Abteilung für Geschäftsentwicklung und Regierungsregulierung im Regal von Gazprom Neft PJSC. - Die Vorteile von ARCO-Öl im Vergleich zu anderen Qualitäten sind ein hoher Bitumengehalt und geringe Koksrückstände. Das Öl eignet sich sehr gut für die Tiefverarbeitung in Raffinerien im Nordwesten Europas.

Wie Sergey Matrosov feststellte, umfasst das Offshore-Portfolio von Gazprom Neft neben der Entwicklung des Ölfeldes Prirazlomnoye drei Projekte in Pechora, Barents und Ostsibirischem Meer, die sich in der Explorationsphase befinden. Insbesondere in der Petschora-See ist dies das Dolginskoye-Feld in Tiefen von 21 bis 46 m und das nordwestliche Lizenzgebiet in Tiefen von bis zu 187 m.

„Wir kombinieren sie zu einem einzigen Projekt, da wir breite Möglichkeiten für Synergien zwischen den beiden Standorten erwarten, sowohl im Bereich der Explorationsarbeiten als auch im Bereich der Entwicklung, des Transports von Kohlenwasserstoffen und der Nutzung einer gemeinsamen Bodeninfrastruktur“, erklärte ein Vertreter von Gazprom Neft.

In der Barentssee ist das Unternehmen im Heisovsky-Lizenzgebiet mit einer Fläche von über 83.000 Quadratmetern tätig. km und im ostsibirischen Meer - im Gebiet North-Wrangel, das laut Gazprom Neft ein großes Potenzial für die Kohlenwasserstoffproduktion hat.

- Also auf der Fläche des Geländes, die 117.000 Quadratmeter beträgt. km wird das Volumen der geologischen Ressourcen vorläufig auf mehr als 3 Milliarden Tonnen Öläquivalent geschätzt. Die Tiefe des Meeres variiert zwischen 20 und 90 m, was es ermöglicht, das Feld auf dem aktuellen Stand der Entwicklung relevanter Technologien auszurüsten “, sagte Sergei Matrosov und fügte hinzu, dass Gazprom Neft die Entwicklung des arktischen Schelfs als eines der Gebiete betrachtet strategische Tätigkeitsbereiche.

Produktionsgeographie

Dieselben Prioritäten werden von Gazprom verfolgt, das derzeit 38 Lizenzen für die geologische Exploration, Exploration und Produktion von Kohlenwasserstoffen im russischen Schelf besitzt.

- Gazprom erwägt die Entwicklung des Schelfs in voller Übereinstimmung mit der nationalen maritimen Doktrin, und die von Russland verfolgten Interessen erfüllen die Ziele und Vorgaben des Unternehmens in vollem Umfang ... Wir führen die Hauptarbeiten in der Arktis in der Region Kamtschatka durch , auf Sachalin und in der Ob-Taz-Bucht (Kara-Meer im Gebiet der Jamal-Halbinsel. - Hrsg.), - sagte der stellvertretende Vorstandsvorsitzende von Gazprom Valery GOLUBEV. Zu den interessantesten Objekten nannte er insbesondere das Yuzhno-Lunskoye-Feld am prospektiven Standort Kirinskoye des Sachalin-3-Projekts im Ochotskischen Meer sowie das Kamennomysskoye-more-Feld im Wassergebiet von die Ob Bay.

Wie Gazprom im September berichtete, führte das Bohren eines Prospektions- und Bewertungsbohrlochs in der Yuzhno-Lunskaya-Struktur während der geologischen Erkundung des Kirinsky-Prospekts des Sachalin-3-Projekts im Ochotskischen Meer zu einem erheblichen Gas- und Kondensatfluss. Dies zeigt die Entdeckung eines neuen Feldes an. Laut Valery Golubev ergab eine Explorationsbohrung auf diesem Gebiet "sehr gute Ergebnisse". Ein Vorstandsmitglied von Gazprom Vsevolod CHEREPANOV, zitiert von RIA Novosti, teilte Reportern im Herbst mit, dass die Gasreserven des Feldes Yuzhno-Lunskoye, das nach vorläufigen Angaben zur Kategorie der Gaskondensate gehört, sich auf vorläufige Daten belaufen 40 Milliarden Kubikmeter. m.

Nach Angaben der Firma Gazprom Dobycha Yamburg wurde im Jahr 2000 das nach dem nahe gelegenen Dorf Mys Kamenny benannte Kamennomysskoe-Seefeld entdeckt. Die Reserven belaufen sich auf 535 Milliarden Kubikmeter. m Erdgas. Die Installation der eisbeständigen Plattform und die Installation von Gaspipelines sind für 2018–2019 geplant. Die kommerzielle Produktion wird ungefähr in 6–7 Jahren beginnen. In Zukunft werden mehrere Felder in der Nähe von Yamburg (Kamennomysskoye-Meer, Severo-Kamennomysskoye, Semakovskoye, Tota-Yakhinskoye, Antipayutinskoye, Chugoryakhinskoye, Obskoye, Parusovoye, Severo-Parusovoye) durch eine Verbindung miteinander entwickelt die bestehenden Einrichtungen auf dem Yamburgskoye-Feld.

Neben staatlichen Unternehmen ist LUKOIL im russischen Schelf ziemlich aktiv und entwickelt insbesondere Felder in der kaspischen, baltischen und asowschen See.

