Öl auf den Festlandsockeln. Offshore-Ölförderung Offshore-Öl

Heimat / Landwirtschaft

Die Norweger kündigten die Entdeckung großer Öl- und Gasreserven an, die am Ende des von Russland übertragenen Barents-Abschnitts landeten aMeere. Norweger reiben sich vor Freude die Hände, während russische Medien Analogien ziehen zuvor besetzte russische Gebiete, auf denen später ernsthafte Ressourcen entdeckt wurden. Aber eigentlich ist nicht alles so klar...

Nach dem Abkommen von 2010 mit Norwegen ist etwas sehr Gutes passiert. In Bezug auf die Abhängigkeit des Wohlstands vom Volumen der Öl- und Gasexporte ist das Land Russland sehr ähnlich. Die lange ausgebeuteten Felder der Nordsee waren jedoch bereits erschöpft, und Norwegen rollte langsam und sicher in eine düstere und schlechte Zukunft.

„Die heute vorgestellten Ergebnisse beweisen, dass der Südosten der Barentssee das interessanteste der neuen Gebiete auf dem norwegischen Festlandsockel ist“, freut sich Geir Selleset, Kommunikationsmanager der Norwegian Petroleum Association, in einem Interview mit BarentsObserver.

Diese Reserven helfen Norwegen sehr. Das Volumen der Ölförderung im Land ist seit einigen Jahren rückläufig. Der Höhepunkt der Ölförderung in Norwegen wurde im Jahr 2000 überschritten, als sie 3,12 Millionen Barrel pro Tag betrug. Bis 2007 war die tägliche Ölproduktion auf dem norwegischen Festlandsockel mit 2,6 Millionen Barrel auf den niedrigsten Stand seit 1994 gefallen. Ende 2012 betrug sie weniger als die Hälfte dieses Niveaus - 1,53 Millionen Barrel pro Tag. Die Gassituation ist etwas besser. Die Produktion stieg im vergangenen Jahr um 12 Prozent auf 1,94 Millionen Barrel Öläquivalent. Doch jetzt haben die Norweger viel vor.

Nach zwei Jahren seismischer Sondierung des gewonnenen Territoriums fanden die Norweger heraus, dass die förderbaren Kohlenwasserstoffreserven von etwa 1,9 Milliarden Barrel Öläquivalent eine gute Steigerung darstellen, wenn man bedenkt, dass die Ölreserven in Norwegen auf 8,5 Milliarden Barrel geschätzt werden. Der weltweit drittgrößte Ölexporteur nach Russland und Saudi Arabien hat nur 0,7 Prozent der weltweiten Reserven (18. in der Welt). Die Gasreserven des Landes werden auf 2,5 Milliarden Kubikmeter geschätzt. m (1,2 Prozent der Weltreserven, Platz 13).

Hintergrund

Die wichtigsten Vereinbarungen über den Status dieser Meeresgebiete beinhalten auf die eine oder andere Weise die Berücksichtigung der Frage rund um den Svalbard-Archipel. Gemäß dem Abkommen von 1872 wurde das Recht auf Svalbard gleichzeitig Russland und Schweden zugewiesen, zu denen damals Norwegen gehörte. Aber während des Bürgerkriegs in Russland wurden im Februar 1920 acht Staaten (USA, Dänemark, Frankreich, Italien, Japan, die Niederlande, Großbritannien und Schweden) übertragen, ohne die Meinung Russlands zu berücksichtigen, die diese Länder erfolgreich geplündert hatten Souveränität über Svalbard an Norwegen.

Das Geschenk war schick ... aber mit einem Haken. Norwegen erhielt nur das Landrecht. Das Meer um Spitzbergen und der Festlandsockel blieben eine Freizone.

Darüber hinaus wurden laut Vereinbarung günstige Bedingungen für ausländische TNCs festgelegt, falls sich irgendwann in diesem Bereich etwas entwickeln wird: Der Exportzoll auf Svalbard sollte nicht höher als ein Prozent sein maximale Kosten exportierte Mineralien innerhalb von 100.000 Tonnen. Und wenn das Exportvolumen noch größer ist, dann sollte ein Reduktionsfaktor funktionieren. Im Allgemeinen hat Norwegen selbst nichts von einem solchen Geschenk bekommen.

In den 30er Jahren trat die UdSSR dem Dirigierrechtsabkommen von 1920 bei Wirtschaftstätigkeit auf der Insel. Obwohl er die Tat von 20 Jahren für sich selbst als diskriminierend empfand. 1926 legte Moskau die Grenzen der maritimen Besitzungen in diesem Gebiet nach dem Prinzip der Sektorenteilung fest. Die Endpunkte waren der Nordpol und der äußerste Punkt der Landgrenze, zwischen denen eine gerade Linie gezogen wurde, die die Wasserfläche teilte. Gleichzeitig nutzten die Norweger die Abgrenzung entlang der Mittellinie zwischen den Inselbesitzungen der beiden Länder. Das Ergebnis war eine umstrittene Fläche von etwa 155.000 Quadratkilometern. Ein Stück größer als alle norwegischen Meeresbesitzungen in der Nordsee.

Trotz der Tatsache, dass das Abkommen von 1920 Norwegen nicht erlaubt, die Gewässer rund um den Archipel als sein eigenes zu betrachten, zeigt Oslo mit allen Mitteln und lokalen nationalen Akten, dass dies sein eigenes Territorium ist. Damit kündigt Norwegen praktisch den Vertrag von 1920. Auch einige der 2010 von Russland unterzeichneten Bestimmungen sind höchst zweideutig. Beispielsweise verzichtet die russische Seite in Artikel 2 auf „alle souveränen Rechte oder Zuständigkeiten“ der Russischen Föderation auf der anderen Seite der Demarkationslinie, wo Spitzbergen liegt.

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

teilte das Regal

Im Gegensatz zu der hellen und daher alltäglichen Assoziation mit dem berühmten Helden einer der beliebtesten Volkskomödien ähnelt der Deal, das Wassergebiet an die Norweger zu übertragen, übrigens nicht der Übertragung des Kem Volost an dieselben Schweden. .. Beide Länder teilten zunächst den Schelf- und Untergrundreichtum. Und Moskau wusste, dass es in der Gegend Kohlenwasserstoffreserven gab. Der sowjetische seismische Dienst berichtete regelmäßig über die verfügbaren Reserven, obwohl es keine genauen Daten gab. Das Territorium wurde jedoch nicht abgegrenzt und keine Seite konnte den Bergbau in diesem Sektor ruhig entwickeln.

