Entsprechend den Merkmalen des Reliefs in der Arktis werden das Schelf mit Inseln kontinentalen Ursprungs und die angrenzenden Ränder der Kontinente und des arktischen Beckens unterschieden.
Nach den Namen der arktischen Randmeere wird der arktische Schelf ganz klar in die Barents-, Kara-, Laptev- und ostsibirischen Tschuktschen unterteilt. Ein bedeutender Teil von letzterem grenzt auch an die Küsten Nordamerikas.
Der Schelf der Barentssee ist in den letzten Jahrzehnten zu einem der geologisch und geomorphologisch am besten untersuchten geworden. Strukturell und geologisch handelt es sich um eine präkambrische Plattform mit einer dicken Bedeckung aus Sedimentgesteinen des Paläozoikums und Mesozoikums. Am Rande der Barentssee besteht der Boden aus alten gefalteten Komplexen verschiedener Altersgruppen (in der Nähe der Kola-Halbinsel und nordöstlich von Spitzbergen, Archaikum-Proterozoikum, vor der Küste von Novaya Zemlya, Hercynian und Caledonian).
Der Schelf der Karasee ist strukturell und geologisch heterogen, sein südlicher Teil ist hauptsächlich eine Fortsetzung der Westsibirischen Hercynischen Platte. Im nördlichen Teil überquert der Schelf die untergetauchte Verbindung des Meganticlinoriums Ural-Novazemelsky (eine komplexe Bergfaltstruktur), deren Strukturen sich im Norden von Taimyr und im Severozemelsky-Archipel fortsetzen.
Die vorherrschende Art des Reliefs auf dem Laptev-Schelf ist eine marine Akkumulationsebene entlang der Küsten sowie an einzelnen Ufern Abriebakkumulationsebenen.
Das kumulative nivellierte Relief setzt sich auf dem Grund des Ostsibirischen Meeres fort, an einigen Stellen auf dem Meeresgrund (in der Nähe der Neusibirischen Inseln, nordwestlich der Bäreninseln) ist ein Gratrelief deutlich zum Ausdruck gebracht.
Der Grund der Tschuktschensee wird von überschwemmten Denudationsebenen dominiert (abgeflachte Oberflächen, die durch die Zerstörung alter Hügel oder Berge entstanden sind). Der südliche Teil des Meeresbodens ist eine tiefe strukturelle Vertiefung, die mit losen Sedimenten und wahrscheinlich mesokänozoischem Ergussgestein gefüllt ist.
Das Schelf entlang der Nordküste Alaskas ist nicht breit und eine Denudation, weitgehend thermische Abriebebene. In der Nähe der nördlichen Ränder des kanadischen Archipels und Grönlands ist das Schelf "übertief" und im Gegensatz zum Tschukotka-Schelf voller Relikte von Gletscherlandschaften.
Die Arktis ist der polare Teil der Erde, bestehend aus den Rändern der Kontinente Eurasien und Nordamerika, dem Arktischen Ozean mit Inseln sowie den angrenzenden Teilen des Atlantischen und Pazifischen Ozeans. Zu den Merkmalen des Reliefs in der Arktis gehören: der Schelf mit Inseln kontinentalen Ursprungs, die angrenzenden Ränder der Kontinente und das arktische Becken, das sich in seinem zentralen Teil befindet.
Auf dem Territorium der Arktis befinden sich acht Staaten, darunter Russland, Kanada, die USA (Alaska), Norwegen, Dänemark (Grönland und die Färöer), Finnland, Schweden und Island. Russland hat die längste Grenze.
Eine wichtige geopolitische Bedeutung wird dem arktischen Festlandsockel zugeschrieben, dessen Gesamtfläche 32 Millionen Quadratmeter beträgt. km. Der Schelf betrifft den Nordrand Eurasiens, das Beringmeer, die Hudson Bay, das Südchinesische Meer und die Nordküste Australiens.
Das Regal wird in der Fischerei und im Meerestierhandel verwendet, die kommerzielle Fischerei liegt bei 92%. Es führt auch umfangreiche Exploration von Mineralien durch. Nach gemeinsamen Untersuchungen des US-amerikanischen und des dänischen Geologischen Dienstes kann bis zu einem Viertel aller Kohlenwasserstoffe der Welt in den Eingeweiden der Arktis gespeichert werden.
Im Jahr 2009 veröffentlichte die Zeitschrift Science eine Studie über die natürlichen Ressourcen der Arktis, die die Versorgung mit Mineralien ermittelte: 83 Milliarden Barrel Öl (ca. 10 Milliarden Tonnen), was 13% der unentdeckten Reserven der Welt entspricht, sowie etwa 1.550 Billionen. Kubikmeter Erdgas. Laut Wissenschaftlern liegen die meisten unentdeckten Ölreserven vor der Küste Alaskas und die Erdgasreserven vor der Küste Russlands.
Beim Studium der geopolitischen Frage des arktischen Schelfs ist es wichtig zu verstehen, dass es kein internationales Abkommen gibt, das den Status der arktischen Zone regelt.
In den 1920er Jahren teilten eine Reihe von Ländern, darunter die UdSSR, Norwegen, Dänemark, dem Grönland gehört, die USA und Kanada, die arktische Region in Sektoren auf. Jedes der Länder legte Grenzen entlang der Meridiane zum nördlichen Plus. Angesichts der Befreiung der Region vom Eis wurde eine solche Entscheidung jedoch öffentlich als unfair anerkannt. 1982 wurde das Seerechtsübereinkommen der Vereinten Nationen unterzeichnet, das 1997 von Russland ratifiziert wurde.
Gemäß Artikel 76 dieses Übereinkommens erstrecken sich die Rechte der aufgeführten Länder auf eine Wirtschaftszone, die nicht weiter als 200 Meilen von der Küste entfernt ist. Innerhalb dieser Grenzen erlangt der Staat die Kontrolle über Ressourcen, einschließlich Öl und Gas. Die verbleibenden Gebiete der Meere und Ozeane wurden zum gemeinsamen Weltnaturerbe erklärt, was bedeutet, dass sich jedes Land um die Erschließung der Öl- und Gasfelder des arktischen Schelfs bewerben kann. Daraufhin wurde im Januar 2011 zwischen den Ölgiganten Rosneft und British Petroleum (BP) eine Vereinbarung über die Exploration und Erschließung von drei Sektoren der Karasee unterzeichnet.
Die Arktis lockt mit reichen Gas- und Ölvorkommen. Im Jahr 2001 beantragte Russland als erstes der fünf arktischen Länder die Erweiterung der Grenzen seines Festlandsockels. 1948 wurde der Lomonossow-Rücken von der sowjetischen Arktisexpedition entdeckt. Tatsächlich ist dieser Rücken eine riesige, 1800 km lange Brücke zwischen den Kontinentalplattformen Asiens und Amerikas und teilt die Arktis in zwei Hälften. Russische Forscher vermuten, dass die Unterwasserkämme von Lomonosov und Mendeleev, die sich nach Grönland erstrecken, geologisch eine Fortsetzung der sibirischen Kontinentalplattform sind. Experten aus anderen Ländern glauben, dass der Lomonosov-Rücken durch die Nordverwerfung vom Festland getrennt ist und daher keine Fortsetzung der Sibirischen Plattform darstellt.
Wenn der Lomonossow-Rücken eine „natürliche Brücke“ ist, dann gehört bei der Interpretation des „Rückens“ als „Anhebung“ der gesamte Lomonossow-Rücken gemäß Artikel 76 Absatz 5 der UN-Seerechtskonvention uns. In den letzten Jahren hat Russland die Struktur des Meeresbodens in dem Gebiet, in dem der Schelf der Neusibirischen Inseln in den Lomonossow-Rücken übergeht, genau untersucht.
Im Sommer 2007 startete die Polarexpedition Arktika-2007, deren Zweck es war, das Schelf zu untersuchen. Die Leistung russischer Forscher war der Abstieg in eine Tiefe von 4261 Metern, wo einzigartige Gesteinsproben entnommen und die Flagge der Russischen Föderation angebracht wurden.
Am 1. Oktober 2010 startete von Murmansk aus eine weitere Expedition "Nordpol - 38", deren eine der wissenschaftlichen Hauptaufgaben darin bestand, die russischen Rechte am Festlandsockel zu begründen. Die Expedition "Shelf-2010" wurde von Juli bis Oktober letzten Jahres durchgeführt, und im Laufe ihres Verlaufs wurden unwiderlegbare Beweise dafür erbracht, dass der Lomonossow-Rücken am Grund des Arktischen Ozeans Teil des russischen Festlandsockels ist.
Am 4. September 2011 wurden die letzten Arbeiten zur Bestimmung der hohen Breitengrenze des Festlandsockels in der Arktis vom Eisbrecher Rossiya und dem Forschungsexpeditionsschiff Akademik Fedorov abgeschlossen. Die im Laufe dieser Arbeiten gewonnenen Daten werden die Grundlage der Beweisgrundlage für den Antrag Russlands bei der UNO bilden.
Die USA und Kanada haben sich zusammengeschlossen, um ihre Rechte auf den größten Teil des arktischen Festlandsockels zu beweisen. Im September 2008 und August 2009 führten US-kanadische Forscher zwei Expeditionen durch, die Daten über den Meeresboden und den Festlandsockel sammelten. Die Daten werden immer noch verarbeitet und nicht weit verbreitet, aber der Kommandeur der US-Küstenwache, Admiral Robert Papp, sprach vor nur einem Monat auf einer Sitzung des Unterausschusses für Ozeane, Atmosphäre, Fischerei und Küstenwache des Senats für Handel Komitee, das in Anchorage, Alaska, stattfand. „Die Fähigkeiten der Küstenwache in der Arktis sind sehr begrenzt, im nördlichen Schelfgebiet haben wir keine Hangars für Flugzeuge, keine Parkplätze für Schiffe, keine Stützpunkte für lebendes Personal. Die Agentur hat nur einen funktionsfähigen Eisbrecher.“
Mineralien
In Bezug auf den Öl- und Gasreichtum übertreffen die Schelfmeere des Arktischen Ozeans alle anderen Ozeane der Erde.
Im russischen Sektor der Barentssee stechen zwei große Depressionen hervor: die Süd- und die Nordbarentssee. In der Struktur der mesozoischen Ablagerungen zwischen den Vertiefungen gibt es eine erhöhte Zone, die sie trennt - den Ludlovskaya-Sattel (manchmal auch als Barentssee-Kuppel bezeichnet). Dieses Strukturelement hat Abmessungen von 200 x 300 km und eine Amplitude von 500 m entlang der Oberseite der schwarzen Tone des Oberen Jura. Beide Vertiefungen vereinen sich zusammen mit der sie trennenden Hebungszone zum Ost-Barents-Megatrog (Syneklise). Der Megatrog ist geologisch gesehen ein einziges, sehr großes, tiefliegendes, über lange Zeit entstandenes Öl- und Gasbecken, in dem sich mächtige Erzeugungszentren und Öl- und Gasanreicherungszonen vereinen. In der erwähnten Hochzone befindet sich das Ludlovskoye-Gaskondensatfeld mit Ablagerungen im terrigenen Jurakomplex und im Süden das Eisfeld.
Nördlich der Kuppel der Barentssee ist laut seismischen Daten eine große erhöhte Zone von Ablagerungen aus Trias, Jura und Kreidezeit mit einer Größe von etwa 100 x 100 km zu unterscheiden, die auch ein Objekt der Öl- und Gasansammlung ist. Innerhalb seiner Grenzen wurde die Luninskoe-Hebung entdeckt, und es können auch andere günstige Strukturen - Kohlenwasserstofffallen - gefunden werden. Die Luninskaya-Zone sowie der Barentssee-Bogen werden in Zukunft als die größte Zone der Öl- und Gasansammlung betrachtet, und weil die jurassischen gasführenden Horizonte des Shtokman-Feldes in dieser Richtung verfolgt werden und zusätzlich die Öl- und Gaspotenzial der Trias-Lagerstätten wird prognostiziert. Die zur Berechnung der wahrscheinlichen Gasreserven der Luninsky-Hebung angenommenen Parameter in Analogie zur Shtokman-Hebung lassen hier von einem Gasfeld mit Reserven von mindestens 3 Billionen m 3 ausgehen.
