BalkanForum - das Forum für alle Balkanesen
Erweiterte Suche
Kontakt
BalkanForum - das Forum für alle Balkanesen
Benutzerliste

Willkommen bei BalkanForum - das Forum für alle Balkanesen.
Seite 2 von 11 ErsteErste 123456 ... LetzteLetzte
Ergebnis 11 bis 20 von 103

Rohstoffe in Griechenland und Zypern

Erstellt von evropi, 08.03.2012, 20:53 Uhr · 102 Antworten · 9.823 Aufrufe

  1. #11
    evropi
    Es handelt sich nicht um Erdöl sondern um Erdgas. Momentan versuchen sich internationale Firmenkolosse in Angeboten zu überbieten ( Bsp. CNOOC (China National Offshore Oil Corporation). Es ist also nicht einmal eine endgültige Firma benannt worden. Desweiteren muss auf Zypern eine Art Speicherplatz für das Erdgas gebaut werden und auch eine Anlage die das Erdgas in Flüssigerdgas (Abkürzung LNG für engl. liquefied natural gas oder GNL für franz. gaz naturel liquéfié) umwandelt. Dies ist nötig, damit das Erdgas per Pipeline oder auch per Schiff transportiert werden kann. Es muss also ertmal ein großer industrieller Komplex gebaut werden. Die ersten Schätzungen gehen von 7- 8 Jahren bis zur Fertigstellung solcher Anlagen aus. Es ist also noch lange hin.
    Hier noch ein wikipedia- Artikel über die Umwandlung ich bin kein Experte auf diesem Gebiet.
    Flüssigerdgas

  2. #12
    evropi
    Das erste Bild zeigt die türkische Version der WirtschaftszonenHier Landkarten über die Wirtschaftszonen....man erkennt das Problem die kleine rotmarkierte Insel ist Kastelorizo

  3. #13
    evropi
    Περιοχή ΑΟΖ - Αποκλειστικής Οικονομικής Ζώνης

    Οταν ο Κωνσταντίνος Καραμανλής και ο Ανδρέας Παπανδρέου μιλούσαν για την ελληνοτουρκική διένεξη στο Αιγαίο Πέλαγος, ορθώς υποστήριζαν ότι η διαφορά μας με τους Τούρκους είναι νομικής φύσης και αφορά μόνο την οριοθέτηση της υφαλοκρηπίδας. Όπως με την ψήφιση της νέας Σύμβασης για το Δίκαιο της Θάλασσας από τα Ηνωμένα Εθνη το 1982, η έννοια της υφαλοκρηπίδας έχει υπερκεραστεί από την ΑΟΖ εδώ και δεκαετίες!
    Με βάση τα άρθρα 55-57 της νέας Σύμβασης, ως ΑΟΖ ορίζεται η πέραν και παρακείμενη της αιγιαλίτιδας ζώνης περιοχή σε πλάτος μεχρι 200 ναυτικών μιλίων από τις γραμμές βάσης από τις οποίες μετράται το πλάτος της αιγιαλίτιδας ζώνης και εντός της οποίας το παράκτιο κράτος ασκεί κυριαρχικά δικαιώματα σε θέματα που έχουν σχέση με την εξερεύνηση, εκμετάλλευση, διατήρηση και διαχείριση των φυσικών πηγών ζώντων ή μη των υδάτων, του βυθού και του υπεδάφους της θάλασσας. Παράλληλα, η Σύμβαση για το Δίκαιο της Θάλασσας αναφέρει ρητά (Αρθρο 121, παράγραφο 2) ότι όλα τα νησιά διαθέτουν ΑΟΖ και ότι η ΑΟΖ και η υφαλοκρηπίδα ενός νησιού καθορίζονται με τον ίδιο ακριβώς τρόπο που καθορίζονται και για τις ηπειρωτικές περιοχές.
    Ο παρακάτω χάρτης δείχνει ξεκάθαρα την οριοθέτηση της ΑΟΖ της Ελλάδας με βάση το Δίκαιο της Θάλασσας. Η πρόβλεψη της Αποκλειστικής Οικονομικής Ζώνης απαγορεύει στην Τουρκία να χρησιμοποιήσει τα ίδια επιχειρήματα που προβάλλει για την υφαλοκρηπίδα των νησιών του Αιγαίου, ότι δηλαδή τα νησιά μας δεν διαθέτουν υφαλοκρηπίδα ή ότι "κάθονται" πάνω στην υφαλοκρηπίδα της Ανατολίας. Επιπλέον, η νέα Σύμβαση έχει καταργήσει τη γεωλογική έννοια της υφαλοκρηπίδας.