- Die ersten groß angelegten Explorationsarbeiten begannen 1995 im Schelf des Kaspischen Meeres, später wurden Arbeiten in der Ostsee, im Asowschen Meer durchgeführt ... In der kaspischen Region wurden 1995 9 Felder entdeckt - 2015 (unter Berücksichtigung der Anteile von LUKOIL an Joint Ventures) mit Reserven von 1,1 Milliarden Tonnen Kraftstoffäquivalent - etwa 50-50 für Öl und Gas. Außerdem wurden vielversprechende Strukturen mit Ressourcen von rund 500 Millionen Tonnen vorbereitet. Die kumulierte Produktion beläuft sich bereits auf 6,5 Millionen Tonnen, allein Investitionen in die geologische Exploration - 46 Milliarden Rubel -, sagte der Vizepräsident von PJSC LUKOIL Ilya MANDRIK auf einer Konferenz in St. Petersburg.

Als eines der erfolgreichsten Projekte betrachtet er die Entwicklung des Filanovsky-Feldes im Kaspischen Meer mit einem Investitionsvolumen von rund 87 Milliarden Rubel. Wie Ilya Mandrik erinnerte, wurden im September die ersten beiden Bohrlöcher auf diesem Feld mit einer Auslegungsölproduktion von 6 Millionen Tonnen in Betrieb genommen.

- Im September wurden die ersten Bohrlöcher in Betrieb genommen. Derzeit wird daran gearbeitet, zusätzliche Möglichkeiten, optimale Bohrlochbedingungen und laufende Prozessausrüstung zu ermitteln. Tatsächlich wurde bereits die erste Phase implementiert, einschließlich Onshore-Anlagen ... Insgesamt waren mehr als 3.000 Menschen und über 100 an der Entwicklung dieses Bereichs beteiligt. Unternehmen, sagte er und gab an, dass die Hauptauftragnehmer russische Unternehmen seien.

Russische Ausrüstung hat Priorität

Die Einbeziehung einheimischer Hersteller in die Durchführung von Offshore-Projekten wird nicht nur von LUKOIL, sondern auch von anderen an der Gewinnung von Kohlenwasserstoffen beteiligten Unternehmen als notwendig erachtet. Valery Golubev zufolge ist die industrielle Zusammenarbeit zwischen russischen Unternehmen beispielsweise beim Bau einer eisresistenten Plattform für das Kamennomysskoye-more-Feld unverzichtbar.

„Hier schlagen wir vor, die industrielle Zusammenarbeit zwischen den heute in Russland bestehenden Fabriken anzuwenden“, sagt er. Seiner Ansicht nach ist der Bau von Unterwasserkomplexen zur Gewinnung von Kohlenwasserstoffen einer der vorrangigen Bereiche des Gasunternehmens, in denen die Arbeiten im Bereich der Importsubstitution intensiviert werden müssen.

Wie Valery Golubev sagte, hat Gazprom bereits eine spezialisierte Struktur gebildet, die sich mit Projekten im Bereich der Importsubstitution befasst, um die Beteiligung russischer Industrieunternehmen an der Herstellung der für die Unterwasserproduktion im Regal erforderlichen Ausrüstung sicherzustellen.

- Es wurde ein spezielles Unternehmen mit dem Namen "Gazprom 335" gegründet. Es sollte der Hauptkonsolidierer für die Entwicklung technologischer Anforderungen, die Berücksichtigung der Möglichkeiten russischer Produktionsanlagen sein ... Die unmittelbaren Aufgaben sind die Erstellung einer Liste kritischer Geräte, aller erforderlichen technologischen Karten, Maßnahmen zur Minimierung technologischer Risiken, a Szenario einer tiefen Lokalisierung und dergleichen “, sagte er.

Mittelfristig, so Valery Golubev, wird die neue Struktur zu einem Kompetenzzentrum für die Entwicklung und Produktion von Geräten und übernimmt dann die Funktionen der Servicewartung.

- Damit haben wir den Grundstein für die Schaffung einer industriellen Produktion von Unterwasserproduktionskomplexen in Russland gelegt. Die heute im Land bestehende Produktionsbasis und ein gewisser Wille (des Staates) sowie das Potenzial von Gazprom ermöglichen eine gute Organisation dieser Arbeit - der stellvertretende Vorstandsvorsitzende des Gaskonzerns ist sich sicher.

Die Bundesbehörden unterstützen ihrerseits nachdrücklich die Entwicklung der Importsubstitution im Bereich der Kohlenwasserstoffproduktion im Regal.

„Dies sind angewandte, alltägliche Aufgaben, und die Bundesbehörden werden sie zusammen mit den Unternehmen weiterhin aktiv lösen“, verspricht Kirill Molodtsov. Ihm zufolge wurden heute mehr als 1,3 Milliarden Rubel für Forschungs- und Entwicklungsarbeiten bereitgestellt, die insbesondere mit der Verbesserung geologischer Explorationstechnologien sowie mit der Optimierung von Systemen zur Gewährleistung einer nachhaltigen Entwicklung von Lagerstätten verbunden sind, einschließlich in der arktischen Zone. Laut Kirill Molodtsov werden von den Bundesbehörden auch mehr als 20 Forschungsprojekte geprüft, um die Probleme der Entwicklung von Technologien für Produktion, Infrastruktur, Bau von Produktionsplattformen und Schiffsbau zu lösen, die nach unserem Verständnis im Jahr 2017 förderfähig sein könnten in Höhe von mehr als 3 Milliarden Rubel.

