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. Die kumulierte Produktion aus Neptun Deep wurde auf 125–250 Mio boe (netto OMV) geschätzt. Die OMV Petrom ist weiterhin an einer Entwicklung der Ressourcen im Schwarzen Meer interessiert. Die endgültige Investitionsentscheidung hängt jedoch von einer Reihe von Faktoren ab, wie etwa einem stabilen und wettbewerbsfähigen steuerlichen Rahmen und einem liberalisierten Erdgasmarkt. Was Ersteres anbelangt, sind laut öffentlichen Stellungnahmen insbesondere in Bezug auf das Offshore-Gesetz Änderungen im Rahmen eines parlamentarischen Verfahrens geplant, das von dem im Dezember 2020 neu gewählten Parlament in die Wege geleitet werden soll. Was den liberalisierten Erdgasmarkt betrifft, wurden gewisse Fortschritte etwa dadurch erzielt, dass die zentrale Marktpflicht durch ein Gas-Freigabeprogramm ersetzt wurde.

Weitere Großprojekte (Rumänien, OMV 100%)

Trotz des schwierigen Umfelds konnten bei weiteren Projekten einige wichtige Meilensteine erreicht werden. Im Petromar-Asset wurde die Umleitung eines 2,7 km langen Abschnitts der 12-Zoll-Pipeline von der zentralen Offshore-Plattform zum Midia-Terminal erfolgreich abgeschlossen. Darüber hinaus wurde ein Pilotprojekt für Enhanced Oil Recovery (EOR) im Independenta-Feld des Assets in Moldawien gestartet. Ziel dieses Projekts ist es, die Ausbeute in unseren reifen Feldern durch Injektion eines Gemischs aus viskosem Wasser in die Lagerstätte zu erhöhen. Da die Ergebnisse bislang vielversprechend sind, evaluiert die OMV Petrom nun die Möglichkeit, diese Technologie in den kommenden Jahren auf andere Felder auszuweiten.

Nawara (Tunesien, OMV 50%)

Im ersten Quartal 2020 konnte die OMV das Onshore-Gaskondensatfeld Nawara erfolgreich in Betrieb nehmen und so trotz Covid–19-bedingter Einschränkungen Erdgasströme in industriellem Maßstab erzielen. Die letzte Phase der Inbetriebnahme der Gasaufbereitungsanlage und der zentralen Verarbeitungsanlage musste aus der Ferne durchgeführt werden. Zwar wurde die Spitzenproduktion von 9 kboe/d (Anteil der OMV) bereits im Jahr 2020 erreicht, doch aufgrund sozialer Unruhen im Land musste die Produktion für drei Monate eingestellt werden. Diese Situation beeinträchtigte auch die Tätigkeiten im Rahmen des Projektabschlusses. Das Projekt erschließt die Erdgasressourcen Südtunesiens und versorgt den tunesischen Markt mit dringend benötigtem Erdgas, LPG und Kondensat.

Umm Lulu und SARB (Vereinigte Arabische Emirate, 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 Aufbereitungsanlagen, Lagern und Verladeeinrichtungen auf Zirku Island. Die brückenverbundenen Offshore-Plattformen von Umm Lulu nahmen im April 2020 ihren vollen Betrieb auf. Die Inbetriebnahme der Erdgasaufbereitungsanlage, der Bohrtürme und der Brownfield-Umbauten sowie die Leistungstests des gesamten Komplexes stehen hingegen aufgrund Covid–19-bedingter Verzögerungen noch aus. Die Entwicklungsbohrungen sollen noch bis 2023 fortgesetzt werden. Die Produktion in den Feldern Umm Lulu und SARB wurde im September 2018 aufgenommen und erreichte 2020 ein durchschnittliches Niveau von 23 kboe/d (Anteil der OMV). Beeinträchtigend waren dabei die Produktionsbeschränkungen im Zusammenhang mit der OPEC+-Quote. Bis 2023 soll die Produktion aus dem Konzessionsgebiet auf 215 kboe/d (43 kboe/d netto OMV) steigen.

