Schlüsselprojekte

Neptun (Rumänien, OMV 50%)

Im Jahr 2021 unterbreitete das staatlich kontrollierte rumänische Erdgasunternehmen Romgaz ein bindendes Angebot für den Erwerb des 50%-Anteils von ExxonMobil an der „Neptun Deep“-Lizenz vor der rumänischen Küste. Die OMV Petrom wird Betriebsführerin des Projekts, sobald Romgaz die Übernahme abgeschlossen hat, was für 2022 erwartet wird. Die Vorbereitungen für die Eigentumsübertragung sind im Gange. Die OMV Petrom hat weiterhin großes Interesse an einer Entwicklung der Ressourcen im Schwarzen Meer. Die endgültige Investitionsentscheidung hängt jedoch von einer Reihe von Faktoren ab, wie etwa einem stabilen und wettbewerbsfähigen steuerlichen Rahmen. Die Änderungen des rumänischen Offshore-Gesetzes werden voraussichtlich im Laufe des Jahres 2022 in Kraft treten.

Weitere Großprojekte (Rumänien, OMV 100%)

Im Petromar-Asset wurde im März eine neue Offshore-Bohrung in Betrieb genommen, die mit 2.902 m den Rekord für den längsten von der OMV Petrom gebohrten Offshore-Abschnitt aufstellte.

Im Rahmen eines Erneuerungsprogramms wurde Petromar um eine Reihe von Anlagen erweitert, darunter neue Kräne, ein neuer Hubschrauberlandeplatz und neue Gas-to-Power-Anlagen.

Das im Asset Moldawien gestartete Pilotprojekt für Enhanced Oil Recovery (EOR) wurde ausgeweitet, und die ersten Ergebnisse, das heißt die Verringerung des Wasserverbrauchs in bestimmten Produktionsbohrungen, liegen vor. Aufgrund der ermutigenden Ergebnisse dieses Pilotprojekts wurde eine industrielle Anwendung auf einem anderen Feld im Asset Muntenia Vest gestartet. Ziel dieser Projekte ist es, die Ausbeute in diesen reifen Feldern durch Injektion eines Gemischs aus viskosem Wasser in die Lagerstätte zu erhöhen.

Nawara (Tunesien, OMV 50%)

Im Jahr 2021 konnten wir die Produktion im Erdgasfeld Nawara stabilisieren. Ausschlaggebend dafür waren der Aufbau betrieblicher Kapazitäten und die Einführung digitaler Technologien. Ein neuer Gasfund, der Ende 2019 gemacht wurde, wurde mit der zentralen Verarbeitungsanlage (Central Processing Facility; CPF) von Nawara verbunden.

Umm Lulu und SARB (Vereinigte Arabische Emirate, OMV 20%)

Auf den Feldern Umm Lulu und Satah Al Razboot (SARB) konnte der Betrieb ohne Unterbrechungen aufrechterhalten werden. In beiden Feldern wurden auch die Bohrungen fortgesetzt. Dadurch konnte die Produktion trotz der OPEC-Quotenbeschränkungen weiter hochgefahren werden.

Ghasha-Konzession (Vereinigte Arabische Emirate, OMV 5%)

Die Ghasha-Konzession wird in Form von drei parallelen Projekten entwickelt: Hail & Ghasha, dem Dalma-Projekt (mit mehreren Feldern in der Region um Dalma) und dem Deep-Gas-Entwicklungsprojekt (ebenfalls mit mehreren Feldern). Die ersten Gaslieferungen von Dalma werden für 2025 erwartet, wobei das Feld letztendlich rund 54 kboe/d Erdgas produzieren soll. Die Vergabe der Engineering-, Beschaffungs- und Bauaufträge (Engineering, Procurement, and Construction; EPC) im November war ein wichtiger Meilenstein für die Ghasha-Konzession. Die Bauarbeiten an den zehn künstlichen Inseln schreiten planmäßig voran.

Khor Mor (KRI, OMV 10%)

Das Feld Khor Mor hat ein stabiles Produktionsniveau erreicht, das die Erwartungen übertrifft. Das Projekt zur Kapazitätserweiterung schreitet planmäßig voran, und die ersten Tiefbauarbeiten sind abgeschlossen. Das Projekt verläuft nach Plan, und das erste Gas soll 2023 produziert werden.

