Im August 2015 reichte die Russische Föderation bei den Vereinten Nationen eine neue Version des Antrags zur Erweiterung der Grenzen des Festlandsockels im Arktischen Ozean ein. Auf dieser Grundlage kann das Land den Bereich seiner wirtschaftlichen Priorität gegenüber zusätzlichen Wasserflächen und natürlichen Ressourcen seines Untergrunds erweitern.

Allerdings zusammen mit Russland "zusätzliche" Gebiete des Nordens arktischer Ozean andere Länder gelten. Acht Staaten haben ihre eigenen Grenzen, Festlandsockel, ausschließliche Wirtschaftszonen in der Arktis: Russland, Kanada, USA, Norwegen, Dänemark, Finnland, Schweden, Island.

Was ist die Geschichte dieses Problems?

Arktis: der Anfang

Paradoxerweise besteht nicht einmal Einigkeit darüber, wo genau die Grenzen der arktischen Zone beginnen. Es erscheint logisch, den Polarkreis, also den 66. Breitengrad, als eine solche Grenze zu betrachten. Es verläuft jedoch ganz im Norden Europas, aber der südliche Teil Grönlands, zwei Drittel Alaskas und fast ganz Tschukotka befinden sich südlich davon und können nach diesem Kriterium nicht als Arktis betrachtet werden.

Daher erschien in den 1950er Jahren ein Vorschlag, den 60. nördlichen Breitengrad als Südgrenze der Arktis zu betrachten. Sie verläuft durch Magadan im Süden Alaskas und berührt den südlichsten Teil Grönlands ... In Europa können Städte wie Bergen, Oslo, Stockholm, Helsinki, St. Petersburg ... auf dieser Parallele jedoch kaum als polar bezeichnet werden . Wenn der Breitengrad jedoch nicht als eindeutiges Zeichen der Zugehörigkeit zur Arktis angesehen werden kann, benötigen wir zusätzliche Kriterien, und eines davon ist die Durchschnittstemperatur im Juli.

In der Arktis ist das Temperaturregime von besonderer Bedeutung – beispielsweise schränken niedrige Temperaturen die Anbaufläche für Getreide und die Möglichkeit zur konventionellen Landwirtschaft ein. Aus diesem Grund schrieben eine Reihe amerikanischer und europäischer Wissenschaftler in denselben 1950er Jahren fast ein Drittel Norwegens, Finnlands, Kareliens, die Regionen um die Hudson Bay in Kanada und den größten Teil Sibiriens der Arktis zu. Allerdings schlängelt sich die Juli-Isotherme bei +10°C sehr skurril - in Pazifik See es wird in einer riesigen Blase nach Süden bis zu den Aleuten herausgedrückt.

Es gibt bekannte Vorschläge, die Grenze der Arktis entlang des südlichen Übergangs der Tundra zur Waldtundra und Taiga zu ziehen - heute ist dies nicht schwierig, wenn man Bilder aus dem Weltraum zur Hand hat. Die Grenze kann auch andere Faktoren berücksichtigen: Beleuchtung, Wetterunannehmlichkeiten usw.? - und die Frage nach ihr ist keineswegs müßig. Es steht in direktem Zusammenhang mit der Registrierung von Leistungen und Zulagen im Zusammenhang mit der Arbeit unter besonders schwierigen Bedingungen, die in allen nördlichen Ländern akzeptiert werden. Infolgedessen verwenden verschiedene Staaten ihre eigenen Kriterien für die Grenzziehung der Arktis. In Russland wird beispielsweise die Verbindung mit der Nordseeroute berücksichtigt. Die Küste des Arktischen Ozeans ist zweifellos bereits die Arktis.

Unruhige Ufer

Die Küstenlinie des Arktischen Ozeans ist geologisch gesehen buchstäblich „gestern“ entstanden. Dieser Ozean ist der jüngste auf dem Planeten. Es besteht die Meinung, dass es allgemein als Fortsetzung des Atlantiks angesehen werden kann. Der grandiose Mittelatlantische Rücken, der in der Antarktis beginnt, erstreckt sich direkt in die Arktis, wo er in separate "Äste" wie den Gakkel-Rücken zerbricht.

Der Arktische Ozean zeichnet sich auch dadurch aus, dass er die größte Schelffläche hat: Tiefen bis zu 200 m nehmen mindestens 40 % seiner gesamten Fläche ein. Von der eurasischen Seite wird es von überfluteten Flusstälern durchschnitten - von der nördlichen Dwina und Petschora im Westen bis zu Indigirka und Kolyma im Osten -, die bis zu einer Tiefe von fast 100 m reichen, anscheinend in der Vergangenheit das Niveau der Arktis Ozean war viel niedriger als jetzt. Es wird angenommen, dass es vor 5 Millionen Jahren um bis zu 300 m flacher war, danach stark an Höhe gewann und später, vor etwa 11-12.000 Jahren, um 130 m wieder abfiel.

Daher sind viele tief liegende Küsten und die flachen Gewässer des Arktischen Ozeans Gebiete der Tundra, die seit Jahrhunderten der Menschheit überflutet wurden. Sie bestehen aus Permafrostgestein und zeichnen sich durch extreme Instabilität aus: Sie reagieren empfindlich sowohl auf mechanische Einflüsse als auch auf Änderungen des Temperaturregimes. Ihre Aussicht ist das Schmelzen, das von einer aktiven Freisetzung von Gasen, hauptsächlich Methan, begleitet wird.

Glaziales Erbe

Methan wird hauptsächlich bei der Zerstörung von Gashydraten freigesetzt - Komplexen aus Methan und Wasser. Sie sammelten sich viele Jahrhunderte lang während der langsamen Zersetzung organischer Materie in großen und kalten Tiefen, wo der Druck 25 atm übersteigt und die Temperatur nicht über Null steigt. Nachdem der Boden aufgegangen war, blieben sie noch einige Zeit stabil, aber eine Erwärmung führt früher oder später zu ihrer Auflösung. Daher ist heute die Stabilität der Küsten und Küstenzonen des Arktischen Ozeans eine große Frage.

Vor einigen Jahren wurden am Fuß des ostsibirischen Schelfs Methanemissionen festgestellt. Untersuchungen haben gezeigt, dass sich die dort vorkommenden Gashydrate in einem „Grenzzustand“ befinden. Es reicht aus, wenn sich das Grundwasser um weniger als ein Grad erwärmt, da Methan viel intensiver in die Atmosphäre freigesetzt wird. Aber sein „Treibhauspotenzial“ wird zehnmal höher geschätzt als das von Kohlendioxid.

Glücklicherweise hat die Arktis auch andere Küsten - zuverlässige Felsmassive - die Küsten Skandinaviens und der Kola-Halbinsel, Taimyr und Chukotka, die Inseln Kanadas und Grönlands ... Nun, der umstrittenste Ort im Norden kann Island genannt werden. das Land aus Eis und Feuer, die einzige große Insel, durch die die Riftkette verläuft und die auf zwei tektonischen Platten liegt.

Schätze des Nordens

Wie viele nützliche Ressourcen gibt es in der Arktis, zum Beispiel Kohlenwasserstoffe? Niemand hat genaue Zahlen, und die Streuung der Schätzungen ist erheblich. Beispielsweise gehen amerikanische Geologen davon aus, dass es jenseits des Polarkreises (inklusive Offshore- und Onshore-Reserven) rund 400 Milliarden Barrel Öläquivalent oder 20 % aller technisch förderbaren Reserven gibt.

Diese Ressourcen der arktischen Zone sind jedoch ungleich verteilt. Vor der Küste von Alaska mehr Öl, während Russland über den Löwenanteil der nördlichen Erdgasreserven verfügt. Es ist nicht verwunderlich, dass die Vereinigten Staaten weltweit führend in der Ölförderung auf dem arktischen Schelf (in der Beaufortsee) sind, während Russland gerade mit den Arbeiten in der Petschorasee auf dem Prirazlomnoye-Feld begonnen hat. Aber an Land, in der subpolaren Zone Westsibiriens, werden sowohl Öl als auch Gas erfolgreich gefördert - etwa 90 % der gesamten Erdgasförderung in Russland und etwa 80 % des Öls konzentrieren sich hier.

Neben Kohlenwasserstoffen können sich auf dem Schelf (insbesondere in den Betten der überfluteten Täler alter Flüsse) umfangreiche Vorkommen fester Mineralien befinden, darunter so begehrte wie Diamanten und Gold. Die Frage ist, wo sich diese Lagerstätten geografisch befinden, dh wer und aus welchen Gründen ihre Exploration und Erschließung durchführen kann.

Schwierigkeiten bei Definitionen

Die rechtliche Zugehörigkeit der Mineralien des arktischen Schelfs wird durch eine Reihe internationaler Konventionen bestimmt. Nach Artikel 76 des UN-Seerechtsübereinkommens von 1982 umfasst der Festlandsockel eines Küstenstaates den Meeresboden und -untergrund, der sich über seine Hoheitsgewässer „in der gesamten natürlichen Ausdehnung seines Landgebiets bis zur äußeren Grenze erstreckt der Kontinentalrand".

Die fast streng geologische Definition, die in dem Rechtsdokument enthalten ist, wird in den Absätzen 4-6 dieses Artikels offenbart, die das Verfahren zur Festlegung der Unterwassergrenze der Kontinente beschreiben. Entscheidend sind Tiefenmessungen, die es ermöglichen, den Neigungswinkel und die Mächtigkeit des bis zum Meeresboden reichenden Kontinentalplateaus zu bestimmen. Um irgendwo eine neue Grenze zu ziehen, müssen wir beweisen, dass die Sedimentgesteinsschicht hier ohne Unterbrechung mit unserem Festland verbunden ist und dass ihre Dicke nicht weniger als 1% der Entfernung zum Hangfuß beträgt.

Um detaillierte geologische Daten zu erhalten, sind komplexe Studien erforderlich, einschließlich Echoortung, seismoakustischer Unterwasserprofilierung, Bodenprobenahme, Referenzbohrungen ... Das Fehlen solcher Daten diente früher, im Jahr 2001, als Grundlage für die Ablehnung des ersten russischen Antrags auf die Grenzen seines Regals verändern. Wissenschaftler glauben jedoch, dass in diesem Jahr bereits genügend strenge Beweise gesammelt wurden.

Unterwasserpreis

Die Hauptargumente Russlands sind, dass die Lomonossow- und Mendelejew-Kamm sowie die Alpha- und Tschuktschen-Erhebungen die Überreste einer alten kontinentalen Kruste sind und eine direkte „Verwandtschaft“ mit dem angrenzenden Schelf haben. Aber welchen Trockner sind diese Grate teurer? Die Dänen und Kanadier glauben, dass der Lomonosov-Kamm eher mit Grönland (Dänen) und Ellesmere Land (Kanadier) verbunden ist. Offen bleibt auch die Frage nach dem Vorhandensein großer Verwerfungen - schließlich können die Grenzen des Schelfs der Küstenländer nur bis zu ihnen gezogen werden.

Doch selbst wenn Russlands Argumente akzeptiert werden, bedeutet dies nicht das Ende des Spiels. Die UNO zieht keine Grenzen: Wenn die Sonderkommission entscheidet, dass die russische Seite alle Beweise gesammelt und korrekt ausgeführt hat, wird sie eine Empfehlung für Verhandlungen mit Nachbarländern aussprechen, die ebenfalls von dieser Frage betroffen sind. Es ist möglich, dass sie noch sehr lange andauern werden. Die heutigen Konkurrenten können jedoch sogar unerwartete Vereinbarungen und Allianzen eingehen: Es gibt zu viele „Außenseiter“, die in die Arktis kommen wollen.

Im zentralen Teil des Arktischen Ozeans gibt es Tiefseebecken, die im Prinzip nicht in der Wirtschaftszone von irgendjemandem liegen können. Die größten davon sind das kanadische Becken sowie das Nansen-, Amudensen- und Makarov-Becken, in denen die Tiefe 5 km überschreiten kann. Hier können nicht nur Länder mit Zugang zur arktischen Küste sicher operieren, sondern jeder im Allgemeinen. Es ist kein Zufall, dass China ein großes Forschungswerk entwickelt, das einen Eisbrecher angeschafft hat und eigene Polarexpeditionen durchführt.

Regalpreis

Vor ein paar Jahren hat niemand daran gezweifelt, dass „es notwendig ist, ins Regal zu gehen“. Die Öl-Schatzkammer erregte nicht nur die Gemüter der nördlichen Länder – selbst Indien, China, Japan, Korea und Singapur träumten davon, sich zumindest an dem unvermeidlichen Teil des „arktischen Kuchens“ zu beteiligen. Der Rückgang der Ölpreise im Jahr 2014 kühlte die Hitzköpfe jedoch etwas ab.

"Technisch förderbare" Reserven bedeuten nicht wirtschaftlich machbar. Wenn die Ölkosten über einem bestimmten Niveau liegen, wird seine Produktion einfach unrentabel. Wenn die Böden des Meeresbodens schwach, gasgesättigt und die Region seismisch ist, werden die Kosten für die Erschließung eines solchen Feldes in die Höhe schnellen. Daher sehen Onshore-Felder nicht viel zuverlässiger aus. Ein Beispiel für einen solchen erfolgreichen Ort ist die Yamal-Halbinsel, die in die Karasee eingeführt wird und als natürliche Plattform für die Gasförderung dient.

Übrigens gibt es in dieser Region eine weitere wenig bekannte Kohlenwasserstoffreserve - die Bazhenov-Formation. Dies ist eine Anhäufung von 20 bis 60 m dicken alten Ablagerungen, die am Rande des Jura entstanden sind, und dies sind die größten Reserven an "Schieferöl" der Welt. Die Bazhenov-Formation ist seit den späten 1960er Jahren bekannt, obwohl sie lange Zeit kein Interesse geweckt hat: Es gab genug traditionelle Lagerstätten. Der US-Schieferboom zwang Russland jedoch, seine Reserven genauer unter die Lupe zu nehmen, insbesondere diejenigen, die so gut in bereits entwickelten Gebieten mit der erforderlichen Infrastruktur liegen.

Andere Werte

Die Entwicklung der Arktis ist nicht unbedingt mit der Suche nach Öl verbunden. Für einige Länder ist der Norden eine neue Chance, ihre Abhängigkeit von Kohlenwasserstoffen zu reduzieren. Immerhin konzentrieren sich hier grandiose Reserven an Metallerzen - Schwarz, Nichteisen, Seltene, Seltene Erden und Edelmetalle. Indium und Platin, Palladium und Niob, Chrom, Mangan, Rhenium, Wolfram, Molybdän, Lithium, Nickel, Kupfer - moderne Technologien das gesamte Periodensystem wird benötigt, und in den Bergen der Arktis ist alles vorhanden.

Historisch gesehen begann die Erschließung polarer Ressourcen in Nordeuropa. Bereits Mitte des 17. Jahrhunderts wurde in Nordschweden Eisenerz von höchster Qualität entdeckt. IN spätes XVII Jahrhunderts erreichten Bergleute die Kola-Halbinsel, wo sie begannen, Kupfererz und Silber abzubauen. Und 1868 wurde im Flusstal des Ivalojoki in Lappland Gold entdeckt. Dies führte zum „Goldrausch“, in dessen Verlauf sich die Traditionen der finnischen Goldsucher bildeten. Sie gehörten zu den Pionieren, die einige Jahrzehnte später zum Klondike gingen.

Bereits zu Beginn des 20. Jahrhunderts begannen russische Geologen über den enormen Mineralienreichtum der Kola-Halbinsel, Taimyr, Ostsibirien, zu sprechen. Nikolai Urvantsev, der zur Suche nach Kohlevorkommen an der Mündung des Jenissei geschickt wurde, entdeckte Platin, Nickel, Kupfer - den luxuriösen Lagerstättenkomplex von Norilsk. In den 1920er Jahren entdeckte Alexander Fersman die reichsten Vorkommen an Kupfer-Nickel-Erzen und Apatiten auf der Kola-Halbinsel. Die Expeditionen von Yuri Bilibin und Valentin Tsaregradsky gaben dem Land das Gold von Kolyma.

Die Lagerstättengruppe Tomtor östlich von Taimyr ist ziemlich einzigartig. Bereits 1959 entdeckt, erregte das Array lange Zeit kein großes Interesse, bis Ende der 1980er Jahre klar wurde, dass sich darin wahrer Reichtum verbirgt. Nibo, Yttrium, Scandium, Lanthan, Cer, Praseodym, Neodym, Samarium, Europium, Titan – Tomtor gehört zu den größten erzführenden Provinzen der Welt.