    Στη σχετική ψηφοφορία που έγινε στις 30 Απριλίου 1982 στη Νέα Υόρκη για τη νέα Σύμβαση, 130 κράτη ψήφισαν υπέρ, τέσσερα κατά και 17 τήρησαν αποχή. Μέχρι το τέλος του 2008 επικύρωσαν τη Σύμβαση 157 χώρες, μεταξύ των οποίων η Κύπρος (12 Δεκεμβρίου 1988) και η Ελλάδα (21 Ιουλίου 1995). Αξίζει να σημειωθεί ότι η Τουρκία και η Βενεζουέλα αρνήθηκαν να υπογράψουν τη Σύμβαση λόγω της ΑΟΖ, επειδή και τα δύο αυτά κράτη έχουν μπροστά τους νησιά που δεν τους ανήκουν και έτσι εκ των πραγμάτων έχουν περιορισμένη ΑΟΖ.
    Η ΑΟΖ στο Αιγαίο

    Στις 12 Δεκεμβρίου 1988, η Κύπρος προχώρησε στην επικύρωση της Σύμβασης του ΟΗΕ για το Δίκαιο της Θάλασσας. Το Φεβρουάριο του 2003 και τον Ιανουάριο του 2007, η Κύπρος υπέγραψε συμφωνία για την οριοθέτηση της ΑΟΖ με την Αίγυπτο και το Λίβανο, αντίστοιχα. Η συμφωνία βασίζεται στη διεθνώς αποδεκτή αρχή της μέσης γραμμής και τους όρους της Σύμβασης του ΟΗΕ για το Δίκαιο της Θάλασσας. Τον Δεκέμβριο του 2010 ακολούθησε η υπογραφή συμφωνίας μεταξύ Κύπρου και Ισραήλ για την οριοθέτηση της ΑΟΖ μεταξύ των δύο χωρών. Παράλληλα, η Κύπρος εγκαινίασε στις 16 Φεβρουαρίου 2007 τον πρώτο γύρο υποβολής αιτήσεων αδειών έρευνας και αδειών εκμετάλλευσης υδρογονανθράκων, ο οποίος έληξε στις 16 Ιουλίου 2007. Αριθμός εταιρειών επέδειξε ενδιαφέρον και δόθηκαν σε αυτές σχετικές πληροφορίες.
    Η Τουρκία, αν και δεν υπέγραψε αλλά και ούτε επικύρωσε τη Σύμβαση του ΟΗΕ για το Δίκαιο της Θάλασσας, υιοθέτησε περί το τέλος του 1986 ΑΟΖ στη Μαύρη Θάλασσα και ήρθε σε συμφωνία με την τότε Σοβιετική Ένωση για τις επικαλυπτόμενες περιοχές, χρησιμοποιώντας τη μέθοδο της μέσης γραμμής. Αργότερα άρχισε συνομιλίες με την Βουλγαρία και την Ρουμανία για το ίδιο θέμα και ήρθε σε παρόμοια συμφωνία που είχε συνάψει με τους Σοβιετικούς. Έτσι, ενώ η Τουρκία έχει προχωρήσει σε συνεργασία με παρευξείνια κράτη στην οριοθέτηση της ΑΟΖ στη Μαύρη Θάλασσα – μιας "κλειστής ή ημίκλειστης θάλασσας", όπως και η Μεσόγειος – αρνείται να πράξει το ίδιο και στη Μεσόγειο, τη στιγμή που η ίδια δημιούργησε προηγούμενο στη Μαύρη Θάλασσα.
    Παράλληλα, η Τουρκία είναι έτοιμη να δημιουργήσει μια Αποκλειστική Οικονομική Ζώνη (ΑΟΖ) στην Μεσόγειο αγνοώντας τις διατάξεις της Διεθνούς Συνθήκης για το Δίκαιο της Θάλασσας. Τα τελευταία χρόνια προσπαθεί να δημοσιεύσει έναν εντελώς απαράδεκτο χάρτ, που δείχνει ότι η Κύπρος αποτελείται από δύο κράτη και η αποκαλούμενη "νότιος" Κύπρος έχει μια περιορισμένη ΑΟΖ. Επιπλέον αρνούνται να δώσουν δικαιώματα ΑΟΖ στην Κρήτη και στα Δωδεκάνησα και με αυτή την οριοθέτηση παριστάνουν ότι έχουν θαλάσσια σύνορα με την Αίγυπτο! Ακόμη χειρότερα, η Τουρκία φαίνεται να έχει πλησιάσει τους Αιγυπτίους που μπορεί να αποδεχθούν μια τέτοια οριοθέτηση, η οποία δεν δίνει δικαιώματα ΑΟΖ στα ελληνικά νησιά Καστελόριζο και Στρογγύλη.
    Οι κινήσεις της Ελλάδας