Es ist kein Zufall, dass ein großer Teil des Abkommens den Kohlenwasserstoffen gewidmet ist und besonders detailliert beschreibt, wie die Parteien die Felder, die sich auf beiden Seiten der Demarkationslinie befinden, gemeinsam nutzen werden. Eine solche Aufmerksamkeit deutet darauf hin, dass die bedingten Demarkationslinien unter Berücksichtigung der bewussten Aufteilung der bestehenden Felder in den russischen und den norwegischen Sektor gelegt wurden, um eine gemeinsame Produktion zu organisieren, die Gegenstand des größten Teils des Abkommens ist.

Die Vereinbarung zwischen den Parteien konkretisiert direkt den Grundsatz, dass das von der Demarkationslinie durchzogene Feld nur gemeinsam und als Ganzes ausgebeutet werden kann. Ein solcher Ansatz wird es ermöglichen, mögliche Meinungsverschiedenheiten in der Frage der Verteilung von Kohlenwasserstoffressourcen im Voraus und effektiv zu beseitigen. Die Ausbeutung von Kohlenwasserstoffvorkommen, die sich bis zum Festlandsockel der anderen Partei erstrecken, könne nur gemäß den Bestimmungen des Einigungsabkommens begonnen werden, heißt es in dem Abkommen.

Was das für ein Einigungsabkommen ist, kann man nur vermuten. Tatsächlich ist der umfangreiche Anhang Nummer zwei des unterzeichneten Abkommens genau der Teil, für den alles begonnen wurde. Russland startete das Rennen um die Arktis im Jahr 2007, als am Fuß des Nordpols eine Flagge gehisst wurde. Dies veranlasste eine Reihe von Ländern mit Zugang zur Arktis, aktiv und interessiert an den arktischen Ländern zu sein, in denen unzugängliche und anscheinend riesige Kohlenwasserstoffvorkommen verborgen sind.

Unter ihnen war Norwegen, mit dem Russland einen langjährigen territorialen Streit hatte. Im Jahr 2010 trat Russland einen Teil des umstrittenen Territoriums in der Barentssee an Norwegen ab und erhielt im Gegenzug die Abwesenheit von Hindernissen seitens der Norweger bei der Durchführung der Nord Stream und die Entfernung des Territorialstreits von der Tagesordnung.

2012 unterzeichneten die größten Ölkonzerne beider Länder mit überwiegender staatlicher Beteiligung Abkommen über gemeinsame Arbeit. Im Mai 2012 einigten sich Rosneft und die Unternehmen auf eine Zusammenarbeit auf dem Schelf der Barents- und Ochotsksee, sowohl auf russischem als auch auf dem norwegischen Schelf. Die Höhe der russischen Beteiligung an der Produktion auf dem den Norwegern übertragenen Gebiet wird der genaueste Indikator für die Wirksamkeit dieses Abkommens für die russische Seite sein. In diesem Fall wird die Vereinbarung zwischen der Russischen Föderation und Norwegen einer Vereinbarung zwischen Nachbarn ähneln, die verfügbaren Reserven für zwei zu teilen.

Und was ist mit den Hauptfiguren des Abkommens von 1920? Schließlich dürften sie nicht glücklich darüber sein, wie Oslo und Moskau sie mit ihrem eigenen bilateralen Abkommen beiseite geschoben haben. Es stellt sich heraus, dass sie bereits im Geschäft sind und den vorgeschlagenen Bedingungen und der stillschweigenden Kündigung des Abkommens von 1920 zuzustimmen scheinen.

Die Offshore-Partner von Rosneft sind Exxon Mobil (USA), ENI (Italien) und die gleiche norwegische Statoil, die auch mit Exxon Mobil zusammenarbeitet. Im Gegenzug zahlen ausländische Partner für die Exploration und geben Rosneft die Möglichkeit, sich an ihren ausländischen Projekten zu beteiligen. Was die Briten anbelangt, so einigten sich Rosneft und BP im Herbst 2012 darauf, dessen Anteil an TNK-BP aufzukaufen. Darüber hinaus erhält das britische Unternehmen zwei von neun Sitzen im Aufsichtsrat von Rosneft.

Oslo über Öl, Moskau über Spitzbergen

Eine gewisse Synchronität in den Handlungen der Regierungen der beiden Länder deutet darauf hin, dass sich die Parteien immer noch im Rahmen eines einzigen Plans bewegen. Am 27. Februar legte die norwegische Erdöldirektion optimistische Daten über Öl- und Gasreserven in neuen Gebieten vor und erwähnte übrigens, dass der stellvertretende Ministerpräsident Dvorkovich Anfang März ein Treffen abgehalten habe Regierungskommission um die russische Präsenz auf dem Svalbard-Archipel sicherzustellen. Russland plant, ein multifunktionales Wissenschaftszentrum auf der Insel zu errichten und Mineralien zu extrahieren, wie in der Strategie der russischen Präsenz auf dem Svalbard-Archipel bis 2020 vorgesehen.

Das Verkehrsministerium, Rosmorrechflot, Rostourism und der staatliche Trust Arktikugol wurden beauftragt, bis April 2013 einen Bericht über die Entwicklung des Verkehrssystems und die Gewährleistung einer sicheren Schifffahrt in der Region Svalbard zu erstellen.

Offshore-Produktion

Offshore-Ölförderung

Wir befinden uns auf einer Bohrplattform – einer komplexen technischen Struktur, die für die Offshore-Ölförderung ausgelegt ist. Küstenablagerungen setzen sich oft auf dem unter Wasser liegenden Teil des Festlandes fort, der als Schelf bezeichnet wird. Seine Grenzen sind die Küste und die sogenannte Kante - ein klar definierter Felsvorsprung, hinter dem die Tiefe schnell zunimmt. Normalerweise beträgt die Meerestiefe über dem Kamm 100 bis 200 Meter, aber manchmal reicht sie bis zu 500 Meter und sogar bis zu anderthalb Kilometer, beispielsweise im südlichen Teil des Ochotskischen Meeres oder davon entfernt der Küste Neuseelands.

