Explorarea în Marea Neagră a început în anii ’70, iar prima descoperire de hidrocarburi a avut loc abia în 1980, exploatarea propriu-zisă începând şapte ani mai târziu. Rezultatele nu au fost însă spectaculoase.
La puţin timp după căderea regimului comunist, statul român a reluat explorările, dar fără succes. După mai mulţi ani de tatonări referitoare la încredinţarea perimetrelor şi în aşteptarea marilor investitori, au apărut noi tehnologii. Astfel, largul Mării Negre a intrat pe lista de priorităţi a investitorilor de renume, mai ales că România a devenit membru al Uniunii Europene. Primul pas a fost făcut de ExxonMobil, cea mai mare companie petrolieră din lume, care în 2008 a încheiat un parteneriat cu OMV Petrom. Odată aprins fitilul, Marea Neagră a  devenit un adevărat magnet în atragerea altor investitori de talie mondială.
În prezent, Agenţia Naţională de Resurse Minerale (ANRM) are încheiate contracte de explorare pentru zece perimetre din Marea Neagră. Singura companie care face operațiuni de exploatare în prezent este OMV Petrom, în perimetrul Istria, la cinci zăcăminte: Lebăda Est și Vest (unde se fac exploatări din 1987), Sinoie, Pescăruș și Delta.
Investiţii asumate, dar ţinute la secret
În toamna anului trecut, Guvernul de atunci a decis ca firmele care efectuează lucrări de prospecţiuni submarine să nu mai fie nevoite să obţină autorizaţie de construcţie, lucru care blocase aproape doi ani de zile lucrările de prospecţiuni. Acest lucru era cauzat de faptul că investitorii erau plimbaţi de la o autoritate la alta, niciuna neştiind în sarcina căreia cădea emiterea acestor autorizaţii.  Acordurile de explorare, dezvoltare și exploatare, pentru forările în apă mai adâncă de 50 de metri, se fac pe 20 de ani, iar dacă apa este mai adâncă de 50 de metri se încheie pe 30 de ani. Perioada de explorare nu poate depăși 10 ani. Dacă, după cei zece ani, compania respectivă nu a găsit nimic relevant, atunci zona prospectată este retrocedată ANRM-ului, explica anul trecut pentru Capital un director din cadrul Agenţiei.
Prin acordurile încheiate de ANRM, fiecare investitor s-a angajat la investiţii de ordinul milioanelor sau chiar sutelor de milioane, în funcţie de performanţe, Agenţia având dreptul, în unele situaţii, „să rupă“ contractele încheiate dacă firmele nu-şi respectă planurile de investiţii asumate. Programul de lucrări şi investiţiile necesare sunt cuprinse în acordurile petroliere încheiate, doar că ele sunt ascunse opiniei publice, fiind informaţii clasificate, ne-au transmis reprezentanţii ANRM. Mai mult, rezervele de petrol şi gaze naturale din Marea Neagră vor rămâne încă mult timp o enigmă. Din primele rezultate anunţate de concesionari se pare că resursele sunt semnificative, doar că reprezentanţii ANRM spun că nu trebuie să ne îmbătăm cu apă rece. „Nu ne putem pronunţa asupra rezervelor până nu este finalizată explorarea acestor zăcăminte. Desigur că aceste companii care au concesionate perimetre din Marea Neagră lansează comunicate de presă, însă la o analiză atentă, constatăm că toate aceste comunicate de presă conţin afirmaţii anticipative“, ne-au transmis reprezentanţii ANRM.