Nach und nach offenbart sich die riesige Speisekammer Grönlands. Bereits heute werden auf der Insel Vorkommen von Blei-Zink-Erzen Marmoriliyka ausgebeutet, wo 10 % aller Weltreserven dieser Metalle liegen. Uran, Chrom werden hier abgebaut, Molybdän wird für die Entwicklung vorbereitet ... Die Arktis ist eine riesige Ressource an Mineralien, die eine Schlüsselrolle bei der Entwicklung einer neuen Art von Wirtschaft und der Befreiung der Menschheit von der "Ölabhängigkeit" spielen kann. Es sei denn natürlich, die Natur gibt uns Zeit.

warme Zukunft

Die Arktis spielt eine große Rolle in unserem Leben, auch wenn wir es selbst nicht bemerken. Dies ist gewissermaßen die „Küche des Wetters“: Im Zusammenspiel mit Luftströmungen aus subtropischen Breiten formt sie das Klima der gesamten gemäßigten Zone. Von hier aus steigen riesige Gletscher mit beneidenswerter Konstanz nach Süden hinab und reißen alles mit sich, was sich ihnen in den Weg stellt ...

Gleichzeitig bleibt die Arktis bemerkenswert anfällig. Eine Temperaturänderung von nur ein oder zwei Grad ändert hier alles. In den Polarregionen ist „plus oder minus eins“ die Erhaltung oder das Verschwinden von Schnee, Eis und Permafrost. Dies ist Leben oder Tod für viele Pflanzen- und Tierarten, die sich entwickelt haben, um in der Kälte zu leben. Die Natur der Arktis ist äußerst fragil, die Zusammenhänge ihrer Ökosysteme komplex und schlecht vorhersehbar. Die Arktis ist immer noch weitgehend Terra Incognita.

Wo sonst kann man noch klassische geografische Entdeckungen machen? Aber erst im Sommer 2015 entdeckte eine russische Expedition zu den Archipelen Franz-Josef-Land und Novaya Zemlya neun Inseln mit einer Größe von bis zu 2 km, die auf den modernsten Karten nicht zu finden waren, und eine zuvor bekannte Bucht stellte sich als solche heraus eine Meerenge ... Es sieht so aus, als würden wir Karten des Nordens noch lange und noch länger anpassen, um Symbole für neue Mineralvorkommen anzuwenden. Wem sollte die Arktis gehören, wenn nicht Russland?

Russland beansprucht Meeresbodengebiete jenseits der 200-Meilen-Zone innerhalb des gesamten russischen Polarsektors, einschließlich der Nordpolzone und der Südspitze des Gakkel-Rückens. Wir sprechen über die Fläche des erweiterten Festlandsockels im Arktischen Ozean, die 1,2 Millionen Quadratmeter beträgt. Kilometer.

Daran erinnern, dass Russland im Jahr 2001 einen allgemeinen Antrag auf Anerkennung des Festlandsockels gestellt hat Russisches Territorium. Es betraf sowohl das Ochotskische Meer als auch den arktischen Teil. Im Jahr 2004 wurde beschlossen, diese Anwendungen zu trennen.

Im Jahr 2014 gab die UN-Kommission für die Grenzen des Festlandsockels dem Antrag Russlands statt, eine Enklave mit einer Fläche von 52.000 Quadratkilometern im mittleren Teil des Ochotskischen Meeres in seinen Festlandsockel aufzunehmen. Auf eine weitere Anfrage forderten Mitglieder der Kommission Russland auf, zusätzliche Informationen bereitzustellen.

Im Februar 2015 reichte die russische Delegation einen aktualisierten Antrag für die Arktis bei der Kommission ein.

Es sei darauf hingewiesen, dass die Fragen der Nutzung und Entwicklung verschiedener Zonen des Weltozeans durch das Seerechtsübereinkommen der Vereinten Nationen von 1982 geregelt sind. Derzeit sind 155 Länder Vertragsparteien des Übereinkommens. Russland hat die Konvention 1997 ratifiziert.

Die Kommission zur Begrenzung des Festlandsockels wurde in Übereinstimmung mit dem UN-Seerechtsübereinkommen geschaffen. Es besteht aus 21 Experten. Alle sind Spezialisten auf dem Gebiet der Geologie, Geophysik oder Hydrographie. Experten werden für eine Amtszeit von fünf Jahren gewählt.

Quellen

Vielversprechende Wassergebiete machen bis zu 40% der Meeresfläche Ostrusslands aus (25% an Land). Die Kohlenwasserstoffressourcen der Wassergebiete sind mehr als doppelt so hoch wie an Land, selbst wenn man die riesigen Öl- und Gasregionen Jakutiens berücksichtigt.

Kohlenwasserstoffpotential des westarktischen Schelfs

Seit Ende der 70er Jahre des letzten Jahrhunderts wurden in der UdSSR die ernsthaftesten Maßnahmen ergriffen, um auf dem Festlandsockel nach Lagerstätten zu suchen. Seit einem Jahrzehnt übertrifft die Effizienz der geologischen Erkundung im Ochotskischen Meer, in der Barentssee und in der Karasee die besten Errungenschaften der Welt. Besonders beeindruckende Ergebnisse wurden in der Arktis erzielt: In der Barents-, Petschora- und Karasee wurden nicht nur mehr als 100 Öl- und Gasvorkommen identifiziert, sondern auch 11 Felder entdeckt.

Darunter sind vier einzigartige Gasreserven mit Kondensat in der Barents- und Karasee, zwei große Gasfelder in der Barentssee und ein großes Öl- und Öl- und Gaskondensatfeld in der Petschorasee. In diesem Bereich am meisten letzten Jahren Vier weitere Ölfelder wurden entdeckt und zwei große Gasfelder in der Ob-Bucht. Nach offiziellen Schätzungen des Eisenbahnministeriums machen die Barents- und Karasee etwa 80% der anfänglichen potenziellen Kohlenwasserstoffressourcen des gesamten russischen Festlandsockels aus, deren potenzielle Reserven sich auf 90 Milliarden Tonnen Standardbrennstoff (13 Milliarden Tonnen) belaufen Tonnen Öl und 52 Billionen Kubikmeter Gas).

Die ersten sehr voreiligen und überoptimistischen Prognosen für die Entwicklung von Feldern auf dem arktischen Schelf wurden nach dem Erhalt eines industriellen Ölzuflusses im Jahr 1982 im Peschanoozerskoye-Feld auf der Insel Kolguev und ein Jahr später - einer Gasfontäne auf der Murmansk - gemacht Struktur in der Barentssee. Deklarative Erklärungen und Vorschläge wurden an Regierungs- und Parteiorgane über die Gasversorgung der Region Murmansk, Karelien und der Region Leningrad sowie über die hohe Ölförderung auf dem Peschanoozerskoye-Feld und seinen voraussichtlichen Export geschickt. Bei diesen „Beziehungen“ wurden die Schätzungen der identifizierten Reserven immer wieder überschätzt, da die Aufregung nicht von jenen ausgelöst wurde, die in direktem Zusammenhang mit den Funden standen und die ersten Ergebnisse realistisch einschätzten (ihre Meinung wurde ignoriert). Wegen dieses Rummels ging sogar eine Kommission des Brennstoffbüros des Zentralkomitees der KPdSU nach Kolguev, nach dessen Besuch eine Straßenverladung mit Öl aus dem Peschanoozerskoye-Feld arrangiert wurde. Die versprochenen Reserven der beiden „Erstgeborenen“ wurden nicht bestätigt, aber spekulative Erklärungen über die Entwicklung des Murmansker Gasfeldes wurden bis vor kurzem gelegentlich wieder aufgenommen.

Mit der Entwicklung der Lagerstätten Shtokman und Prirazlomnoye begannen sie, die rosigsten Aussichten und sozioökonomischen Folgen zu assoziieren. Laut der Mitte des letzten Jahrzehnts verabschiedeten Machbarkeitsstudie (FS) hätte die Ölförderung in Priraslomnoje 1999 beginnen können. Laut dem Shtokman-Projekt wurde bereits in den Sowjetjahren ein internationales Konsortium unter Beteiligung des Ministeriums für Ölindustrie und großer ausländischer Ölunternehmen - Conoco (USA), Norsk Hydro (Norwegen), Neste, jetzt Fortum (Finnland) - gegründet. , die vor dem Jahr 2000 mit der Gasförderung beginnen wollen.

Es sei darauf hingewiesen, dass dies das größte bekannte Offshore-Feld der Welt in Bezug auf die erkundeten Gasreserven ist. Die Feldausrüstung und ihre Entwicklung erfordern die Lösung komplexer technischer und technologischer Probleme aufgrund von Meerestiefen von mehr als 300 Metern, strengen Eisbedingungen und einer Entfernung von mehr als 550 Kilometern von der Küste von Murmansk.

Die Ergebnisse der Explorationsarbeiten auf dem Schelf in der westlichen Arktis können ohne Übertreibung als fantastisch bezeichnet werden. In den letzten 25-30 Jahren waren sie in anderen Offshore-Gebieten der Welt nicht gleich, aber die in der Karasee entdeckten Lagerstätten Leningradskoye und Rusanovskoye sind noch größer als die Shtokmanovskoye. Es stimmt, von der Entdeckung all dieser Überriesen bis zu ihrer Entwicklung - "eine riesige Distanz"! Aus verschiedenen Gründen und im letzten Jahrzehnt - auch wegen der Krisenlage der gesamten Wirtschaft des Landes.

Anfänglich konzentrierten sich die Arbeiten auf dem arktischen Schelf auf die Suche, Exploration und Erschließung von Ölfeldern. Tatsache ist, dass trotz des raschen Wachstums der Ölförderung im Land auf Kosten Westsibiriens infolge eines starken Rückgangs der Effizienz der geologischen Erkundung große Schwierigkeiten bei der Reproduktion nachgewiesener Ölreserven auftraten. In den frühen 1970er Jahren überschritt die UdSSR die jährliche Produktionsgrenze von 300 Millionen Tonnen. In kurzer Zeit verdoppelte sie sich, gleichzeitig wurde jedoch deutlich, dass sowohl in den Förderregionen als auch in den unerschlossenen erdölversprechenden Territorien die Entdeckung neuer Ölfelder erschlossen wird, die sich hinsichtlich der Reserven mit den Giganten vergleichen lassen in Westsibirien und der Wolga-Region ist unwahrscheinlich. Aber dann war die Aufgabe, die Ölförderung in 20 Jahren auf 1 Milliarde Tonnen zu bringen, so dass die Erschließung der Kohlenwasserstoffressourcen des Festlandsockels, vor allem der Westarktis, zu einer der dringendsten nationalen Wirtschaftsaufgaben wurde.

Schon in den ersten Jahren der Arbeit wurde klar, dass die Entdeckung großer Ölfelder in den für die Entwicklung am besten zugänglichen Barents- und Karasee unwahrscheinlich ist, und dies wurde bestätigt. Nach der Entdeckung von Gasgiganten waren hier überhaupt keine Gaszuwächse geplant: Pläne zur Erhöhung der Ölreserven wurden noch von oben „gesenkt“.

Inzwischen sind 17 Vorkommen in der westlichen Arktis bekannt. Aber nur zwei von ihnen können in absehbarer Zeit als echte Objekte für die Ausbeutung angesehen werden - Shtokman und Prirazlomnoye. Im Übrigen ist es sehr wahrscheinlich, dass nur die Ölfelder, die Ende der 1990er Jahre in der Petschora-See entdeckt wurden, zu „Satelliten“ von Prirazlomnoye werden können – einige Jahre nach Beginn seiner Entwicklung und Exploration. Selbst die einzigartigen und sehr großen Kondensatgasfelder in der Barents- und Karasee sind noch immer nicht sehr attraktiv für Investitionen, was die Kapitalintensität der Erschließung betrifft. Die Auswahl an Entwicklungsobjekten ist äußerst begrenzt, da dies ohne Investitionen, die dem jährlichen Budget des Landes in den letzten Jahren entsprechen, nicht möglich ist. Zum Beispiel das Prirazlomnoye-Feld. Nach unserer Einstufung ist dies ein großes Feld - mindestens 75 Millionen Tonnen förderbarer Ölreserven. Ich möchte Sie daran erinnern, dass seine Entwicklung laut einer Machbarkeitsstudie bereits vor zwei Jahren hätte beginnen können. Heute heißen sie 2004-2005. Probleme: Das erste ist der Mangel an Kapitalinvestitionen in Feldeinrichtungen. Um mit der Entwicklung von Prirazlomnoye zu beginnen, sind Investitionen von mehr als einer Milliarde Dollar von ausländischen Partnern erforderlich. Davon mindestens 20 Prozent – ​​für den Wiederaufbau von „Sevmashpredpriyatie“, das Technologieplattformen aufbauen soll. Bisher hat sich die Gesamtinvestition mit Beteiligung sowohl des ehemaligen als auch des aktuellen Partners von Rosshelf nur diesen 20 Prozent angenähert. Der zweite Grund sind Zweckmäßigkeitserwägungen. Es bestehen noch Voraussetzungen für die Entdeckung relativ großer Ölfelder in der Hauptförderregion Russlands - dem Chanty-Mansiysk Okrug und in seiner Nachbarschaft - im Süden von Jamal. Im europäischen Norden, in den nördlichen Regionen der Republik Komi und in der Region Archangelsk umfasst die Bilanz des Landes mehr als 100 Felder mit förderbaren Gesamtreserven von etwa 1,3 Milliarden Tonnen, von denen weniger als die Hälfte erschlossen wird, etwa 15 bereit für die Entwicklung, und mehr als 40 befinden sich in der Exploration und Erhaltung. Angesichts dessen wird die Notwendigkeit, Prirazlomnoye zu entwickeln, sehr zweifelhaft. Und laut der erwähnten Machbarkeitsstudie wurde seine Entwicklung am Rande der Rentabilität eingeschätzt. Und wir können nicht über den Beitrag zur rein russischen Produktion sprechen. Zumindest ist es im Entwurf des Staatskonzepts der Energiepolitik der Russischen Föderation bis 2020 nicht vorgesehen. Ja, und Shtokman-Gas wird laut diesem Projekt irgendwann nach 2010 auftauchen. Bis 2015 könnte sein Anteil 7-8% der Gesamtproduktion des Landes erreichen.

Der unzureichende Ersatz von Reserven sowohl in der Öl- als auch in der Gasindustrie hat das Land bereits vor acht Jahren an den Rand der Energiesicherheit gebracht, aber die Situation beim Gas hat sich in den letzten Jahren verschlechtert.

Die Reserven des Shtokman-Feldes und seine Entwicklung sind keine Rettung für die Gasindustrie. Die unbestrittene Ressourcenbasis für die Entwicklung der Gasförderung in Russland sind die erkundeten Reserven in den Jamal-Feldern. Kürzlich kamen Wissenschaftler aus Moskau und Nowosibirsk zu derselben Einschätzung. Die gesamten nachgewiesenen Gasreserven auf der Halbinsel sind dreimal größer als die des Shtokman-Feldes, und zwei Drittel davon konzentrieren sich auf drei benachbarte riesige Felder - Kharasaveyskoye, Kruzenshternovskoye und Bowanenkovskoye, die für die Entwicklung vorbereitet sind. Und wenn mit ihrer Entwicklung begonnen wird, wird die Investitionsattraktivität der Rusanovsky- und Leningradsky-Gasüberriesen in der Karasee, die sich in Tiefen von weniger als 100 m und nur 100-150 km von Kharasavey entfernt befinden, stark zunehmen. Die förderbaren Reserven dieser Lagerstätten sind fast doppelt so groß wie die Reserven des Shtokman-Feldes. Es herrscht eine sehr schwierige Eissituation. Aber ihre Unterwasserfischereiausrüstung ist ein lösbares Problem. Die gesamte Kapitalintensität der Entwicklung beider Felder ist also fast halb so hoch wie die des Shtokman-Feldes.

Dennoch investiert der Staat seit 10 Jahren rund 3 Milliarden Dollar in die organisatorische und logistische Unterstützung der Erschließung des Schelfs der Barentssee. Im System des Mingazprom wurde ein spezialisiertes Zentralbüro geschaffen, das spezialisierte Unternehmen in Murmansk umfasste, die für die Arbeit in der Arktis gut ausgestattet und mit geschultem Personal besetzt waren, wobei alle Küsteninfrastruktureinrichtungen bis 1992 fast fertiggestellt waren.

Für die Region Murmansk ist die Entwicklung der Lagerstätten Shtokman und Prirazlomnoye ein Zukunftsmusik. Und die Meise in der Faust könnte schneller und kostengünstiger entwickelt werden. Es ist ratsam, die Erkundung im Kola-Regal fortzusetzen, wo sich ein sehr vielversprechendes Objekt befindet. Dies ist eine Zone von Riffmassiven, an deren Fortsetzung - im norwegischen Teil der Barentssee - Öl gewonnen wurde. Nach vorsichtigsten Schätzungen kann davon ausgegangen werden, dass in dieser Zone etwa 150 Millionen Tonnen förderbarer Ölreserven erkundet werden können. In 8-10 Jahren nach Beginn der Arbeiten an ihrer Entwicklung kann mit der Organisation der Ölraffination an der Kola-Küste das Problem der Selbstversorgung der Region Murmansk mit Ölprodukten gelöst werden.