Vielversprechend für die Entdeckung von Öl- und Gasfeldern ist die Admiralteisky-Welle, die sich über fast 400 km entlang der Westküste von Novaya Zemlya erstreckt und den Megatrog der Barentssee von Osten her begrenzt. Bisher wurde ein Bohrloch auf dem Schacht gebohrt, das triassische Ablagerungen mit Anzeichen von Öl freigelegt hat. Innerhalb der Dünung wurden drei signifikante Hebungen identifiziert: Krestovoe (30x40 km), Admiralteyskoye (60x50) und Pakhtusovskoye (60x40). Es wird angenommen, dass hier in einer Tiefe von 6-8 km devonische Ablagerungen mit reduzierter Mächtigkeit vorkommen. Der wichtigste stratigraphische Komplex der Dünung sind die Permo-Trias-Felsen. Basierend auf den Funden von Ölshows, Bitumen und Asphaltiten auf der Insel Novaya Zemlya und dem Franz-Josef-Land-Archipel werden in ihnen Öl- und Gashorizonte vorhergesagt. Auch in den devonischen Lagerstätten sind Funde von Naphthiden bekannt. Über den Aufbau des Admiralteiskywalls liegen heute bereits genügend geologische Erkenntnisse vor, die auf eine Entdeckung hier in der ersten Hälfte des 21. Jahrhunderts hindeuten. größten Öl- und Gasfelder, trotz schwieriger Eisbedingungen, die zweifellos ihre Entwicklung behindern werden.
Der Schelf der Karasee ist die nördliche Fortsetzung der westsibirischen Öl- und Gasprovinz. Im südwestlichen Teil der Karasee befindet sich das Süd-Kara-Becken, das aus einer 8 km dicken Schicht aus terrigenen Ablagerungen aus der Jura- und Kreidezeit mit einem hohen Gehalt an organischem Material und einem erheblichen Öl- und Gasförderpotenzial besteht. Russische Experten glauben, dass sich hier eines der größten Öl- und Gasbecken gebildet hat. Dies wird durch die Entdeckung riesiger und großer Gaskondensatfelder (Bovanenkovskoye, Kharasaveyskoye, Kruzenshternovskoye usw.) an der Küste der Halbinsel Jamal in den Ablagerungen der Unter- und Oberkreide belegt.
Bisher wurden nur drei Tiefbrunnen auf dem Schelf der Karasee im südlichen Karabecken gebohrt. Sie ermöglichten die Entdeckung der Gaskondensatfelder Rusanovskoye und Leningradskoye in den Ablagerungen der Oberkreide, die mehr als 10 Gasreservoirs mit vorläufig geschätzten Reserven von über 8 Billionen m 3 enthalten.
Beide Lagerstätten werden nicht erkundet. Ihre Lage im Meer in einer Tiefe von 50-100 m und gigantische Reserven machen die Lagerstätten einzigartig und wirtschaftlich für die Entwicklung im 21. Jahrhundert. Diese Felder werden in Abhängigkeit vom Gasverbrauch erschlossen.
Im nordöstlichen Teil der Karasee wurde die Nord-Kara-Senke identifiziert, in der das kristalline Grundgebirge in einer Tiefe von 12–20 km vorkommt. Die Senke ist mit paläozoischen und mesozoischen Ablagerungen gefüllt und zeichnet sich auch durch ein enormes Ölförderpotential aus.
Im östlichen Sektor der russischen Arktis werden vier Becken unterschieden: Laptev (in der Laptevsee), Ostsibirien (im gleichnamigen Meer), Nord- und Süd-Tschuktschen (auf dem Schelf der Tschuktschensee). Alle diese Becken sind sehr schlecht untersucht. Annahmen über ihre geologische Struktur können hauptsächlich auf der Grundlage der Ergebnisse regionaler seismischer Meeresprofile und anderer Arten geophysikalischer Arbeiten getroffen werden.
Über die geologische Struktur des vermutlich identifizierten ostsibirischen Öl- und Gasbeckens liegen nur sehr wenige Daten vor. Es kann nur angenommen werden, dass sich hier die paläozoische und mesozoische Karbonat-Terrigen-Sequenz mit einer Gesamtmächtigkeit von 8-10 km fortsetzt und auf den Neusibirischen Inseln aufgeschlossen ist. Von Interesse ist der Tiefwasserteil des Toll Basin, in dem die Entwicklung von Sedimentverkeilungszonen und die Bildung von Öl- und Gasvorkommen in ihnen wahrscheinlich ist.
Das arktische Schelf ist auch reich an anderen Mineralvorkommen - Kohle, Gold, Kupfer, Nickel, Zinn, Platin, Mangan usw. Davon werden heute nur Kohlevorkommen auf dem Svalbard-Archipel und Goldvorkommen auf der Bolschewik-Insel (Severnaya Zemlya) erschlossen. Es besteht kein Zweifel, dass die Nachfrage nach strategisch knappen Rohstoffen vom Festlandsockel auf dem Weltmarkt wachsen wird.
Die Bodenschätze der Region Taimyr-Severozemelskaya wurden nicht ausreichend untersucht.
In der South Byrrangskaya Zone sind große Kohlevorkommen bekannt, die auf die Vorkommen der tatarischen Stufe des oberen Perms beschränkt sind. Die Kupfer-Nickel-Mineralisierung ist mit Bettintrusionen der Fallenformation der unteren Trias in derselben Zone verbunden. Blei-Zink-, Arsen-Antimon-Quecksilber-Lagerstätten und Wolfram-Molybdän-Mineralisierungen, die möglicherweise mit unentdeckten subalkalischen Massiven aus dem Trias-Zeitalter in Verbindung stehen, wurden in den Verwerfungszonen und in erzführenden Adern gefunden, die die paläozoischen Lagerstätten der Megazone South Taimyr durchdringen. Umfangreiche Felder von Muskovit-Mikroklin-Pegmatiten sind mit Granitoiden aus dem späten Proterozoikum der Megazone North Taimyr assoziiert.
Die Silber- und Gold-Selenid-Silber-Mineralisierung ist hauptsächlich mit felsischem Vulkangestein der äußeren Zone des Okhotsk-Chukotka-Gürtels verbunden, und die Gold- und Gold-Silber-Tellurid-Mineralisierung ist hauptsächlich mit basischem Vulkangestein verbunden. Quecksilber, Antimon, Kupfer, Zinn, Fluorit und natürlicher Schwefel sind ebenfalls mit kreidezeitlichen Ergüssen assoziiert, und Ablagerungen von Molybdän, Wolfram, Blei und Zink sind mit Granitoiden assoziiert.
Es gebe "ernsthafte Fragen" an die Dänen. Tatsache ist, dass ein erheblicher Teil der dänischen Arktisanwendung auf der Verwendung geologischer Materialien basiert ... Russland.