Cu toate că specialiştii de la stat sunt încă nelămuriţi în ceea ce priveşte resursele care s-ar putea descoperi în largul Mării Negre, OMV Petrom şi ExxonMobil au început, în urmă cu aproximativ o lună, un amplu program de achiziţii pentru continuarea lucrărilor din perimetrul Neptun, suma totală estimată a celor 12 contracte de servicii fiind estimată la aproximativ un milion de dolari. De exemplu, ExxonMobil aşteaptă, până pe 7 ianuarie, oferte de servicii de foraj marin, pe o perioadă de patru ani, valoarea estimativă a contractului fiind cuprinsă între 250 şi 750 milioane de dolari. Contractul prevede încheierea unui acord-cadru cu un singur agent economic, pe o durată de 48 de luni, pentru minimum o sondă forată şi un număr maxim de 7 sonde forate. Amintim faptul că, în luna februarie, ExxonMobil a anunţat că a identificat un zăcământ de gaze naturale, estimat la 42-84 miliarde metri cubi, ceea ce ar înseamna de trei-șase ori consumul anual al României. Zăcământul a fost descoperit în urma forării puţului Domino-1 de către ExxonMobil, prima operaţiune la mare adâncime în largul ţărmului românesc, cu o adâncime de peste 3.000 de metri. Domino-1 este amplasat în Blocul Neptun, la 170 de kilometri de ţărm, în ape cu o adâncime de aproximativ 930 de metri.
Perimetrul Neptun are o suprafaţă de aproximativ 9.900 kilometri pătraţi în ape cu o adâncime ce variază între 50 şi 1.700 metri. La începutul acestei luni, OMV Petrom a anunţat că a încheiat un contract în valoare de 95,35 milioane de euro unei divizii a firmei norvegiene Dolphin Group AS (DOLP) pentru efectuarea de studii seismice în Marea Neagră.
Primele exploatări abia spre finalul deceniului
Reprezentanţii celor două mari companii estimează că abia în 2019-2020 am putea avea pe piaţă gaze naturale din Marea Neagră. „Este prea devreme în procesul de evaluare şi explorare pentru a determina dacă blocul Neptun se va dovedi în final exploatabil comercial sau nu. Totuşi, dacă viitoarele lucrări vor confirma fezabilitatea tehnică şi comercială a producţiei de gaze naturale la mare adâncime în blocul Neptun, viitoarele investiţii în fazele de explorare şi dezvoltare ar putea ajunge la câteva miliarde de dolari, iar prima extragere ar putea avea loc cel mai devreme spre sfârşitul deceniului“, anunţau cei de la ExxonMobil şi OMV Petrom la începutul anului.
Cele două companii nu sunt singurele care au anunţat rezultate îmbucurătoare ca urmare a studiilor seismologice efectuate în Marea Neagră. La finele lunii octombrie, Sterling Resources a anunţat că rezultatele sondei de explorare Ioana-1 de pe structura Ioana din Perimetrul XV Midia indică prezenţa unor zăcăminte de gaze, dar care încă nu au putut fi estimate. „Suntem încurajaţi de saturaţiile de gaze din obiectivul principal, care dovedesc potenţialul gazeifer al rezervorului prin alimentarea cu gaze a structurii“, a declarat Patrick Whitley, vicepreşedinte al Sterling Resources. „Totuşi, dezvoltarea rezervorului în această zonă a prospectului este mai slabă decât am estimat şi sunt necesare cercetări suplimentare de prospecţiune seismică 3D şi foraj pentru a evalua structura Ioana în continuare către est“, a continuat Whitley. Sonda a fost săpată până la o adâncime totală de 1.950 metri pe traiect, respectiv de 1.513 metri de la nivelul mării pe verticală. Indicaţii de gaze în fluidul de foraj s-au înregistrat de la adâncimea de 500 metri pe traiect până la adâncimea totală de 1.950 metri pe traiect, au mai precizat reprezentanţii companiei. Aceştia au menţionat că în continuare vor evalua potenţialul prospectului Ioana, dar şi al altor prospecte din perimetrul Midia, în baza unui program pentru anul viitor. „În funcţie de contractarea unei platforme de foraj adaptată forajului în ape mai adânci (circa 100 de metri), ne propunem să forăm în cea mai promiţătoare parte a prospectului Ioana, la sud-vest de sonda Ioana-1, unde amplitudinile seismice puternice şi indicatorii direcţi de hidrocarburi indică prezenţa unui rezervor cu gaze de o mai bună calitate În plus, intenţionăm să forăm sonde de explorare şi în alte prospecte din perimetrul Midia. Realizarea lucrărilor de mai sus depinde de obţinerea finanţării, a aprobărilor legale şi ale partenerilor“, a anunţat Mike Azancot, CEO şi preşedinte al companiei Sterling.

Te-ar putea interesa și: