Освоение углеводородных ресурсов российской Арктики — одна из важнейших перспективных задач отечественного нефтегазового комплекса. Вместе с тем падение мировых цен на нефть требует максимального снижения себестоимости арктических проектов. Ставится также цель достижения максимального мультипликативного эффекта от разработки арктических месторождений для северных регионов страны и экономики России в целом. Всего этого можно добиться только за счет широкого внедрения передовых технологий, в первую очередь, информационных.
К сожалению, сегодня не существует единой надежной информационной системы, доступной для всех потенциальных инвесторов арктических проектов. Без ее формирования невозможно повысить инвестиционную привлекательность Арктической зоны РФ.
Остро стоит и вопрос создания в северных регионах России систем распределенной энергетики на базе технологии Microgrid. Для этого также необходим существенный рывок в сфере цифровизации российского ТЭК.

Нефтяные компании начинают отказываться от компромиссных решений в сфере защиты жизни и здоровья персонала. По данным СМИ, «Роснефть» может в скором времени полностью перейти на обеспечение своих сотрудников костюмами ОПЗ из арамидных материалов. Один из первых тендеров по «перевооружению» огнестойкой спецодеждой состоялся в мае, когда нефтяная компания провела закупку летней и зимней спецодежды из арамидных волокон.

Мировой рынок нефтесервисных услуг — крупный и высокомонополизированный сегмент нефтегазового бизнеса. В свое время он выделился в самостоятельный сектор, выйдя из недр крупнейших нефтяных компаний или образовавшись рядом с ними. В Россию зарубежные сервисные гиганты пришли на волне рыночных реформ. Происходило это в те времена, когда новообразованные ВИНК, стремящиеся оптимизировать затраты, активно избавлялись от сервисных подразделений, выделяя их в самостоятельные бизнесы. Разумеется, маломощным в то время обособленным российским сервисным компаниям было крайне сложно конкурировать с крупнейшими иностранными соперниками.
Но они выжили и закрепились на отечественном рынке. С 2015 года ситуация в нефтегазовом российском бизнесе стала меняться. Секторальные санкции затруднили доступ к новейшим западным технологиям. К тому же после падения мировых цен на нефть услуги западных сервисных компаний стали обходиться нашим нефтяникам слишком дорого. И это хороший шанс для независимых российских компаний, которые доказали свою способность выдерживать конкуренцию на рынке, где присутствуют мировые гиганты и крупные российские игроки. Дальнейшему раскрытию потенциала независимого отечественного сектора очень бы помогла поддержка государства.

Доходы ExxonMobil во втором квартале года удвоились, составив $3,4 млрд против $1,7 млрд в тот же период прошлого года. Показатели за первое полугодие 2017 года по сравнению с первой половиной прошлого года выросли с $3,5 млрд до $7,4 млрд. Другими словами, за три месяца этого года компания заработала столько же, сколько за шесть первых месяцев в 2016 году. Доходы компании в секторе upstream за рубежом в апреле-июне увеличились до $1,2 млрд с $890 млн во втором квартале 2016 года. Однако добыча нефти и газа снизилась на 1%. Сокращение произошло за счет снижения добычи нефти на 61 тыс. барр/сут., в то время как производство газа выросло на 158 млн ф ³ /сут., до 9,9 млрд ф ³ /сут., в основном благодаря проектам в Австралии.

Нефтегазовая отрасль всегда была и остается одной из самых высокотехнологичных сфер промышленности. Широкое применение здесь программируемых логических контроллеров (ПЛК) и распределительных систем управления (РСУ) обеспечивает высокий уровень автоматизации технологических процессов. Соответственно, исключительно важно обеспечить надежность и непрерывность энергоснабжения ключевых систем предприятия. Прежде всего, это относится к центрам обработки данных, технологическому оборудованию и системам безопасности на критических объектах. А обеспечить гарантированное электропитание и высокое качество самой электроэнергии поможет установка источников бесперебойного питания (ИБП).

Ценовая волатильность на углеводородных рынках, неустойчивость баланса, спроса и предложения и различные геополитические пертурбации привели к повышению рисков для нефтегазовых компаний. Не секрет, что в последние годы у многих из них значительно сократился объем чистой выручки. В связи с этим всё более актуальной становится проблема хеджирования рисков в нефтегазовой отрасли. Компании ведущих стран мира, таких как США, активно используют различные стратегии хеджирования с целью повышения стабильности финансовых потоков и эффективного управления инвестициями в проекты нефтегазового сектора.
Современная система хеджирования предлагает достаточно широкий набор инструментов. К их числу относятся, в первую очередь, свопы, опционы, фьючерсы и форварды.
Вместе с тем хеджирование не может служить панацеей для участников нефтегазового рынка. Для снижения производственных и операционных рисков необходимо использовать более широкий арсенал инструментов и придерживаться заранее разработанной стратегии.

Природный газ — это весьма перспективное топливо, причем не только с точки зрения экономики. Он более предпочтителен, чем другие энергоносители (нефть, уголь и продукты их переработки), и с экологической точки зрения. Автотранспорт, работающий на природном газе, выбрасывает в атмосферу в среднем в пять раз меньше вредных веществ, чем использующий бензин или дизельное топливо. Например, выбросы СО ₂ снижаются на 25–40%, а угарного газа (СО) — на 80–90%. Тем не менее в России этот вид топлива до сих пор не получил широкого распространения.
 В сфере автотранспорта применяется преимущественно СУГ, в то время как на сжиженный и компримированный природный газ приходится ничтожная доля рынка автомобильного горючего. Внедрение природного газа в транспортной сфере сдерживается целым рядом факторов. Это и неразвитость заправочной инфраструктуры, и отсутствие единых стандартов, и недостаток мощностей по производству соответствующего оборудования.
Чтобы решить данные проблемы, необходимо разработать и реализовать комплексную государственную программу по использованию природного газа в качестве моторного топлива.

В последние годы резко возросло привлечение иностранного капитала для освоения нефтяных месторождений региона Восточной Сибири и Якутии. Первый этап начался со второй половины 2000-х годов, инспирированный строительством нефтепровода ВСТО. Второй, современный этап, ведет отсчет с 2015 года, после первого сезона санкций, ограничивших сотрудничество западного бизнеса с российскими компаниями в пользу стран АТР.
Со стороны России в привлечении инвесторов из азиатских стран в Восточную Сибирь участвуют НК «Роснефть», Иркутская нефтяная компания (ИНК) и Якутская топливно-энергетическая компания (ЯТЭК). В качестве инвесторов выступают преимущественно индийские компании, получившие права на 49,9% Ванкорского месторождения в Красноярском крае и 29,9% ООО «Таас Юрях Нефтегазодобыча» в Якутии, а также сконцентрировавшиеся на активах в Иркутской области японские и китайские компании.
Западный кластер нефтяных компаний в Восточной Сибири представляют британская ВР, перехватившая у CNPC инициативу в переговорах о приобретении 20% ООО «Таас-Юрях Нефтедобыча» в Якутии и участвующая с долей 49% в СП с «Роснефтью» в Красноярском крае, а также австралийская Skyland, заключившая соглашение о покупке 100% акций Мирнинского участка недр у ЯТЭКа в Якутии.

2 августа президент США Дональд Трамп подписал закон о санкциях. Применительно к российской экономике закон расширяет перечень секторальных санкций.
Закон ограничивает длительность сделок с предоставлением финансирования российским энергетическим компаниям, уже находящимся под секторальными санкциями (в их числе «Роснефть», «Газпром нефть», НОВАТЭК, «Транснефть»), с 90 до 60 дней. Резидентам США запрещено предоставлять товары, услуги (кроме финансовых сервисов) и технологии для новых проектов по добыче нефти на шельфе Арктики и глубоководье, а также сланцевой нефти, в случае если российские компании под секторальными санкциями владеют в проекте 33% и более.

Процесс импортозамещения, развернувшийся в отечественном ТЭК в последние годы, нацелен не только и не столько на поиск аналогов зарубежных технологий и оборудования, сколько на создание собственных прорывных решений. А поскольку человечество стоит на пороге новой цифровой эры, особые надежды связываются с информационными технологиями. Именно они способны сформировать принципиально новый облик отрасли. Правда, пока наши успехи на ниве импортозамещения в области ПО и АСУ ТП очень скромны. На пути наших IT-компаний стоят как минимум три барьера.
Во-первых, средний менеджмент ВИНК де-факто саботирует импортозамещение, по тем или иным причинам отдавая предпочтение зарубежной продукции. Во-вторых, российские разработчики ПО не могут на равных конкурировать с международными гигантами в силу несопоставимых финансовых возможностей. В-третьих, государственная стратегия в данной сфере остается достаточно невнятной. Об этом рассказал в интервью «Нефтегазовой Вертикали» председатель Союза разработчиков программного обеспечения ТЭК Борис ХАРАС.