    Κλειδί στην οριοθέτηση της ελληνικής ΑΟΖ είναι το Καστελόριζο, νησί το οποίο κατοικείται και, κατά συνέπεια, κανείς δεν μπορεί να αμφισβητήσει ότι διαθέτει Αποκλειστικής Οικονομική Ζώνη. Με βάση την αρχή της μέσης γραμμής, το σύμπλεγμα του Καστελλόριζου εξασφαλίζει την επαφή της ελληνικής με την κυπριακή ΑΟΖ. Οι δύο αυτές παρεμβάλλονται μεταξύ τουρκικής και αιγυπτιακής, γεγονός που περιορίζει σημαντικά την τουρκική ΑΟΖ στην Ανατολική Μεσόγειο. Προς το παρόν, όμως, ελληνική ΑΟΖ δεν υπάρχει, επειδή η Αθήνα δεν την έχει ανακηρύξει. Σύμφωνα με το διεθνές δίκαιο, ένα παράκτιο κράτος αποκτάει ΑΟΖ με μονομερή δήλωση ανακήρυξης. Στη συνέχεια, συνάπτει συμφωνίες οριοθέτησης με τα γειτονικά κράτη. Εάν δεν καταστεί δυνατή η συμφωνία οριοθέτησης, ο τρόπος με τον οποίο οι γειτονικές χώρες λύνουν τη διαφορά τους είναι με παραπομπή στο Διεθνές Δικαστήριο.