Um die Frage ein für alle Mal zu beantworten, ob die Region die Aussicht hat, eine eigene Ölförderung mit allen nachfolgenden sozioökonomischen Folgen aufzubauen und zu entwickeln, ist es notwendig, in zwei oder drei Sommersaisonen genaue seismische Untersuchungen durchzuführen und zu begründen auf der Grundlage der Ergebnisse zwei oder drei Bewertungsbohrungen mit einer Tiefe von 2,6 bis 2,8 km bohren und testen. Dazu sind keine Milliarden von Dollar erforderlich. Für die seismische Erkundung reichen anderthalb zehn Millionen aus. Die Bohrungen werden eine Größenordnung mehr erfordern, aber gemäß den Bedingungen der Auktion wird es sicherlich Investoren von führenden russischen Ölunternehmen geben.

Was das Problem der Entwicklung der arktischen Schelfressourcen im Allgemeinen betrifft, so wurde auf der jüngsten V. Internationalen Konferenz in St. Petersburg, die speziell seiner Lösung gewidmet war, zum ersten Mal eine realistische Bewertung vorgenommen - dies ist die Aufgabe der gesamten ersten Hälfte von dieses Jahrhundert.

Die Ölproduktion in den arktischen Regionen und auf dem Schelf der Russischen Föderation soll bis 2010 250 Millionen Tonnen pro Jahr überschreiten, sagte Ivan Glumov, der damalige stellvertretende Minister für natürliche Ressourcen der Russischen Föderation, in einer Rede in St. Seas of Russia. Er verwies auf die Berechnungen von Spezialisten des Ministeriums für natürliche Ressourcen der Russischen Föderation, die die Grundlage des Programms zur rationellen Nutzung natürlicher Ressourcen für den Zeitraum 2002-2004 bildeten, das im August 2001 von der Regierung genehmigt wurde Millionen Tonnen Öl und 520 Milliarden Kubikmeter Erdgas pro Jahr. Im Autonomen Okrug der Nenzen und auf dem Schelf der Barents- und Karasee - etwa 40 Millionen Tonnen Öl und bis zu 70 Milliarden Kubikmeter Gas pro Jahr, auf dem Sachalin-Schelf - etwa 20 Millionen Tonnen Öl und 30 Milliarden Kubikmeter Gas pro Jahr. Der Hauptteil der Arbeit am Regal wird auf der Grundlage der Produktionsteilung durchgeführt. Dies ist die optimistischste Einschätzung der Entwicklung der Öl- und Gasförderung in der westlichen Arktis.

Referenz

Prirazlomnoye-Feld

Das Ölfeld Prirazlomnoye befindet sich in der Petschorasee (dem südöstlichen Teil der Barentssee), 60 km von der Küste entfernt in einer Tiefe von 20 Metern. Die förderbaren Ölreserven übersteigen 70 Millionen Tonnen. Russische Wissenschaftler sprechen jedoch nach den Ergebnissen einer 3D-Seismik auf dem Feld von Reserven in Höhe von 100 Millionen Tonnen.

Das Prirazlomnoye-Feld wurde 1989 von der russischen Vereinigung Arktikmorneftegazrazvedka entdeckt.

Die Lizenz für die Erschließung der Lagerstätte Prirazlomnoye gehört Rosshelf.

Die Erschließung der Lagerstätte Prirazlomnoye wird auf der Grundlage einer Produktionsteilungsvereinbarung erwartet.

Zur Umsetzung des Projekts sind Investitionen in Höhe von mindestens 1,3 bis 1,5 Milliarden US-Dollar erforderlich.

Die Produktion von industriellem Öl auf dem Feld sollte 2003 beginnen, jedoch ist die Produktion nicht organisiert und wird aus einer Reihe von technischen, infrastrukturellen und finanziellen Gründen wahrscheinlich nicht in naher Zukunft durchgeführt.

Öl soll von einer eisfesten Plattform gefördert werden, die vom Archangelsker Unternehmen Sevmashpredpriyatie gebaut und zum Feld geschleppt werden soll. Der Generaldesigner der eisbeständigen Plattform ist die britische Firma Brown&Root. Die wichtigsten Subunternehmer sind TsKB MT Rubin, TsKB Coral und Sevmashpredpriyatie.

Die eisbeständige Plattform für die Entwicklung von Prirazlomnoye ist Oberseiten mit einem Gewicht von 35.000 Tonnen, die auf einem Caisson mit einem Gewicht von 60.000 Tonnen installiert werden. Der Caisson wird auch zur Lagerung von gefördertem Öl (bis zu 120.000 Tonnen) verwendet.

Das maximale Volumen der Ölförderung soll im dritten Jahr der Feldentwicklung (5,8 Millionen Tonnen) erreicht werden.

Strategischer Partner von Rosshelf und Gazprom bei der Entwicklung des Prirazlomnoye-Feldes ist seit 1994 das australische Unternehmen Broken Hill Propertiary Petroleum (BHP Petroleum), eine Tochtergesellschaft der diversifizierten Holding Broken Hill Propertiary (Haupttätigkeitsbereiche Metallurgie, Bergbau). , Diamanten, Chemie usw.). Im Januar 1999 gab das australische Unternehmen jedoch offiziell seinen Rückzug aus dem Projekt bekannt und erklärte, dass die für die Entwicklung von Prirazlomnoye erforderlichen Investitionen im Vergleich zu anderen Projekten, an denen das Unternehmen beteiligt ist, ungerechtfertigt hoch seien.

Unterdessen führen einige unabhängige russische Beobachter den Ausstieg von BHP aus dem Projekt auf Probleme zurück, mit denen die Holding nach der Finanzkrise 1998 in Südostasien konfrontiert war. Ende 1998 bis Anfang 1999 weigerte sich BHP Petroleum auch, sich an Projekten zur Entwicklung einer Reihe von Kohlenwasserstofffeldern im Golf von Mexiko, in der Nordsee und in Vietnam zu beteiligen.

Im März 1999 wurde zwischen Gazprom und dem deutschen Konzern BASF ein strategisches Partnerschaftsabkommen unterzeichnet, das die Beteiligung von BASF an der geologischen Exploration und Erschließung von Öl- und Gasfeldern in Russland durch ihre Tochtergesellschaft Wintershall vorsieht.

Im Juli 1999 gaben die Firma Rosshelf und die Weltbank den Beginn öffentlicher Anhörungen zum Feldentwicklungsprojekt Prirazlomnoye bekannt, deren Zweck darin bestand, festzustellen, ob das Projekt den Anforderungen der Weltbank zum Umweltschutz entspricht. Bis Ende 1999 werden Anhörungen in drei Etappen stattfinden - in Archangelsk, Narjan-Mar und Sewerodwinsk. Basierend auf den Ergebnissen der Anhörungen wird über die weitere Umsetzung des Projekts entschieden.

Anfang Juli gab ein offizieller Vertreter des Unternehmens Rosshelf bekannt, dass BASF (Deutschland), Norsk Hydro und Statoil (Norwegen) den Wunsch geäußert haben, Partner von Rosshelf und Gazprom im Feldentwicklungsprojekt Prirazlomnoye zu werden.

Kohlenwasserstoffpotential des Schelfs der östlichen Arktis und der fernöstlichen Meere

Vielversprechende Wassergebiete machen bis zu 40% der Meeresfläche Ostrusslands aus (25% an Land). Die Kohlenwasserstoffressourcen der Wassergebiete sind mehr als doppelt so hoch wie an Land, selbst wenn man die riesigen Öl- und Gasregionen Jakutiens berücksichtigt. Die durchschnittlichen Ressourcenkonzentrationen in Offshore-Öl- und Gasbecken (20-25.000 t/km2) übersteigen die Ressourcendichte von Onshore-Öl- und Gasbecken (9.000 t/km2) erheblich; Die Eingeweide von Wassergebieten sind in Bezug auf flüssige Kohlenwasserstoffe vielversprechender. Auch Unterschiede in den Parametern der zonalen Ansammlungen von Öl und Gas, in der Größe der Land- und Offshore-Lagerstätten gewinnen praktische Bedeutung. So erreicht die Ressourcendichte in nachgewiesenen Öl- und Gasakkumulationszonen auf dem Sachalin-Schelf (Lunskaya, Monginskaya, Ekhabinskaya) 1.500.000 Tonnen/km2 und übersteigt die Indizes der territorialen Zonen erheblich. Die größten Offshore-Felder, beide mit nachgewiesenen Reserven von bis zu 450 Millionen Tonnen (Lunskoye, Arkutun-Daginskoye, Piltun-Astokhskoye) und prognostizierten Reserven von bis zu 400 Millionen Tonnen äquivalentem Brennstoff. übertreffen die größten in Jakutien entdeckten Onshore-Vorkommen - Talkanskoye (89,0 Millionen Tonnen), Sredne-Botuobinskoye (66,5 Millionen Tonnen), Chayandinskoye (33,0 Millionen Tonnen). Es wird erwartet, dass mehr als 50 Öl- und Gasfelder in den fernöstlichen und nordöstlichen Meeren entdeckt werden, mit Ressourcen von mehr als 50 bzw. 30 Millionen Tonnen Treibstoffäquivalent. und ungefähr 100 - mehr als 30 Millionen Tonnen Öl und 10 Milliarden m3 Gas. Die hier vorhergesagten Zonen der Öl- und Gasakkumulation sind durch spezifische Dichten von Kohlenwasserstoffressourcen von bis zu 500-1500 Tausend gekennzeichnet. t/km

Die in den 90er Jahren gewonnenen Daten belegen die Existenz eines höheren Öl- und Gaspotentials der nordöstlichen (östlichen Arktis) Meere. Am 1. Januar 1998 beliefen sich die anfänglich förderbaren Kohlenwasserstoffressourcen auf 15857 Millionen Tonnen Referenzbrennstoff, einschließlich 4575 Millionen Tonnen Öl und Kondensat und 11282 Milliarden m3 Gas. So stiegen die Ressourcen für Öl und Kondensat um 214 %, für Gas um 170,9 %. Aufgrund des Explorationsstands und der Komplexität und Kapitalintensität der Erschließung ist diese gesamte Region jedoch eine Reserve für eine ziemlich ferne Zukunft. Die Erschließung dieser Felder wird eine enorme Kapitalkonzentration erfordern und kann wahrscheinlich zu einem Tätigkeitsfeld für internationale Konsortien werden allgemeine Kontrolle Russland.

Auf dem Schelfgebiet der Laptewsee. 320.000 Quadratkilometer, 13,1.000 Linienkilometer an seismischen Profilen wurden bisher fertiggestellt. Der Schelf der Laptewsee wurde von regionalen Studien noch nicht vollständig erforscht. Die im Süden identifizierten Sedimentbecken (die Mächtigkeit der Sedimentdecke beträgt mehr als 10 km) sind im nördlichen Teil nicht eingezeichnet. Während der geologischen Zoneneinteilung für Öl und Gas wurde eine unabhängige Öl- und Gasregion Laptev Sea (OGO) identifiziert. Der südwestliche Teil der Laptevsee wird von der Anabar-Khatanga OGO besetzt. In diesem Abschnitt werden drei öl- und gasführende Komplexe identifiziert: Karbonat aus dem späten Proterozoikum, terrigene aus dem oberen Perm und terrigene aus der Jura-Kreide-Zeit. Nach neuesten Schätzungen werden die prognostizierten Ressourcen auf etwa 8700 Millionen Tonnen festgelegt, von denen mehr als 70 % Öl sind.

In der Ostsibirischen und Tschuktschensee wird das Vorhandensein großer lokaler Objekte mit einer vielversprechenden Fläche von bis zu 1,0-1,5 Tausend Quadratmetern erwartet. km und prognostizierte förderbare Ressourcen von mehr als 1 Milliarde Tonnen Brennstoffäquivalent. Öl dominiert. Hier wurden fünf öl- und gasführende Becken (OGB) identifiziert, von denen Nowosibirsk, Nord-Tschukotka und Süd-Tschukotka von größtem Interesse sind. Das Öl- und Gasbecken Süd-Tschukotka liegt auf der epimesozoischen Platte, die Dicke der känozoischen Sedimentschicht erreicht 4-5 km. Einzelne Profile umreißen hier eine große (Fläche von mehr als 1200 km2) Hebung mit einer Amplitude von mehr als 400 m. Günstige geologische Bedingungen ermöglichen es, hier das Vorhandensein riesiger mehrschichtiger Kohlenwasserstofflagerstätten vorherzusagen. Das Nord-Tschukotka-OGB zeichnet sich durch die Entwicklung einer dicken (mindestens 13 km) Sedimentsequenz aus, in der die gleichen Komplexe wie im OGB von Alaska unterschieden werden. Nach offizieller Schätzung betragen die förderbaren Ressourcen der Ostsibirischen und Tschuktschensee etwa 9 Milliarden Tonnen Kohlenwasserstoffe, und der Ölanteil übersteigt 2,7 Milliarden Tonnen nicht. Unter Berücksichtigung der Daten zur Korrelation mit dem OGB von Alaska kann diese Schätzung um mindestens das Zweifache erhöht werden.

Innerhalb des Schelfs des Beringmeeres gibt es drei OGBs: Anadyr, Khatyr und Navarin. Das Öl- und Gaspotenzial der Öl- und Gasfelder Anadyr und Khatyr ist in ihren kontinentalen Regionen vertreten, wo 6 kleine Kohlenwasserstoffvorkommen entdeckt wurden, von denen 4 erkundet wurden. Das Öl- und Gaspotenzial des Navarino-Beckens wurde im amerikanischen Sektor nachgewiesen. Das Hauptöl- und Gaspotenzial ist auf die neogenen Lagerstätten beschränkt, Öl- und Gasmanifestationen sind jedoch im gesamten paläogenen Abschnitt zu verzeichnen. Die Gesamtdicke der Sedimentschichten erreicht 7 km. Potenzielle förderbare Ressourcen des Beringsee-Schelfs werden auf das Niveau von 1 Milliarde Tonnen Treibstoffäquivalent geschätzt, diese Schätzung ist jedoch minimal.

Die Überprüfung wurde unter Verwendung von Materialien des Ministeriums für wirtschaftliche Entwicklung Russlands erstellt

Russische Zivilisation

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Einführung

Der von Jahr zu Jahr wachsende Erschöpfungsgrad der entdeckten Lagerstätten führt dazu, dass neue vielversprechende Gebiete in die Erschließung einbezogen werden müssen. In Russland hat die Erschöpfung der Öl- und Gasfelder heute 50% überschritten, während selbst die maximale Entwicklung der bereits erkundeten Reserven nicht in der Lage sein wird, das geplante Niveau der Öl- und Gasproduktion bereitzustellen. Das Erreichen dieses Niveaus ist ohne die Erschließung des arktischen Schelfs unmöglich, der etwa 20 % der weltweiten Ressourcen enthält und in Zukunft zu einer der Hauptquellen für Kohlenwasserstoffe des Landes werden wird.

Die Aufgaben, die die Energiepolitik der arktischen Länder der Öl- und Gasindustrie stellt, können nur mit einer Steigerung des Entwicklungstempos der Region erreicht werden, was durch eine intensivere geologische Erkundung (GE) erreicht werden kann.

Die Erschließung der arktischen Reserven erfordert jedoch aufgrund der extremen Wasser- und Wetterbedingungen und der großen Entfernung von bewohnten Gebieten enorme Investitionen. Diese Tatsache ist der Grund für die Unrentabilität vieler arktischer Projekte, die auf bestehenden Bergbautechnologien basieren. Jedes arktische Feld ist einzigartig und erfordert die Entwicklung spezieller technischer Lösungen. Darüber hinaus brauchen Bergbauunternehmen günstige Bedingungen vom Staat, und einer der Hauptfaktoren für die wirtschaftliche Effizienz von Arktisprojekten ist das Steuersystem.

Für die stark von der Energiegewinnung abhängige russische Wirtschaft ist die Entwicklung der Arktis von großer Bedeutung. Die Praxis zeigt, dass einige Länder erfolgreich Öl und Gas in den Nordmeeren fördern. Allerdings in Russland dieser Moment Nur ein Feld auf dem arktischen Festlandsockel wurde kommerziell in Betrieb genommen. Daher sind die Analyse von Ansätzen zur Entwicklung des arktischen Schelfs anderer Länder und die Untersuchung ausländischer Erfahrungen mit der staatlichen Stimulierung von Investitionen in die Entwicklung arktischer Ressourcen jetzt äußerst relevant. wirtschaftliches Schelfölfeld

Gleichzeitig ist Norwegen von größtem Interesse, da es seine Wirtschaft erfolgreich auf der Grundlage der Produktion von Kohlenwasserstoffen entwickelt. Darüber hinaus hat Norwegen Zugang zum gleichen arktischen Meer wie Russland und ist dort aktiv an der industriellen Produktion beteiligt.