В июне «Транснефть» после реконструкции ввела в промышленную эксплуатацию перекачивающие станции «Ярославль», «Правдино», «Песь» и «Кириши», подключив их к магистральному продуктопроводу «Север». Это, на первый взгляд, сугубо локальное событие имеет немаловажное значение как для перспектив экспорта российских нефтегрузов, так и в свете развития отечественной переработки.
Один из приоритетов «Транснефти» — расширение пропускной способности «Севера» до 25 млн тонн в год. С этой целью компания частично перепрофилирует нефтепровод БТС под поставки низкосернистого дизтоплива. Данный проект тесно увязан со строительством второй очереди завода ТАНЕКО, которая позволит татарстанскому предприятию существенно увеличить выпуск светлых нефтепродуктов. «Северным» маршрутом может пойти и продукция группы башкирских НПЗ.
Еще одна цель «Транснефти» — уже к будущему году полностью отказаться от поставок дизеля через страны Балтии, перебросив их в российские морские порты. Но экономическая привлекательность такого решения для грузоотправителей до сих пор остается под вопросом.

Во времена, когда нефтяные цены распрощались с траекторией устойчивого роста, а спрос на энергоресурсы в европейских государствах стагнирует, «последней надеждой» глобального НГК остается Азия. Именно развивающиеся страны АТР в последние годы превратились в самый вожделенный рынок сбыта углеводородного сырья. И на него, толкаясь локтями, устремились ведущие поставщики нефти и газа.

Важнейшими целями энергетической политики Евросоюза являются обеспечение надежности поставок энергоресурсов, повышение энергоэффективности и снижение негативного воздействия на окружающую среду. Дополнительным стимулом для проведения данной стратегии стало присоединение ЕС к Парижскому соглашению по климату от 2015 года.
 Для достижения этих целей в последнее время в ЕС был принят целых ряд нормативных документов. Они призваны, в частности, создать дополнительные гарантии бесперебойных поставок газа на территорию стран-членов Евросоюза. Кроме того, большое внимание уделяется повышению энергоэффективности зданий, развитию электротранспорта и увеличению доли ВИЭ в энергобалансе.
Но эти благие намерения могут иметь и побочный эффект. В совокупности они способны создать ситуацию неопределенности на газовом рынке Европы и породить высокие риски для поставщиков данного энергоресурса. В результате может быть нарушен инвестиционный цикл развития газовой промышленности в глобальном масштабе. А это ни в коей мере не будет способствовать повышению энергобезопасности Европы.

В этом году «Роснефть» намерена начать промышленную эксплуатацию Юрубчено-Тохомского месторождения (ЮТМ) в Эвенкийском районе Красноярского края. Это второй по значимости проект нефтяной госкомпании в Восточной Сибири после Ванкора. Несмотря на давнюю историю и значительные запасы, начало промышленной разработки Юрубчена неоднократно откладывалось — из-за отсутствия транспортной инфраструктуры, сложной геологии, неопределенности с налоговыми льготами.
Схожая история сложилась с соседним месторождением, которое «Роснефть» осваивает совместно с «Газпром нефтью», — Куюмбинским. Его запуск ныне запланирован на 2018 год. Из-за переноса сроков ввода новых месторождений одно время была под вопросом и судьба нового магистрального нефтепровода Куюмба–Тайшет, призванного подключить крупнейшие промыслы региона к маршруту ВСТО. Сегодня трубопроводные поставки с Юрубчена и Куюмбы по временной схеме уже ведутся, однако их объемы далеки от заявленных ранее. В первые годы работы магистраль Куюмба–Тайшет не будет загружена даже наполовину...
Надежды как нефтяников, так и «Транснефти» связаны с доразведкой Юрубченского и других лицензионных участков юга Красноярского края. Их углеводородный потенциал в перспективе позволяет рассчитывать на рост добычи в регионе.