Je nach Tiefe kommen unterschiedliche Technologien zum Einsatz. Im seichten Wasser werden meist befestigte „Inseln“ gebaut, von denen aus sie austragen. So wird es seit langem in den kaspischen Lagerstätten in der Region Baku abgebaut. Der Einsatz eines solchen Verfahrens, insbesondere in kalten Gewässern, ist oft mit der Gefahr verbunden, ölfördernde „Inseln“ durch Treibeis zu beschädigen. Beispielsweise zerstörte 1953 eine große Eismasse, die sich von der Küste löste, etwa die Hälfte der Ölquellen im Kaspischen Meer. Eine weniger verbreitete Technologie ist, wenn das gewünschte Gebiet mit Dämmen eingefasst wird und Wasser aus der entstandenen Grube gepumpt wird. In einer Meerestiefe von bis zu 30 Metern wurden zuvor Beton- und Metallüberführungen gebaut, auf denen Geräte platziert wurden. Die Überführung war mit dem Land verbunden oder war eine künstliche Insel. In der Folge hat diese Technologie ihre Relevanz verloren.

Befindet sich das Feld in der Nähe von Land, ist es sinnvoll, einen Schrägbrunnen vom Ufer aus zu bohren. Eine der interessantesten modernen Entwicklungen ist die Fernsteuerung des Horizontalbohrens. Spezialisten kontrollieren die Passage des Brunnens vom Ufer aus. Die Genauigkeit des Verfahrens ist so hoch, dass Sie aus mehreren Kilometern Entfernung zum gewünschten Punkt gelangen. Im Februar 2008 stellte die Exxon Mobil Corporation im Rahmen des Sachalin-1-Projekts einen Weltrekord für das Bohren solcher Bohrlöcher auf. Die Länge des Bohrlochs betrug hier 11.680 Meter. wurde zuerst in vertikaler und dann in horizontaler Richtung unter dem Meeresboden am Chayvo-Feld, 8-11 Kilometer von der Küste entfernt, durchgeführt.

Je tiefer das Wasser, desto ausgefeiltere Technologien kommen zum Einsatz. In Tiefen von bis zu 40 Metern werden stationäre Plattformen gebaut, aber wenn die Tiefe 80 Meter erreicht, werden schwimmende Bohrgeräte mit Stützen verwendet. Bis zu einer Tiefe von 150 bis 200 Metern operieren Halbtauchplattformen, die mit Ankern oder einem komplexen dynamischen Stabilisierungssystem an Ort und Stelle gehalten werden. Und Bohrschiffe werden in viel größeren Meerestiefen gebohrt. Die meisten "Rekordbohrungen" wurden im Golf von Mexiko durchgeführt - mehr als 15 Bohrungen wurden in einer Tiefe von mehr als anderthalb Kilometern gebohrt. Der absolute Rekord für Tiefseebohrungen wurde 2004 aufgestellt, als Transocean und Discoverer Deel Seas von ChevronTexaco damit begannen, im Golf von Mexiko (Alaminos Canyon Block 951) in einer Meerestiefe von 3.053 Metern einen Brunnen zu bohren.

In den Nordmeeren, die sich durch schwierige Bedingungen auszeichnen, werden häufiger stationäre Plattformen gebaut, die aufgrund der enormen Masse der Basis am Boden gehalten werden. Aus der Basis erheben sich hohle „Säulen“, in denen das geförderte Öl oder Geräte gelagert werden können. Zuerst wird das Bauwerk an seinen Bestimmungsort geschleppt, geflutet und dann direkt ins Meer der obere Teil überbaut. Die Anlage, in der solche Strukturen gebaut werden, ist flächenmäßig vergleichbar mit Kleinstadt. Bohrgeräte auf großen modernen Plattformen können bewegt werden, um so viele Bohrlöcher wie nötig zu bohren. Die Aufgabe der Designer solcher Plattformen besteht darin, auf minimaler Fläche ein Maximum an Hightech-Ausrüstung zu installieren, was diese Aufgabe dem Design ähnelt Raumschiff. Um mit Frost, Eis und hohen Wellen fertig zu werden, können Bohrgeräte direkt auf dem Boden installiert werden.

Die Entwicklung dieser Technologien ist für unser Land mit dem größten Festlandsockel der Welt von großer Bedeutung. Das meiste davon liegt jenseits des Polarkreises, und bisher sind diese rauen Räume noch sehr, sehr weit davon entfernt, bewältigt zu werden. Prognosen zufolge kann der arktische Schelf bis zu 25 % der weltweiten Ölreserven enthalten.

Interessante Fakten

Die norwegische Plattform „Troll-A“, ein heller „Vertreter“ aus der Familie der großen Nordplattformen, erreicht eine Höhe von 472 m und wiegt 656.000 Tonnen.
Die Amerikaner betrachten das Jahr 1896 als Startdatum des Offshore-Ölfeldes, und sein Pionier ist der Ölmann Williams aus Kalifornien, der von dem von ihm gebauten Damm aus Brunnen bohrte.
1949, 42 km von der Absheron-Halbinsel entfernt, wurde auf den Überführungen, die zur Gewinnung von Öl aus dem Grund des Kaspischen Meeres gebaut wurden, ein ganzes Dorf namens Oil Rocks gebaut. Mitarbeiter des Unternehmens lebten wochenlang darin. Die Oil Rocks Overpass ist in einem der James-Bond-Filme zu sehen – „Die ganze Welt ist nicht genug“.
Die Notwendigkeit, die Unterwasserausrüstung von Bohrplattformen zu warten, hat die Entwicklung von Tiefseetauchausrüstung erheblich beeinflusst.
Um den Brunnen im Notfall schnell schließen zu können – zum Beispiel wenn ein Sturm das Bohrschiff daran hindert, an Ort und Stelle zu bleiben – wird eine Art Stopfen namens „Preventer“ verwendet. Die Länge solcher Verhinderer beträgt 18 m und das Gewicht 150 Tonnen.
Der Beginn der aktiven Entwicklung des Offshore-Schelfs wurde durch die globale Ölkrise erleichtert, die in den 70er Jahren des letzten Jahrhunderts ausbrach. Nachdem das Embargo von den Ländern angekündigt worden war, bestand ein dringender Bedarf an alternativen Quellen für die Ölversorgung. Die Entwicklung von Technologien trug auch zur Entwicklung des Schelfs bei, der zu diesem Zeitpunkt ein solches Niveau erreicht hatte, das Bohrungen in beträchtlichen Meerestiefen ermöglichen würde.
Das 1959 vor der Küste Hollands entdeckte Gasfeld Groningen wurde nicht nur zum Ausgangspunkt für die Erschließung des Nordseeschelfs, sondern gab auch einem neuen Wirtschaftsbegriff den Namen. Ökonomen nannten den Groningen-Effekt (oder die Holländische Krankheit) eine erhebliche Aufwertung der Landeswährung, die als Folge eines Anstiegs der Gasexporte auftrat und sich negativ auf andere Export-Import-Industrien auswirkte.