Der Zweck der Arbeit ist eine vergleichende Analyse der Herangehensweisen von Ländern an die Entwicklung von Öl- und Gasressourcen des arktischen Schelfs und die Identifizierung von Möglichkeiten zur Anwendung ausländischer Erfahrungen in Russland. Gegenstand der Forschung sind Öl- und Gasfelder auf dem arktischen Schelf, Gegenstand der Forschung der Prozess ihrer Entwicklung.

Zweifellos wurden bis heute viele Arbeiten über die Aktivitäten der Länder des Arktischen Beckens geschrieben, die verschiedene Aspekte der Entwicklung des Arktischen Schelfs aufzeigen. In dieser Arbeit werden im Rahmen des gewählten Themas folgende Aufgaben gestellt:

Untersuchung der natürlichen und wirtschaftlichen Bedingungen für die Entwicklung des arktischen Schelfs in Russland, Norwegen, den USA und Kanada und Durchführung ihrer vergleichenden Analyse;

Bewertung der wirtschaftlichen Effizienz des Arktis-Projekts im Hinblick auf das russische und norwegische Steuersystem;

Analysieren Sie auf der Grundlage der Berechnungen die Ansätze Russlands und Norwegens und bewerten Sie die Möglichkeit, die norwegischen Erfahrungen in Russland anzuwenden.

Die Wirtschaftlichkeit des Projekts wird anhand des Modells des Autors für die Entwicklung eines bedingten Ölfelds im südlichen Teil der Barentssee in Russland berechnet.

1. Vergleichende Analyse natürliche und wirtschaftliche Bedingungen für die Entwicklung des arktischen Schelfs in Russland, Kanada, den USA und Norwegen

1.1 Ressourcenpotenzial und geologisches Wissen des arktischen Schelfs

Der zunehmende Entwicklungsgrad der kontinentalen Reserven und der Bedarf an Kohlenwasserstoffrohstoffen sind zum Grund für aktive Erkundungsarbeiten in den Gewässern des Weltozeans geworden. Die Kohlenwasserstoffreserven des arktischen Schelfs sind im Vergleich zu anderen Regionen von Bergbauunternehmen praktisch unberührt.

Die Arktis ist der Teil des Schelfs, der sich jenseits des Polarkreises nördlich von 63? 33 "N befindet. Der Unterwasserteil des Festlandes umfasst Binnengewässer, Küstenmeere und den Festlandsockel. Gemäß der UN-Konvention über das Gesetz des Meeres von 1982 wird der Teil des Meeresbodens als Festlandsockel anerkannt, der sich außerhalb des Küstenmeers befindet (darf sich über eine Entfernung von nicht mehr als 350 Meilen erstrecken). Innerhalb dieses Gebiets hat der Küstenstaat das ausschließliche Recht, natürliche zu nutzen Ressourcen.

Bis heute wurde der arktische Schelf ziemlich schlecht und ungleichmäßig untersucht. Das Ressourcenpotenzial des Untergrunds der Arktis ist enorm. Der US Geological Survey (USGS) schätzt, dass es etwa 22 % der ungenutzten, technisch förderbaren Öl- und Gasressourcen (412 Milliarden boe) gibt, von denen 84 % vor der Küste liegen. Darunter etwa 90 Milliarden Barrel Öl und 47,3 Billionen. m 3 Gas.

Gründe für die schlechten geologischen Kenntnisse des arktischen Festlandsockels

Die weitere Erschließung der Arktis ist mit einer Erhöhung des Explorationsvolumens für die Untersuchung von Kohlenwasserstoffressourcen und der Vorbereitung der Erschließung identifizierter Öl- und Gasfelder verbunden. Aber die Exploration erfordert, wie jedes Geschäft, einen Vergleich der Ergebnisse mit den Kosten. Das arktische Schelf ist durch sehr strenge Natur gekennzeichnet Klimabedingungen was zu hohen Arbeitskosten in allen Phasen und Stadien des Explorationsprozesses führt. Vielversprechende Gebiete sind sehr weit von bewohnten Gebieten entfernt, was die Entwicklung arktischer Lagerstätten weiter erschwert. Nicht jeder Bereich kann die steigenden Kosten der Investoren rechtfertigen, was auf die hohen Risiken dieser Tätigkeit hinweist. Kostengünstige Entwicklung erfordert ein hohes Maß Erforschung des Regals und riesige Investitionen. Daher ist der arktische Schelf bisher nur eine potenzielle Quelle für Kohlenwasserstoffe.

Schwere Eisbedingungen haben einen großen Einfluss auf die Durchführung geologischer Erkundungen (viele Becken sind durch eine durchgehende Eisbedeckung gekennzeichnet). Die Arktis ist geprägt von großen Eisbergen, die am häufigsten in der Barentssee zu finden sind, starke Winde, Schneefälle und Eisregen. In den meisten Fällen bestimmen Eislasten die Wahl des Entwicklungskonzepts, die Höhe der Kapitalinvestitionen (Art der Struktur) sowie die Höhe der Betriebs- und Transportkosten (die Notwendigkeit, die Eisbedingungen zu kontrollieren, die Komplexität der Verkehrs- und Technologiesystem).

In letzter Zeit ist die Eisdecke der Arktis aufgrund der globalen Erwärmung geschrumpft. Dieser Trend wird nach den Prognosen des Ministeriums für Notsituationen Russlands bis zum Ende dieses Jahrhunderts anhalten. Nach Angaben russischer Politiker beginnt das Schmelzen des arktischen Eises Weitere Möglichkeiten für die Erschließung von Öl- und Gasressourcen des arktischen Schelfs, Vereinfachung der Gewinnung von Kohlenwasserstoffen. Westliche Experten glauben jedoch, dass der Klimawandel ernsthafte Umweltschäden verursachen und dem Bergbau in der Region gewisse Schwierigkeiten bereiten kann.

Die wirklichen Aussichten für die Ölressourcen des arktischen Schelfs können erst beurteilt werden, nachdem groß angelegte Prospektionen durchgeführt wurden. Erkundungsbohrungen auf dem arktischen Schelf sind im Vergleich zu anderen Gewässern durch hohe Kosten gekennzeichnet, da für die Durchführung Hilfsschiffe benötigt werden (für Eismanagement, zur Versorgung etc.) und weil die Arbeiten selbst nur im Freien möglich sind Wasserperiode.

Nur 6 Länder mit direktem Zugang zum Arktischen Ozean können die Kohlenwasserstoffreserven des arktischen Schelfs beanspruchen: Norwegen, Kanada, die USA, Russland, Island und Dänemark mit einer eigenen Insel Grönland. Die Öl- und Gasreserven der ersten vier Länder, die in der Entwicklung der Region am weitesten fortgeschritten sind, verteilen sich wie folgt (Abb. 1): Auf Russland und die Vereinigten Staaten entfallen die meisten Ölreserven (43,1 % und 32,6 %, bzw.) und Gasreserven - für Russland (93,1%).

Die Beaufort-, Barents-, Petschora-, Kara-, Tschuktschen-, Norwegische-, Grönland-, Ostsibirische und Laptewsee haben einen Festlandsockel jenseits des Polarkreises. Die ersten fünf von ihnen sind die am besten durch Erkundungsbohrungen untersuchten.

Nach Angaben der US Energy Information Administration (EIA) wurden im Oktober 2009 61 arktische Felder entdeckt: 43 in Russland (davon 35 im Westsibirischen Becken), 6 in den USA (Alaska), 11 in Kanada (Northwest Territories) und 1 in Norwegen.

Russland war das erste Land, das Kohlenwasserstoffreserven im Untergrund der Arktis fand. Es war das Tazovskoye-Gasfeld, das 1962 entdeckt wurde. Die russischen Offshore-Felder machen mehr als 60 % der Öl- und Gasressourcen der Arktis und mehr als 90 % ihrer nachgewiesenen Reserven (von denen mehr als 90 % Gas sind) aus.

Die wichtigsten Meeresbecken des russischen Teils des arktischen Schelfs umfassen die Barents-, Kara-, Ostsibirische, Tschuktschen-, Petschora- und Laptewsee.

Laut der Energiestrategie des Landes ist die Entwicklung von Öl- und Gasfeldern auf dem Schelf der russischen Meere einer der vielversprechendsten Bereiche für die Entwicklung der Rohstoffbasis der Öl- und Gasindustrie in Russland. Etwa 70% der Fläche des gesamten Festlandsockels der Russischen Föderation fallen auf den Festlandsockel der Arktiszone. Die Hauptaussichten für die Öl- und Gasförderung sind genau mit den arktischen Meeren verbunden, die nach Schätzungen des Ministeriums für natürliche Ressourcen die überwiegende Mehrheit (etwa 80%) der anfänglichen gesamten Kohlenwasserstoffressourcen des gesamten russischen Schelfs enthalten und Ökologie der Russischen Föderation, 84 % Gas und weniger als 13 % % - für Öl. Laut dem Direktor des Allrussischen Forschungsinstituts für Ozeanologie, V. D. Kaminsky, können die Aufgaben der Energiestrategie Russlands nicht ohne die Entwicklung des arktischen Schelfs gelöst werden. Es ist erwähnenswert, dass die aktuelle Strategie (bis 2030) davon ausgeht, dass fast die gesamte arktische Offshore-Gasförderung in Russland aus dem Shtokman-Feld stammen wird. Der Beginn des Betriebs wird jedoch ständig verzögert.

Die Schätzungen des Potenzials der Kohlenwasserstoffressourcen des arktischen Schelfs der Russischen Föderation variieren je nach Informationsquelle erheblich. Russische Schätzungen sind für alle Wassergebiete deutlich höher als USGS-Schätzungen. Nach Angaben des Ministeriums für natürliche Ressourcen der Russischen Föderation (01.01.2011) belaufen sich die voraussichtlichen Ressourcen des arktischen Schelfs auf 66,6 Mrd. t SKE. Tonnen, von denen sich die Ölressourcen auf 9 Milliarden Tonnen belaufen.

Bei der Bewertung des Öl- und Gaspotenzials des russischen Arktisschelfs werden normalerweise zwei Komponenten berücksichtigt: die Ressourcen des westlichen Arktissektors (Barents-, Petschora- und Karasee) und die Ressourcen des östlichen Arktissektors (Laptewsee, Ostsibirien und Tschuktschen). Meere). Die Meere der westlichen Arktis machen den größten Teil der Ressourcen aus (62 %), während diese Gebiete überwiegend gasführend sind (mit Ausnahme des Schelfs der Petschora-See). Was die östlichen arktischen Meere betrifft, so nimmt das größte Gewicht in den anfänglichen Gesamtressourcen das Öl ein. Am besten erforscht ist die westliche Arktis (die südliche Zone der Barentssee, der Petschora- und der Karasee).

Das Petschora-Schelf ist eine Fortsetzung der Öl- und Gasprovinz Timan-Pechora. Das bekannteste Feld in dieser Region ist das Prirazlomnoye-Feld mit Ölreserven in einer Tiefe von 20 m, etwa 70 Millionen Tonnen.Dies ist das einzige Feld auf dem arktischen Festlandsockel der Russischen Föderation, auf dem eine kommerzielle Produktion durchgeführt wurde (seit dem Ende 2013). Lizenzinhaber ist OOO Gazprom Neft Shelf, die zu 100 % im Besitz von OAO Gazprom ist. Auf dem Prirazlomnoye-Feld wurde eine eisbeständige Offshore-Plattform für die Ölförderung, -lagerung und -entladung installiert. Es kann das ganze Jahr über verwendet werden und lange Zeit autonom arbeiten. Das Unternehmen plant, auch benachbarte Felder (z. B. Dolginskoye) in die Entwicklung einzubeziehen, deren Öl an dieselbe Plattform geliefert wird. Diese Herangehensweise an die Entwicklung von Feldern, die ihre gemeinsame Entwicklung impliziert, ermöglicht es Ihnen, die Kosten zu optimieren und dementsprechend die Wirtschaftlichkeit der Entwicklung zu steigern.

Die Öl- und Gasprovinz East Barents ist die am besten erforschte Region der russischen Arktis. Fast alle nachgewiesenen Reserven sind hier durch Gas- und Gaskondensatfelder vertreten. In der zentralen Zone des russischen Teils der Barentssee befindet sich eines der größten Gaskondensatfelder der Welt - Shtokmanovskoye mit einer Fläche von 1400 km2. Die Gasreserven (in Kategorie C1) werden auf 3,9 Billionen geschätzt. m 3 (trotz der Tatsache, dass die Gasreserven der gesamten Provinz West Barents auf etwa 5 Billionen m 3 geschätzt werden), Kondensatreserven (in Kategorie C1) - 56 Millionen Tonnen Die Tiefe der produktiven Formationen beträgt etwa 1500-2500 m, was zu erheblichen Schwierigkeiten bei der Entwicklung des Feldes führt (es wurde noch nicht in Betrieb genommen).

Nach den Ergebnissen der geologischen Erkundung können zwei weitere Lagerstätten desselben Beckens, Ludlovskoye und Ledovoye, den vielversprechendsten Gebieten zugeordnet werden. In Bezug auf die Reserven sind die Lagerstätten Shtokman und Ice einzigartig, während Ludlovskoye groß ist.

Die Öl- und Gasregion Südkara ist eine Meereserweiterung der westsibirischen Öl- und Gasprovinz. Der Gasgehalt dieser Region wird durch zwei größte Gasfelder bewiesen - Leningradsky und Rusanovsky (Vorkommenstiefe - 2200 bzw. 1000-1600 m). Hier befinden sich auch die riesigen Felder der Halbinsel Jamal - Kharasaveyskoye und Bowanenkovskoye und andere.

Derzeit wird das erhebliche Kohlenwasserstoffpotenzial der Kara- und Barentssee eher durch die Entdeckung von Gas- und Gaskondensatfeldern in ihren südlichen Teilen repräsentiert. Dennoch zeugen die Materialien mariner geologischer und geophysikalischer Arbeiten von einer Vielzahl struktureller Bedingungen, die für die Akkumulation von Kohlenwasserstoffen im gesamten Südrand des South Barents Basin günstig sind. Daher ist die Erforschung dieses Gebiets eines der vielversprechendsten Gebiete für die Entdeckung von Ölfeldern.

Auch wurden echte geologische Voraussetzungen für die Vorhersage einer großen Ölansammlungszone im Norden des Barents-Kara-Schelfs geschaffen. Doch die Aussichten für die Erschließung von Vorkommen, die hier entdeckt werden können, sind durch die Eisverhältnisse dieser Region sehr erschwert.

Die Rosneft Oil Company weist auf die Aussichten hin, im nördlichen Teil der Öl- und Gasregion South Kara ziemlich bedeutende Reserven an flüssigen Kohlenwasserstoffen zu entdecken. Als Ergebnis der geologischen Untersuchung dieses Beckens wurden Universitetskaya, Tatarinovskaya, Vikulovskaya, Kropotkinsky, Rozhdestvensky, Rozevskaya, Rogozinskaya, Vilkitsky, Matusevich, Vostochno-Anabarskaya und andere als vielversprechende Strukturen identifiziert.

Auch der östliche Sektor des russischen Arktisschelfs weist ein hohes Kohlenwasserstoffpotenzial auf. Es ist aus mehreren Gründen weniger untersucht als das westliche: schwere Eisbedingungen, die unpassierbare Vilkitsky-Straße, schlechte geologische und geophysikalische Kenntnisse des angrenzenden Landes, die Abgeschiedenheit der Hauptzentren der Meeresforschung und die unterentwickelte Infrastruktur der Küste des Ostarktische Meere. Das seismische Wissen dieser Wassergebiete ist extrem gering und reicht von nur 0,02 km/km 2 in der Ostsibirischen See bis zu 0,05 km/km 2 in der Tschuktschen- und Laptewsee. Natürliche Gegebenheiten stellen die technische Machbarkeit der Rohstoffgewinnung in Frage. Daher erfordert die Erforschung und Erschließung des Potenzials dieser Gebiete die Entwicklung spezieller Polartechnologien. Laut Geologen gelten große Gebiete der Laptewsee und der Ostsibirischen See als die vielversprechendsten unter den ostarktischen Gewässern. Die offizielle Schätzung der förderbaren Kohlenwasserstoffressourcen im östlichen Teil des russischen Arktisschelfs beläuft sich auf etwa 12 Milliarden Tonnen Brennstoffäquivalent. T.

Der größte Teil der entdeckten Öl- und Gasfelder befindet sich in den Gewässern von drei Meeren: Barents, Kara, Petschora. In der Barentssee wurden zwei Felder durch Erkundungsbohrungen untersucht und für die Erschließung vorbereitet: Shtokmanovskoye GCF und Murmanskoye GM; in der Pechora-See - drei Felder: Prirazlomnoye NM, Medynskoye-Sea NM und Dolginskoye NM; in der Karasee in der Ob-Taz-Bucht - zwei Vorkommen: Kamennomysskoe GM und Severo-Kamennomysskoe GM.