Wood Mackenzie ожидает, что в 2017 году принятие окончательных инвестиционных решений (FID) по запуску проектов увеличится вдвое, до 25 проектов по сравнению с 12 в 2016 году. В первом полугодии в мире было санкционировано 15 проектов. Проекты, в основном в поле brownfield, заложены на базе 8 млрд барр н.э. запасов нефти и газа, что примерно соответствует показателям за полный 2016 год, когда FID получили 12 проектов с запасами 8,8 млрд барр н.э. Во втором полугодии 2017 года в санкционированные проекты будет вовлечено 11 млрд барр н.э. запасов.

Комплексное развитие газовой отрасли Восточной Сибири и Дальнего Востока должно включать создание крупных территориально-производственных комплексов — от воспроизводства сырьевой базы и формирования центров добычи до строительства мощностей по переработке и транспорту углеводородов.
Газ восточных регионов России имеет поликомпонентную структуру с большим содержанием гомологов метана, а также гелия. В результате остро стоят вопросы комплексного освоения недр, полной утилизации попутных компонентов природного газа и их квалифицированного использования.
Расширение поставок природного газа на внутренний рынок и на экспорт требует строительства магистрального трубопровода «Сила Сибири». Реализация этого проекта также связана с рядом острых вопросов. В частности, ни в России, ни в мире пока не существует сверхдальних газопроводов, по которым бы транспортировался поликомпонентный газ.
Кроме того, в современной концепции освоения газового потенциала Восточной Сибири никак не задействован Иркутский перерабатывающий кластер. Между тем там уже создана значительная инфраструктура по переработке углеводородного сырья, имеются кадры и производственный задел, в отличие от проектируемого газоперерабатывающего завода в Амурской области.

Первый малотоннажный завод СПГ в Сибири, введенный в эксплуатацию в последних числах июня этого года, будет работать с метаном, получаемым из угольных пластов Кузбаса. Об этом сообщается в пресс-релизе Кемеровской области, где ООО «Газпром добыча Кузнецк» с 2009 года осуществляет единственный в России проект добычи метана из угольных пластов (СВМ). К 2016 году на Талдинском и Нарыкско- Осташкинском метаноугольных месторождениях поставлены на баланс 240 млрд м ³ запасов метана и извлечено 63,7 млн м ³ газа.
Не позднее 2022 года проект перейдет на стадию опытно- промышленной добычи, и с 2023-го начнется промышленный этап, с ожидаемой ежегодной добычей 1,67 млрд м ³ метана, который покроет часть газовых потребностей области. Речь идет не о шахтном извлечении метана в процессе добычи угля, т.е. дегазации, а о скважинной добыче газа из нетронутых угольных пластов за пределами шахтных полей, который рассматривается как самостоятельный ресурс. Прогнозные ресурсы метана в угольных бассейнах России оцениваются в 84 млрд м ³ .
Мировое промышленное производство СВМ составляет порядка 70–75 млрд м ³ в год, более 80% которых добывается в Северной Америке и Австралии.

Потребление природного газа в качестве моторного топлива в России демонстрирует стабильную динамику роста: за последние три года этот показатель по Группе «Газпром» составил 8–11% в год. Сегодня компании принадлежит самая большая газозаправочная сеть в стране — 255 автомобильных газонаполнительных компрессорных станций (АГНКС), суммарная проектная производи- тельность сети превышает 2 млрд м ³ природного газа в год.

Замедление глобальной динамики роста потребления нефти стало одной из главных причин обвала цен на этот энергоноситель. Но, невзирая на сокращение темпов развития экономики и повышение ее энергоэффективности, Азиатско- Тихоокеанский регион остается драйвером спроса на внешние поставки углеводородного сырья в мире. В этих условиях задачей отечественной нефтяной отрасли является укрепление своих позиций в тихоокеанском регионе.
В качестве основной сырьевой базы для поставок нефти в страны АТР выступают Восточная Сибирь и Дальний Восток. Там уже открыты крупные запасы углеводородов, позволяющие значительно нарастить экспорт в восточном направлении. Однако для полной загрузки трубопровода ВСТО необходимо активизировать геологоразведочные работы и осуществлять ввод в разработку трудноизвлекаемых запасов.
Дальнейшее расширение системы ВСТО и использование мощностей специального нефтяного порта Козьмино даст возможность к 2020 году довести экспорт нефти в страны АТР до 80 млн тонн в год. Но важной задачей государства является и поддержание комплексного освоения недр за счет формирования перерабатывающих мощностей на Востоке России.