Das vergangene Jahr 2017 war für die russische Ölindustrie nicht einfach. Das Produktionswachstum insgesamt ist aufgrund sinkender Weltmarktpreise, Sanktionen und Kürzungen im Rahmen des OPEC + -Deals ins Stocken geraten. Dieser Trend wirkte sich jedoch nicht auf Offshore-Projekte aus, bei denen das Produktionsvolumen im vergangenen Jahr um mehr als das 1,5-fache gestiegen ist. Darüber hinaus wurden im Rahmen der geologischen Erkundung im vergangenen Jahr die größten Reserven in Russland im Regal entdeckt. Experten führen dies auf das Aufkommen russischer Technologien für die Umsetzung von Offshore-Projekten zurück und prognostizieren ein weiteres Produktionswachstum im russischen Offshore-Bereich.

Wachstum beschleunigen

Die Ölförderung im russischen Regal stieg Ende 2017 deutlich stärker als bisher geplant. Bereits im September letzten Jahres sagte der stellvertretende Energieminister der Russischen Föderation, Kirill Molodtsov, gegenüber Reportern, dass das Ministerium für 2017 eine Steigerung der Ölproduktion im russischen Regal gegenüber 2016 um 16,6% auf 26 Millionen Tonnen Gas erwartet - um 3,3 %, bis zu 34 Milliarden m3. Bereits Mitte Dezember hat das Energieministerium seine Prognosen angepasst und angekündigt, dass die Ölproduktion im russischen Schelf bis Ende 2017 um 61% auf 36 Millionen Tonnen steigen wird.

Das Energieministerium stellt fest, dass die Situation durch den Einsatz neuer Technologien im Bereich der Öl- und Gasförderung, auch bei Offshore-Projekten, positiv beeinflusst wurde. „Von der Gesamtzahl der Technologien, von denen es etwa 600 gibt, werden mehr als 300 in Russland hergestellt. Mehr als 200 haben russische Entwicklungen und Analoga, das heißt, sie haben praktisch das Stadium der Projektentwicklung ", sagte Kirill Molodtsov im Herbst auf der Öl- und Gaskonferenz in Tjumen. „Es gibt Technologien, die uns sehr am Herzen liegen, und wir werden sie weiterentwickeln. Dies sind absolut autonome Produktionssysteme, die Fertigstellung von Offshore-Feldern, Bohrungen und die Möglichkeit, Projekte in der Arktis zu erstellen und zu entwickeln “, stellte der stellvertretende Minister fest. Kirill Molodtsov wies auch darauf hin, dass die 2014 gegen Russland verhängten Sanktionen die Offshore-Produktion nicht so stark negativ beeinflussten wie erwartet.

„Einige Ereignisse, die um 2014 stattfanden, sollten sich negativ auswirken, aber ich möchte betonen, dass alle Unternehmen, die sowohl an Projekten, die gestartet wurden, als auch an Projekten, die jetzt in Betracht gezogen werden, im Regal arbeiten, ihre tatsächlich nicht geändert haben Pläne. ", - erklärte Kirill Molodtsov. Er fügte hinzu, dass Unternehmen weiterhin in die Entwicklung von Offshore-Projekten investieren. Allein das Gesamtinvestitionsvolumen im vergangenen Jahr im arktischen Schelf wird auf 150 Milliarden Rubel geschätzt.

Neue Entdeckungen

Es ist zu beachten, dass unsere Untergrundnutzer nicht nur bestehende Projekte entwickelten, sondern auch geologische Erkundungen durchführten, wodurch wichtige Entdeckungen gemacht wurden. Eine der größten Entdeckungen ist Rosneft, der beim Bohren des Bohrlochs Tsentralno-Olginskaya-1 im Lizenzgebiet Khatanga in der Khatanga-Bucht des Laptev-Meeres große Ölreserven entdeckte.

Im Juni letzten Jahres gab das Unternehmen bekannt, dass es aufgrund geologischer Erkundungen im Schelf der östlichen Arktis die Bohrung Tsentralno-Olginskaya-1 gebohrt hat, aus der die Kernbohrung eine hohe Ölsättigung aufwies. Nach seismischen Explorationsdaten kann dieses Gebiet kolossale Ölreserven enthalten, die auf 9,5 Milliarden Tonnen geschätzt werden. Bereits im Oktober hat die State Reserves Commission (GKZ) nach den Ergebnissen der Bohrung nur eines dieser Bohrlöcher die Bilanz von der Staat ein Ölfeld mit förderbaren Reserven von 80, 4 Millionen Tonnen.

Wie im Bericht von Rosneft angegeben, wurde bei der Bohrung eines Explorationsbohrlochs Tsentralno-Olginskaya-1 von der Küste der Halbinsel Khara-Tumus im Schelf der Khatanga-Bucht des Laptev-Meeres (Ostarktis) festgestellt, dass Der erhaltene Kern war mit Öl gesättigt, wobei leicht ölige Fraktionen vorherrschten. Aus den ersten Untersuchungen kann geschlossen werden, dass ein neues Ölfeld entdeckt wurde, dessen Volumen des Ressourcenpotenzials mit fortschreitenden Bohrungen zunimmt.

Das von Rosneft in der östlichen Arktis entdeckte Feld ist möglicherweise das größte und einzigartigste im Regal, sagte Sergei Donskoy, Leiter des russischen Ministeriums für natürliche Ressourcen und Umwelt. Eine weitere wichtige Offshore-Entdeckung ist Gazprom Neft, der Ölreserven im Ochotskischen Meer 55 km von der Küste des nordöstlichen Teils des Schelfs der Sachalin-Insel entfernt entdeckte.