Kurzes elektronisches Nachschlagewerk zu den wichtigsten Öl- und Gasbegriffen mit Querverweissystem. - M.: Russische Staatliche Universität für Öl und Gas. I. M. Gubkina. MA Mokhov, L.V. Igrevsky, E.S. Novik. 2004 .

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Als das Wissen über die Herkunft des Öls zunahm, begannen Experten zu vermuten, dass große Reserven dieses wertvollen Minerals in den Tiefen der Festlandsockel verborgen sein könnten. Nachdem Präsident Truman dieses wachsende Vertrauen seiner technischen Berater gelesen hatte, betonte er die Bedeutung der Reichtümer, die im Untergrund der Regale lauern, und erklärte am 28 der Meeresboden des Festlandsockels auf hoher See neben der Küste der Vereinigten Staaten, der zu den Vereinigten Staaten gehört und ihrer Gerichtsbarkeit und Kontrolle unterliegt.“

Was ist die Natur der Festlandsockel? Was macht sie günstig für die Bildung und Ansammlung von Öl? Wie wichtig wären diese möglichen Ölreserven im Vergleich zu den Onshore-Ölreserven?

Die Natur der Festlandsockel

Der Festlandsockel ist ein Meeresbodenstreifen in einem Gürtel flacher Küstengewässer, der an Kontinente grenzt. Es ist eine untergetauchte Peripherie großer Plattformen, die in Form von Kontinenten aufsteigen. Tiefseebecken sind derzeit mit Wasser überfüllt, was dazu führt, dass Wasser über ihre Ränder steigt und die untersten Teile der Kontinentalplattformen überschwemmt. Wenn die Ozeane nur auf ihre tiefen Teile beschränkt wären, würden sie nur 64 % der Erdoberfläche bedecken, während die Landoberfläche 36 % ausmachen würde. Gegenwärtig nimmt Land jedoch 28% der Erdoberfläche ein und die angehobenen Teile der Kontinente nur 21%, wodurch fast 15% der Erdoberfläche eine große Schelfebene ist, die sich zwischen diesen angehobenen Teilen und der Erde befindet ozeanische Becken richtig. Der äußere Teil dieser Ebene, der von den Gewässern der Ozeane bedeckt ist, wird Festlandsockel genannt.

Es wird allgemein gesagt, dass der Festlandsockel "willkürlich" auf die Oberfläche des Meeresbodens beschränkt ist, der unter Küstengewässern liegt, deren Tiefe 100 Faden, dh etwa 600 Fuß, nicht überschreitet. Tatsächlich ist diese Einschränkung nicht willkürlich. Die Große Tiefebene, deren äußerer untergetauchter Teil den Festlandsockel bildet, stellt einen genau definierten Teil der Oberfläche der Erdkruste dar. Der Rand dieser Ebene, der sich an Land in einer Höhe von etwa 600 Fuß über dem Meeresspiegel befindet, markiert das durchschnittliche Niveau der Erdoberfläche. Sein unterseeischer Rand, etwa 600 Fuß unter dem Meeresspiegel, markiert die Grenze der Tiefseebecken. Obwohl diese Region derzeit überflutet ist, dient sie immer noch als die eigentliche Grenze der Kontinente. Diese Begrenzung des Festlandsockels ist auch dadurch gerechtfertigt, dass seine Unterkante die Grenze des effektiven Einflusses von Wellen und Strömungen auf den Meeresboden und die ungefähre Grenze der Eindringtiefe des Sonnenlichts in Meerwasser markiert.

In den Eingeweiden dieser großen Ebene, die sich an Land befindet, befinden sich jene natürlichen Lagerstätten, aus denen die überwiegende Mehrheit des bisher auf der Erde entdeckten Öls gewonnen wurde. In Anbetracht des Festlandsockels stellen wir daher die folgende Frage: Wie sind die Aussichten für das Ölpotenzial des angrenzenden Unterwasserteils dieser Ebene?

Wenn wir den antarktischen Kontinent ignorieren könnten, dann würden wir über den Festlandsockel sprechen Singular. Alle anderen Kontinente befinden sich in einem fast durchgehenden Flachwassergürtel - dem Festlandsockel; nur die Antarktis hat ihren eigenen speziellen Festlandsockel. Von welcher Seite auch immer wir uns ihm nähern, es ist notwendig, Hunderte von Kilometern Meerestiefen zu durchqueren.

Die Gesamtfläche der Festlandsockel beträgt etwa 28,5 Millionen Quadratmeter. km, davon etwa 2,6 Millionen Quadratkilometer. km angrenzend an die Küste der Vereinigten Staaten, einschließlich Alaska. Von allen Kontinenten hat Afrika die kleinste Fläche des Festlandsockels. An den Ostküsten Nord- und Südamerikas erstrecken sich breite Festlandsockel, während die Westküsten dieser Kontinente ziemlich steil in die Meerestiefen abfallen. In ähnlicher Weise werden die östlichen Ränder der Kontinente Asien und Australien sowie der malaiische Archipel von einer weiten Fläche seichter Gewässer der Festlandsockel umspült.

Nordküsten von jedem der drei Kontinente - Nordamerika, Europa und Asien, - rund um den Nordpol, haben breite Regale. Die größte Entwicklung der Festlandsockel kann in vier großen Gebieten des Mittelmeertyps beobachtet werden: der Arktis (oft Arktischer Ozean genannt, obwohl es richtiger ist, es Nordpolarmeer zu nennen); Amerikanisch (der Golf von Mexiko und das Karibische Meer, das eine komplex konstruierte Senke zwischen den Kontinenten Süd- und Nordamerika ist); Asien (übersät mit Inseln und im Wesentlichen geschlossenen Meeren, zwischen den Kontinenten Asien und Australien gelegen); der klassische Mittelmeerraum Europas sowie der Nahe und Mittlere Osten. Innerhalb dieser vier Gebiete liegen über 50 % der gesamten Fläche der Festlandsockel der Erde.

