Schlüsselprojekte

Neptun (Rumänien, OMV 50%)

In Zusammenarbeit mit ExxonMobil als Betreiber setzte die OMV Petrom die Bewertung der kommerziellen und wirtschaftlichen Rentabilität des Projekts Neptun Deep im rumänischen Teil des Schwarzen Meeres fort. Im Laufe des Jahres 2019 waren Änderungen des steuerlichen und regulatorischen Rahmens Thema öffentlicher Debatten. Allerdings wurden bis Jahresende keine Änderungen umgesetzt. Unter diesen gesetzlichen Rahmenbedingungen waren die notwendigen Voraussetzungen für eine milliardenschwere Investitionsentscheidung nicht gegeben. Die OMV Petrom ist weiterhin an einer Entwicklung der im Schwarzen Meer befindlichen Ressourcen interessiert und wird daher den Dialog mit den Behörden zur weiteren Vorgehensweise fortführen. Die kumulative Produktion von Neptun Deep wird auf 125−250 Mio boe (netto OMV) geschätzt.

Weitere Großprojekte (Rumänien, OMV 100%)

Rund EUR 120 Mio wurden 2019 in die Modernisierung, Erweiterung und Errichtung neuer Öl- und Gasaufbereitungsanlagen und Pipelines investiert.

Im Juli 2019 nahm die OMV Petrom die Gasaufbereitungsanlage Hurezani in Betrieb. In diese Anlage waren 2017 rund EUR 50 Mio investiert worden. Das Projekt umfasst den Bau einer Aufbereitungsanlage, in der das Erdgas vom Kondensat getrennt wird, mit einer maximalen Kapazität von 37 kboe/d Erdgas. Im Rahmen derselben Investition wurden Pipelines über eine Distanz von 12 km errichtet.

Nawara (Tunesien, OMV 50%)

Das von der OMV betriebene Onshore-Projekt zur Erschließung des Gaskondensatfeldes Nawara war Ende 2019 zu 99% abgeschlossen. Der Fortschritt des Projekts wurde im Laufe des Jahres durch Arbeitsniederlegungen, die Komplexität des Projekts und Verzögerungen bei den Auftragnehmern verlangsamt. Die Pipeline wurde im April fertiggestellt. Die Gasaufbereitungsanlage in Gabes und die zentrale Aufbereitungsanlage stehen kurz vor der Fertigstellung. Seit Oktober 2019 wird Gas in die Gasaufbereitungsanlage eingespeist. Die Inbetriebnahme ist noch im Gange. Das Projekt wird die Gasressourcen Südtunesiens erschließen und den tunesischen Markt mit Erdgas, LPG und Kondensat versorgen. Die Spitzenproduktion wird voraussichtlich bei rund 10 kboe/d (Anteil der OMV) liegen.

Umm Lulu und SARB (VAE, OMV 20%)

Die Offshore-Ölfelder Umm Lulu und Satah Al Razboot (SARB) befinden sich in seichtem Wasser vor der Küste Abu Dhabis. Pipelines verbinden beide Felder mit eigenen Aufbereitungs-, Lager- und Verladeanlagen auf Zirku Island. Die Arbeiten zur Fertigstellung der brückenverbundenen Offshore-Plattformen von Umm Lulu schritten 2019 gut voran. Alle Module wurden erfolgreich installiert und in Betrieb genommen. Die vollständige Inbetriebnahme des Feldes wird für 2020 erwartet. Die Entwicklungsbohrungen werden noch bis 2023 fortgesetzt. Der Produktionsstart der Felder Umm Lulu und SARB erfolgte im September 2018. Im Jahr 2019 wurde ein durchschnittliches Niveau von 22 kboe/d erreicht. Bis 2023 soll die Produktion aus dem Konzessionsgebiet auf 215 kboe/d (43 kboe/d netto für die OMV) steigen.

Khor Mor (KRI, OMV 10%)

Das Pearl-Konsortium (OMV Anteil 10%) entwickelt, verarbeitet und transportiert Erdgas aus Khor Mor, einem großen Gaskondensatfeld in der Region Kurdistan im Irak. Das Konsortium plant eine Produktionssteigerung durch neue Bohrungen und die Erweiterung der Anlagen. Die endgültige Investitionsentscheidung der OMV für die erste Gasaufbereitungsanlage mit einer Tageskapazität von 42 kboe/d und die Durchführung von fünf Zwischenbohrungen wurde im Oktober 2019 getroffen. Das dadurch zusätzlich geförderte Gas wird in die von Pearl betriebene Gaspipeline eingespeist, um die inländische Gasnachfrage zu stützen.

Gullfaks (Norwegen, OMV 19%)

In dem von Equinor betriebenen Feld Gullfaks wurden sechs Bohrungen direkt von den Plattformen neu abgeteuft und 2019 mit dem Ziel fertiggestellt, die Produktion aus ausgereiften Sonden zu erhöhen. Mit einer Bohranlage, die speziell für effizientes Bohren bei auf dem Meeresboden befindlicher Infrastruktur entworfen wurde, wurden vier Bohrungen abgeteuft und fertiggestellt. Die Öl- und Gasplattformen Gullfaks und Snorre werden die weltweit ersten sein, die teilweise mit Energie aus einem schwimmenden Offshore-Windpark versorgt werden. Dadurch werden die jährlichen CO₂-Emissionen um mehr als 200.000 t reduziert. Im Juni 2019 genehmigten die norwegischen Behörden die Pläne für die Wasserinjektion in der produzierenden Shetland/Lista-Formation. Infolgedessen wurde Mitte 2019 mit der Bohrung des ersten horizontalen Injektions-/Produktionsbohrlochpaares begonnen.