Das Ayashskoye-Feld, das später in Neptun umbenannt wurde, ist Teil des Sachalin-3-Projekts. Gazprom Neft geht davon aus, dass sich das Volumen der erzielbaren Reserven auf 70 bis 80 Millionen Tonnen von 250 Millionen Tonnen geologischen Ölreserven belaufen wird. Laut dem Unternehmensmagazin Gazprom Neft plant das Unternehmen, bis Mitte 2018 eine detaillierte Schätzung der Reserven zu erstellen. Basierend auf diesen Daten wird 2019 eine Entscheidung über eine zusätzliche Exploration von Neptun getroffen. Das Unternehmen plant, die Ölförderung auf dem Feld zwischen 2025 und 2026 aufzunehmen.

Sachalin Pause

Sachalin-Bruch Das meiste Öl im russischen Regal wird in der Region Sachalin hergestellt. Nach Angaben der Regionalverwaltung belief sich die Ölförderung in der Region einschließlich Gaskondensat im vergangenen Jahr auf 17,7 Millionen Tonnen, 1,9% weniger als 2016. Inzwischen stieg die Gasproduktion um 3,2% auf 30,5 Mrd. m3.

Fast das gesamte Kohlenwasserstoffvolumen auf Sachalin wird im Rahmen von zwei Offshore-Projekten hergestellt - Sachalin-1 (Rosneft besitzt 20%) und Sachalin-2 (eine Mehrheitsbeteiligung an Gazprom).

Über viele Jahre hinweg hatten die Aktionäre dieser beiden Projekte Meinungsverschiedenheiten über die Verwendung von Gas aus den Sachalin-1-Feldern. Der Betreiber dieses Projekts in Russland, Exxon Neftegas, versucht seit mehreren Jahren, mit Gazprom über die Lieferung von im Rahmen des Projekts erzeugtem Gas an die Märkte im asiatisch-pazifischen Raum zu verhandeln. Gazprom hat jedoch immer auf der Lieferung von Rohstoffen an den Inlandsmarkt bestanden, was den Aktionären des Sachalin-1-Projekts aufgrund des niedrigen Preises auf dem Inlandsmarkt nicht zusagte. Infolgedessen wurde das Gas aus dem Projekt zurück in die Stauseen gepumpt, und während dieser Zeit erhielt Exxon Neftegas laut Experten einen entgangenen Gewinn von 5 Milliarden US-Dollar.

Der Ausbau der LNG-Anlage im Rahmen des Projekts Sachalin II durch den Bau der dritten Stufe wurde wiederum aufgrund fehlender Ressourcenbasis Jahr für Jahr verschoben.

Ende letzten Jahres sagte der russische Energieminister Alexander Novak in einem Interview mit der Zeitung Kommersant, dass die Differenzen gelöst worden seien. Die Parteien einigten sich darauf, dass Gas aus dem Projekt Sachalin-1 in die dritte Stufe des LNG-Projekts Sachalin-2 geliefert wird, während Gazprom Gas an die Eastern Petrochemical Company (VNHK) Rosneft liefern wird. Anfang Februar dieses Jahres gab die russische Glavgosexpertiza die Abgabe einer positiven Stellungnahme zur Entwurfsdokumentation für den Wiederaufbau der LNG-Anlage im Rahmen des Sachalin-2-Projekts bekannt. Für den Bau der dritten technologischen Linie der Anlage ist eine Rekonstruktion erforderlich. Eine positive Schlussfolgerung wurde für den Bau eines zweiten Liegeplatzkomplexes für die LNG-Schifffahrt mit einer Kapazität von 10.000 m3 / h gezogen.

Die Erweiterung des technologischen Teils ist notwendig, um die Gasbeladung zu optimieren. Außerdem werden Arbeiten am Bau einer Küstenbefestigung, einer Zufahrtsrampe, einer LNG-Ladeplattform und anderer Infrastruktureinrichtungen durchgeführt.

Es bleibt zu hoffen, dass das Preisproblem, das seit vielen Jahren ein Stolperstein in den Meinungsverschiedenheiten zwischen den Aktionären der beiden größten Offshore-Projekte ist, dieses Mal schnell gelöst wird und endlich ein Ende hat.

Viel Glück für LUKOIL

Das Recht, das russische Regal im Jahr 2008 zu entwickeln, wird gesetzlich staatlichen Unternehmen mit fünfjähriger Erfahrung in Offshore-Bereichen übertragen. Nur Gazprom, Rosneft und Gazprom Neft erfüllen dieses Kriterium.

LUKOIL ist das einzige private Unternehmen, das im russischen Regal tätig ist. Tatsache ist, dass das Unternehmen bereits vor der Verschärfung der Rechtsvorschriften über die Bedingungen für die Arbeit am Regal das Recht erhalten hat, Lagerstätten im Kaspischen Meer zu erschließen. Im Jahr 2000 entdeckte das Unternehmen eine große Öl- und Gasprovinz im Schelf des Kaspischen Meeres. Derzeit wurden dort 6 große Lagerstätten und 10 vielversprechende Strukturen entdeckt.

Zu diesem Zeitpunkt wurden zwei Felder in Betrieb genommen - sie. Yu. Korchagin und sie. V. Filanovsky. Letzteres ist eines der größten Offshore-Ölfelder in Russland mit förderbaren Ölreserven von 129 Millionen Tonnen und 30 Milliarden Kubikmeter Gas.