    Δυστυχώς, ενώ η ελληνική κυβέρνηση έχει ξεκινήσει επαφές με την Λιβύη και την Αίγυπτο, παράβλεψε να ζητήσει διαβεβαίωσεις από την τελευταία ότι η οριοθέτηση θα γίνει βάσει των όρων της Συνηθήκης που προβλέπουν ότι τα νησιά διαθέτουν την δική τους ΑΟΖ. Η κατάσταση περιπλέχτηκε ακόμη περισσότερο, όταν οι Αιγύπτιοι ενημέρωσαν την ελληνική πλευρά πως θα αρχίσουν συνομιλίες για οριοθέτηση θαλάσσιων ζωνών με τη Τουρκία, τη στιγμή που οι δύο χώρες δεν διαθέτουν κοινά θαλάσσια σύνορα! Η Αίγυπτος θα μπορούσε να διαθέτει θαλάσσια σύνορα με τη Τουρκία μόνο αν δεν αναγνωρισθούν τα δικαιώματα του Καστελόριζου.
    Εάν η Ελλάδα δεχτεί να προχωρήσει σε οριοθέτηση ΑΟΖ με την Αίγυπτο χωρίς τον υπολογισμό του Καστελόριζου, η εμφανής συνέπεια θα είναι η Ελλάδα να μην έχει θαλάσσια σύνορα με την Κύπρο!. Πριν μερικά χρόνια η κυπριακή πλευρά προσέγγισε την ελληνική κυβέρνηση και της ζήτησε να προχωρήσουν στην οριοθέτηση της ΑΟΖ των δυο κρατών, αλλά δυστυχώς η Ελλάδα δεν άδραξε μια τόσο μεγάλη ευκαιρία που θα δημιουργούσε και ένα προηγούμενο όχι μόνο για το Καστελόριζο αλλά και θα δημιουργούσε μόνιμα θαλάσσια σύνορα με την Κύπρο!
    Σε συζητήσεις βρίσκεται επίσης η Ελλάδα με την Λιβύη, με την τελευταία να μην φαίνεται ότι θα προβάλλει ιδιαίτερες αντιρρήσεις. Μοναδικό αγκάθι είναι ένας μεγάλος κόλπος στη Λιβύη, τον οποίο η κυβέρνηση της χώρας θέλει να τον κλείσει και ν' αρχίσει να μετράει την οριοθέτηση έξω από αυτόν τον κόλπο. Σε κάθε περίπτωση η Ελλάδα μπορεί να συμφωνήσει σε αυτό, λαμβάνοντας ελάχιστα μικρότερη ΑΟΖ από ότι με βάση την αρχή της μέσης γραμμής.
    Ως προς την ΑΟΖ με την Ιταλία, υπάρχει ήδη οριοθέτηση της υφαλοκρηπίδας ανάμεσα στις δύο χώρες και θα είναι πολύ εύκολο να υπάρξει και οριοθέτηση της ΑΟΖ μεταξύ τους.
    Στις 20 Μαρτίου 2009, μονογραφήθηκε στα Τίρανα η οριοθέτηση της υφαλοκρηπίδας και των θαλασσίων ζωνών μεταξύ Ελλάδας και Αλβανίας. Προηγήθηκε ένας χρόνος διαπραγματεύσεων (από τον Απρίλιο του 2008), που πραγματοποιήθηκαν σε τέσσερις γύρους από εκπροσώπους του ΥΠΕΞ με επικεφαλής τον πρέσβη Γιώργο Σαββαΐδη. Βάση της συμφωνίας είναι η "αναγνώριση πλήρων δικαιωμάτων στο συνολικό έδαφος των δύο χωρών, δηλαδή σε όλα τα χερσαία και νησιωτικά εδάφη, σε νήσους, νησίδες, βράχους και υφάλους, σύμφωνα με τις διατάξεις του άρθρου 6 της Σύμβασης για το Δίκαιο της Θάλασσας". Με άλλα λόγια, η οριοθέτηση με την Αλβανία έγινε "με βάση την αρχή της μέσης γραμμής", δηλαδή της ίσης απόστασης ανάμεσα στις δύο χώρες.
    Δυστυχώς, στις 27 Ιανουαρίου 2010 το Συνταγματικό Δικαστήριο της Αλβανίας αποφάσισε να ακυρώσει τη συμφωνία. Σύμφωνα με τα αλβανικά ΜΜΕ, η συμφωνία ακυρώθηκε ομόφωνα από το 9μελές Συνταγματικό Δικαστήριο της Αλβανίας, με το επιχείρημα ότι η κατάρτισή της έγινε βάσει λανθασμένων διαδικασιών, για αυτό και προτείνεται η επαναδιαπραγμάτευσή της.
    Yφαλοκρηπίδα και ΑΟΖ στη Χάγη;