Gudrun (Norwegen, OMV 24%)

Die Förderung aus den bestehenden Sonden in dem von Equinor betriebenen Feld Gudrun setzte sich auf hohem Niveau fort, wenn auch ein natürlicher Förderrückgang zu verzeichnen ist. Im Laufe des Jahres 2019 genehmigten die Lizenzpartner ein Programm zur Verbesserung der Ölförderung, das drei neue Zwischenbohrungen und ein Projekt zur Umsetzung der Wasserinjektion in der Hauptlagerstätte namens „Gudrun Phase 2“ bei fünf Sonden umfasst. Insgesamt wurden acht neue Bohrungen für das Feld Gudrun genehmigt. Die Bohrtätigkeiten mit der Bohranlage Rowan Stavanger wurden im November 2019 gestartet. Die Produktion aus zwei der neuen Sonden wird voraussichtlich in der ersten Hälfte des Jahres 2020 aufgenommen. Der Beginn der Wasserinjektion ist für das erste Quartal 2021 geplant.

Edvard Grieg (Norwegen, OMV 20%)

Die Produktion in dem von Lundin Petroleum betriebenen Offshore-Ölfeld Edvard Grieg lag aufgrund der verlängerten Plateauförderung und der hohen Anlagenverfügbarkeit deutlich über den Erwartungen. Eine weitere Ressourcenerschließung ist im Rahmen eines Zwischenbohrprogramms im Jahr 2020 geplant, das auf noch nicht ausgeförderte Bereiche des Feldes Edvard Grieg abzielt. Die norwegische Regierung genehmigte 2019 ein Projekt, das die Elektrifizierung der Edvard-Grieg-Plattform von der Küste aus ermöglicht, was die CO2-Emissionen reduzieren wird. Darüber hinaus wird daran gearbeitet, zwei Funde in nahe gelegenen Lizenzen (Solveig und Rolvsnes) an Edvard Grieg als aufnehmende Anlage anzubinden.

Aasta Hansteen (Norwegen, OMV 15%)

Nach einigen erfolgreichen Tests konnte die Plattform Aasta Hansteen ihre brutto Förderkapazität im zweiten Quartal 2019 um 12% steigern. Die Förderung in dem 2015 entdeckten Feld Snefrid Nord, der ersten am Meeresgrund erfolgten Anbindung an Aasta Hansteen, wurde im September 2019 aufgenommen.

Wisting (Norwegen, OMV 25%)

Die Wisting-Funde befinden sich in der Barentssee. Im Juni 2019 unterzeichneten die OMV und Equinor eine Absichtserklärung über die Zusammenarbeit am norwegischen Festlandsockel. Im Dezember übergab die OMV die Betriebsführerschaft für die Erschließung an Equinor. Mit Förderbeginn wird wieder die OMV die Betriebsführerschaft übernehmen. Das Projekt wird von einem gemeinsamen Team bestehend aus Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern beider Unternehmen unter der Leitung von Equinor entwickelt. Die förderbaren Mengen in PL537 wurden 2018 auf rund 440 Mio Fass Öl geschätzt, gegenüber 350 Mio Fass im Jahr 2017.

Juschno Russkoje (Russland, OMV 24,99%)

Die Phase 1 der Bohrkampagne zur Aufrechterhaltung der Plateauförderung in dem von Gazprom betriebenen Gasfeld Juschno Russkoje wurde 2019 abgeschlossen. Es wurden zwölf zusätzliche Sonden in Betrieb genommen, die auf die Turon-Schicht des Feldes abzielen. Die Phase 2 startete Ende 2019. Darüber hinaus hat der Betreiber ein Projekt zur Untersuchung des Potenzials der tieferen Unterkreideschichten des Feldes gestartet.

SK408 (Malaysia, OMV 40%)

In Malaysia lag der Fokus 2019 auf der Entwicklung der Phase 1 der SK408-Gaslizenz. Die GoLaBa-Felder (Gorek, Larak und Bakong) werden als drei separate Förderplattformen entwickelt, die an eine bestehende Verarbeitungsanlage und eine nahe gelegene LNG-Anlage angebunden sind. Die Förderung in Larak begann im Dezember 2019. Bakong und Gorek werden 2020 folgen. Dadurch wird die Produktion in Malaysia 2020 auf mehr als 30 kboe/d gesteigert. Die Erschließung des Feldes Jerun ist als Phase 2 der SK408-Entwicklung geplant. Dort soll die Förderung 2023 aufgenommen werden.

Maui A Crestal Infill (Neuseeland, OMV 100%)

Die endgültige Investitionsentscheidung für eine Erschließung mit sechs Bohrungen von der Plattform Maui A im neuseeländischen Taranaki-Becken wurde im Oktober 2019 getroffen. Die Vorarbeiten an der Plattform begannen 2019. Die Verlegung der Bohrinsel ist für das zweite Quartal 2020 geplant, und das erste Gas wird im dritten Quartal 2020 erwartet. Die Bohraktivitäten werden bis 2021 dauern.