Industrielle Produktion vor Ort. Filanovsky begann im Oktober 2016 mit der Inbetriebnahme der ersten Entwicklungsstufe, einschließlich einer eisresistenten stationären Plattform (LSP). Im Januar 2018 gab das Unternehmen bekannt, dass es den Bau abgeschlossen und das erste sowie einen Teil der zweiten Phase der Entwicklung des V in Betrieb genommen hat. Filanovsky. Infolge der Inbetriebnahme des Bohrlochs stieg die tägliche Ölproduktion auf dem Feld auf 16,8 Tausend Tonnen.

LUKOIL-Präsident Vagit Alekperov sagte Reportern, dass auf dem Feld. Filanovsky, es ist geplant, in diesem Jahr 5,6-5,8 Millionen Tonnen Öl zu fördern, und bereits 2019 beabsichtigt das Unternehmen, die Designölproduktion von 6 Millionen Tonnen zu erreichen und 5 Jahre lang zu halten. Er sagte auch, dass das Unternehmen in diesem Jahr plant, den Bau eines Leiterblocks für die zweite Stufe des Korchagin und den Bau der dritten Stufe des V. abzuschließen. Filanovsky.

Darüber hinaus sagte Vagit Alekperov, dass bereits eine Ausschreibung für die Entwicklung des Rakushechnoye-Feldes angekündigt wurde, das das nächste Projekt des Unternehmens im Nordkaspischen Meer sein wird. Dieses Feld befindet sich in unmittelbarer Nähe des. Filanovsky. Dank dessen plant das Unternehmen, die bereits gebaute Infrastruktur zu nutzen, wodurch Zeit und Kosten für die Feldentwicklung reduziert werden.

Der Leiter von LUKOIL ist einer der konsequenten Befürworter, privaten Unternehmen die Entwicklung von Offshore-Projekten zu ermöglichen, auch auf dem russischen Festlandsockel. Anfang Februar bezeichnete Vagit Alekperov das kaspische Projekt während eines Treffens mit dem russischen Präsidenten Wladimir Putin als vorrangig und strategisch wichtig für das Unternehmen. Er erinnerte den russischen Präsidenten auch daran, dass LUKOIL das Untergrundgebiet Vostochno-Taimyr nahe der Mündung des Khatanga entwickelt, und wies erneut auf das Interesse des Unternehmens an Offshore-Projekten hin.

Der einzige im arktischen Schelf

Prirazlomnoye ist das erste und bislang einzige aktive Produktionsprojekt im russischen Schelf der Arktis. Die Produktion von ARCO-Öl, das von Gazprom Neft von der gleichnamigen Prirazlomnaya-Plattform aus betrieben wird, stieg 2017 beschleunigt an und erreichte 2,6 Millionen Tonnen. Gazprom Neft konnte trotz der technischen Umrüstung seine Wachstumsraten halten des Prirazlomnoye-Feldes, das das Unternehmen im vergangenen Herbst hielt.

Wie der Pressedienst von Gazprom Neft im Jahr 2017 berichtete, war ein bedeutendes Ereignis für das Projekt die Erhöhung des Bohrlochbestands um 1 Injektions- und 4 Produktionsbohrlöcher. Derzeit wurden 13 Bohrlöcher auf dem Prirazlomnoye-Feld in Betrieb genommen: 8 Produktion, 4 Injektion und 1 Absorption. Für 2018 ist geplant, mehrere weitere Produktions- und Injektionsbohrungen durchzuführen.

Im Rahmen des Prirazlomnoye-Projekts sollen insgesamt 32 Bohrlöcher gebaut werden, die nach 2020 eine jährliche Spitzenproduktion von rund 5 Millionen Tonnen Öl gewährleisten sollen. In diesem Jahr rechnet Gazprom Neft mit einer Produktion von mehr als 3 Millionen Tonnen auf dem Feld, sagte Andrey Patrushev, stellvertretender Generaldirektor für die Entwicklung von Offshore-Projekten von Gazprom Neft, während einer Rede auf der 13. Ausstellung und Konferenz

RAO / CIS Offshore. „Die geplante Steigerung des Produktionsvolumens impliziert unter anderem die Einführung neuer Technologien für den Brunnenbau. Eine der wichtigsten Neuerungen im Prirazlomnoye-Projekt war die Inbetriebnahme eines multilateralen Bohrlochs, dessen Bautechnologie es ermöglicht, das Produktionsvolumen und die Bohrkosten zu senken. Dadurch wird nicht nur die Produktionseffizienz, sondern auch die finanzielle Effizienz des Projekts gesteigert “, werden die Worte von Andrey Patrushev auf der Website des Gazprom Neft Shelf zitiert.

Wir erinnern daran, dass die kommerzielle Entwicklung des Feldes im Dezember 2013 begann. Eine neue Ölsorte - ARCO kam im April 2014 erstmals auf den Weltmarkt.

Seit Beginn der Entwicklung des Feldes wurden bereits mehr als 10 Millionen Barrel Öl an europäische Verbraucher geliefert. Die kumulierte Produktion belief sich Ende 2017 auf rund 6 Millionen Tonnen. Laut Alexander Dyukov, Vorstandsvorsitzender von Gazprom Neft, plant das Unternehmen 2019, in Prirazlomnoye 4,5 Millionen Tonnen Öl pro Jahr zu fördern.