    Από την ύπαρξη της νέας Σύμβασης του Διεθνούς Δίκαιου της Θάλασσας το 1982, κανένα κράτος στον κόσμο δεν έχει ζητήσει μόνο την οριοθέτηση της υφαλοκρηπίδας από το Διεθνές Δικαστήριο της Χάγης, αλλά πάντα ζητά και την ταυτόχρονη οριοθέτηση της Αποκλειστικής Οικονομικής Ζώνης. Πράγματι, όλες οι αποφάσεις του Δικαστηρίου μέχρι σήμερα λαμβάνουν υπόψη την οριοθέτηση και των δύο ζωνών που πάντα συμπίπτουν. Δυστυχώς, όλες οι ελληνικές κυβερνήσεις συνεχίζουν, από το 1982, το τροπάριο της υφαλοκρηπίδας αγνοώντας ή αποφεύγοντας συστηματικά για ανεξήγητους λόγους να φέρουν το θέμα στις συνομιλίες τους με τους Τούρκους. Θα ήταν μεγάλο λάθος η προσφυγή στη Χάγη με τουρκικούς όρους και ακόμα χειρότερο χωρίς το θέμα της ΑΟΖ.
    Στις 3 Φεβρουαρίου 2009, το Διεθνές Δικαστήριο της Χάγης εξέδωσε μια καθοριστική απόφαση για την ταυτόχρονη οριοθέτηση της υφαλοκρηπίδας και της Αποκλειστικής Οικονομικής Ζώνης (ΑΟΖ) ανάμεσα στην Ουκρανία και τη Ρουμανία, σε μία διαμάχη που αφορά άμεσα στην Ελλάδα. Το μήλο της Εριδος μεταξύ των δύο χωρών ήταν ένα νησί της Ουκρανίας, το νησί Serpent ("Φίδι") στη Μαύρη Θάλασσα. Είναι αρκετά μικρό νησί το οποίο δεν είχε κατοικηθεί, παρά μόνο τα τελευταία πέντε χρόνια, χωρίς βέβαια να θεωρείται βραχονησίδα.
    Η Ρουμανία είχε αντίθετη γνώμη και επέμενε ότι το συγκεκριμένο νησί δεν δικαιούται ούτε υφαλοκρηπίδα, ούτε και ΑΟΖ. Ετσι, οι δύο χώρες υπέγραψαν ένα συνυποσχετικό και ζήτησαν από το Διεθνές Δικαστήριο να οριοθετήσει εκείνο τις δύο θαλάσσιες ζώνες με την ταυτόχρονη δέσμευση ότι η απόφαση θα γινόταν σεβαστή και από τις δύο χώρες. Η απόφαση της 3ης Φεβρουαρίου παρουσιάζει συμαντικό ενδιαφέρον για την Ελλάδα, καθώς η θέση της Ουκρανίας προσομοιάζει με τη στάση και τα συμφέροντα της Αθήνας στο Αιγαίο, ενώ τα επιχειρήματα της Ρουμανίας θα μπορούσαν να αντιστοιχούν σε αυτά της Αγκυρας. Η απόφαση του Δικαστηρίου ήταν, μέχρι ενός ορίου, υπέρ της Ρουμανίας και έτσι αξίζει να μελετηθεί ιδιαιτέρως, καθώς φαίνεται να αποτελεί προηγούμενο το οποίο θα μπορούσε να δυσχεραίνει κάπως τη θέση της Ελλάδας στη διαφορά της με την Τουρκία στο δρόμο προς τη Χάγη.

    Ο χάρτης της απόφασης δείχνει ότι το Δικαστήριο οριοθέτησε τα θαλάσσια σύνορα των δύο χωρών, κυρίως, με τη μέθοδο της μέσης γραμμής, κάτι που υποστηρίζει και η Ελλάδα στην περίπτωση του Αιγαίου. Δυστυχώς, όμως, δεν έδωσε στο νησί της Ουκρανίας δικαιώματα υφαλοκρηπίδας ή Οικονομικής Ζώνης. Ταυτόχρονα, ωστόσο, το δικαστήριο δεν πήρε θέση αν το συγκεκριμένο νησί αποτελεί βραχονησίδα ή όχι. Δικαιολόγησε, μάλιστα, αυτή την απόφαση με το σκεπτικό ότι το νησί ήδη είχε αιγιαλίτιδα ζώνη 12 μιλίων, την οποία πάντως δεν αμφισβητούσε η Ρουμανία. Ετσι, από τον χάρτη φαίνεται ότι η Ρουμανία κέρδισε το 79,3% της θαλάσσιας ζώνης που διεκδικούσε.
    Δυστυχώς, η απόφαση του Δικαστηρίου αγνοεί εντελώς τα δικαιώματα του νησιού, που ως κατοικήσιμο δικαιούται να έχει και υφαλοκρηπίδα και ΑΟΖ, πέρα βεβαίως από τα κυριαρχικά δικαιώματα που πηγάζουν από την (αδιαμφισβήτητα) αιγιαλίτιδα ζώνη του. Αξίζει να σημειωθεί ότι το Serpernt απέχει 35 χιλιόμετρα από το Δέλτα του Δούναβη ποταμού και το μέγεθός του είναι 0,17 τετραγωνικά χιλιόμετρα, με μήκος 662 μέτρα και πλάτος 440 μέτρα. Διαθέτει περίπου 100 κατοίκους, ταχυδρομείο, τράπεζα, ηλεκτρικό σταθμό και τηλεπικοινωνίες.
    Πρέπει, από την άλλη, να τονίσουμε ότι το Δικαστήριο δεν έλαβε υπόψη καθόλου ότι η Μαύρη Θάλασσα είναι μια κλειστή ή ημίκλειστη θάλασσα. Αυτό συμφέρει την Ελλάδα, καθώς είναι γνωστή η θέση της Τουρκίας που επιμένει ότι το Αιγαίο Πέλαγος αποτελεί κλειστή ή ημίκλειστη θάλασσα. Αν το Δικαστήριο δεν θεωρεί τη Μαύρη Θάλασσα ως κλειστή, σίγουρα δεν θα μπορούσε ποτέ να θεωρήσει ούτε το Αιγαίο ως κλειστή θάλασσα. Επιπλέον, στη συγκεκριμένη περίπτωση το Δικαστήριο ασχολήθηκε με ένα και μόνο μικρό νησί στη Μαύρη Θάλασσα. Είναι προφανώς διαφορετικό να ασχοληθεί με εκατοντάδες νησιά διάσπαρτα στο Αιγαίο τα περισσότερα εκ των οποίων είναι μεγάλα και κατοικημένα.

  4. #14
    evropi
    Das sind die Größen der Wirtschaftszonen einzelner Länder in Quadratkilometern:
    Greece 505,572
    Turkey 261,654
    Italy 541,915
    United States 11,351,000
    France 11,035,000
    Australia 8,505,348

    Cyprus 98,707
    Germany 57,485 !!!!
    Israel 26,352

  5. #15
    evropi
    Hier ein weiterer interessanter Artikel. Zugegeben er ist nicht objektiv und sachlich, allerdings steckt in Jedem Bericht ein bisschen Wahrheit.
    Ist die Griechenlandkriese nur ein Vorwand um billig an Rohstoffe zu kommen, in Verbindung mit den anderen Umstürzen in der Region kann man sich da einiges zusammenreimen.