Khor Mor (KRI, OMV 10%)

Das Pearl-Konsortium entwickelt, produziert, verarbeitet und transportiert Erdgas aus Khor Mor, einem großen Gaskondensatfeld in der Region Kurdistan im Irak (KRI). Durch neue Bohrungen und den Kapazitätsausbau der Anlagen plant das Konsortium eine Produktionssteigerung um weitere 42 kboe/d (davon 4,2 kboe/d netto OMV). Das dadurch zusätzlich geförderte Erdgas wird in die von Pearl betriebene Erdgaspipeline eingespeist, um die wachsende inländische Gasnachfrage zu stützen. Im Jahr 2020 wurde der Engineering-, Beschaffungs- und Bauauftrag für Khor Mor Train 1 vergeben. Der Projektfortschritt wurde jedoch durch höhere Gewalt im Zusammenhang mit der Covid–19-Pandemie beeinträchtigt, was zu einer Verzögerung von einem Jahr führte.

Gullfaks (Norwegen, OMV 19%)

Aufgrund der robusten Erdgasexportentwicklung erzielte das von Equinor betriebene Gullfaks-Feld 2020 beachtliche Produktionsmengen. Die Revisionsarbeiten im Zuge des geplanten Stillstands von Gullfaks A wurden Anfang November abgeschlossen. Im April 2020 genehmigten die norwegischen Behörden den Plan für die Entwicklung und den Betrieb des Projekts Hywind. Der Windpark ist ein Pionierprojekt und wird dazu beitragen, die Emissionen der Öl- und Gasplattformen Snorre und Gullfaks zu reduzieren. Der Offshore-Windpark wird aus elf schwimmenden Windturbinen mit einer Gesamtleistung von 88 MW bestehen und etwa 35% des jährlichen Strombedarfs der Plattformen decken. Mit dem Bau des Windparks wurde im vierten Quartal 2020 begonnen.

Gudrun (Norwegen, OMV 24%)

Das von Equinor betriebene Feld Gudrun produzierte weiterhin mit hoher Effizienz und war nur unwesentlich von Covid–19 und den OPEC-Produktionskürzungen betroffen. Die Phase 2 der Neuentwicklung des Felds Gudrun ist geplant, um die Wasserinjektion im vierten Quartal 2021 zu ermöglichen. Die laufenden abschnittsweisen Bohrungen und Modifikationen der Installationen auf der bestehenden Plattform werden fortgesetzt. Im Laufe des Jahres 2020 wurden außerdem zwei zusätzliche Zwischenbohrungen für die Produktion abgeteuft. Die erste hat im April 2020 die Förderung aufgenommen; der Produktionsstart für die zweite ist für Anfang 2021 geplant.

Edvard Grieg (Norwegen, OMV 20%)

Das von Lundin Petroleum betriebene Offshore-Ölfeld Edvard Grieg produzierte auch im Jahr 2020 über den Erwartungen, was auf die hohe Produktionseffizienz und höhere Kapazitäten im Feld Ivar Aasen zurückzuführen war. Geplante Wartungsstillstände liefen nach Plan. Das Zwischenbohrprogramm im Feld Edvard Grieg wurde auf Schiene gebracht und soll im ersten Quartal 2021 anlaufen.

Aasta Hansteen (Norwegen, OMV 15%)

Die Plattform Aasta Hansteen setzte ihre Förderung im Jahr 2020 ohne größere Covid–19-bedingte Auswirkungen auf einem stabilen Niveau fort. Seit September 2020 erreicht Aasta Hansteen eine Produktionseffizienz von nahezu 100% auf ihre gestiegene Exportkapazität von rund 160 kboe/d brutto.

Wisting (Norwegen, OMV 25%)

Die Wisting-Lizenzpartner vergaben 2020 mehrere Aufträge für Konzeptstudien, um das Projekt weiter in Richtung eines finalen Konzepts zu führen. Der Betreiber Equinor und seine Partnerunternehmen zogen verschiedene Konzepte zur Ermittlung möglicher Lösungen für eine kostengünstige Feldentwicklung in Betracht und werden eine FPSO auf einem runden Rumpf weiterentwickeln. Ein wichtiges Ziel beim Wisting-Projekt ist die Verbesserung der CO₂-Bilanz in der Produktion. Das Projekt wird eine Power-from-Shore-Lösung für eine FPSO mit rundem Rumpf untersuchen. Das Wisting-Projekt ist auf einem guten Weg, den Plan für die Entwicklung und den Betrieb bis Ende 2022 zu realisieren, um von den im Frühjahr 2020 eingeführten Steueranreizen profitieren zu können.