По частоте упоминания в отраслевых СМИ и аналитике, как и по слабой степени изученности углеводородного потенциала, Новую Зеландию вполне можно назвать нефтегазовой Терра Инкогнита. Между тем энергетический комплекс островного государства в регионе Океании весьма уникален. Почти по всем энергоносителям, за исключением нефти, он замкнут сам на себя. Удаленность от мировых рынков, необходимость функционирования практически без внешних поставок в изолированной среде требуют высокого уровня энергобезопасности и эффективности энергопотребления.
Это достигается за счет энергетической структуры, основанной преимущественно на собственном сырье, с упором на возобновляемые виды топлива, доля которых в общих поставках первичных энергоносителей занимает 40%, а в генерации электроэнергии стремится к 90%. Уникальность Новой Зеландии еще и в том, что задача увеличения электроэнергии на возобновляемом топливе с 80% в 2015 году до 90% к 2025 году решается без вмешательства и финансовой поддержки правительства в виде субсидий, исключительно за счет рыночных механизмов и конкурентных преимуществ чистой энергетики.

Этой весной в Париже прошло заседание руководящего комитета Глобального партнерства по сокращению объемов сжигания ПНГ (GGFR). Его участники обсуждали практические шаги в поддержку инициативы «Полное прекращение регулярного факельного сжигания ПНГ к 2030 году», о которой в 2015 году объявили Генеральный секретарь ООН Пан Ги Мун и Президент Всемирного банка Джим Ён Ким.
В ходе заседания, активными участниками которого были и представители России, обсуждался широкий спектр вопросов, в том числе была подтверждена актуальность использования мини-технологий переработки ПНГ. Обсуждались варианты внешнего финансирования российских проектов по утилизации ПНГ в условиях действия санкций. Оказалось, что привлечение «дешевых» ресурсов со стороны финансовых институтов вполне возможно для российских компаний.
Конечно, прекращение факельного сжигания ПНГ к 2030 году — весьма непростая задача для России. Но практика последних лет показывает, что к решению данной проблемы в нашей стране относятся очень серьезно.

В Евросоюзе продолжается реализация положений Третьего энергетического пакета, принятого в 2009 году. Вслед за завершением подготовки к нему подзаконных актов — Сетевых кодексов (2010–2016 годы) — пришла пора оценить эффективность функционирования выстроенной на его основе системы регулирования рынка газа ЕС. Именно такая задача ставилась Еврокомиссией при организации в 2017 году аналитического проекта Quo Vadis.
Однако, не дожидаясь окончания этого процесса и подведения его итогов, Еврокомиссия и ее консультанты, похоже, намерены предложить ряд новых регуляторных изменений на газовом рынке, которые благополучно вписываются в свежие санкционные пакеты Сената и Конгресса США. Именно на это направлен проект Quo Vadis, если анализировать не его заявленные цели, а его текущее содержание.
Таким образом, за благими экономико-правовыми целями проекта Quo Vadis просматриваются также и явно политические задачи. Формирование программы действий для следующей Еврокомиссии? Заявка на Четвертый энергетический пакет ЕС с очевидным антироссийским уклоном?

Вокруг Карачаганакского проекта, второго по объему добычи углеводородов в Казахстане, сплелся целый узел проблем. Инвесторы и правительство уже много лет не могут согласовать проект расширения разработки Карачаганакского месторождения. С прошлого года к традиционным разногласиям добавились требования официальной Астаны увеличить ее долю в разделе продукции по Карачаганаку.
Эти проблемы отражают главную тенденцию, которая заключается в сильном сокращении рентабельности проекта и, как следствие, падении доходов РК. Причина не только в глобальном снижении цен на углеводороды, но и в увеличении капитальных вложений в эксплуатацию Карачаганака.
А главное — в не устраивающем Казахстан размере коэффициента, который определяет долю государства в разделе продукции в зависимости от общей суммы доходов проекта. Поэтому РК пытается изменить схему раздела прибыли применительно к наступившему периоду низких цен и снижению продуктивности Карачаганака. В случае успеха казахстанское правительство, скорее всего, сделает Карачаганак прецедентом для пересмотра аналогичных контрактов с другими недропользователями.