Lassen sich die Dänen von geologischen Plagiaten hinreißen? Versuchen wir es herauszufinden. Die Geschichte des arktischen Schelfs dauert seit Beginn des Jahrhunderts ziemlich lange an. Und nichts hat sich geändert.
Seit 2001 beweist Moskau der Weltgemeinschaft erfolglos, dass der Unterwasser-Lomonossow-Rücken eine Fortsetzung Eurasiens ist, das heißt, er scheint Teil des Territoriums der Russischen Föderation zu sein. Jahr für Jahr werden diese Beweise von der UN-Kommission zur Begrenzung des Festlandsockels geprüft (und teilweise erfolgreich zurückgewiesen). Es besteht aus mehr als zwei Dutzend Spezialisten, die verschiedene Staaten vertreten. Sie treffen sich mehrmals im Jahr. Üblicherweise dauert der "Kongress" der Experten, bei dem Anträge geprüft werden (und darüber entschieden wird oder nicht), 4-5 Tage.
Ende 2001 reichte Moskau bei der UN-Kommission den ersten Antrag zur Erweiterung des arktischen Schelfs ein.
Denken Sie daran, dass sich die Wirtschaftszone der Staaten gemäß der UN-Seerechtskonvention ausdehnen darf, jedoch unter einer Bedingung: Der Meeresboden außerhalb der Zone ist eine natürliche Fortsetzung des Randes des Festlandes. Schelfgrenzen, die zu einem bestimmten Staat gehören, werden standardmäßig als gleich zweihundert Seemeilen erkannt. Moskau beharrte in seinem Antrag auf dem Recht, Unterwasserräume vor der Nord- und Ostküste in seinen Festlandsockel einzubeziehen. Wissenschaftler aus Russland, die sich der Kohlenwasserstoffressourcen des arktischen Schelfs bewusst sind, versuchten, UN-Experten davon zu überzeugen, dass der Lomonossow-Rücken zum eurasischen Kontinent gehört. Internationale Experten stimmten dem Antrag wegen unzureichender Beweisgrundlage nicht zu. Dieser Antrag wurde relativ schnell geprüft: Im Juni 2002 wurde das Dokument mit dem Hinweis auf unzureichende Detaillierung der Bodenreliefkarten und unzureichende Gültigkeit des kontinentalen Charakters der in der Liste erwähnten Hebungen und ihrer Verbindung mit dem sibirischen Schelf abgelehnt.
Jahre vergingen, in denen ein neuer Antrag vorbereitet wurde. Dies ist nicht nur ein Stück Papier: Es wurden entsprechende Studien durchgeführt.
Von Mai bis September 2007 organisierte Russland die Arktika-2007-Expedition zur Untersuchung des Schelfs des Arktischen Ozeans. Am 1. August erreichten Wissenschaftler den Nordpol, und am nächsten Tag stiegen die bemannten Tiefsee-Tauchboote Mir-1 und Mir-2 auf den Grund ab und führten zum ersten Mal in der Geschichte ozeanografische, hydrometeorologische und Eisstudien durch ein Experiment zur Entnahme von Boden- und Pflanzenproben aus einer Tiefe von 4261 Metern. Die Ergebnisse der Expedition wurden zur Grundlage der Position Russlands bei der Lösung der Frage des Eigentums an dem entsprechenden Teil des arktischen Schelfs.
Einige Jahre später, im Herbst 2014, als das Forschungsschiff Akademik Fedorov aus der Arktis zurückkehrte, gab Moskau den Abschluss der Arbeiten bekannt, um einen Antrag auf Regalerweiterung bei der UN zu stellen.
In dem neuen erweiterten Antrag Russlands wurde unter anderem darauf hingewiesen, dass es ungelöste Fragen bezüglich der Abgrenzung von Seeräumen mit Dänemark und Kanada gebe. Tatsache ist, dass der im Dezember 2014 eingereichte Antrag Dänemarks für einen Schelf nördlich von Grönland die im russischen Antrag enthaltenen Gebiete (die Polarregion und einen Teil des Lomonossow-Rückens) gesperrt hat. Der Antrag Kanadas könnte sich auf den Aufstieg von Mendeleev beziehen (die Referenz wird nach Informationen von RIA Novosti angegeben).
Der erweiterte Antrag Russlands wurde auf der 41. Sitzung der UN-Kommission zur Begrenzung des Festlandsockels im August 2016 diskutiert. Später, im Dezember 2016, übermittelte Moskau den Experten der Kommission zusätzliche Informationen zur Begründung des Antrags.
Laut dem Direktor des Instituts für Erdölgeologie und Geophysik (INGG SB RAS), Akademiemitglied Michail Epow , der aktualisierte russische Antrag, der im August 2016 von UN-Experten geprüft wurde, ist sehr überzeugend.
Der erste Antrag Russlands, so der Experte, sei aufgrund fehlender Beweisgrundlagen (zuverlässige geologische Daten und seismische Untersuchungen) nicht bestanden worden. „Ich glaube, dass die Daten jetzt mit einem sehr hohen Maß an Zuverlässigkeit präsentiert werden“, zitiert RIA Novosti den Wissenschaftler.
„Einer der wichtigsten Beweise sind die Funde von Paläontologen, die das Alter der Funde und die Paläogeographie bestimmen. Dies ist einer der zuverlässigen Beweise dafür, dass es zu dieser Zeit hier einen Kontinent gab und kein Meer“, präzisierte Mikhail Epov.
Er merkte auch an, wenn die Grundlagenforschung auf dem betreffenden Gebiet nicht vor siebzig Jahren begonnen hätte, hätte Russland jetzt nichts, was es der UNO vorzulegen hätte.
Ein erweiterter Antrag, lassen Sie uns hinzufügen, kann von UN-Spezialisten für lange Zeit in Betracht gezogen werden, zum Beispiel fünf Jahre oder etwas weniger. Die Überprüfungsfrist kann durch Verhandlung verkürzt werden. Aber bisher gab es keine Fortschritte in diese Richtung.
Was will Russland heute? Das gleiche wie vorher. Es ist geplant, den Lomonosov-Rücken und andere Abschnitte des Meeresbodens, einschließlich des Podvodnikov-Beckens, des Mendeleev-Anstiegs, der Südspitze des Gakkel-Rückens und der Nordpolzone, „anzubringen“.
Warum ist es notwendig? Russland plant, die Arktis nicht nur territorial zu "wachsen", sondern auch "Kohlenwasserstoffe": Es wird davon ausgegangen, dass es große Mineralvorkommen gibt.
Jenseits des Polarkreises gibt es etwa sechs Dutzend Vorkommen, davon 43 im russischen Sektor. Die Gesamtressourcen der russischen Arktis werden von Experten auf 106 Milliarden Tonnen Öläquivalent und Gasreserven auf 69,5 Billionen geschätzt. Kubikmeter. Nach einigen minimalen Schätzungen würde die „Zunahme“ des oben genannten Teils der Arktis durch Russland es ermöglichen, die Menge an Kohlenwasserstoffen zur Verfügung zu stellen, die ausreichen würde, um 5 Milliarden Tonnen Referenzkraftstoff herzustellen.
Die erwähnte UN-Kommission ist nicht die einzige, die sich mit der Arktis befasst. Anders als Fragen der Geologie und Geographie werden Fragen der internationalen Zusammenarbeit in der Arktis vom Arktischen Rat entschieden. Diese Organisation wurde 1996 in Übereinstimmung mit der Erklärung von Ottawa gegründet. Das Zwischenstaatliche Forum fördert die Zusammenarbeit vor allem im Bereich des Umweltschutzes.
Mitglieder des Arktischen Rates sind Kanada, Dänemark, Finnland, Island, Norwegen, Russland, Schweden und die USA.
Und vor kurzem wurde Moskau höflich an die Notwendigkeit eines "konstruktiven" Ansatzes im Rahmen dieses Rates erinnert.
Wie Margot Wallström, die schwedische Außenministerin, kürzlich sagte, bleibt der Arktische Rat eine wichtige Plattform für konstruktive Gespräche mit Russland. „Alle Foren, die sich der internationalen Zusammenarbeit widmen, sind jetzt besonders wichtig, da Nationalismus und Polarisierung zunehmen und die Idee, dass Länder zuallererst an ihre eigenen Interessen denken und sich nicht um multilaterale Lösungen kümmern sollten, immer mehr an Popularität gewinnt, " Wallström sagte auf der "Darüber hinaus sind wir froh, die Gelegenheit zu haben, mit Russland im Arktischen Rat zusammenzuarbeiten und einen konstruktiven Dialog mit ihm zu führen, obwohl wir in anderen Bereichen möglicherweise einen Interessenkonflikt haben" (zitiert von TASS).
Es ist wichtig zu wissen, dass der Vorsitz des Rates im Jahr 2015 (für zwei Jahre) an die Vereinigten Staaten übergegangen ist. Im Mai 2017 übergeben die Staaten den Vorsitz an Finnland. Im Moment schauen alle auf Trump. Einschließlich Russland.
Vor kurzem, am 21. Januar, der Leiter des Ministeriums für natürliche Ressourcen der Russischen Föderation Sergej Donskoj gab eine Erklärung ab, die sich in der russischen Presse verbreitete.
Ihm zufolge hat Russland eine Reihe bedeutender Kommentare zur Rechtfertigung des Antrags Dänemarks, die Grenzen des Schelfs in der Arktis zu erweitern, einschließlich der Verwendung russischer geologischer Informationen. „Wir verhandeln nicht nur im UN-Ausschuss, sondern auch mit Nachbarländern wie Dänemark, Kanada“, zitiert ihn Interfax.
„Bisher haben wir Fragen an die Dänen. Spezialisten des Ministeriums für natürliche Ressourcen waren im Dezember in Kopenhagen und haben dort ein vorläufiges Konzept vorgestellt“, sagte Donskoy. „Außerdem wurden Kommentare zu ihrem Antrag abgegeben. Wir haben gezeigt, wo wir sind widersprechen, und zwar ganz ernst." . "Wir haben die wichtigsten Bemerkungen in der Begründung. Obwohl die meisten Anträge der Dänen auf der Verwendung unserer geologischen Materialien basieren", fügte der Minister hinzu.
Woher haben die Dänen die russischen Materialien? Laut Donskoy waren diese Materialien offen für eine Analyse auf Gültigkeit.
Der Leiter des Ministeriums für natürliche Ressourcen sagte auch, dass die russische Seite in Zukunft Gespräche mit den Vereinigten Staaten über die Erweiterung der Grenzen in der Arktis führen werde, obwohl Washington das Abkommen über die Abgrenzung des arktischen Festlandsockels nicht ratifiziert habe.
Gibt es Chancen für solche Verhandlungen? Und was werden sie sein, wenn Washington nicht einmal das notwendige Abkommen ratifiziert hat?
"Wie das Verfahren aussehen wird, ist bereits eine Frage der Zukunft, aber es müssen auf jeden Fall Verhandlungen geführt werden", sagte Donskoy. Er stellte auch fest, berichtet TASS, dass Russland immer die Tatsache berücksichtigt habe, dass die Vereinigten Staaten mit dem russischen Antrag auf Erweiterung der Grenzen des Festlandsockels in der Arktis nicht einverstanden seien.
„Wir haben das alles natürlich als Fakt betrachtet, das ist längst bekannt. Der zweite Punkt – jedenfalls haben wir, neben der Tatsache, dass die Kommission (UN) den Antrag prüfen und seine Gültigkeit bestätigen muss, dann da sind noch (noch) Verhandlungen mit den Ländern, an die wir grenzen: mit den Dänen, Kanadiern", zitierte die Agentur den Minister.
Währenddessen wird Trump in anderen Staaten einfach ausgelacht und in ein unschönes Licht gerückt.
Hat Donald Trump jemals von der Arktis gehört? schreibt Silke Bigalke in der Süddeutschen Zeitung. Und er fügt hinzu: „Niemand weiß, wie Trumps Politik in der Arktis aussehen wird“, sagt David Balton, der US-Vertreter im Arktischen Rat, und er sollte sich darüber im Klaren sein: Balton wird den Sitzungen des Arktischen Rates vorsitzen, während die USA ihm vorsitzen, bis er an der Macht ist wird im Mai an Finnland übergeben. Der frühere Präsident Barack Obama besuchte als erster US-Präsident die amerikanische Arktis und verbot später die Öl- und Gasförderung in weiten Teilen der Region. „Glauben Sie, Trump hat jemals von der Arktis gehört? Balton-Gastgeber „Anscheinend nicht“, antwortet er.
Einige russische Experten sind jedoch voller Optimismus in Bezug auf die Zukunft Russlands in der Arktis.
„Wenn die Entscheidung der Kommission nicht zu unseren Gunsten ausfällt, können wir jederzeit versuchen, von der anderen Seite ‚hineinzugehen‘“, sagte Alexander Shpunt, Generaldirektor des Instituts für politische Analyseinstrumente, der Free Press. „Auf jeden Fall , sehe ich keinen Grund, nicht zu versuchen, die Unterstützung der wichtigsten internationalen Organisation zu gewinnen. Wir hatten bereits eine positive Erfahrung, als das Ochotskische Meer als ausschließliche Wirtschaftszone Russlands anerkannt wurde. Wir können versuchen, es zu wiederholen."
Die Situation mit dem arktischen "Wachstum", fügen wir hinzu, sollte als noch ungewiss betrachtet werden. Die UN-Kommission, die die Anerkennung der Gebiete als russisch so viele Jahre verzögert hat, wird zweifellos weiter zögern. Offenbar rechnet Moskau mit einer gewissen Unterstützung aus Washington und setzt auf Donald Trump. Uns scheint, dass solche Hoffnungen sinnlos sind. Trump ist ein amerikanischer Präsident, kein russischer, und er hat eindeutig nicht die Absicht, Russland territorial zu erweitern. Er wird seinen politischen Gegner nicht stärken, das ist offensichtlich. Zudem haben die USA das Abkommen zur Abgrenzung des arktischen Festlandsockels noch nicht ratifiziert.
Wahrscheinlich werden sich die Hauptstreitigkeiten um das Schelf nicht jetzt entfalten, sondern in der warmen Jahreszeit: Im Mai wird der Vorsitz des Arktischen Rates auf Finnland übergehen, und im Sommer wird sich die Zusammensetzung der UN-Kommission ändern.
Oleg Tschuwakin
Ivan Panichkin, Dozent, Abteilung für Rechtsprobleme des Brennstoff- und Energiekomplexes, MIEP MGIMO, Außenministerium Russlands, 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 Durchführung der geologischen 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 Entwicklung 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 zur 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 eine 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 prägen die 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 sichergestellt. 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 der Tatsache, 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. Unter Berücksichtigung des Umfangs der Aufgaben ist es ratsam, die Arbeit in diesem Bereich 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 Ländern 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 arktischen Zusammenarbeit hat es ermöglicht, ein hohes Maß an Sicherheit und ein geringes Maß an Konfrontation in der Region zu gewährleisten. 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 Beibehaltung 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.
11.06.12 / 20:32
Das nächste Jahr, 2013, sollte für Russland an der Arktisfront ein Jahr großer Veränderungen werden. Jetzt arbeitet der Koordinierungsrat der Russischen Akademie der Wissenschaften und der Bundesagentur für Untergrundnutzung der Russischen Föderation, die neue Dokumente zur Bestimmung der äußeren Grenze des Festlandsockels in der Arktis vorbereiten soll.
Er leitet das Projekt in drei Bereichen: Verfeinerung der Bodentopographie, geophysikalische Profile und Studien zur Entwicklung der Arktis unter Berücksichtigung der paläomagnetischen und radioisotopischen Datierung von Gesteinen. Wissenschaftler sehen ihre Aufgabe darin, nachzuweisen, dass ein Stück des Bodens, das auch Arctida genannt wird, seit langem existiert, mindestens seit der Perm-Zeit, und ein fester Bestandteil des Kontinents und damit Russlands ist wird seine führende Position bei der Entwicklung der Arktis behalten.
Kampf der Titanen
Was ist der arktische Raum? Dies ist der Nordpol und die Außenbezirke von Eurasien und Nordamerika. Dies ist der Arktische Ozean und ein kleiner Teil des Atlantiks und des Pazifischen Ozeans. Was ist das arktische Schelf? Dies ist ein riesiges Schelfgebiet, das an den Rändern der Kara-, Tschuktschen-, Barents-, Ostsibirischen und Laptewsee entlangführt.
Das Territorium des Schelfs verläuft hauptsächlich im Arktischen Ozean und entlang der Inseln kontinentalen Ursprungs.
Jetzt ist der arktische Schelf für Russland das vielversprechendste Gebiet für die Entwicklung von Öl und Gas. Aber wir sollten die Länder nicht vergessen, deren ausschließliche Wirtschaftszonen in der Arktis liegen. Dies sind die USA, Kanada, Norwegen, Dänemark, Schweden, Finnland, Island.
In den zwanziger Jahren des letzten Jahrhunderts wurde die Grenze zwischen den arktischen Ländern - der UdSSR, den USA, Kanada, Norwegen und Dänemark - sehr bedingt festgelegt. Die Gebiete, in denen die nördlichen Grenzen dieser Staaten verliefen, wurden den Ländern zugewiesen. Damals hatte die Sowjetunion die längste Küstenlinie. Dies bestimmte den größten Sektor - etwa ein Drittel der gesamten Fläche der Arktis. Da den Ländern die genauen Grenzen der Arktisgebiete nicht zugeteilt wurden, erhoben Schweden, Island und Finnland Ansprüche auf die Arktisgebiete.
Indien, China, Südkorea, Deutschland und Japan behaupten derzeit, Öl- und Gasfelder in der Arktis zu erschließen. Tatsächlich beläuft sich nach vorläufigen Angaben von Wissenschaftlern das Volumen des unentdeckten Öls auf etwa 83 Milliarden Barrel und das Volumen des Erdgases auf etwa 1.550 Billionen. m3. Reservieren wir gleich: Ein bedeutender Teil der unerforschten Ölfelder liegt in der Region Alaska und gehört den Vereinigten Staaten. Aber innerhalb der russischen Seegrenze befinden sich solide Erdgasreserven. Wissenschaftler schlagen vor, dass die Bohrungen in einer Tiefe von mehr als 500 Metern durchgeführt werden. Darüber hinaus wurden mehr als 200 vielversprechende Öl- und Gasanlagen in der Kara-, Petschora- und Barentssee identifiziert.
Vertreter Dänemarks, Russlands, der USA, Kanadas, Norwegens, Schwedens, Islands und Finnlands unterzeichneten 1996 eine Erklärung zur Gründung des Arktischen Rates. Die Mitglieder des Arktischen Rates setzen sich dafür ein, die einzigartige Natur der nördlichen Polarzone zu schützen und die nachhaltige Entwicklung der zirkumpolaren Regionen sicherzustellen.