    Griechenland besitzt Unmengen an Erdgas und Erdöl, darf es aber nicht fördern

    Rating: +8 (from 12 votes)


    Bitte bewerte den Artikel. 14. Juni 2011
    Finanzen, Manipulation, Politik, Print-News, Wirtschaftsbetrug


    Ist die griechische Pleite ein gewollter Akt der internationalen Bankenmafia, oder warum darf Griechenland seine Erdgasvorkommen nicht ausschöpfen? Zumal es mit Sicherheit die davon erzielten Einnahmen mehr als gebrauchen könnte!
    Die wirtschaftspolitische Handelsorganisation Scandic Org bestehend aus sieben nordeuropäischen Staaten (Schweden, Norwegen, Dänemark, Island, Estland, Lettland und Litauen) bot Griechenland einen Kredit mit einer Laufzeit von fünf Jahren von über 250 Milliarden an. Das geschah zu beginn der Wirtschaftskrise in Griechenland, bevor also die Troika (EU, IWF und EZB) mit der entgültigen Zerstörung der griechischen Wirtschaft begonnen hat. Als Gegenleistung forderte Scandic Org für fünf Jahre Exklusivrechte für das Gas- und Ölvorkommen auf griechischem Boden.
    Der Deal sah vor, das der Gewinn 80 zu 20 (für GR) geteilt würde. Außerdem würden 90% der Arbeiter auf diesen Bohrtümen Griechen sein, desweiteren würden ausschließlich griechische Schiffe zum Einsatz kommen.
    Das Anegbot dieser Organisation hat die GR Regierung nie beantwortet bzw. die Regierung Karamanlis verwieß auf die anstehenden Wahlen und das eine Unterzeichnung zu diesem Zeitpunkt nicht möglich sei. Scandic Org versuchte es einige Monate später beim amtierenden Ministerpräsident Papandreu der -wie gesagt – bis vor einer Woche jegliches Gerücht im Keim erstickte. Stattdessen kam einige Zeit später eine Antwort aus der USA und Israel, das man sich dem Thema schon angenommen hätte und jeder weiterer Versuch griechisches Gas zu bekommen nutzlos sei.
    Im Juni 2010 hat ein französiches Geophysik Institut in Zusammenarbeit mit der Universität Kreta damit begonnen Griechenland und das Meer drumherum nach Gasvorkommen zu untersuchen. Ergebnis dieser Untersuchung: 99% haltiges bzw. sauberes Gas welches direkt verarbeit werden kann. Und es gäbe Stellen im Mittelmeer aus denen das Gas ohne Bohrungen schon seit millionen Jahren ausströmt und somit verloren geht, wärend GR aus wirtschaftlichen Gründen am Rande eines Bürgerkriegs steht.