Gullfaks (Norwegen, OMV 19%)

Das von Equinor betriebene Gullfaks-Feld lieferte 2021 beachtliche Produktionsmengen, was vor allem auf die reduzierte Erdgasinjektion zurückzuführen ist. Die Bauphase 1 von Hywind Tampen (bestehend aus 11 schwimmenden Windturbinen) wurde in Q2/21 abgeschlossen. Die Erzeugungsleistung von 5 der 11 Turbinen wird genutzt, um in Gullfaks die Stromerzeugung mit Erdgas zu reduzieren. Das Projekt verläuft nach Plan und soll 2022 den ersten Strom liefern. Sobald die Unterkonstruktionen im Frühjahr 2022 fertiggestellt sind, werden die Windkraftanlagen zusammengebaut und zum Feld geschleppt.

Gudrun (Norwegen, OMV 24%)

Die Phase 2 der Neuentwicklung des Gudrun-Feldes verzögert sich aufgrund von Covid-19-bedingten Personalbeschränkungen auf Offshore-Plattformen. Die erste Wasserinjektion in die neuen Bohrlöcher ist für Mitte 2022 geplant.

Edvard Grieg (Norwegen, OMV 20%)

Die Produktion des Feldes Edvard Grieg lag 2021 über den Erwartungen, da höhere Exportkapazitäten verfügbar waren. Zur Erhöhung der Produktionskapazität wurden im Laufe des Jahres drei Infill-Bohrungen abgeschlossen.

In Q3/21 startete die Produktion aus dem nahe gelegenen Solveig-Feld. Das Solveig-Feld wird mit Installationen am Meeresgrund entwickelt, die zur weiteren Verarbeitung an die „Edvard Grieg“-Plattform angebunden sind. Darüber hinaus wurde Anfang August mit dem erweiterten Bohrlochtest im Rolvsnes-Feld begonnen. Diese beiden feldnahen Anbindungen an Edvard Grieg werden die Plateauförderung verlängern. Edvard Grieg ist das erste Feld der Welt, das mit dem CarbonClear-Zertifikat ausgezeichnet wurde, der neuen unabhängigen Zertifizierung der CO₂-Intensität für öl- und gasproduzierende Unternehmen von Intertek im Upstream-Bereich.

Hades/Iris (Norwegen, OMV 30%)

Hades/Iris ist das erste Entwicklungsprojekt in Norwegen unter der Betriebsführerschaft der OMV. Die Auswahl des Konzepts wurde im November von allen Lizenzpartnern gebilligt und ermöglicht es, das Projekt in Richtung FEED-Studien (Front-End Engineering and Design) voranzutreiben. Die OMV plant, die endgültige Investitionsentscheidung im Laufe des Jahres 2022 zu treffen und den Entwicklungs- und Betriebsplan bis Ende 2022 bei den Behörden einzureichen, um von den befristeten norwegischen Steueranreizen zu profitieren. Die Produktion soll 2026 aufgenommen werden.

SK408 (Malaysia, OMV 40%)

In Malaysia wurden in der Phase 1 der Entwicklung der SK408-Lizenz (die Felder Gorek, Larak und Bakong) weiterhin hohe Fördermengen erzielt.

Für die Phase 2 der Lizenz, das Jerun-Projekt, traf das Joint Venture im März 2021 die endgültige Investitionsentscheidung. Der Hauptauftrag für Engineering, Beschaffung, Bau, Installation und Inbetriebnahme (EPCIC) könnte somit kurz darauf vergeben werden. Die Bauarbeiten begannen im September, und die wichtigsten Meilensteine für 2021 wurden erreicht.

Māui A Crestal Infill (Neuseeland, OMV 100%)

Das „Māui A Crestal Infill“-(MACI-)Projekt ist Teil einer Investition in Höhe von NZD 500 Mio in die Felder Māui und Pohokura und von entscheidender Bedeutung für die Sicherheit der heimischen Energieversorgung Neuseelands. Alle sechs Bohrungen wurden planmäßig abgeschlossen.

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

Der Projektumfang der Infill-Bohrungen im Rahmen des Projekts Māui B IRF Phase 3 umfasst das Bohren, die Fertigstellung, die Einbindung und die Inbetriebnahme von fünf Sidetracks auf der Plattform Māui B. Die kommissionierte Bohrinsel ist in Neuseeland eingetroffen und wird voraussichtlich in Q1/22 mit der Bohrkampagne beginnen.