Drei dieser größten Gebiete des mediterranen Typs sind gleichzeitig die wichtigsten Ölvorkommen, während im vierten, der Arktis, größtenteils noch nicht erkundet, reiche Oberflächenölvorkommen zu finden sind. An anderer Stelle scheinen Ölansammlungen ebenfalls eng mit Kontinentalschelfs verbunden zu sein. Selbst ein so relativ schmaler Festlandsockel, wie er sich vor den Westküsten Nord- und Südamerikas an einigen Stellen und in der Nähe von ölführenden Becken ausdehnt, zum Beispiel in der Region Los Angeles in Südkalifornien, nimmt ziemlich beträchtliche Ausmaße an. Wenn wir das Los-Angeles-Becken mit dem angrenzenden Festlandsockel vergleichen, können wir feststellen, dass es nur ein Teil eines größeren Beckens ist, das sich über eine beträchtliche Distanz unter den Gewässern erstreckt, die den Festlandsockel bedecken.

Es ist ziemlich klar, dass diese an die Kontinente angrenzenden Terrassen zum Teil aus Produkten der Zerstörung von Böden und Felsen bestehen, die durch Erosion und Entblößung des angrenzenden Landes entstanden sind und von fließenden Gewässern und Winden ins Meer getragen werden. Teilweise bestehen diese Terrassen auch aus Resten von Meeresorganismen und chemischen Sedimenten, die auf dem Meeresboden abgelagert und mit anderen Sedimenten bedeckt sind. Diese Schicht aus Sedimentmaterial ist im Allgemeinen sehr dick. Allerdings ist in Regionen, in denen die Erdkruste stabil ist, wo die Ränder des Kontinents nur leicht oder gar nicht abgesunken sind, die Dicke der Sedimentdecke gering und diese kann ganz fehlen .

Das vergangene Jahr 2017 war kein einfaches Jahr für die russische Ölindustrie. Das Produktionswachstum ist im Allgemeinen aufgrund sinkender globaler Preise, Sanktionen und Kürzungen im Rahmen des OPEC+-Deals ins Stocken geraten. Dieser Trend hat sich jedoch nicht auf Offshore-Projekte ausgewirkt, bei denen das Produktionsvolumen im vergangenen Jahr um mehr als das 1,5-fache gestiegen ist. Darüber hinaus wurden aufgrund geologischer Erkundungen die größten Reserven in Russland im vergangenen Jahr genau auf dem Schelf entdeckt. Experten führen dies auf das Aufkommen russischer Technologien zur Umsetzung von Offshore-Projekten zurück und prognostizieren ein weiteres Wachstum der Produktion in den russischen Gewässern.

Wachstumsbeschleunigung

Die Ölförderung auf dem russischen Schelf wuchs 2017 viel stärker als zuvor geplant. Bereits im September letzten Jahres sagte der stellvertretende Energieminister der Russischen Föderation Kirill Molodtsov gegenüber Reportern, dass das Ministerium für 2017 eine Steigerung der Ölförderung auf dem russischen Schelf im Vergleich zu 2016 um 16,6 % auf 26 Millionen Tonnen erwartet, Gas um 3,3 %. , bis zu 34 Mrd. m3. Doch bereits Mitte Dezember korrigierte das Energieministerium seine Prognosen und kündigte an, dass die Ölförderung auf dem russischen Schelf im Jahr 2017 um 61 % auf 36 Millionen Tonnen steigen werde.

Das Energieministerium stellt fest, dass die Situation durch den Einsatz neuer Technologien im Bereich der Öl- und Gasförderung, auch bei Offshore-Projekten, positiv beeinflusst wurde. „Von der Gesamtzahl der Technologien, und es gibt ungefähr 600 davon, werden mehr als 300 in Russland hergestellt. Mehr als 200 haben russische Entwicklungen und Analoga, das heißt, sie haben praktisch eine Projektentwicklungsphase“, sagte Kirill Molodtsov bei einer Präsentation auf der Öl- und Gaskonferenz in Tjumen im Herbst. „Es gibt Technologien, auf die wir sehr gespannt sind und die wir weiterentwickeln werden. Dies sind absolut autonome Produktionssysteme, die Fertigstellung von Offshore-Feldern, Bohrungen, die Möglichkeit, Projekte in der Arktis zu erstellen und zu entwickeln“, bemerkte der stellvertretende Minister. Kirill Molodtsov wies auch darauf hin, dass die 2014 gegen Russland verhängten Sanktionen keine so starken negativen Auswirkungen auf die Offshore-Produktion hatten wie erwartet.

„Einige der Ereignisse, die um 2014 herum stattgefunden haben, hätten sich negativ auswirken müssen, aber ich möchte betonen, dass alle Unternehmen, die sowohl an gestarteten als auch an Projekten, die derzeit in Betracht gezogen werden, im Regal arbeiten, sich eigentlich nicht geändert haben ihre Pläne ", - erklärte Kirill Molodtsov. Er fügte hinzu, dass die Unternehmen weiterhin Mittel für die Entwicklung von Offshore-Projekten bereitstellen. So wird das Gesamtvolumen der Investitionen im vergangenen Jahr nur im arktischen Schelf auf 150 Milliarden Rubel geschätzt.

Neue Entdeckungen

Es ist erwähnenswert, dass unsere Untergrundnutzer nicht nur bestehende Projekte entwickelt haben, sondern auch geologische Erkundungen durchgeführt haben, bei denen große Entdeckungen gemacht wurden. Eine der größten Entdeckungen gehört Rosneft, die bei der Bohrung der Bohrung Tsentralno-Olginskaya-1 im Lizenzgebiet Khatanga in der Khatanga-Bucht der Laptewsee große Ölreserven entdeckte.

Im Juni letzten Jahres gab das Unternehmen bekannt, dass es als Ergebnis der geologischen Exploration auf dem Schelf in der östlichen Arktis das Bohrloch Tsentralno-Olginskaya-1 gebohrt hatte, dessen Kernproben eine hohe Ölsättigung zeigten. Laut seismischen Untersuchungsdaten kann dieses Gebiet kolossale Ölreserven enthalten, die auf 9,5 Milliarden Tonnen geschätzt werden.Bereits im Oktober legte die State Reserves Commission (GKZ) auf der Grundlage der Ergebnisse der Bohrungen nur einer dieser Bohrungen ein Ölfeld fest förderbare Reserven von 80,4 Millionen Tonnen

Wie in der Mitteilung von Rosneft angegeben, wurde bei der Bohrung des Explorationsbohrlochs Tsentralno-Olginskaya-1 von der Küste der Halbinsel Khara-Tumus im Schelf der Khatanga-Bucht des Laptev-Meeres (östliche Arktis) festgestellt, dass dies der Fall war der resultierende Kern war mit Öl gesättigt, wobei leichte ölige Fraktionen vorherrschten. Basierend auf Primärstudien kann geschlussfolgert werden, dass ein neues Ölfeld entdeckt wurde, dessen Ressourcenpotential mit fortschreitender Bohrung an Volumen zunimmt.