Несмотря на существенный ресурсный потенциал традиционных нефтедобывающих провинций России, для сохранения ведущих позиций на мировом рынке нашей стране необходимо развивать новые регионы. Такими точками роста стали Север ЯНАО и НАО, а также Восточная Сибирь.
Ввод в разработку запасов Восточной Сибири позволил не только увеличить добычу, но и диверсифицировать рынки сбыта отечественной нефти (после запуска в 2008 году нефтепровода ВСТО).
Однако для того чтобы занять свою постоянную нишу на нефтяных рынках АТР, России необходимо иметь надежную сырьевую базу в восточных регионах. В связи с этим надлежит наращивать здесь объем геологоразведочных работ. Но крупнейшие недропользователи не имеют для этого достаточных стимулов. Поэтому требуется разработать систему преференций, которая бы повысила заинтересованность компаний в поиске и разведке новых запасов и их скорейшем вводе в эксплуатацию.

В августе исполняется 50 лет «Удмуртнефти», ныне совместному предприятию «Роснефти» и китайской Sinopec. «Удмуртнефть» — первенец и флагман удмуртской нефтянки, обеспечивающий около 60% добычи региона. И одновременно — пример того, как компании, чьи основные месторождения находятся на последней стадии разработки, а почти половина запасов трудноизвлекаемые, из года в год удается поддерживать добычу на стабильном уровне.
Рецепты в общем-то известные: рост бурения, в том числе технологичного, умело подобранные ГТМ, передовые технологии повышения нефтеотдачи. «Удмуртнефть» считается одним из отраслевых полигонов по испытанию и внедрению высокоэффективных методов добычи нефти с высокой и повышенной вязкостью.
Продолжающееся истощение действующих промыслов вынуждает акционеров направлять все больше средств на восполнение запасов и наращивание сырьевой базы. В прошлом году «Удмуртнефть» более чем в 10 раз увеличила прирост запасов по сравнению с показателем 2015 года. Кроме того, за несколько последних лет было приобретено семь новых лицензионных участков. Ввод в эксплуатацию новых месторождений существенно облегчается наличием у предприятия налаженной добычной и транспортной инфраструктуры.
В этом году инвестпрограмму «Удмуртнефти» планируется увеличить более чем на 10%. Можно предположить, что в будущем работа СП еще в большей степени будет опираться на китайские нефтесервисные технологии и оборудование.

После продолжительного периода финансового позитива операторам сланцевых проектов в Северной Америке пришлось войти в режим серьезной экономии. К этому их вынуждают существенное снижение цен на нефть и отсутствие на сегодняшний день значимых и устойчивых объемов добычи. Операторам сланцевых проектов необходимо добиться непростого равновесия. С одной стороны, они должны обеспечить возможность маневра в сегодняшней крайне сложной обстановке. С другой — сохранить достигнутую производственную эффективность и подготовиться к завтрашней ситуации, которая представляется чрезвычайно волатильной. В ответ на текущие вызовы операторы предприняли ряд оборонительных мер, включая сокращение штатов и капитальных затрат. Риск состоит в том, что в результате эти компании ослабят свои позиции в будущей конкурентной борьбе.
Чтобы преуспеть на рынке завтрашнего дня, операторы должны научиться корректировать добычу не только быстро, но и эффективно. Для этого им потребуется выполнить четыре явно выраженных условия. Во-первых, выработать правила работы, которые позволят обеспечить гибкость операций и организационной структуры. Во-вторых, создать гибкую систему снабжения, способную адаптироваться к изменяющимся условиям рынка. В-третьих, закрепить институционный характер приобретаемых знаний. В-четвертых, разработать динамичную систему подбора кадров, подкрепленную цифровыми технологиями и способную обеспечить гибкость трудовых ресурсов.

В последние годы огромную актуальность приобрели вопросы обеспечения безопасности на объектах энергетического комплекса. Понятно, что террористический акт на АЭС, гидроэлектростанции, нефтеперерабатывающем заводе, танкере или добычной платформе может привести к непоправимым последствиям с многочисленными жертвами, колоссальным экологическим и экономическим ущербом. Особенно уязвимы для террористических атак крупные центры перевалки углеводородного сырья, такие как Мурманская область. Кстати, здесь уже была предотвращена попытка взрыва нефтяного танкера в Кольском заливе.
Террористы способны как к открытым пиратским захватам нефтяных танкеров и буровых, так и к атакам на морские объекты под личиной мирных экологов. Поэтому надо крайне жестко реагировать на любые попытки несанкционированного доступа к таким сооружениям.
С целью обеспечения антитеррористической безопасности в последние годы был проведен целый ряд масштабных учений — как в акватории Кольского залива, так и в Крыму.