Nach den Daten des Entwurfs des staatlichen Programms zur Erforschung des Festlandsockels und zur Erschließung seiner Bodenschätze, das vom Ministerium für natürliche Ressourcen Russlands entwickelt wurde, wurden etwa 678,7 Tausend laufende Meter abgebaut. km der arktischen Meere, von denen mehr als 90% auf die westlichen arktischen Gewässer fallen, variiert die Dichte des seismischen Gitters zwischen 0,05 und 5 km / km 2. In den Meeresgebieten der ostarktischen Meere wurden nur etwa 65,4 Tausend laufende Meter ausgearbeitet. km Profile mit einer durchschnittlichen Dichte von weniger als 0,035 Laufmetern. km/km 2.

Das Ergebnis der geologischen und geophysikalischen Untersuchung des Öl- und Gaspotenzials der Wassergebiete sind etwa 1300 identifizierte potenzielle Kohlenwasserstofffallen, etwa 190 für Bohrungen vorbereitete und mehr als 110 bebohrte Gebiete, 58 entdeckte Offshore- und Transit-Kohlenwasserstofffelder.

Die durchschnittliche Erfolgsquote von Offshore-Bohrungen betrug 0,48. Der Maximalwert dieses Indikators wurde in der Kara- und Barentssee (einschließlich Petschora) erreicht und betrug 1 bzw. 0,52.

Auf dem russischen Schelf wurden 261 Offshore-Parametrik-, Prospektions- und Explorationsbohrungen gebohrt, von denen 86 Bohrungen auf dem Schelf der westlichen Arktismeere gebohrt wurden.

OOO NOVATEK-Yurkharovneftegaz, eine Tochtergesellschaft von OAO NOVATEK, führt derzeit Offshore-Produktion unter arktischen Bedingungen im Becken der Taz-Bucht (dem zentralen und östlichen Teil des Yurkharovskoye-Feldes) durch, aber das erschlossene Gebiet ist nicht der Festlandsockel des Russische Föderation. Immerhin wurden hier bereits rund 150 Mrd. m 3 Gas gefördert. Auf dieses Feld entfällt mehr als die Hälfte der russischen Offshore-Gasförderung.

Ein weiteres Beispiel für die Entwicklung der Arktisregion ist das LNG-Projekt Yamal für die Entwicklung des Gaskondensatfeldes Juschno-Tambejskoje mit Reserven von 1,26 Billionen Kubikmetern. m 3 Gas. Die Mehrheitsbeteiligung am Aktienkapital von Yamal LNG gehört dem Eigentümer der Lizenz, NOVATEK. Aber die Anziehungskraft ausländischer Partner hält an, seit dem 1. Februar 2014 sind es das französische Unternehmen "Total" (20%) und das chinesische Unternehmen "CNPC" (20%). Hier entsteht eine Anlage zur Produktion von verflüssigtem Erdgas, die Inbetriebnahme der ersten Stufe ist für 2016 geplant.

Seit 2008 erfolgt die Erschließung der nördlichen Felder der Öl- und Gasprovinz Timan-Pechora über das Ölverladeterminal Varandey, das die Verschiffung von Öl für den Export ohne Interaktion mit dem Transneft-System ermöglicht. Der Betreiber des Varandey-Produktions- und Seetransportprojekts ist ein Joint Venture zwischen LUKOIL und ConocoPhillips, LLC Naryanmarneftegaz. Die natürlichen Bedingungen auf der Jamal-Halbinsel sind hart und verursachen ähnliche Schwierigkeiten, wie sie in Offshore-Feldern im arktischen Schelf auftreten können.

Möglicherweise wird die Erfahrung der Entwicklung der arktischen Felder "Land-Meer" den Prozess der industriellen Nutzung des arktischen Festlandsockels in Russland beschleunigen.

Wenn Russland das erste war, das ein Feld in der Arktis entdeckte, dann war Kanada das erste Land, das dort mit Erkundungsbohrungen begann.

Das erste Offshore-Feld jenseits des Polarkreises wurde 1974 entdeckt (Adgo). Die Öl- und Gasfelder des arktischen Schelfs von Kanada liegen in den Gewässern der Beaufortsee (2011 gab es 32 davon, die meisten davon sind Öl- und Gasfelder). Die förderbaren Kohlenwasserstoffreserven der Beaufortsee befinden sich in geringen Meerestiefen (bis zu 100 m) und erreichen in einigen Feldern bis zu 68,5 Millionen Tonnen Öl und 56 Milliarden m 3 Gas (Amauligak).

Die Erforschung der arktischen Region Kanadas wurde 1970-1980 dank guter staatlicher Unterstützung aktiv durchgeführt. Ein weiterer Anreiz für Investitionen in die Exploration waren die hohen Ölpreise in dieser Zeit.

Ein Großteil der Explorationsarbeiten wurde von Panarctic Oils durchgeführt, das sich zu 45 % im Besitz der Bundesregierung befindet. Von diesem Moment an begann die direkte Beteiligung des Staates an der Öl- und Gasindustrie.

Fast alle Erkundungsbohrungen auf dem kanadischen Arktisschelf wurden vor den 1990er Jahren gebohrt. Nachdem die Regierung praktisch aufgehört hatte, in die Exploration zu investieren, wurde der National Energy Service of Canada dafür verantwortlich, und die Explorationsarbeiten wurden eingestellt. An Land gab es viele vielversprechende Kohlenwasserstoffreserven, deren Abbau im Vergleich zum arktischen Schelf viel weniger Kosten erforderte und die Umwelt weniger schädigen konnte.

Seitdem wurde nur ein Brunnen auf dem arktischen Schelf gebohrt (2006). Bis heute hat sich die Zahl der Explorationslizenzen erhöht, aber die Bohrungen wurden noch nicht wieder aufgenommen. Kanada setzt die seismische Erkundung des arktischen Schelfs fort. Im Jahr 2012 wurde zwischen Statoil und Chevron eine Vereinbarung zur Durchführung seismischer 3D-Untersuchungen in der Beaufortsee in Tiefen von 800 bis 1800 m und 120 km vor der Küste unterzeichnet. Shell und BP planen, sich im selben Meer zu entwickeln.

Auf Offshore-Feldern in der arktischen Region Kanadas wurde bisher nur eine Versuchsproduktion (in Amauligak) durchgeführt. Die Lagerstätten der Inseln des arktischen Archipels von Kanada werden derzeit ebenfalls nicht erschlossen (die kommerzielle Produktion wurde nur im Bent-Horn-Feld auf Cameron Island durchgeführt, aber aufgrund ungünstiger Umweltbedingungen eingestellt).

Ende 2013 reichte Kanada bei der UN-Kommission einen Antrag auf Erweiterung der Grenzen seines Schelfs ein, der um neue Materialien ergänzt wird, die bestätigen, dass einige Gebiete des Arktischen Ozeans außerhalb der ausschließlichen Wirtschaftszone Kanadas zu Kanada gehören. Die Arktis, so der Premierminister von Kanada, ist jetzt von großer Bedeutung für das Land und wird anderen nicht nachgeben. Kanada will nach politischen Aussagen weiterhin seine Explorationsaktivitäten in der Arktis wieder aufnehmen und die Öl- und Gasvorkommen des Festlandsockels erschließen.

Seit mehr als einem Vierteljahrhundert erschließen die Vereinigten Staaten von Amerika Vorkommen in der Arktis. Das erste Öl hier wurde 1977 im Feld Prudhoe Bay an der Küste des Arktischen Ozeans mit förderbaren Reserven von etwa 25 Milliarden Barrel gefördert. Öl und 700 Milliarden m 3 Gas (es macht heute etwa 20 % der US-Ölförderung aus). Die kommerzielle Nutzung des Schelfs begann 1987 mit der Entwicklung des Endicot-Feldes und dauert bis heute an. Beide Projekte werden von der britischen Firma BP betrieben. Bis 2011 produzierten 9 Felder auf dem amerikanischen Schelf der Beaufortsee.

Die Kohlenwasserstoffreserven der Arktis in den Vereinigten Staaten befinden sich in den Eingeweiden zweier Meere: der Beaufortsee und der Tschuktschensee. Die Beaufortsee ist vorteilhafter für die Entwicklung: Sie ist weniger tief und liegt näher an der bestehenden Infrastruktur (die Trans-Alaska-Ölpipeline, die gebaut wurde, um in Prudhoe Bay produziertes Öl zu pumpen). Auf dem Schelf der Tschuktschensee wurde 1990 das Burger-Gasfeld entdeckt, eines der größten auf dem Schelf Alaskas. Eine kommerzielle Produktion in diesem Meer wird jedoch frühestens 2022 erwartet.

In den späten 1980er Jahren wurden Explorationsbohrungen auf dem Meeresboden dieser Meere von Shell durchgeführt, aber dann wurden seine Aktivitäten bei der Exploration des arktischen Schelfs aufgrund hoher Kosten bei niedrigen Ölpreisen und großen Produktionsaussichten eingestellt Golf von Mexiko. Aber Shell kehrte später in die Arktis zurück, nachdem es 2005 eine Lizenz zur Erkundung in der Beaufortsee und 2008 in der Tschuktschensee erhalten hatte. Das Unternehmen führte seismische Untersuchungen seiner Lizenzgebiete durch. Die für 2012 geplante Bohrung von Erkundungsbohrungen wurde jedoch verschoben. Schwierigkeiten bei der Entwicklung arktischer Lagerstätten entstanden aufgrund der technischen Nichtverfügbarkeit von Shell in Gegenwart von Eis und der möglichen Überschreitung der Luftverschmutzungsstandards. Die Explorationsarbeiten des Unternehmens auf dem Schelf der Tschuktschensee wurden vorerst ausgesetzt.

Die Exploration der Lagerstätten in der US-Arktis wird durch die strenge Kontrolle durch Regierungsbehörden erschwert. Explorationsaktivitäten können schwere Umweltschäden verursachen. Daher sind viele Bereiche jetzt nicht für die Entwicklung verfügbar. Um mit dem Bohren beginnen zu können, müssen Unternehmen die Genehmigung der Environmental Protection Agency einholen. Sie müssen die Sicherheit der verwendeten Ausrüstung nachweisen, Maßnahmen zur Reduzierung von Ölleckagen und einen Notfallplan zur Bekämpfung von Ölunfällen entwickeln.

Gemäß dem vom US-Präsidenten angekündigten Bohrplan für 2012-2017 bleibt der Festlandsockel von Alaska für die Entwicklung offen: Die Auktion für den Verkauf von Blöcken in der Tschuktschensee und der Beaufortsee wird 2016 und 2017 stattfinden.

Bisher wurden nur die Küstengewässer der nördlichen Meere durch geologische Erkundung untersucht, und in diesen Gebieten wurden bereits Erkundungsbohrungen durchgeführt. Die Bergbauregion der US-Arktis bleibt der flache Teil von Alaskas North Slope, wo der Abbau entweder von der Küste oder von künstlichen Inseln (9 Felder) aus erfolgt. Das arktische Alaska hat jedoch ein großes Ressourcenpotenzial. Die erwartete Zunahme der Reserven im Jahr 2050 gegenüber 2005 wird 678 Millionen Tonnen Öl und 588 Milliarden Kubikmeter Gas in der Beaufortsee, 1301 Millionen Tonnen Öl und 1400 Milliarden Kubikmeter Gas in der Tschuktschensee betragen.

Auf dem äußeren Festlandsockel (außerhalb der 3-Meilen-Zone) konzentriert sich eine große Anzahl vielversprechender Öl- und Gasreserven dieser Meere, deren Produktion seit 2008 von den US-Behörden erlaubt ist und nur auf einem Feld - Northstar - durchgeführt wird , in der Beaufortsee 6 Meilen von der Küste Alaskas entfernt. Der Betreiber von Northstar, BP, plant, bald die Produktion in einem anderen Offshore-Feld in diesem Meer aufzunehmen, das sich in der gleichen Entfernung von der Küste wie Northstar-Liberty befindet (Entwicklungs- und Produktionsplan werden BOEM bis Ende 2014 vorgelegt).

Norwegen

Der Schelf der Barentssee wurde kürzlich von Norwegen aktiv erkundet. Mehr als 80.000 km2 wurden durch 3D-Seismik untersucht. Die Kohlenwasserstoffreserven der arktischen Zone werden nach Angaben des Norwegian Petroleum Directorate (NPD) auf 1,9 Milliarden Barrel geschätzt. N. h., während nur 15 % Öl sind.

Derzeit ist das einzige norwegische Feld auf dem Festlandsockel der Arktis, in dem eine industrielle Produktion durchgeführt wird, das 1981-1984 entdeckte gasführende Snohvit. Nach Angaben des Norwegian Petroleum Directorate (Stand: April 2013) werden die förderbaren Gasreserven bei Snohvit auf 176,7 Milliarden m 3 und die Kondensatreserven auf 22,6 Millionen m 3 geschätzt. Betreiber ist das nationale Unternehmen Statoil mit einem Anteil von 33,5 % an der Lizenz. Der Anteil der direkten staatlichen Beteiligung (SDFI) an Snohvit, ausgedrückt durch den Anteil von „Petoro“, beträgt 30 %, der Rest entfällt auf private norwegische Partner.

Das Bergbausystem von Snohvit ist vollständig untergetaucht und wird von der Küste aus betrieben. Das Gas wird einer in der Stadt Hammerfest errichteten Erdgasverflüssigungsanlage zugeführt. Ein Teil des bei der Erschließung von Snohvit freigesetzten Kohlendioxids wird zur weiteren Gasförderung in Injektionsbohrungen geleitet und ein Teil in unterirdische Speicher gepumpt. Trotz des bestehenden CO 2 -Abscheidungs- und -Speichersystems kommt es immer noch zu Unfällen.

Im Jahr 2014 plant Norwegen, die Produktion auf einem weiteren Feld auf dem arktischen Festlandsockel aufzunehmen – dem Ölfeld Goliat, das im Jahr 2000 entdeckt wurde und über förderbare Reserven von 192 Millionen Barrel verfügt. N. e. Bereits 2013 verzögerte sich der Projektstart aufgrund von Problemen beim Bau der Plattform. Das produzierte Öl wird gelagert und direkt ins Meer verschifft. Goliat wird zu 65 % von der Privatgesellschaft Eni Norge betrieben, der Rest gehört der staatlichen Statoil.

Bis 2012 hatte ein Konsortium aus Statoil, Eni und Petoro die Felder Skrugard und Havis nördlich von Snohvit entdeckt. Ihre Reserven belaufen sich laut Statoil auf 70 Millionen Tonnen Öläquivalent. e. Die Bohrung von Statoil-Explorationsbohrungen im Hoop-Gebiet im norwegischen Teil der Barentssee, dem bisher nördlichsten Gebiet, in dem solche Arbeiten durchgeführt werden, war für 2013 geplant, wurde jedoch auf 2014 verschoben. Die Hoop-Gebiete wurden bereits durch 3D-Seismik untersucht Umfragen durchgeführt von der TGS-NOPEC.

Norwegen beabsichtigt, die Erforschung des arktischen Schelfs fortzusetzen, einschließlich Gebieten mit strengeren Umweltbedingungen. Der jüngste Rückgang der Produktionsraten im Land macht es notwendig, die Arktis weiter auf der Suche nach profitablen Kohlenwasserstoffreserven zu erkunden.

Bisher hat Norwegen in den kürzlich annektierten Gebieten in der Barentssee geologische Erkundungen durchgeführt: Die Kohlenwasserstoffressourcen werden laut NPD-Bericht auf 1,9 Milliarden Barrel geschätzt. (ca. 15 % ist Öl). Es ist möglich, dass eine weitere Exploration des Schelfs die Größe ihrer unentdeckten Reserven erhöhen wird. Für 2014 ist eine seismische 3D-Untersuchung in vielversprechenden Gebieten geplant, im Anschluss daran wird das Ergebnis der 23. Lizenzierungsrunde in Norwegen bekannt gegeben.

Bis heute ist die Arktis die am wenigsten erforschte Region mit Offshore-Kohlenwasserstoffreserven. Der arktische Schelf mit einer riesigen Menge unentdeckter Öl- und Gasreserven zieht viel Aufmerksamkeit auf sich, wenn die Ressourcen begrenzt sind und die Felder an Land oder unter günstigeren Bedingungen vor der Küste erschöpft sind. Das Interesse von Bergbauunternehmen ist jedoch möglicherweise nicht so groß, wenn in traditionellen Gebieten profitable Reserven vorhanden sind.

Seismische Untersuchungen haben Beaufort (USA und kanadisches Schelf), Tschuktschen (USA-Schelf), Barents-, Petschora- und Karasee (Profildichte - 1 linearer km/km 2 und mehr) gut untersucht. Die arktischen Wassergebiete Russlands sind noch wenig erforscht: der russische Teil der Tschuktschensee, das Ostsibirische Meer und die Laptewsee (die Dichte der Profile beträgt 0,05 lineare km/km 2 oder weniger).