Es sei darauf hingewiesen, dass Gazprom Neft erwartet, die Ölreserven in dieser Region durch geologische Erkundungen in den an Prirazlomnoye angrenzenden Gebieten zu erhöhen. Wie Alexander Novak bereits sagte, beträgt die Aussicht auf eine Produktion auf dem Prirazlomnoye-Feld 6,5 Millionen Tonnen pro Jahr.

Experten zufolge ist dies eine sehr reale Aufgabe. Wie Gazprom Neft am 20. Februar berichtete, war 2017 das erste Jahr, in dem die potenziellen Ressourcen des arktischen Schelfs in den Lizenzgebieten des Unternehmens bewertet wurden. Laut DeGolyer und MacNaughton betrug das Volumen der vielversprechenden Ressourcen des arktischen Schelfs: Öl - 1,6 Milliarden Tonnen, Gas - 3 Billionen m3.

Multidirektionaler Vektor

Experten und Beamte sprechen viel und bereitwillig über die Aussichten für die Entwicklung von Offshore-Projekten, insbesondere in der Arktis. Die Meinungen sind sich nur einig, dass das Regal das strategische Potenzial des Landes darstellt. Im Übrigen führt dieses Thema zu heftigen Diskussionen unter den Marktteilnehmern. Zu den am meisten diskutierten Themen gehört: Ist es notwendig, privaten Unternehmen die Teilnahme an der Entwicklung zu ermöglichen? Lohnt es sich, das Moratorium für die Erteilung neuer Lizenzen aufzuheben, welche Anreize zu schaffen, wie Sanktionen zu umgehen sind, wo Ausrüstung und welche Technologien zu erhalten sind benutzen.

Gleichzeitig sind sich viele Experten einig, dass jetzt nicht wirklich die beste Zeit in der Welt- und Binnenwirtschaft für die Wiederbelebung der Aktivitäten im Regal ist. Zum Beispiel stellt der Energieminister der Russischen Föderation, Alexander Novak, fest, dass die bis 2014 beobachtete Aktivität von Interesse in den Regalen jetzt viel geringer ist, und verbindet dies mit einem Rückgang der Weltmarktpreise für Kohlenwasserstoffe. In einem Interview mit RT zu den Plänen für die Entwicklung des arktischen Schelfs erinnerte der Minister daran, dass wir heute dort etwa 19 entdeckte Felder haben. "Dies deutet darauf hin, dass wir in Zukunft, wenn sich die Marktsituation verbessert, eine aktivere Forschung, Bohrung und Inbetriebnahme von Feldern als Teil unserer Strategie zur Energieentwicklung in Betracht ziehen werden", sagte der Minister und betonte erneut, dass die Arktis die Zukunft ist unserer Öl- und Gasförderung.

Laut dem Akademiker Alexei Kontorovich wird zwischen 2030 und 2040 eine aktive geologische Erkundung der russischen arktischen Gewässer stattfinden. Wie er in einem Interview mit Reuters erklärte, wird Russland in der Lage sein, die derzeitige Ölproduktion mit den verfügbaren nachgewiesenen Reserven bis Mitte des 21. Jahrhunderts aufrechtzuerhalten.

Darüber hinaus sind neue Entdeckungen im arktischen Schelf erforderlich, der reich an Kohlenwasserstoffreserven ist. Daher bleibt nach Ansicht des Experten die Hauptaufgabe, bis zu diesem Zeitpunkt die geeigneten Technologien zu entwickeln.

Orest Kasparov, stellvertretender Leiter von Rosnedra, ist der Ansicht, dass für eine wirtschaftlich realisierbare Entwicklung des arktischen Schelfs die Ölkosten 80 USD pro Barrel übersteigen sollten. Seiner Meinung nach verschieben russische Unternehmen gerade wegen der niedrigen Ölpreise und nicht wegen der Sanktionen die Entwicklung einiger Offshore-Projekte.

Die Norweger kündigten die Entdeckung großer Öl- und Gasreserven an, die am Ende der von Russland übertragenen Barents-Sektion landeten und Meere. Die Norweger reiben sich vor Freude die Hände, während die russischen Medien Analogien ziehenzuvor besetzte russische Gebiete, auf denen später ernsthafte Ressourcen entdeckt wurden. Tatsächlich ist aber nicht alles so einfach ...

Nach dem Abkommen von 2010 mit Norwegen ist etwas sehr Gutes passiert. Das Land ist Russland in Bezug auf die Wohlfahrtsabhängigkeit vom Volumen der Öl- und Gasexporte sehr ähnlich. Die seit langem ausgebeuteten Felder der Nordsee waren jedoch bereits erschöpft, und Norwegen rutschte langsam und sicher in eine trostlose und arme Zukunft.

"Die heute vorgestellten Ergebnisse zeigen, dass der Südosten der Barentssee das aufregendste neue Gebiet auf dem norwegischen Festlandsockel ist", freute sich Geir Seleset, Verbindungsmanager der Norwegian Petroleum Association, gegenüber BarentsObserver.

Diese Reserven sind für Norwegen sehr hilfreich. Das Volumen der Ölförderung im Land ist seit einigen Jahren rückläufig. Der Höhepunkt der Ölförderung in Norwegen wurde im Jahr 2000 mit 3,12 Millionen Barrel pro Tag überschritten. Bis 2007 war die tägliche Ölförderung auf dem norwegischen Festlandsockel auf den niedrigsten Stand seit 1994 von 2,6 Millionen Barrel gesunken. Ende 2012 war es weniger als die Hälfte dieses Niveaus - 1,53 Millionen Barrel pro Tag. Die Gassituation ist etwas besser. Im vergangenen Jahr stieg die Produktion um 12 Prozent auf 1,94 Millionen Barrel Öläquivalent. Aber jetzt haben die Norweger viele Pläne.