Das von Rosneft in der östlichen Arktis entdeckte Feld könnte das größte und einzigartigste auf dem Schelf sein, sagte Sergey Donskoy, Leiter des russischen Ministeriums für natürliche Ressourcen und Ökologie. Eine weitere große Offshore-Entdeckung gehört Gazprom Neft, die Ölreserven im Ochotskischen Meer entdeckte, 55 km von der Küste des nordöstlichen Teils des Schelfs der Insel Sachalin entfernt.

Das Ayashskoye-Feld, das später in Neptun umbenannt wurde, ist Teil des Sachalin-3-Projekts. Gazprom Neft erwartet, dass aus geologischen Ölreserven von 250 Millionen Tonnen das Volumen der förderbaren Reserven 70-80 Millionen Tonnen betragen wird.Wie in der Unternehmenszeitschrift von Gazprom Neft angegeben, plant das Unternehmen, bis Mitte des Jahres eine detaillierte Bewertung der Reserven zu erstellen. 2018. Auf Basis dieser Daten wird über die weitere Exploration von Neptun im Jahr 2019 entschieden. Das Unternehmen plant, 2025-2026 mit der Ölförderung auf dem Feld zu beginnen.

Pause von Sachalin

Sachalin-Pause Das meiste Öl auf dem russischen Schelf wird in der Sachalin-Region produziert. Nach Angaben der Regionalverwaltung belief sich die Ölförderung in der Region im vergangenen Jahr einschließlich Gaskondensat auf 17,7 Millionen Tonnen, das sind 1,9 % weniger als 2016. Unterdessen stieg die Gasproduktion um 3,2 % auf 30,5 Mrd. Kubikmeter.

Fast die gesamte Menge an Kohlenwasserstoffen in Sachalin wird im Rahmen von zwei Offshore-Projekten produziert - Sachalin-1 (Rosneft besitzt 20%) und Sachalin-2 (eine Mehrheitsbeteiligung an Gazprom).

Zwischen den Anteilseignern dieser beiden Projekte gibt es seit vielen Jahren Meinungsverschiedenheiten über die Verwendung von Gas aus den Sachalin-1-Feldern. Der Betreiber dieses Projekts in Russland, Exxon Neftegas, versucht seit mehreren Jahren, mit Gazprom über die Lieferung des im Rahmen des Projekts produzierten Gases an die Märkte der asiatisch-pazifischen Region zu verhandeln. Gazprom hat jedoch immer auf der Lieferung von Rohstoffen an den heimischen Markt bestanden, was den Aktionären des Sachalin-1-Projekts aufgrund des niedrigen Preises auf dem heimischen Markt nicht zusagte. Infolgedessen wurde Gas aus dem Projekt zurück in die Lagerstätten gepumpt, und Exxon Neftegas erlitt in dieser Zeit laut Experten einen Gewinnverlust in Höhe von 5 Milliarden US-Dollar.

Der Ausbau der LNG-Anlage im Rahmen des Sachalin-2-Projekts durch den Bau der dritten Stufe wiederum wurde aufgrund fehlender Ressourcenbasis Jahr für Jahr verschoben.

Ende vergangenen Jahres sagte der russische Energieminister Alexander Novak in einem Interview mit der Zeitung „Kommersant“, die Differenzen seien beigelegt. Die Parteien haben vereinbart, dass Gas aus dem Projekt Sachalin-1 an die dritte Stufe des LNG-Projekts Sachalin-2 geliefert wird, während Gazprom Gas an die Eastern Petrochemical Company (VNKhK) in Rosneft liefern wird. Anfang Februar dieses Jahres kündigte die Glavgosexpertiza Russlands die Abgabe eines positiven Gutachtens an Projektdokumentation für den Wiederaufbau der LNG-Anlage im Rahmen des Sachalin-2-Projekts. Für den Bau der dritten technologischen Linie der Anlage ist eine Rekonstruktion erforderlich. Ein positives Fazit wurde für den Bau einer zweiten Liegeplatzanlage für den LNG-Transport mit einer Kapazität von 10.000 m3/Stunde gezogen.

Die Erweiterung des technologischen Teils ist notwendig, um die Gasbeladung zu optimieren. Außerdem wird am Bau einer Küstenbefestigung, einer Zufahrtsüberführung, einer LNG-Entladeplattform und anderer Infrastruktureinrichtungen gearbeitet.

Es bleibt zu hoffen, dass die Preisfrage, die seit vielen Jahren ein Stolperstein bei Meinungsverschiedenheiten zwischen den Gesellschaftern der beiden größten Offshore-Projekte ist, dieses Mal schnell gelöst wird und diese Angelegenheit endlich beigelegt wird.

Viel Glück für LUKOIL

Das Recht, das russische Regal im Jahr 2008 zu entwickeln, ist gesetzlich verankert staatliche Unternehmen mit fünf Jahren Erfahrung im Offshore-Bereich. Nur Gazprom, Rosneft und Gazprom Neft erfüllen dieses Kriterium.

LUKOIL ist das einzige Privatunternehmen, die auf dem russischen Schelf operiert. Tatsache ist, dass das Unternehmen das Recht erhielt, Offshore-Felder im Kaspischen Meer zu erschließen, noch bevor die Gesetzgebung zu den Arbeitsbedingungen im Regal verschärft wurde. Im Jahr 2000 entdeckte das Unternehmen eine große Öl- und Gasprovinz auf dem Schelf des Kaspischen Meeres. Jetzt ist offen 6 große Vorkommen und 10 vielversprechende Strukturen.

Zu diesem Zeitpunkt wurden zwei Felder in Betrieb genommen - sie. Yu Korchagin und sie. W. Filanowski. Letzteres ist eines der größten Offshore-Ölfelder in Russland mit förderbaren Ölreserven von 129 Millionen Tonnen und Gas von 30 Milliarden m3.

Industrielle Produktion am Feld. Filanovsky begann im Oktober 2016 mit der Inbetriebnahme der ersten Ausbaustufe, die unter anderem eine eisresistente feste Plattform (LSP) umfasst. Im Januar 2018 gab das Unternehmen bekannt, dass es den Bau abgeschlossen und die erste Bohrung im Rahmen der zweiten Stufe der Entwicklung des gleichnamigen Feldes in Betrieb genommen hat. Filanowski. Als Ergebnis der Inbetriebnahme des Bohrlochs stieg die tägliche Ölproduktion auf dem Feld auf 16,8 Tausend Tonnen.

Der Präsident von LUKOIL Vagit Alekperov sagte Reportern vor Ort. Filanovsky ist geplant, in diesem Jahr 5,6 bis 5,8 Millionen Tonnen Öl zu produzieren, und bereits 2019 beabsichtigt das Unternehmen, die geplante Ölproduktion von 6 Millionen Tonnen zu erreichen und 5 Jahre lang zu halten. Er sagte auch, dass das Unternehmen in diesem Jahr plant, den Bau eines Blockleiters für die zweite Phase des nach ihm benannten Feldes abzuschließen. Korchagin und vervollständigen den Bau der dritten Stufe des nach ihm benannten Feldes. Filanowski.

Darüber hinaus sagte Vagit Alekperov, dass bereits eine Ausschreibung für die Entwicklung des Rakushechnoye-Feldes angekündigt wurde, das das nächste Projekt des Unternehmens im Nordkaspischen Meer sein wird. Dieses Feld befindet sich in unmittelbarer Nähe des nach ihm benannten Feldes. Filanowski. Dank dessen plant das Unternehmen, die bereits aufgebaute Infrastruktur zu nutzen, was Zeit und Kosten für die Feldentwicklung reduzieren wird.

Der Leiter von LUKOIL ist einer der konsequenten Befürworter, privaten Unternehmen die Entwicklung von Offshore-Projekten zu ermöglichen, auch auf dem russischen Festlandsockel. Anfang Februar nannte Vagit Alekperov während eines Treffens mit dem russischen Präsidenten Wladimir Putin das Kaspische Projekt eine Priorität und strategisch wichtig für das Unternehmen. Er erinnerte den russischen Präsidenten auch daran, dass LUKOIL das unterirdische Gebiet East Taimyr entwickelt, das sich in der Nähe der Mündung des Khatanga befindet, und betonte erneut das Interesse des Unternehmens an Offshore-Projekten.

Der einzige auf dem arktischen Schelf

Prirazlomnoye ist das erste und bisher einzige aktive Bergbauprojekt auf dem russischen Arktisschelf. Die ARCO-Ölförderung, die von Gazprom Neft auf der gleichnamigen Prirazlomnaya-Plattform betrieben wird, wuchs 2017 beschleunigt und erreichte 2,6 Millionen Tonnen, die das Unternehmen im vergangenen Herbst hielt.

Laut dem Pressedienst von Gazprom Neft war 2017 ein Meilenstein für das Projekt die Erhöhung des Bohrlochbestands um 1 Injektions- und 4 Produktionsbohrlöcher. Derzeit wurden im Prirazlomnoye-Feld 13 Bohrungen in Betrieb genommen: 8 Produktions-, 4 Injektions- und 1 Absorptionsbohrung. Im Jahr 2018 ist geplant, mehrere weitere Produktions- und Injektionsbohrungen abzuteufen.

Insgesamt ist der Bau von 32 Bohrungen im Rahmen des Prirazlomnoye-Projekts geplant, das nach 2020 eine jährliche Spitzenförderung von etwa 5 Millionen Tonnen Öl sicherstellen wird. In diesem Jahr erwartet Gazprom Neft, mehr als 3 Millionen Tonnen auf dem Feld zu produzieren, sagte Andrey Patrushev, stellvertretender Generaldirektor für die Entwicklung von Offshore-Projekten von Gazprom Neft, während einer Rede auf der 13. Ausstellung und Konferenz

RAO/CIS Offshore. „Die geplante Steigerung der Produktionsmengen impliziert unter anderem die Einführung neuer Brunnenbautechnologien. Eine der wichtigsten Innovationen im Projekt Prirazlomnoye war die Inbetriebnahme eines multilateralen Bohrlochs, dessen Bautechnologie es ermöglicht, das Volumen der Produktionsarbeiten und die Bohrkosten zu reduzieren. Dadurch wird nicht nur die Produktion, sondern auch die finanzielle Effizienz des Projekts gesteigert“, wird Andrey Patrushev auf der Website von Gazprom Neft Shelf zitiert.

Daran erinnern, dass die industrielle Entwicklung des Feldes im Dezember 2013 begann. Eine neue Ölsorte – ARCO kam erstmals im April 2014 auf den Weltmarkt.

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

Es ist erwähnenswert, dass Gazprom Neft erwartet, die Ölreserven in dieser Region durch geologische Exploration in den an Prirazlomnoye angrenzenden Gebieten zu erhöhen. Wie Alexander Novak bereits sagte, liegt die Aussicht auf eine Produktion im Prirazlomnoye-Feld bei 6,5 Millionen Tonnen pro Jahr.

Experten zufolge ist dies eine sehr reale Aufgabe. Wie Gazprom Neft am 20. Februar berichtete, wurde 2017 erstmals eine Bewertung der vielversprechenden Ressourcen des Arktischen Schelfs in den Lizenzgebieten des Unternehmens vorgenommen. Laut DeGolyer und MacNaughton betrug das Volumen der vielversprechenden Ressourcen des arktischen Schelfs: Öl - 1,6 Milliarden Tonnen, Gas - 3 Billionen m3.

Multidirektionaler Vektor

Über die Aussichten für die Entwicklung von Offshore-Projekten, insbesondere in der Arktis, sprechen Experten und Beamte viel und bereitwillig. Die Meinungen sind sich einig, nur dass das Regal das strategische Potenzial des Landes ist. Im Übrigen sorgt dieses Thema für heftige Diskussionen unter den Marktteilnehmern. Zu den am häufigsten diskutierten Themen gehören: Sollen private Unternehmen an der Entwicklung teilnehmen dürfen, sollte das Moratorium für die Erteilung neuer Lizenzen aufgehoben werden, welche Vorteile sollten gewährt werden, wie können Sanktionen umgangen werden, wo bekommt man Ausrüstung und welche Technologien sollen verwendet werden?