Derzeit wird die kommerzielle Produktion in Offshore-Feldern in der Arktis nur in den Vereinigten Staaten, Norwegen und Russland durchgeführt. In den Vereinigten Staaten werden Lagerstätten in der Küstenzone von Alaska erschlossen. Auf dem arktischen Festlandsockel (außerhalb von 12 Meilen von der Küste) fördern Norwegen (Snohvit-Projekt) und Russland (Prirazlomnoye) Öl und Gas.

Der russische Festlandsockel hat das größte Ressourcenpotenzial in der Arktis. Es wurde jedoch weniger untersucht als in den nördlichen Gewässern anderer Länder. Die Barentssee in Russland wurde 20-mal weniger untersucht als in Norwegen und die Tschuktschensee - 10-mal weniger als in den USA.

Weiter in diesem Kapitel werden wir den technologischen Aspekt der Entwicklung von Lagerstätten auf dem arktischen Schelf und das System der staatlichen Regulierung dieser Aktivität betrachten, die die Hauptgründe für die langsame Entwicklung der Arktis sind.

1.2 Technologischer Aspekt der Entwicklung des arktischen Schelfs

Bis heute steht die industrielle Entwicklung des arktischen Festlandsockels erst am Anfang. Es gibt jedoch eine gute Welterfahrung im geologischen Studium.

Bei Explorationsbohrungen in der Arktis werden oft die gleichen Bohrinseln wie in anderen Regionen verwendet (z. B. ist nur eine von vier Bohrinseln, die vor der Küste Alaskas betrieben werden, einzigartig und für den Betrieb unter Eisbedingungen ausgelegt). Explorationsbohrungen mit Jack-up-Bohrgeräten sind am kostengünstigsten, ihr Einsatz beschränkt sich jedoch auf Meerestiefen bis 100 m. In größeren Tiefen können Halbtaucher-Bohrgeräte eingesetzt werden, die sehr stabil auf dem Wasser liegen. Für tiefere Bereiche (bis 3500 m) kommen Bohrschiffe zum Einsatz, die sich selbstständig bewegen können. Allerdings ist die Tagesmiete der letztgenannten Art am höchsten. Neben der Anmietung von Bohrinseln ist ein wesentlicher Kostenpunkt für Erkundungsbohrungen in den arktischen Gewässern die Wartung von Hilfsschiffen (für Eismanagement, Versorgung, Notfallmaßnahmen bei Unfällen usw.).

Technologische Lösungen für die Umsetzung von Offshore-Projekten in der Arktis sollten alle Merkmale der Arbeit unter rauen natürlichen Bedingungen berücksichtigen. Zu diesen Merkmalen gehören Minustemperaturen, starke Unterwasserströmungen, das Vorhandensein von Permafrost unter Wasser, das Risiko von Schäden an Ausrüstung durch Packeis und Eisberge, die Entfernung von Infrastruktur und Absatzmärkten, Risiken von Umweltschäden und Arbeitssicherheitsproblemen. Schwere arktische Bedingungen bringen das Problem der technischen Durchführbarkeit des Projekts in den Vordergrund. Die Rentabilität des Projekts selbst hängt weitgehend von seiner technischen Ausgereiftheit ab.

Kanada verfügt über umfangreiche Erfahrung mit Erkundungsbohrungen auf dem arktischen Schelf. Die erste war die Technologie künstlicher Inseln, die sich im flachen Wasser befanden. Ihr Bau erwies sich jedoch als recht teuer. Während der Freiwasserperiode wurden Bohrschiffe eingesetzt. Später wurde eine Bohrinsel mit höherer Eisklasse gebaut - eine schwimmende Bohrinsel (Kulluk), die auch im Herbst in Tiefen von bis zu 100 m betrieben werden kann. Dann wurde die Technologie der Kassettenbohrplattformen eingesetzt, die das Bohren ermöglicht das ganze Jahr über. Die Bohrplattformen Glomar und Molikpaq wurden rekonstruiert und werden nun im Rahmen der Projekte Sachalin-1 und Sachalin-2 für die Produktion auf den Feldern genutzt. 1997 wurde in Kanada die einzige schwerkraftbasierte Plattform der Welt (Hibernia) gebaut. Es kann einer Kollision mit einem bis zu 6 Millionen Tonnen schweren Eisberg standhalten.

Technologischer Aspekt der Entwicklung des arktischen Festlandsockels in Norwegen

Norwegen hat Erfahrung mit der Umsetzung eines arktischen Projekts, das vollständig auf einem Unterwasser-Produktionssystem basiert, das von der Küste aus gesteuert wird. Das Snohvit-Projekt hat die weltweit längste System-Land-Verbindung (das zentrale Feld liegt etwa 140 km vor der Küste). Die Technologie zur Steuerung von Mehrphasenströmungen in einer solchen Entfernung ist ein technischer Fortschritt, der neue Möglichkeiten für die Unterwasserproduktion eröffnet. Eine weitere neue Technologie ist die Re-Injektion von Begleitkohlendioxid, das aus dem produzierten Gas abgetrennt wird, in die Lagerstätte unter Wasser. Die Fernsteuerung erfolgt über eine einzige Versorgungsleitung – ein entscheidendes Element des gesamten Systems. Neben redundanten Kommunikationssystemen besteht die Möglichkeit der Satellitensteuerung von einem Spezialschiff aus. Unterwasser-Weihnachtsbäume, die mit Brunnen ausgestattet sind, haben Ventile mit großem Durchmesser, was den Druckverlust reduziert. Der für die Gasproduktion benötigte Druck wird direkt in den Unterwasserarmaturen erzeugt.

Als Teil der ersten Phase der Projektentwicklung (Felder Snohvit und Albatross) werden 10 Bohrungen (9 Produktion und 1 Injektion) genutzt. Später werden 9 weitere Brunnen in Betrieb genommen. Die tragenden Basen der Felder sind mit der zentralen Basis verbunden, von wo aus Gas über eine einzige Pipeline an die Küste geliefert wird. Nach der CO 2 -Abscheidung wird das Gas in der LNG-Anlage, der nördlichsten der Welt (71°N), verflüssigt.

Die Snohvit-Technologie ist auch auf andere Projekte anwendbar. Die extreme Entfernung der Felder von der Küste (hauptsächlich handelt es sich um Gasförderprojekte) kann jedoch zu einer ernsthaften Einschränkung werden. Laut Experten gibt es bereits eine technische Lösung, um die Reaktionszeit von Unterwassergeräten bei der Verwaltung von Projekten über große Entfernungen zu verkürzen (z. B. den Einsatz spezieller Akkumulatoren unter Wasser in Brunnen), sodass es keine Schwierigkeiten mit dem Hydrauliksystem geben sollte . Das Kommunikationssystem entwickelt sich von Jahr zu Jahr immer schneller und sollte kein Hindernis für den Einsatz von Technologie werden. Transatlantische Distanzen haben bereits die Fähigkeit der Glasfasertechnologie von Snohvit bewiesen, hohe Datenraten zu liefern. Das Nabelsystem kann Probleme bereiten: Die Wirtschaftlichkeit des Einsatzes eines solchen Systems und seine technische Machbarkeit sind fraglich. Die Hauptnabellänge von Snohvit (144,3 m) ist ein Weltrekord. Für noch größere Entfernungen ist es möglich, die Nabelschnur in Teilen herzustellen und erst zum Zeitpunkt der Installation zu einer Einheit zusammenzubauen. Bei der Übertragung von Strom können erhebliche Schwierigkeiten auftreten: Die Bereitstellung von Wechselstrom mit einer einheitlichen Spannungsfrequenz (50 Hz) ist stark entfernungsabhängig. Eine der Lösungen dieses Problem ist die Verwendung niedriger Wechselstromfrequenzen über große Entfernungen, aber auch diese Methode hat ihre Grenzen. Es ist auf den Betrieb herkömmlicher Unterwassersysteme anwendbar. Es gibt jedoch Geräte, die eine Stromversorgung im Megawattbereich erfordern, die nicht durch das Niederfrequenzverfahren geliefert werden kann. Dies sind zum Beispiel Unterwasserkompressoren, die in großen Entfernungen von der Küste wirksam sind. Sie gleichen Druckverluste bei der Gasentnahme aus der Lagerstätte aus. Die Lösung des Problems kann die Technologie der Verwendung von Gleichstrom mit hoher Spannung sein, die derzeit nur an Land verwendet wird. Das Snohvit-Projekt eröffnete große Perspektiven für die weitere Entwicklung der Unterwasser-Öl- und Gasindustrie. Dies erfordert viele Forschungsentwicklungen, die die Möglichkeit einer Offshore-Produktion unter extrem schwierigen arktischen Bedingungen eröffnen werden.

Auch das Goliat-Projekt wird mit einem komplett unter Wasser liegenden Mining-System umgesetzt. Das geförderte Öl wird von einer schwimmenden Plattform ohne zusätzliche Einrichtungen an Land ins Meer verschifft.

Die Technologie der Unterwasserproduktion ist noch wenig erprobt und die Kapitalkosten für ihre Anwendung sind ziemlich hoch. Aber es hat eine Reihe von Vorteilen: die Möglichkeit, Felder schrittweise in die Entwicklung zu bringen, wodurch Sie früher mit der Kohlenwasserstoffproduktion beginnen können, die Möglichkeit der Wartung eine große Anzahl Brunnen (dies ist wichtig, wenn mehrere Strukturen gleichzeitig entwickelt werden), die Fähigkeit, die Auswirkungen schwerer natürlicher Bedingungen zu verringern. Das Subsea-Produktionssystem kann in arktischen Meeren eingesetzt werden, die vor der Bildung von Packeis geschützt sind. Im russischen Teil der Barentssee sind die Bedingungen viel rauer. Die norwegischen Erfahrungen können in Russland angewendet werden, höchstwahrscheinlich für Lagerstätten in den Buchten Taz und Ob.

Die Erfahrung anderer Länder, die Eingeweide der Arktis zu erschließen, wirft die Vorstellung von der Ölindustrie als „Ölnadel“ um, die die innovative Entwicklung des Landes behindert. Tatsächlich sprechen wir über die Entwicklung der fortschrittlichsten „Weltraum“-Technologien. Und für Russland, als stellvertretender Vorsitzender der Regierung der Russischen Föderation D.O. Rogosin, die Erschließung der Arktis kann und soll zum Katalysator für die Modernisierung der Öl- und Gasindustrie werden, die jetzt so dringend eine technische Umrüstung benötigt.

Technologischer Aspekt der Entwicklung des arktischen Festlandsockels in Russland

Die Erschließung des Prirazlomnoye-Feldes erfolgt über eine eisbeständige Offshore-Plattform, die das Bohren von Bohrlöchern, die Produktion, die Vorbereitung, den Transport und die Lagerung von Öl ermöglicht. Die stationäre Plattform kann autonom arbeiten, ist resistent gegen Eislasten und somit ganzjährig einsetzbar. Darüber hinaus kann es Öl aus benachbarten Feldern erhalten, was die Kosten seiner industriellen Entwicklung erheblich senken wird.

Die Erschließung des Shtokman-Feldes ist mit Hilfe eines Unterwasserfördersystems und schiffsähnlicher Plattformen geplant, die bei Annäherung von Eisbergen zurückgezogen werden können. Produziertes Gas und Gaskondensat werden über unterseeische Hauptpipelines als Zweiphasenstrom mit anschließender Onshore-Trennung geliefert. Das Shtokman-Projekt umfasst auch den Bau einer LNG-Anlage.

Für Offshore-Felder, die nicht von Land aus erschlossen werden können, gibt es mehrere Erschließungsmethoden, die sich grundlegend voneinander unterscheiden:

· künstliche Inseln (bis zu einer Meerestiefe von 15 m);

· Unterwasser-Produktionskomplexe von der Küste (mit einer relativ nahen Lage des Feldes an der Küste);

· Unterwasserbergbaukomplexe von schwimmenden Plattformen (ohne Packeis);

feste Plattformen.

Es gibt erfolgreiche Erfahrungen mit der Arbeit von stationären Gravitationsplattformen in geringen Tiefen in Gegenwart von massivem Packeis. Diese Technologie ist in geringen Tiefen bis zu 100 m anwendbar, da mit zunehmender Tiefe die Investitionskosten für eine solche Struktur und das Kollisionsrisiko mit einem Eisberg sehr stark steigen. In größeren Tiefen bei Klarwasserverhältnissen ist es sinnvoller, schwimmende Plattformen zu verwenden. Stationäre Plattformen werden hauptsächlich für Ölfelder in der Arktis eingesetzt. Ein Beispiel ist das Prirazlomnoye-Feld, und es besteht auch eine hohe Wahrscheinlichkeit, dass dieser Typ für die Universitätsstruktur verwendet wird.

Das Bohren von einer Plattform aus deckt nicht immer das gesamte Feld ab, einige seiner Teile können sich in großen Tiefen mit Packeis befinden. In diesem Fall ist der Anschluss von Unterwasserbrunnen erforderlich, mit zunehmender Anzahl steigen die Bohrkosten und der Zeitpunkt ihrer Umsetzung. Diese Methode ist jedoch viel wirtschaftlicher als die Installation einer zusätzlichen Plattform. Die Wirtschaftlichkeit einer solchen technologischen Lösung ist im Vergleich zum Bohren von einer festen Plattform aufgrund erhöhter Kosten und Bohrzeiten noch geringer. Diese Entwicklungsmethode kann während der Reinwasserperiode auf einige Strukturen der Vostochno-Prinovozemelsky-Blöcke (Kara-Meer) und auf das Dolginskoye-Feld (Pechora-Meer) angewendet werden.

In Tiefen von mehr als 100 m und in geringen Entfernungen von der Küste oder dem Ort der möglichen Installation einer festen Plattform ist es möglich, einen technischen Ansatz zu verwenden, wenn alle Bohrlöcher unter Wasser liegen und durch eine Pipeline mit der Plattform verbunden sind. Dieser Ansatz kann auf die Ablagerungen der Karasee in Tiefen von mehr als 100 m angewendet werden, beispielsweise für die Vikulovskaya-Struktur des Gebiets Vostochno-Prinovozemelsky-1.

In großen Tiefen und Entfernungen bei klaren Wasserbedingungen ist es möglich, eine schwimmende Plattform mit Unterwasserbrunnen zu verwenden. Dieses Entwicklungskonzept ist durch hohe Betriebskosten gekennzeichnet. Es erfordert ziemlich große Ausgaben für die ganzjährige Wartung von Schiffen, um die Eissituation zu regulieren und zu überwachen.

Die norwegische Erfahrung zeigt, dass die Verwendung einer schwimmenden Plattform bei Eisbergwasserbedingungen im Vergleich zur Installation einer Schwerkraftplattform aus wirtschaftlicher Sicht durchaus konkurrenzfähig ist.

Der Transport von Kohlenwasserstoffen aus Offshore-Öl- und Gasfeldern kann sowohl über ein System von Öl- und Gaspipelines erfolgen, die für den internen Bedarf Russlands und für den Export in andere Länder ausgelegt sind, als auch entlang der Nordseeroute, die den Zugang zu den Märkten eröffnet des Westens (USA und Westeuropa) und des Ostens - (USA und Asien-Pazifik). abgebaut Erdgas kann in verflüssigtem Zustand (LNG) auf Tankschiffen transportiert werden, was die Lieferung beim Export in abgelegene Regionen vereinfacht.

Bei der Entwicklung des arktischen Schelfs ist die vorhandene Infrastruktur der Küstengebiete von großer Bedeutung und in erster Linie das Pipelinesystem.

Das Konzept der Erschließung arktischer Felder und damit die Rentabilität der Projekte selbst wird maßgeblich von der geografischen Lage, der Eislast und der Meerestiefe bestimmt. Russland ist durch extrem strenge natürliche und klimatische Bedingungen (Vorhandensein von Packeis) gekennzeichnet. Norwegen zum Beispiel zeichnet sich durch mehr aus Bevorzugte Umstände Entwicklung der Barentssee, geschützt durch den warmen Golfstrom.

Auf der Grundlage der weltweiten Erfahrung können wir also den Schluss ziehen, dass die Technologien zur Entwicklung des Regals bereits vorhanden sind, aber es gibt noch keine universelle technische Lösung. Jedes Arktis-Projekt ist individuell und erfordert einen besonderen technologischen Ansatz. Eigentlich gilt diese Bemerkung auch für Projekte an Land. Professor V. D. Lysenko bemerkt: „Alle Ablagerungen sind unterschiedlich; besonders unterschiedliche, man könnte sagen, unerwartet unterschiedliche, gigantische Felder... Die Schwierigkeiten einzelner riesiger Felder begannen damit, dass bei der Konzeption der Bebauung auf Standardlösungen zurückgegriffen und deren wesentliche Merkmale nicht berücksichtigt wurden.