Nach einer zweijährigen seismischen Untersuchung des resultierenden Gebiets stellten die Norweger fest, dass rückgewinnbare Kohlenwasserstoffreserven in Höhe von etwa 1,9 Milliarden Barrel Öläquivalent keinen schlechten Anstieg darstellen, wenn man bedenkt, dass die Ölreserven in Norwegen auf 8,5 Milliarden Barrel geschätzt werden. Das drittgrößte Ölexportland der Welt nach Russland und Saudi-Arabien verfügt nur über 0,7 Prozent der weltweiten Reserven (18. der Welt). Die Gasreserven im Land werden auf 2,5 Milliarden Kubikmeter geschätzt. m (1,2 Prozent der Weltreserven, 13. Platz).

Geschichte des Problems

Zu den wichtigsten Vereinbarungen über den Status dieser Meeresgebiete auf die eine oder andere Weise gehört die Berücksichtigung des Problems rund um das Spitzbergen-Archipel. Nach dem Abkommen von 1872 wurde das Recht auf Spitzbergen gleichzeitig Russland und Schweden übertragen, zu denen zu dieser Zeit auch Norwegen gehörte. Während des Bürgerkriegs in Russland im Februar 1920 übertrugen acht Staaten (USA, Dänemark, Frankreich, Italien, Japan, Niederlande, Großbritannien und Schweden) ohne Berücksichtigung der Meinung Russlands, die diese Länder erfolgreich geplündert hatten, die Souveränität über Spitzbergen nach Norwegen.

Das Geschenk war wunderschön ... aber mit einem Haken. Norwegen erhielt das Recht, nur zu landen. Das Meer um Spitzbergen und der Festlandsockel blieben eine Freizone.

Darüber hinaus wurden laut Vereinbarung günstige Bedingungen für ausländische TNCs geschaffen, falls sich in diesem Bereich jemals etwas entwickeln sollte: Der Ausfuhrzoll auf Spitzbergen sollte nicht höher als ein Prozent des Höchstwerts der ausgeführten Mineralien innerhalb von 100.000 Tonnen sein. Und wenn das Exportvolumen noch größer ist, sollte der Reduktionsfaktor funktionieren. Im Allgemeinen hat Norwegen selbst von einem solchen Geschenk nichts erhalten.

In den 30er Jahren schloss sich die UdSSR dem Abkommen von 1920 mit dem Recht an, wirtschaftliche Aktivitäten auf der Insel durchzuführen. Obwohl er das Gesetz von 20 als diskriminierend für sich selbst ansah. Im Jahr 1926 definierte Moskau die Grenzen der maritimen Besitztümer in der Region nach dem Prinzip der sektoralen Teilung. Die Endpunkte waren der Nordpol und der äußerste Punkt der Landgrenze, zwischen denen eine gerade Linie gezogen wurde, die die Wasserfläche teilte. Gleichzeitig verwendeten die Norweger die Abgrenzung entlang der Mittellinie zwischen den Inselbesitzungen der beiden Länder. Das Ergebnis war eine umstrittene Fläche von etwa 155.000 Quadratkilometern. Ein Stück, das alle norwegischen maritimen Besitztümer in der Nordsee übertrifft.

Trotz der Tatsache, dass das Abkommen von 1920 Norwegen nicht erlaubt, die Gewässer um den Archipel als sein Territorium zu betrachten, zeigt Oslo mit allen Mitteln und lokalen nationalen Handlungen, dass dies sein eigenes Territorium ist. So kündigt Norwegen den Vertrag von 1920 praktisch an. Einige der von Russland im Jahr 2010 unterzeichneten Bestimmungen sind ebenfalls sehr zweideutig. Zum Beispiel verzichtet die russische Seite in Artikel 2 auf "jegliche souveränen Rechte oder Zuständigkeiten" der RF auf der anderen Seite der Demarkationslinie, auf der sich Spitzbergen befindet.

Der rechtliche Vorfall ist, dass Norwegen, weil es mehr will und das Abkommen von 1920 ablehnt, auch auf die Souveränität über Spitzbergen verzichtet, da dies das einzige Abkommen ist, nach dem Oslo auf seine volle Zuständigkeit für die Insel zählen kann. Somit geht die Situation auf das Abkommen von 1872 zurück, als der Status Spitzbergens nur von zwei Staaten bestimmt wurde - Russland und Schweden-Norwegen. Obwohl Moskau solche Argumente noch nicht öffentlich vorgebracht hat, wird die Umsetzung der Strategie der russischen Präsenz auf dem Spitzbergen-Archipel bis 2020 indikativ sein.

Das Regal geteilt

Im Gegensatz zu der hellen und daher gemeinsamen Verbindung mit dem berühmten Helden einer der beliebtesten Volkskomödien ähnelt das Abkommen zur Übertragung des Wassergebiets an die Norweger übrigens nicht der Übertragung des Kemsky Volost an dieselben Schweden. Beide Länder teilten zunächst das Regal und den unterirdischen Reichtum. Und Moskau wusste, dass es in diesem Gebiet Kohlenwasserstoffreserven gibt. Sowjetische seismische Prospektion berichtete regelmäßig über die verfügbaren Reserven, obwohl es keine genauen Daten gab. Das Gebiet war jedoch nicht abgegrenzt und keine Seite konnte die Produktion in diesem Sektor ruhig entwickeln.