Hades/Iris (Norwegen, OMV 30%)

Die OMV machte die Funde Hades und Iris im Jahr 2018. Bei den Explorationsbohrungen wurden sowohl in Hades als auch in Iris Erdgas und Kondensat gefunden. Ziel der Evaluierungsbohrung im Feld Hades im Jahr 2020 war es, den Fund aus 2018 einzugrenzen, die Unsicherheit der Ressourcenschätzung zu reduzieren und einen Formationstest durchzuführen. Die Phase der Evaluierungsbohrung wurde planmäßig im dritten Quartal 2020 abgeschlossen. Ein Plan für die Entwicklung und den Betrieb des Hades/Iris-Feldes wird voraussichtlich Ende 2022 vorliegen, sodass die im Frühjahr 2020 eingeführten Steueranreize genutzt werden können.

Juschno-Russkoje (Russland, OMV 24,99%)

Im Gasfeld Juschno-Russkoje wurde die zweite Phase des Projekts zur Förderung der Turon-Lagerstätte abgeschlossen. Insgesamt wurden 45 Bohrungen abgeteuft, und 24 neue Bohrungen in der Turon-Formation haben die Produktion aufgenommen. Eine Verlängerung der Plateauförderung bis 2023 wurde bestätigt.

SK408 (Malaysia, OMV 40%)

In Malaysia wurde die Phase 1 der Entwicklung der SK408-Felder Gorek, Larak und Bakong bis Juni 2020 abgeschlossen. Dadurch konnte die Produktion in Malaysia 2020 auf über 30 kboe/d gesteigert werden. Bei der Entwicklung des Feldes Jerun als Phase 2 der SK408-Entwicklung wurde ein wichtiger Meilenstein erreicht: Im Dezember 2020 fiel die endgültige Investitionsentscheidung; das erste Gas ist für 2024 geplant. Die Genehmigung des Projekts durch die Joint-Venture-Partner ist noch ausständig. Diese Feldentwicklung soll eine zusätzliche anfängliche Förderrate von über 30 kboe/d beitragen.

Maui A Crestal Infill (Neuseeland, OMV 100%)

Die Bohrtätigkeit auf der Offshore-Plattform Maui wurde im Oktober aufgenommen, nachdem es bei der Installation und Integration der Bohranlage aufgrund von Covid–19-Restriktionen zu Unterbrechungen gekommen war. Die erste Gasproduktion wurde Ende 2020 erzielt und für die weiteren Bohrungen der Kampagne werden die Aktivitäten weitergeführt.

Maui B IRF Phase 3 (Neuseeland, OMV 100%)

Die Infill-Bohrungen im Rahmen des Projekts Maui B IRF Phase 3 zielen darauf ab, zurückgebliebenes Gas im Sandgestein der Lagerstätte mittels Sidetracking von geschlossenen Bohrungen auf der Offshore-Plattform Maui B zu fördern. Bis zu sechs Sidetracks werden derzeit in Erwägung gezogen, wobei die endgültige Entscheidung noch ausständig ist.

Pohokura Depletion Compression (Neuseeland, OMV 74%)

Dieses Projekt steigert die Förderleistung der Bohrung und die Reservenausbeute dank der Installation eines elektrisch betriebenen einstufigen Radialverdichters. Das erste Gas aus dem Projekt Pohokura Depletion Compression (Restförderung mittels Druckerhöhung) wurde im September 2020 erreicht. Mit innovativen Remote-Working-Technologien konnte außerdem die bei der Errichtung aufgrund von Covid–19-Restriktionen verlorene Zeit wieder aufgeholt werden.

Toutouwai Appraisal (Neuseeland, OMV 40%, SapuraOMV 30%)

Bei der neuseeländischen Explorationskampagne im April 2020 wurden in der Toutouwai–1-Explorationsbohrung Kohlenwasserstoffe gefunden. Die Kampagne wurde jedoch aufgrund von Covid–19-Einschränkungen abgebrochen, bevor ein vollständiges Vermessungs- und Testprogramm durchgeführt werden konnte. Für Anfang 2022 ist eine Evaluierungsbohrung geplant, um die wirtschaftliche Rentabilität des Fundes zu bewerten und die weitere Entwicklungsplanung zu koordinieren.