Das Hauptproblem bei der Entwicklung der Arktis sind die sehr hohen Kosten für die Anwendung der derzeit verfügbaren technischen Lösungen. Hohe Kosten bestimmen die wirtschaftliche Ineffizienz der Entwicklung vieler arktischer Felder.

Ein erheblicher Teil der Öl- und Gasreserven Russlands befindet sich in den extrem rauen natürlichen und klimatischen Bedingungen der Arktis, die neue Technologien erfordern, um zu funktionieren. Daher erfordert die Entwicklung von Offshore-Feldern in der Arktis die Weiterentwicklung von Technologien, die komplexe arktische Projekte rentabel machen.

Die Entwicklung des arktischen Schelfs ist ein starker Treiber der technologischen Entwicklung des Öl- und Gassektors in allen betrachteten Ländern.

1.3 Staatliche Regulierung der Entwicklung des arktischen Schelfs

Staatliche Regulierung Die Entwicklung des Arktischen Schelfs besteht in der Bildung eines Systems zur Bereitstellung von Kohlenwasserstoffressourcen zur Nutzung durch Öl- und Gasunternehmen und eines Systems zur Besteuerung von Aktivitäten für ihre Produktion.

Vergleichende Analyse von Systemen zur Bereitstellung von Ressourcen zur Nutzung durch Unternehmen in Russland, Norwegen, Kanada und den USA

In Staaten mit föderaler Struktur wurden Probleme im Zusammenhang mit der Bestimmung der Rechte an den Regalen verschiedener Regierungsebenen erst gelöst, als eine zuverlässige Technologie für die Offshore-Produktion auftauchte (Mitte des 20. Jahrhunderts). Bis heute variiert der Grad ihrer Lösung von Land zu Land. So stimmen die im Nigerdelta lebenden Stämme immer noch nicht zu, den Reichtum des Schelfs mit der Zentralregierung Nigerias zu teilen. Und in Russland in den 1990er Jahren. die Möglichkeit einer Aufteilung der Befugnisse in Bezug auf den Schelf zwischen den Regionen und Moskau wurde ernsthaft diskutiert. Und die erfolgreiche Erfahrung bei der Erschließung des Schelfs im US-Golf von Mexiko legt nahe, dass „Regionalisierung“ nützlich sein kann.

Der Festlandsockel Russlands steht unter föderaler Gerichtsbarkeit, sein Untergrund ist Eigentum des Staates und wird von der Bundesagentur für Untergrundnutzung zur Nutzung bereitgestellt.

Gemäß dem Erlass der Russischen Föderation Nr. 4 vom 8. Januar 2009 werden Lizenzen für die Nutzung des Untergrunds auf dem russischen Festlandsockel, einschließlich der Arktis, ohne Ausschreibung oder Versteigerung auf der Grundlage einer Entscheidung der Regierung von erteilt Die Russische Föderation.

In Übereinstimmung mit den verabschiedeten Änderungen des Gesetzes der Russischen Föderation "Über den Untergrund" dürfen nur Unternehmen mit einer staatlichen Beteiligung von mehr als 50% (einem Anteil am genehmigten Kapital von mehr als 50% und (oder) einer Bestellung von mehr als 50 % der auf stimmberechtigte Aktien entfallenden Stimmen).

Eine weitere wichtige Voraussetzung für die Teilnahme von Unternehmen ist die Anforderung von fünf Jahren Erfahrung auf dem Festlandsockel der Russischen Föderation. Gleichzeitig ist aus dem Gesetz nicht ersichtlich, ob sich die Erfahrung der Muttergesellschaft auf die Tochtergesellschaft erstreckt und umgekehrt.

Laut Gesetz können nur zwei Unternehmen auf dem russischen Festlandsockel zugelassen werden - OAO Gazprom und OAO NK Rosneft. Im Sommer 2013 erhielt ausnahmsweise ein anderes Unternehmen, JSC Zarubezhneft, das Recht auf Zugang zur Erschließung der russischen Arktis, das es trotz 100%iger Staatsbeteiligung und mehr als 25 Jahren Erfahrung in Vietnam zuvor nicht hatte Regal (Joint Venture "Vietsovpetro"). Der Grund für die Erlaubnis, im Regal zu arbeiten, war das Eigentum von Zarubezhneft an einer Tochtergesellschaft (100% der Anteile minus eins) - Arktikmorneftegazrazvedka, die sich in Staatsbesitz befindet und seit mehr als 5 Jahren im Regal tätig ist und somit alle erfüllt rechtliche Anforderungen. Arktikmorneftegazrazvedka wurde vom Ministerium für natürliche Ressourcen und Ökologie der Russischen Föderation für die Entwicklung des arktischen Schelfs zertifiziert. Die von Zarubezhneft beanspruchten Gebiete in der Arktis sind Pechora und Kolokolmorsky in der Petschorasee.

In letzter Zeit wurde die Frage der Liberalisierung des Zugangs zu arktischen Ressourcen für private Unternehmen sehr aktiv diskutiert.

Bisher besteht die einzige Möglichkeit, sich an der Produktion auf dem arktischen Festlandsockel zu beteiligen, darin, ein Joint Venture mit staatlichen Unternehmen zu gründen, die Eigentümer der Lizenzen bleiben. Diese Option der totalen staatlichen Kontrolle ist jedoch für private Unternehmen nicht attraktiv.

Bereits 2010 haben die Leiter des Ministeriums für natürliche Ressourcen und des Energieministeriums die Frage nach der Notwendigkeit aufgeworfen, die Entwicklung und Entwicklung des russischen Schelfs zu „entmonopolisieren“. Im Jahr 2012 machte das Ministerium für natürliche Ressourcen einen Vorschlag zur Durchführung geologischer Erkundungen separate Ansicht Nutzung des Untergrunds des Festlandsockels, Lizenzen an private Unternehmen zur Durchführung von Explorationsarbeiten ohne Wettbewerb erteilen, vorausgesetzt, dass Gazprom und Rosneft im Falle einer großen Feldentdeckung die Option haben, mit 50 % plus einer Aktie in das Projekt einzusteigen. Es wurde auch vorgeschlagen, privaten Unternehmen die Beteiligung an der Erschließung von Offshore-Feldern zu garantieren, die sie selbst entdecken würden.

Das Hauptargument der Befürworter der Aufnahme von Privatkapital auf den Festlandsockel der Arktis ist der Fortschritt bei der Entwicklung von Öl- und Gasressourcen in dieser Region, die Beschleunigung des langwierigen Prozesses. Die Beteiligung weiterer Unternehmen wird zur Diversifizierung der Risiken beitragen, die Gazprom und Rosneft nun eingehen. Darüber hinaus wird die Liberalisierung des Zugangs zum Untergrund des arktischen Schelfs nicht nur wirtschaftliche, sondern auch soziale Auswirkungen haben (Arbeitsplätze, Erhöhung des allgemeinen Lebensstandards der Bewohner der nördlichen Regionen und Entwicklung der lokalen Infrastruktur). ).

Derzeit ist diese Frage nur Gegenstand von Diskussionen, es wurden noch keine Rechtsakte verabschiedet, die es privaten Unternehmen ermöglichen, Lizenzen für die Erschließung des arktischen Schelfs zu erwerben.

Bis heute wurden die meisten der erkundeten Öl- und Gasreserven des arktischen Schelfs Russlands bereits zwischen den beiden Unternehmen aufgeteilt. Wie die Praxis zeigt, entwickeln sich Gazprom und Rosneft inaktiv. Darüber hinaus ziehen sie aufgrund ihrer mangelnden Fähigkeiten ausländische Partner an.

Der industrielle Betrieb des Prirazlomnoye-Feldes wurde kürzlich nur von Gazprom aufgenommen. Ursprünglich sollte seine Entwicklung eine gemeinsame Anstrengung von Rosneft und Gazprom sein, aber 2005 wurde das Aktienpaket von Rosneft verkauft.

Bereits 2010 erhielt Rosneft Lizenzen zur Untersuchung von Gebieten des arktischen Schelfs wie Vostochno-Prinovozemelsky - 1, 2, 3 in der Karasee und Yuzhno-Russky in der Petschorasee.

Rosneft führte im Yuzhno-Russkoye-Block geologische und geophysikalische Arbeiten durch, in deren Folge geologische Risiken und Kohlenwasserstoffressourcen bewertet wurden. Das Unternehmen hat vorrangige Schürfgebiete identifiziert, in denen die Untersuchung vielversprechender Objekte in den kommenden Jahren fortgesetzt wird.

Strategischer Partner von Rosneft bei der Entwicklung von drei Vostochno-Prinovozemelsky-Blöcken ist das amerikanische Unternehmen ExxonMobil geworden, dessen Anteil an dem Projekt gemäß einer im Herbst 2011 unterzeichneten Vereinbarung 33,3% beträgt. In diesen Gebieten wurden bereits große vielversprechende Strukturen identifiziert, die Untersuchung der geologischen Struktur wird jedoch bis 2016 fortgesetzt, und die erste Erkundungsbohrung wird erst 2015 gebohrt.

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U-Boot-Gebiete, die unter der Souveränität Russlands stehen.

Gemäß dem Bundesgesetz der Russischen Föderation Nr. 187-FZ befindet sich der Festlandsockel als Meeresboden und Untergrund von Unterwassergebieten außerhalb des territorialen Meeres (territorialen Gewässern), d. h. innerhalb der ausschließlichen Wirtschafts Zone (200 Seemeilen) , vorausgesetzt, dass sich die äußere Grenze des Kontinentalrands nicht weiter als 200 Seemeilen (370,4 km) von der inneren Grenze des Küstenmeers erstreckt; Wenn sich der Kontinentalrand mehr als 200 Seemeilen von den angegebenen Basislinien entfernt erstreckt, fällt die äußere Grenze des Festlandsockels mit der äußeren Grenze des Festlandsockels zusammen, die gemäß den Normen des Völkerrechts bestimmt wurde (d.h. der Schelf in diesem Fall kann sich über die AWZ hinaus erstrecken) .

Die Fläche des Festlandsockels unter der Gerichtsbarkeit der Russischen Föderation beträgt etwa 5 Millionen km², was etwa 1/5 der Schelffläche des Weltozeans entspricht.

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✪ Lektion 6. Rechtsstatus der ausschließlichen Wirtschaftszone und des Festlandsockels

Untertitel

2001 Erweiterungsansprüche

Am 20. Dezember 2001 reichte Russland gemäß dem Seerechtsübereinkommen der Vereinten Nationen (Artikel 76, Absatz 8) eine offizielle Eingabe bei der UN-Kommission zur Begrenzung des Festlandsockels ein. Das Dokument schlägt vor, neue Außengrenzen des russischen Festlandsockels jenseits der bisherigen 200-Meilen-Zone (370 km), aber innerhalb des russischen Arktissektors zu schaffen. Gebietsansprüche wurden für den größten Teil der Arktis im russischen Sektor bis zum Nordpol erhoben. Eines der Argumente war die Behauptung, dass der östliche Teil des Lomonossow-Rückens, einer Unterwasser-Bergkette, die sich durch das Polarbecken erstreckt, und der Mendelejew-Rücken eine Fortsetzung des eurasischen Kontinents darstellen. Im Jahr 2002 forderte die UN-Kommission Russland auf, zusätzliche wissenschaftliche Beweise zur Untermauerung seiner Behauptungen vorzulegen.

Zusätzliche Forschung

Zusätzliche Studien zur Bestätigung der russischen Behauptungen waren für den Zeitraum 2007-2008 als Teil des russischen Programms im Rahmen des Internationalen Polarjahres geplant. Das Programm untersuchte den Aufbau und die Entwicklung der Erdkruste in den an Eurasien angrenzenden arktischen Regionen wie dem Mendelejew-Rücken, dem Alpha-Anstieg und dem Lomonossow-Rücken und fand heraus, ob sie wirklich mit dem sibirischen Schelf zusammenhängen. Die wichtigsten Forschungsmittel waren das Forschungsschiff Akademik Fedorov, der Atomeisbrecher Rossiya mit zwei Hubschraubern und geologischen Sonden und das Flugzeug Il-18 mit gravimetrischen Geräten.

Im Juni 2007 kehrte eine Gruppe von 50 russischen Wissenschaftlern von einer sechswöchigen Expedition mit der Nachricht zurück, dass der Lomonosov-Kamm mit dem Territorium verbunden sei Russische Föderation und unterstützt damit Russlands Ansprüche auf Öl und Gas, an denen das Dreieck reich ist. Das Gebiet enthält 10 Milliarden Tonnen Gas und Öl, sagen Wissenschaftler. Der russische Präsident Wladimir Putin benutzte diese Informationen dann, um Russlands Behauptung von 2001 zu wiederholen.

Am 2. August 2007 versenkten russische Entdecker die Nationalflagge in den Meeresboden des Nordpols, um die Behauptungen von 2001 symbolisch zu unterstützen. Ein mechanischer Arm setzte eine spezielle, korrosionsbeständige Titanflagge auf dem Grund des Arktischen Ozeans in einer Tiefe von 4.261 Metern (13.980 Fuß) ein.

Internationale Reaktion

Als Reaktion auf die Installation einer Nationalflagge Russlands auf dem Meeresboden am Nordpol sagte der stellvertretende Sprecher des US-Außenministeriums, Tom Casey:

Ich weiß nicht, was sie auf dem Grund des Ozeans zurückgelassen haben – eine Metallflagge, eine Gummiflagge, ein Laken. In jedem Fall hat dies keine rechtliche Bedeutung oder Auswirkung auf ihre Ansprüche.

Ich war wirklich überrascht von der Aussage des kanadischen Kollegen, dass jemand Flaggen wirft. Niemand wirft Fahnen. Das taten alle Pioniere. Wenn Entdecker einen Punkt erreichen, der von niemandem erkundet wurde, hinterlassen sie Flaggen. So war es übrigens auf dem Mond.

Forschungsergebnisse

Mitte September 2007 gab das russische Ministerium für natürliche Ressourcen eine Erklärung ab:

Regalentwicklung

Die marine Basis von Kohlenwasserstoffrohstoffen in Russland sind öl- und gasführende Wassergebiete mit einer Gesamtfläche von etwa 4 Millionen km² innerhalb von 14 Rand- und Binnenmeeren. Die geologischen anfänglichen Gesamtressourcen (NSR) der Meere haben die folgenden Indikatoren.

Ivan Panichkin, Dozent, Abteilung für Rechtsprobleme des Brennstoff- und Energiekomplexes, MIEP MGIMO, MFA von Russland, RIAC-Experte

Die aktive Arbeit an der Entwicklung des arktischen Schelfs in der UdSSR begann Anfang der 1980er Jahre. Entwicklungsaussichten wurden hauptsächlich mit der Petschora- und der Karasee in Verbindung gebracht, die Offshore-Ausläufer der Öl- und Gasprovinzen Timan-Pechora und Westsibiriens sind.

Eine Reihe von Bohrschiffen wurde für die Erschließung von Offshore-Feldern in der Sowjetunion und im Ausland bestellt. Dank Investitionen in den Aufbau der Bohrflotte im Zeitraum 1983-1992. 10 große Lagerstätten wurden in der Barents-, Petschora- und Karasee entdeckt.

Nach dem Zusammenbruch der UdSSR in den Jahren 1991-1998 arbeitete die russische Bohrflotte fast ausschließlich auf dem Schelf Westeuropas, Asiens, Afrikas und Südamerikas.

Die tatsächliche Einstellung der Explorationsarbeiten in der Arktis nach 1991 und der Verlust der arktischen Bohrflotte führten dazu, dass der Explorationsgrad des arktischen Festlandsockels der Russischen Föderation heute extrem niedrig bleibt: die Barentssee - 20%, die Karasee - 15 %, Ostsibirisches Meer, Laptewsee und Tschuktschensee - 0 %.

Insgesamt wurden 25 Felder auf dem russischen Festlandsockel in der Arktis entdeckt, die sich alle in der Barents- und Karasee (einschließlich der Buchten von Ob und Taz) befinden und über förderbare Reserven industrieller Kategorien von mehr als 430 Millionen Tonnen verfügen Öl und 8,5 Billionen m 3 Gas.

Im Jahr 2008 wurde das Gesetz der Russischen Föderation „Über den Untergrund“ vom 21. Februar 1992 geändert, um den Kreis der Unternehmen einzuschränken, denen Lizenzen für das Recht zur Nutzung von Untergrundgebieten des Festlandsockels der Russischen Föderation erteilt werden können. In diesem Zusammenhang dürfen heute nur Rosneft und OAO Gazprom im Regal arbeiten.