Es ist kein Zufall, dass der größte Teil des Abkommens Kohlenwasserstoffen gewidmet ist, und es wird besonders detailliert beschrieben, wie die Parteien die Felder auf beiden Seiten der Demarkationslinie gemeinsam nutzen werden. Diese große Aufmerksamkeit legt nahe, dass die bedingten Abgrenzungslinien unter Berücksichtigung der absichtlichen Aufteilung der vorhandenen Felder in den russischen und den norwegischen Sektor festgelegt wurden, um dann die gemeinsame Produktion zu organisieren, die Gegenstand des größten Teils des Abkommens ist.

Die Vereinbarung zwischen den Parteien legt unmittelbar den Grundsatz fest, nach dem das von der Abgrenzungslinie durchquerte Feld nur gemeinsam und als Ganzes genutzt werden kann. Dieser Ansatz ermöglicht eine frühzeitige und wirksame Beseitigung möglicher Meinungsverschiedenheiten bei der Verteilung der Kohlenwasserstoffressourcen. Die Ausbeutung eines Kohlenwasserstofffeldes, das sich bis zum Festlandsockel der anderen Partei erstreckt, kann nur gemäß den Bestimmungen des in der Vereinbarung genehmigten Einigungsabkommens begonnen werden.

Was diese Fusionsvereinbarung ist, kann man nur erraten. Tatsächlich ist der umfangreiche Anhang Nummer zwei der unterzeichneten Vereinbarung genau der Teil, für den alles begonnen wurde. Russland startete das Rennen in der Arktis 2007, als unten unter dem Nordpol eine Flagge gepflanzt wurde. Dies hat eine Reihe von Ländern mit Zugang zur Arktis dazu veranlasst, Aktivität und Interesse an den arktischen Ländern zu zeigen, in denen unzugängliche und anscheinend riesige Kohlenwasserstoffvorkommen verborgen sind.

Unter ihnen war Norwegen, mit dem Russland einen Territorialstreit hatte, der lange gedauert hatte. Im Jahr 2010 hat Russland einen Teil des umstrittenen Gebiets in der Barentssee an Norwegen abgetreten, im Gegenzug die fehlenden Hindernisse der Norweger bei der Durchführung des Nordstroms erhalten und den Territorialstreit von der Tagesordnung gestrichen.

Im Jahr 2012 unterzeichneten die größten Ölförderunternehmen beider Länder mit einem überwiegenden Anteil staatlicher Beteiligung Vereinbarungen über gemeinsame Arbeit. Im Mai 2012 einigten sich Rosneft und die Unternehmen auf eine Zusammenarbeit im Regal der Barents- und Ochotskischen Meere, sowohl auf russischem Territorium als auch im norwegischen Regal. Die Beteiligung Russlands an der Produktion in dem an die Norweger übertragenen Gebiet wird der verlässlichste Indikator für die Wirksamkeit dieses Abkommens für die russische Seite sein. In diesem Fall ähnelt das Abkommen zwischen der Russischen Föderation und Norwegen einem Abkommen zwischen den Nachbarn, die verfügbaren Reserven in zwei Teile zu teilen.

Aber was ist mit den Protagonisten des Abkommens von 1920? Es ist unwahrscheinlich, dass sie mit der Art und Weise zufrieden sind, wie Oslo und Moskau sie mit ihrem eigenen bilateralen Abkommen beiseite geschoben haben. Es stellt sich heraus, dass sie bereits im Geschäft sind und den vorgeschlagenen Bedingungen und der stillschweigenden Kündigung des Abkommens von 1920 zuzustimmen scheinen.

Die Offshore-Partner von Rosneft sind Exxon Mobil (USA), ENI (Italien) und das gleiche norwegische Statoil, das auch mit Exxon Mobil zusammenarbeitet. Im Gegenzug zahlen ausländische Partner für die geologische Erkundung und bieten Rosneft die Möglichkeit, sich an ihren ausländischen Projekten zu beteiligen. Was die Briten betrifft, so haben Rosneft und BP im Herbst 2012 vereinbart, deren Beteiligung an TNK-BP aufzukaufen. Darüber hinaus erhält das britische Unternehmen zwei von neun Sitzen im Verwaltungsrat von Rosneft.

Oslo auf Öl, Moskau auf Spitzbergen

Eine gewisse Synchronität der Maßnahmen der Regierungen beider Länder lässt darauf schließen, dass sich die Parteien immer noch im Rahmen eines einzigen Plans bewegen. Am 27. Februar legte die norwegische Erdöldirektion optimistische Daten zu den Öl- und Gasreserven in den neuen Gebieten vor und erwähnte im Übrigen, dass der stellvertretende Ministerpräsident Dvorkovich Anfang März eine Sitzung der Regierungskommission abhielt, um die russische Präsenz auf dem Spitzbergen-Archipel sicherzustellen . Russland plant die Schaffung eines multifunktionalen wissenschaftlichen Zentrums auf der Insel und die Gewinnung von Mineralien, wie in der Strategie der russischen Präsenz auf dem Spitzbergen-Archipel bis 2020 geplant.

Das Verkehrsministerium, Rosmorrechflot, Rosturizm und der State Trust "Arktikugol" wurden bis April 2013 beauftragt, einen Bericht über die Entwicklung des Verkehrssystems und die Gewährleistung einer sicheren Navigation in der Region Spitzbergen zu erstellen.