Gegenwärtig gilt in der Arktis die Rechtsordnung, die das UN-Seerechtsübereinkommen von 1982 vorsieht. Das Dokument legt die Grenzen der ausschließlichen Wirtschaftszone der Staaten fest, die in einer Entfernung von 200 Seemeilen vor der Küste enden. Aber wenn die Ergebnisse geologischer Studien beweisen, dass der Festlandsockel mehr als 200 Meilen beträgt, wird die Entfernung auf 350 Seemeilen erhöht.
Erster "Pfannkuchen"
Im Jahr 2001 unternahm Russland einen Versuch, bei der UN-Kommission einen Antrag zu stellen, um die Rechte an einem Teil des Schelfs, einschließlich des Lomonossow- und des Mendelejew-Kamms, zu sichern. Wir sprechen davon, klar und logisch zu beweisen, dass der Lomonossow-Rücken eine strukturelle Fortsetzung der sibirischen Kontinentalplattform ist. Dieses Gebiet ist sehr reich an Kohlenwasserstoffen. Die UN-Inspektoren lehnten den Antrag jedoch ab, da nur wenige Angaben gemacht wurden. Die UN bat um zusätzliche Argumente, um eine Entscheidung zu treffen.
Daher muss Russland beweisen, dass die Seekämme Lomonosov und Mendeleev eine Fortsetzung des russischen Festlandsockels sind. Folglich wird die Grenze der ausschließlichen Wirtschaftszone erweitert und unser Land erhält eine Fläche von 1,2 Millionen Quadratkilometern, die reich an Energieressourcen ist.
Um sein Recht geltend zu machen, die Grenzen des arktischen Festlandsockels zu erweitern, wird Russland 2013 der UN-Seerechtskommission zwei Arten von Daten vorlegen: geologische Proben des Grundgesteins der Rücken und geophysikalische Daten auf der Grundlage der Ergebnisse der seismoakustischen Profilierung.
Es wird jedoch erwartet, dass auch Kanada, Norwegen, Schweden, Finnland, Dänemark und Island bei der UN-Sonderkommission beantragen werden, die Grenzen des arktischen Schelfs zu erweitern, um das Recht zur Erschließung von Öl- und Gasfeldern zu erhalten. Experten schätzen Kanadas Chancen als hoch ein und argumentieren, dass es ein würdiger und starker Konkurrent zu Russland ist.
Offshore-Arbeit wird schwieriger, geht aber weiter
In diesem Sommer wird der dieselelektrische Eisbrecher Kapitan Dranitsyn auf Aufklärungsarbeit gehen. Ursprünglich war geplant, das Forschungsschiff „Akademik Fedorov“ und den Atomeisbrecher FSUE „Rosatomflot“ an die staatliche Korporation „Rosatom“ zu schicken. Aber es stellte sich als teuer heraus. Jetzt wird „Kapitan Dranitsyn“ umgerüstet, um Bohrarbeiten auf dem arktischen Schelf durchführen zu können. Es ist geplant, dass zusammen mit dem Eisbrecher „Kapitan Dranitsyn“ ein weiterer kleiner Eisbrecher fahren wird, der mit einem 300 Meter langen seismischen Streamer ausgestattet sein wird. Mit Hilfe eines Spießes wird eine seismische Untersuchung der Struktur von Bodensedimenten durchgeführt.
Denken Sie daran, dass der Hauptkunde für Explorationsarbeiten auf dem arktischen Schelf das russische Ministerium für natürliche Ressourcen und Rosnedra ist. Im Februar dieses Jahres erhielt Sevmorgeo eine Lizenz zur Erkundung des Mendeleev-Rückens, um das notwendige Material zu sammeln, damit Russland einen Antrag an die UN-Seerechtskommission stellen kann, um die Grenzen des Festlandsockels zu bestimmen.
Die Arbeit auf dem Regal wird durch die Tatsache erschwert, dass es einen großen Tiefenunterschied gibt, so dass das Bohren von Bodengesteinsmaterial in einer Tiefe von 350 Metern bis 2,6 Tausend Metern durchgeführt werden muss. Die Mitglieder der Gruppe müssen die Stellen finden, an denen Grundgestein an die Oberfläche des Bodens kommt, und das ist keine leichte Aufgabe. Es sei darauf hingewiesen, dass sich die Bohrausrüstung und die von Sevmorgeo verwendete Methodik bei Operationen im Pazifik und im Atlantik bewährt haben.
Die Expedition startet am 1. Juli. Es werden Experten aus vielen Branchen teilnehmen. Für die Studienzeit werden 50 Tage angesetzt. Weitere 35 Tage sind für die seismische Erkundung und 15 Tage für Bohrungen vorgesehen. Wenn Wissenschaftler als Ergebnis der Studie Granit entdecken, bedeutet dies, dass der Schelf kontinental ist, und wenn sie Basalt finden, bedeutet dies, dass das Gebiet marine ist. Ob die Forscher die Russen enttäuschen werden oder nicht, werden wir sehen, und zwar bald.
Es ist offensichtlich, dass der Arktische Ozean seine Eisdecke schnell verliert und zu einem Anziehungspunkt für Industrielle wird. Das Ausmaß seines Reichtums regt die Fantasie der Ölproduzenten an. Und das bedeutet, dass Russland jedes Jahr mehr Konkurrenten haben wird, um die Fairness seiner Ansprüche zu beweisen.
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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 energiepolitischen Aufgaben der arktischen Länder für die Öl- und Gasindustrie sind nur mit einer Steigerung des Entwicklungstempos der Region realisierbar, die durch eine intensivere geologische Exploration (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 ist in Russland derzeit nur ein Feld auf dem arktischen Festlandsockel kommerziell in Betrieb genommen worden. 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, das seine Wirtschaft auf Basis der Kohlenwasserstoffförderung so erfolgreich entwickelt, von größtem Interesse. Darüber hinaus hat Norwegen Zugang zum gleichen arktischen Meer wie Russland und ist dort aktiv an der industriellen Produktion beteiligt.
Ziel 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 der natürlichen und wirtschaftlichen Bedingungen für die Entwicklung des arktischen Schelfs in Russland, Kanada, den USA und Norwegen
1.1 Ressourcenpotenzial und geologisches Wissen des arktischen Schelfs
Der wachsende Grad der Erschließung kontinentaler 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.