Das erste und bisher einzige Öl- und Gasprojekt, das auf dem russischen arktischen Schelf umgesetzt wird, ist die Erschließung des 1989 in der Petschora-See entdeckten Ölfeldes Prirazlomnoye. Die Reserven des Feldes werden auf 72 Millionen Tonnen Öl geschätzt. Die Lizenz für seine Entwicklung ist im Besitz von Gazprom Neft Shelf. Im August 2011 wurde hier die eisbeständige Offshore-Ölplattform Prirazlomnaya mit einer Auslegungskapazität von bis zu 6,5 Millionen Tonnen pro Jahr abgeliefert. Die kommerzielle Erschließung des Feldes begann im Dezember 2013. 2014 wurden 300.000 Tonnen Öl (etwa 2,2 Millionen Barrel) von der Plattform verschifft und in den Rotterdamer Hafen geliefert. Das produzierte Öl wurde "Arctic Oil" (ARCO) genannt. 2015 plant das Unternehmen, seine Produktions- und Versandmengen zu verdoppeln. Das Gebiet der Lagerstätte ist durch schwierige natürliche und klimatische Bedingungen gekennzeichnet, nämlich: Die Eisdecke hält sieben Monate an, die Höhe der Eishügel erreicht zwei Meter und die minimale Lufttemperatur kann unter 45 ° C fallen.

Die tatsächliche Einstellung der Erkundungsarbeiten in der Arktis nach 1991 und der Verlust der arktischen Bohrflotte führten dazu, dass der Erkundungsgrad des arktischen Festlandsockels der Russischen Föderation bis heute äußerst gering ist.

Die Gazprom-Gruppe bereitet sich weiterhin auf die Umsetzung eines weiteren Projekts in der Petschora-See vor, das mit der Erschließung des Ölfelds Dolginskoye zusammenhängt. Auf dem Feld, dessen förderbare Reserven auf mehr als 200 Millionen Tonnen Öläquivalent (1,7 Milliarden Barrel) geschätzt werden, wurden bereits vier Explorationsbohrungen abgeteuft. Es ist geplant, das vietnamesische Unternehmen „PetroVietnam“ in die Entwicklung des Feldes einzubinden. Der Produktionsstart ist für 2020 geplant, bis 2026 soll eine Spitzenproduktion von 4,8 Millionen Tonnen Öl pro Jahr erreicht werden.

Das Projekt zur Entwicklung des Gaskondensatfeldes Shtokman, das 1988 entdeckt wurde und sich im zentralen Teil der Barentssee, 550 km nordöstlich von Murmansk befindet, bleibt relevant. Die Meerestiefe im Bereich des Feldes beträgt 320–340 m. Die Reserven werden auf 3,9 Billionen m3 Gas und 56,1 Millionen Tonnen Gaskondensat geschätzt.

Insgesamt besitzt Gazprom 7 lizenzierte Gebiete in der Barentssee, 3 in der Petschorasee, 13 in der Karasee, 8 im Golf von Ob und ein Gebiet in der Ostsibirischen See.

Ein weiteres russisches Unternehmen, die Rosneft Oil Company, besitzt 6 lizenzierte Gebiete in der Barentssee, 8 in der Petschorasee, 4 in der Karasee, 4 in der Laptewsee, 1 in der Ostsibirischen See und 3 in der Tschuktschensee. Zur Erfüllung seiner Lizenzpflichten ist das Unternehmen in den Jahren 2011 und 2012 eingegangen strategische Kooperationsvereinbarungen mit ExxonMobil, Statoil und Eni, die unter anderem die gemeinsame Exploration und Erschließung von Kohlenwasserstoffvorkommen auf dem arktischen Schelf vorsehen.

Im August 2014 entdeckte Karmorneftegaz, ein Joint Venture zwischen Rosneft und ExxonMobil, das Ölfeld Pobeda mit förderbaren Reserven von 130 Millionen Tonnen Öl und 500 Milliarden Kubikmeter Gas. Zu beachten ist, dass das Bohrgebiet durch äußerst schwierige klimatische Bedingungen gekennzeichnet ist. Hier bleibt 270–300 Tage im Jahr eine 1,2–1,6 m dicke Eisdecke bei einer Temperatur von bis zu minus 46 °C im Winter.

Im Jahr 2014 schloss Rosneft eine langfristige Vereinbarung mit der norwegischen North Atlantic Drilling über den Einsatz von sechs Offshore-Bohrinseln bis 2022 für die Offshore-Projekte des Unternehmens, einschließlich in der Arktis. Um den Zugang zur Bohrflotte zu erweitern, schloss Rosneft im selben Jahr eine Rahmenvereinbarung mit Seadrill Limited und North Atlantic Drilling Limited über den Austausch von Vermögenswerten und Investitionen.

In der zweiten Hälfte des Jahres 2014 verhängten mehrere Staaten (USA, EU-Staaten, Norwegen usw.) im Zusammenhang mit Russlands Haltung zur Ukraine-Krise sektorale Sanktionen gegen Russland. Sie sehen unter anderem ein Verbot der Lieferung von Ausrüstung und Technologien sowie die Erbringung von Dienstleistungen für Projekte vor, die von Rosneft und Gazprom (Gazprom Neft) zur Erschließung von Offshore-Ölressourcen in der Arktis durchgeführt werden. Darüber hinaus wurden russischen Ölgesellschaften und Banken Beschränkungen auferlegt, um Finanzierungen von ausländischen Finanzinstituten zu erhalten.

Diese Sanktionsbeschränkungen haben bereits dazu geführt, dass die Teilnahme einer Reihe ausländischer Öl- und Ölfelddienstleistungsunternehmen, darunter ExxonMobil, an Projekten auf dem russischen Arktisschelf praktisch ausgesetzt wurde. Es sollte auch beachtet werden, dass der russische Öl- und Gassektor derzeit stark von der Nutzung von Ausrüstungen und Dienstleistungen aus Ländern abhängig ist, die Sanktionen gegen die Russische Föderation verhängt haben.

Besonders hoch ist der Grad der Abhängigkeit von "westlichen" Ausrüstungen und Dienstleistungen, die für die Umsetzung von Offshore-Projekten in der Arktis erforderlich sind, darunter Offshore-Bohrinseln, Pump- und Kompressor- und Bohrlochausrüstung, Ausrüstung zur Stromerzeugung sowie Software. Gleichzeitig ist der Ersatz einer Reihe von Waren durch inländische Analoga frühestens 2020–2025 möglich. Gleichzeitig erhöht die Nutzung von Geräten und Dienstleistungen aus Drittländern, vor allem China, das Unfallrisiko aufgrund der geringeren Qualität dieser Produkte.

Unter diesen Bedingungen besteht das Risiko, dass Rosneft und Gazprom ihren Lizenzpflichten nicht nachkommen. In diesem Zusammenhang beantragten die Unternehmen staatliche Unterstützung, auch in Form von Lizenzverlängerungen.

Es besteht ein hohes Maß an Abhängigkeit von "westlichen" Ausrüstungen und Dienstleistungen, die für die Umsetzung von Offshore-Projekten in der Arktis erforderlich sind.

Im Allgemeinen bleibt die Erschließung der arktischen Öl- und Gasressourcen trotz der bestehenden Schwierigkeiten eine der strategischen Prioritäten der Russischen Föderation, da die gesamten förderbaren Reserven des arktischen Schelfs auf 106 Milliarden Tonnen Öläquivalent, einschließlich Gas, geschätzt werden Reserven werden auf 70 Billionen m3 geschätzt.

Gleichzeitig kann die Umsetzung der Pläne für die Erschließung des arktischen Schelfs – um die Jahresproduktion bis 2030 auf 65 Millionen Tonnen Öl und 230 Milliarden Kubikmeter Gas zu steigern – erhebliche Investitionen (mehr als 1 Billion US-Dollar) erfordern. Unter den derzeitigen Sanktionsbeschränkungen im Finanzsektor ist es sehr problematisch, solche Investitionen anzuziehen.

Die Nutzung von Geräten und Dienstleistungen aus Drittländern, vor allem China, erhöht das Unfallrisiko aufgrund der geringeren Qualität dieser Produkte.

Heute spielt der Festlandsockel wichtige Rolle bei der Aufrechterhaltung der weltweiten Öl- und Gasförderung. In den letzten zehn Jahren wurden mehr als 2/3 der Kohlenwasserstoffreserven im Schelf entdeckt. Alle subarktischen Staaten haben Rechtsakte verabschiedet, die die strategische Bedeutung der Arktis vor allem im Hinblick auf die Kohlenwasserstoffreserven festschreiben.

Gleichzeitig ist der Kenntnis- und Erschließungsgrad dieser Ressourcen in den subarktischen Staaten nach wie vor äußerst gering. Derzeit werden nur wenige Projekte auf dem Festlandsockel der USA, Norwegens und Russlands in der Arktis umgesetzt. Experten zufolge wird der arktische Schelf bis 2030 hauptsächlich zur Exploration und Vorbereitung von Lagerstätten für die anschließende großflächige Erschließung genutzt.

Unter den Faktoren, die die Fähigkeit der arktischen Staaten und Öl- und Gasunternehmen beeinflussen werden, Offshore-Öl- und Gasressourcen in der Arktis zu entwickeln, können die folgenden unterschieden werden.

1. Technologieentwicklung

Heutzutage unterscheiden sich die auf dem arktischen Schelf realisierten Öl- und Gasprojekte technologisch erheblich voneinander, was auf die unterschiedlichen natürlichen und klimatischen Bedingungen der Regionen zurückzuführen ist, in denen sie sich befinden. Dies führt zu der Notwendigkeit, neue Technologien zu entwickeln und nach geeigneten technischen Lösungen für fast jedes spezifische Projekt zu suchen, was die Implementierungszeit und die Kosten von Projekten erhöht.

2. Entwicklung der Infrastruktur

Die Anzahl der Landinfrastruktureinrichtungen (Reparaturbasen, Versorgungsbasen und Notfallrettungszentren), die zur Unterstützung von Offshore-Operationen im Zusammenhang mit Öl- und Gasaktivitäten erforderlich sind, ist äußerst begrenzt.

Darüber hinaus schränken die Kapazität und Konfiguration der in der Region betriebenen Pipelinesysteme und Häfen (Terminals) die Fähigkeit ein, neue Mengen an Kohlenwasserstoffen an Verbraucher außerhalb der Arktis zu liefern.

3. Natürliche und klimatische Bedingungen

Niedrige Temperaturen, Packeis und Eisberge Unterscheidungsmerkmale natürlichen und klimatischen Bedingungen der Region. Diese Merkmale schränken in vielerlei Hinsicht die zeitlichen Möglichkeiten für Bohrungen und andere Offshore-Operationen ein und stellen zusätzliche Anforderungen an Ausrüstung und Personal.

4. Umweltsicherheit

Offensichtlich sollte jede anthropogene Aktivität in der Arktis nur minimale Auswirkungen auf das arktische Ökosystem haben, ohne ihm erheblichen Schaden zuzufügen. Bereits heute hat ein Teil der Gewässer des Arktischen Ozeans den Status von Schutzgebieten, in denen jegliche Aktivität im Zusammenhang mit der Gewinnung von Mineralien verboten ist.

Die Aktivierung von Umweltorganisationen, die sich gegen Öl- und Gasaktivitäten in der Arktis stellen, kann die Pläne der subarktischen Staaten und Unternehmen zur Umsetzung entsprechender Projekte erheblich erschweren.

Außerdem müssen die Risiken berücksichtigt werden, die mit den Folgen möglicher Offshore-Ölverschmutzungen verbunden sind. Sie können nicht nur zum Bankrott des für die Ölpest verantwortlichen Unternehmens führen, sondern auch dazu, dass auf Druck von Umweltorganisationen alle Offshore-Öl- und Gasaktivitäten in der Arktis eingestellt werden.

5. Finanzielle und wirtschaftliche Bedingungen

Laut einigen Experten ist die Rentabilität arktischer Offshore-Öl- und Gasprojekte je nach Region bei einem Ölpreis von 40 bis 90 US-Dollar pro Barrel gewährleistet. Der 2014 einsetzende Rückgang der Weltölpreise führte dazu, dass eine Reihe von Öl- und Gasunternehmen die Einstellung ihrer Arktis-Projekte wegen Unrentabilität ankündigten. Gleichzeitig arbeiten viele Unternehmen, die bereits stark in arktische Projekte investiert haben, weiter daran und erwarten ein günstiges Preisumfeld für die Zeit nach Beginn der kommerziellen Ölförderung.

Eine zusätzliche finanzielle Belastung für Arktis-Projekte kann durch die Verschärfung nationaler und internationaler Anforderungen an die Arbeits- und Umweltsicherheit entstehen, insbesondere die Anforderungen an die Verfügbarkeit von Ausrüstung für das schnelle Bohren von Entlastungsbohrungen im Falle von Ölunfällen.

6. Sanktionsbeschränkungen

Russland wurde von einer Reihe westlicher Länder, einschließlich aller arktischen Staaten, mit Sanktionsbeschränkungen für die Lieferung von Technologien und Dienstleistungen für Arbeiten auf dem arktischen Schelf konfrontiert. Diese Einschränkungen behindern ernsthaft seine Fähigkeit, Projekte in der Arktis umzusetzen. Zudem erhöhen Beschränkungen beim Zugang zu bewährten Technologien und Lösungen das Unfallrisiko.

Offensichtlich birgt jeder der oben genannten Faktoren seine eigenen Unsicherheitsrisiken. So ist es heute beispielsweise schwierig vorherzusagen, wie die Ölpreise langfristig aussehen werden, wie sich fortgeschrittene Technologien für die Offshore-Öl- und Gasförderung in der Arktis weiterentwickeln werden, ob, wie einige Wissenschaftler voraussagen, die arktische „Eiskappe“ abschmelzen wird 2040.

In Anbetracht dessen, dass es von der Entscheidung zur Durchführung geologischer Erkundungen bis zum Beginn der kommerziellen Ölförderung in der Arktis 5-10 oder mehr Jahre dauern kann, ist es notwendig, heute mit der Entwicklung wirtschaftlich tragfähiger Technologien und technischer Lösungen zu beginnen, die sicheres und effizientes Öl gewährleisten können und Gasförderung sowie den Bau der dazugehörigen Infrastruktur. Arbeiten Sie unter Berücksichtigung des Umfangs der Aufgaben weiter diese Richtung es ist ratsam, auf der Grundlage öffentlich-privater Partnerschaftsmechanismen aufzubauen.

Die Arktisstaaten sollten auch damit beginnen, gemeinsame Standards und Regeln zu entwickeln. Dadurch können Öl- und Gasunternehmen einheitliche Ausrüstungen und technische Lösungen in allen Staaten der Region entwickeln und einsetzen, ohne Zeit und Geld für deren Anpassung an die Anforderungen und Vorschriften des jeweiligen Landes aufwenden zu müssen.

Die Arbeiten in diesen Bereichen sind derzeit im Gange, jedoch größtenteils fragmentiert und nicht systematisch. In dieser Hinsicht wird es immer dringender, die Zusammenarbeit zwischen den arktischen Staaten und interessierten Öl- und Gasunternehmen bei der Entwicklung gemeinsamer Ansätze für bestimmte Themenbereiche zu stärken.

Als Plattform für solche Arbeiten empfiehlt es sich, das bewährte hochrangige zwischenstaatliche Forum – den Arktischen Rat – zu nutzen.

Seit der Gründung des Arktischen Rates im Jahr 1996 wurde die internationale Zusammenarbeit in der Arktis deutlich gestärkt, was sich in einer Reihe von umgesetzten gemeinsamen Projekten widerspiegelt. Darüber hinaus wurden im Rahmen des Rates internationale Vereinbarungen zur Luft- und Seenotrettung in der Arktis, zur Vorsorge und Reaktion auf Meeresölverschmutzung sowie ein Rahmenplan zur Prävention und Reaktion auf Meeresölverschmutzungen in der Region ausgearbeitet.

Die Stärkung der internationalen Zusammenarbeit in der Arktis hat es ermöglicht, dies sicherzustellen hohes Niveau Sicherheit u niedriges Niveau Konfrontation in der Region. Wenn es den Arktisstaaten jedoch nicht gelingt, die Politisierung der Zusammenarbeit in der Arktis im Kontext der allgemeinen geopolitischen Lage zu vermeiden, wird dies die Aussichten auf eine koordinierte Politik und die Umsetzung gemeinsamer Projekte erheblich beeinträchtigen.

Die Verlagerung internationaler Spannungen in die Arktis wird zusammen mit der Aufrechterhaltung der Sanktionspolitik dazu beitragen, dass die Russische Föderation die Frage der Heranziehung nichtregionaler Staaten, hauptsächlich aus Asien, zur Zusammenarbeit anzieht. Unter diesen Bedingungen kann die internationale Zusammenarbeit in der Arktis ernsthaft neu gestaltet werden, und das Auftragsvolumen westlicher Hersteller von Ausrüstung für die Erschließung des arktischen Schelfs wird erheblich reduziert.