Gleichzeitig sind sich viele Experten einig, dass jetzt wirklich nicht die beste Zeit in der Welt und in der Binnenwirtschaft ist, um die Offshore-Aktivitäten wiederzubeleben. So stellt der russische Energieminister Alexander Novak fest, dass die vor 2014 beobachtete Interesseaktivität in den Regalen jetzt viel geringer ist, und verbindet dies mit einem Rückgang der Weltmarktpreise für Kohlenwasserstoffe. In einem Interview mit RT kommentierte der Minister die Pläne für die Entwicklung des Arktischen Schelfs und erinnerte daran, dass wir dort derzeit etwa 19 entdeckte Felder haben. „Dies deutet darauf hin, dass wir mit der Verbesserung der Marktsituation in Zukunft natürlich eine aktivere Exploration, Bohrung und Inbetriebnahme von Feldern im Rahmen unserer Energieentwicklungsstrategie in Betracht ziehen“, sagte der Minister und betonte dies noch einmal Die Arktis ist die Zukunft unserer Öl- und Gasförderung.

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

Außerdem sind neue Entdeckungen im Schelf der Arktis erforderlich, die über reiche Kohlenwasserstoffreserven verfügt. Daher bleibt die Hauptaufgabe laut dem Experten bis zu diesem Zeitpunkt die Entwicklung geeigneter Technologien.

Orest Kasparov, stellvertretender Leiter von Rosnedra, glaubt, dass die Ölkosten für eine wirtschaftlich tragfähige Erschließung des arktischen Schelfs 80 Dollar pro Barrel übersteigen sollten. Seiner Meinung nach liegt es gerade am niedrigen Ölpreis und nicht an Sanktionen. Russische Unternehmen die Entwicklung einiger Offshore-Projekte verschieben.

Das Projekt zur Förderung des ersten russischen Arktisöls ist Mitte 2013 in die aktive Phase eingetreten. Prirazlomnaya gewährleistet die Durchführung aller technologischen Operationen, einschließlich Brunnenbohrung, Produktion, Lagerung, Vorbereitung und Verschiffung von Öl an Tanker. Prirazlomnaya ist die weltweit erste stationäre Plattform, von der aus sie begannen, Öl auf dem arktischen Schelf unter den schwierigen Bedingungen von treibenden Eisfeldern zu fördern.

Die tragende Basis der Plattform – der Caisson – ist eine einzigartige Entwicklung: Er trägt die Hauptlast und die Zuverlässigkeit der gesamten Plattform hängt von seiner Zuverlässigkeit ab. Es ist der Caisson-Teil, der es Prirazlomnaya ermöglicht, dem arktischen Klima erfolgreich zu widerstehen, die gesamte Ausrüstung zu schützen und die sichere Arbeit des Personals zu gewährleisten. Die Höhe des Senkkastens beträgt 24,3 Meter, d.h. fast so hoch wie ein neunstöckiges Gebäude.

Im Caisson des Prirazlomnaya OIRSP befindet sich ein Öllager, das aus 16 Abteilen besteht, und alle anderen technologischen Komplexe und Plattformsysteme befinden sich darüber. In Öllagertanks wird Öl „nass“ gelagert, das heißt, sie sind ständig entweder mit Öl oder mit Wasser gefüllt. Diese Art der Lagerung schließt die Bildung einer explosionsfähigen Umgebung aus, was eine zusätzliche Bedingung für die Sicherheit der Plattform ist.

Die Prirazlomnaya OIRFP ist mit zwei Sätzen direkter Ölentladevorrichtungen (KUPON) ausgestattet, die auf der Basis eines Kransystems arbeiten und das Beladen von Tankern aus dem Öllager der Plattform ermöglichen. COUPONs befinden sich an gegenüberliegenden Enden der Plattform, was es Tankschiffen ermöglicht, sich der Plattform bei allen Wetter- und Navigationsbedingungen ungehindert zu nähern.

KUPON-Geräte sind mit einem speziellen Nasenempfänger ausgestattet. Je nach Richtung äußerer Belastungen (Wellen, Eisgang, Strömung, Wind) wird Öl durch eines der Geräte transportiert. COUPON verfolgt Tankerbewegungen in einem 180°-Sektor. Wenn es von dem Sektor abweicht, der von einem Gerät bedient wird, wird der Tanker losgemacht und auf einen anderen COUPON umgeladen.

Öltransportschema

Besonderes Augenmerk wird auf Sicherheitsaspekte gelegt: Die Verschiffung von Öl beginnt erst, wenn der 30 notwendigen Voraussetzungen. Die Leitung zum Pumpen von Öl zum Tanker ist mit einem Notstopp- und Schließsystem ausgestattet, mit dem Sie die Lieferung bei Bedarf fast sofort stoppen können - in maximal 7 Sekunden.

Vor Beginn des Entladevorgangs führen die mit einem Bugladesystem ausgestatteten Shuttle-Tanker Mikhail Ulyanov und Kirill Lavrov ein berührungsloses Festmachen durch, bei dem der Abstand vom Tanker zum Prirazlomnaya OIRFP 80 ± 6 m beträgt, um eine unfreiwillige Kollision mit zu verhindern der Plattform sind sie mit einem dynamischen Positionierungssystem ausgestattet, das es Ihnen ermöglicht, den Tanker trotz Wind und Wellen an Ort und Stelle zu halten. Die Ladegeschwindigkeit des Tankwagens kann bis zu 10.000 m3/Stunde erreichen, was es ermöglicht, den Tankwagen in 8-9 Stunden mit ARCO-Öl zu beladen. Der ständige Dienst neben der Plattform wird von spezialisierten Schiffen durchgeführt, die mit den neuesten leistungsstarken Sätzen von Notölsammelgeräten für den Betrieb unter Winterbedingungen ausgestattet sind.

Die neue Ölsorte, die im Prirazlomnoye-Feld gefördert wird, heißt ARCO – aus den Anfangsbuchstaben der englischen Wörter „Arctic“ und „oil“. Die neue Ölsorte kam erstmals im April 2014 auf den Weltmarkt.

ARCO-Öl hat eine hohe Dichte (ca. 24 API) und einen Schwefelgehalt von ca. 2,3 % sowie einen geringen Paraffingehalt. ARCO ist im Vergleich zu herkömmlichem russischem Exportöl relativ schwer und eignet sich gut für die Tiefenverarbeitung in nordwesteuropäischen Raffinerien. Es produziert einzigartige chemische Produkte, die in verwendet werden können Straßenbauarbeiten, Reifenproduktion, in der Raumfahrt- und Pharmaindustrie.

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