Als Arktis gilt 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 Im Seegesetz von 1982 wird derjenige Teil des Meeresbodens als Festlandsockel anerkannt, der sich außerhalb des Küstenmeeres befindet (darf sich über eine Entfernung von nicht mehr als 350 Meilen erstrecken). Innerhalb dieses Hoheitsgebiets hat der Küstenstaat das ausschließliche Recht darauf natürliche Ressourcen ausbeuten.
Bis heute wurde der arktische Schelf ziemlich schlecht und ungleichmäßig untersucht. Das Ressourcenpotenzial des Untergrunds der Arktis ist enorm. Laut dem US Geological Survey (USGS) befinden sich hier etwa 22 % der unerschlossenen technisch förderbaren Öl- und Gasressourcen (412 Milliarden Barrel Öläquivalente), davon 84 % auf dem Schelf. 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 natürliche und klimatische Bedingungen gekennzeichnet, deren Folge hohe Arbeitskosten in allen Phasen und Phasen des Explorationsprozesses sind. 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. Eine kostengünstige Entwicklung erfordert einen hohen Explorationsgrad des Schelfs und enorme 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 vorkommen, starken Winden, Schneefällen und Eisregen. In den meisten Fällen sind es die Eislasten, die 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 des Transports) bestimmen und technologisches System).
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. Laut russischen Politikern eröffnet das Abschmelzen des arktischen Eises mehr Möglichkeiten für die Entwicklung der Öl- und Gasressourcen des arktischen Schelfs und erleichtert die 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 Wassergebieten durch hohe Kosten gekennzeichnet, da Hilfsschiffe (für Eismanagement, Versorgung usw.) erforderlich sind und die Arbeiten selbst nur während der Freiwasserperiode möglich sind .
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 seiner 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 sei darauf hingewiesen, dass die aktuelle Strategie (bis 2030) davon ausgeht, dass fast die gesamte arktische Offshore-Gasförderung in Russland aus dem Schtokman-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. Ein solcher Ansatz zur Feldentwicklung, der ihre gemeinsame Entwicklung impliziert, ermöglicht es, die Kosten zu optimieren und dementsprechend die Wirtschaftlichkeit der Entwicklung zu erhöhen.
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 (während die Gasreserven der gesamten West-Barents-Provinz auf etwa 5 Billionen m 3 geschätzt werden), Kondensatreserven (in der Kategorie C1) - 56 Millionen Tonnen Die Tiefe der produktiven Schichten beträgt etwa 1500-2500 m, was erheblich ist Schwierigkeiten bei der Entwicklung des Feldes (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 meeresgeologischer 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.
LLC NOVATEK-Yurkharovneftegaz, eine Tochtergesellschaft von OJSC NOVATEK, ist derzeit in der Offshore-Produktion unter arktischen Bedingungen im Becken der Taz-Bucht (dem zentralen und östlichen Teil des Yurkharovskoye-Feldes) tätig, aber das in Entwicklung befindliche Gebiet ist nicht das russische Festland Regal. 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). Öl- und Gasfelder des arktischen Schelfs von Kanada liegen in den Gewässern der Beaufortsee (2011 gab es 32 davon, die meisten davon Öl und Gas). Die förderbaren Kohlenwasserstoffreserven der Beaufortsee befinden sich in geringen Meerestiefen (bis 100 m) und reichen in einzelnen Feldern bis zu 68,5 Mio. t Öl und 56 Mrd. 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 seines Schelfs ein, der um neue Materialien ergänzt wird, die den Besitz einiger Gebiete des Arktischen Ozeans außerhalb der ausschließlichen Wirtschaftszone Kanadas bestätigen. 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 das in Prudhoe Bay produzierte 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 für 2012-2017 angekündigten Bohrplan bleibt der Festlandsockel von Alaska für die Entwicklung offen: Eine Auktion für den Verkauf von Blöcken in der Tschuktschensee und der Beaufortsee wird in den Jahren 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 aus erfolgt (9 Lagerstätten). 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 vor der Küste von Northstar, Liberty, liegt (Entwicklungs- und Produktionsplan soll BOEM bis Ende 2014 vorgelegt werden).
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 in einem weiteren Feld auf dem arktischen Festlandsockel aufzunehmen, dem Ölfeld Goliat, das im Jahr 2000 entdeckt wurde und über 192 Millionen Barrel förderbarer Reserven 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 die kürzlich annektierten Gebiete in der Barentssee erkundet: 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 Miete 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 aller ermöglicht das ganze Jahr. 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. die Verwendung 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 Lösung für dieses Problem ist die Verwendung niedriger AC-Frequenzen 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 zu erschließen, wodurch die Kohlenwasserstoffproduktion früher beginnen kann, die Fähigkeit, eine große Anzahl von Bohrlöchern zu bedienen (dies ist wichtig, wenn mehrere Strukturen gleichzeitig entwickelt werden) und die Fähigkeit um die Auswirkungen rauer natürlicher Bedingungen zu reduzieren. 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 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 der Einsatz 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 das 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 ermöglicht Märkte des Westens (USA und Westeuropa) und des Ostens - (USA und Asien-Pazifik). Produziertes Erdgas kann als verflüssigtes Erdgas (LNG) auf Tankschiffen verschifft werden, was den Transport beim Export in abgelegene Regionen erleichtert.
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 beispielsweise zeichnet sich durch günstigere Bedingungen für die Entwicklung der vom warmen Golfstrom geschützten Barentssee aus.
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
Die staatliche Regulierung der 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 wurde das Recht auf Zugang zur Entwicklung der russischen Arktis ausnahmsweise von einem anderen Unternehmen - OAO Zarubezhneft - erhalten, das es trotz 100%igen Staatseigentums und mehr als 25 Jahren Erfahrung in diesem zuvor nicht hatte das vietnamesische Regal (Joint Venture "Vietsovpetro"). Der Grund für die Erlaubnis, im Regal zu arbeiten, war der Besitz 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 legte das Ministerium für natürliche Ressourcen einen Vorschlag vor, die Exploration zu einer eigenständigen Art der Nutzung des Untergrunds des Festlandsockels zu machen, Lizenzen an private Unternehmen zur Durchführung von Explorationsarbeiten ohne Ausschreibung zu erteilen, sofern im Falle a Große Feldentdeckung, Gazprom und Rosneft hätten die Option, 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, aber die Untersuchung der geologischen Struktur wird bis 2016 fortgesetzt, und die erste Erkundungsbohrung wird erst 2015 gebohrt.
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