    Ministerpräsident Papandreu erlaubte daraufhin keine weitere Forschungen und behauptete bis vor kurzem, dass es seinem Wissen nach kein Gas in GR gäbe bzw. nur in geringen Mengen.
    Wie kann es sein, dass ein paar km entfernt von Kreta, Libyen Gas in großen Mengen fördert, wärend es in GR keins gibt? Wie kann es sein das Montenegro, Albanien, Bulgarien, Türkei, Ägypten und Libyen ihr Öl/ Gas abpumpen und Griechenland genau im Epizentrum dieser hier aufgezählten Länder nichts hat?
    Ganz einfach weil GR von Verräter regiert wird bzw. regiert worden ist!
    Es reicht nur ein Blick auf sein (Papandreu) Gesicht zu werfen, und man merkt sofort dass dieser Mann lügt! Anscheinend überschlagen sich in dieser Woche die Ereignisse zu diesem Thema und: Es soll noch in den nächsten Tagen das Gesetz im Parlament verabschiedet werden welches die Ausschreibung der Bohrlizensen regeln soll. Wie auch immer, was griechische Forscher schon seit Jahrzehnten behaupten und von jeder der Nachkriegsregierungen verneint wurde, hat sich nun bewahrheitet.
    Es gab in der Vergangenheit viele Dokumentationen, Interviews und Talkrunden auf griechischen Fernsehsendern in denen griechische Wissenschaftler von den Bodenschätzen in GR redeten. Viele wurden als Verschwörungstheoretiker denunziert, einigen wurde sogar gedroht. Diese Wissenschaftler bezeichnen schon seit 1996 (Imia- Krise: auf die Gründe wieso die Türken und Griechen sich fast in ein Krieg verzettelt hätten kommen allmählich zum Vorschein und zu denen ich mich demnächst äußern werde) die jeweiligen Premierminister als hochgradige Verräter und Lügner!
    Das norwegische Unternehmen TGF- Nor behauptet und bezieht sich dabei auf Satelitenaufnahmen – jetzt kommt es ganz dick – dass es allein in der Nähe Kretas 6 Milliarden Barrels Gasvorkommen vorhanden ist. Mit anderen Worten drei mal mehr als in ganz Alaska und ungefähr die Hälfte von dem was in Sibirien ist.
    Weitere große Vorkommen soll es im ionischen Meer und in der Ägais geben, laut dem selben Unternehmen. Es gibt auch Hinweise das Hitler gezielt nach Öl in GR gesucht hat, die Russen diese Dokumente aber beim Einmarsch in Berlin gestohlen haben und seit dem Satelitten im Orbit sind wissen es auch die Amerikaner, dass es in GR ein reiches Vorkommen an Energie gibt. Dieses Wisssen teilen sich heute die großen Banken dieser Welt mit den großen Energiekonzernen, doch der griechischen Bürger der weltweit für alles verantwortlich gemacht wird, soll anscheinend nichts vom Kuchen abbekommen. Die Beute ist schon aufgeteilt bzw. wurde schon von unserem Bettlerpräsidenten an seine freunde in Washington/ New York versprochen!
    —————————————————————————————
    Bei diesem Artikel handelt es sich um eine Übersetzung aus dem griechischen Blog Greekcitizen und wurde mit Informationen aus der Enthüllungssendung des bekannten griechischen investigativ Journalisten Kostas Hardavellas ergänzt.
    Hier noch einige YouTube links zu dem griechischen Gas:


  6. #16
    evropi
    edit

  7. #17
    evropi
    A review of recent hydrocarbon exploration in Greece and its potential
    A. Mavromatidis
    Technological Educational Institute of Crete, Dept. of Natural Resources & Environment, Chania,
    Greece
    V. C. Kelessidis
    Technical University of Crete, Dept. of Mineral Resources Engineering, Chania, Greece
    D. G. Monopolis
    Technical University of Crete, Dept. of Mineral Resources Engineering, Chania, Greece
    Paper presented at the 1st International Conference on Advances in Mineral Resources Management
    and Environmental Geotechnology, 7-9 June 2004, Chania - Crete – Greece
    ABSTRACT
    The paper reviews the recent exploration
    activity of hydrocarbons in Greece and
    neighbouring Albania and Turkey. Emphasises
    the relevance of the prospects in these
    neighbouring countries and those identified in
    Greece, and finally accentuates the importance
    of a new exploration strategy in Greece. With
    only few deep exploration wells drilled the last
    years, none offshore, the area should be set for a
    more extensive exploration effort and a future
    announcement for a new onshore and/or
    offshore licensing round by the new Greek
    government should be pursued.
    1. INTRODUCTION
    Hydrocarbon (HC) exploration in Greece has
    been under way from the 1860s. A
    comprehensive review for the activity until
    1977 has been done by Monopolis (1977) and
    until 2000 by Xenopoulos (2000). Early
    exploration focused on the abundant surface
    seepage of oil in the area of western Greece.
    Then, after decades, in 1972, it focused in the
    Prinos area northeast of the country, in 1980s in
    south western Greece at the Katakolon area and
    further north in Epanomi area and finally in
    2000s again in western Greece. Exploration
    results to date are not encouraging since only
    one viable field was discovered, in Prinos area,
    while the small offshore and onshore oil and gas
    fields in Katakolon and the gas field in Epanomi
    have not yet been developed. It is worth
    mentioning that in Albania there are about 25
    oil and gas fields while in Turkey there are more
    than 16 oil and gas fields in Thrace basin and
    few in central west Turkey. Based only on
    published data a connection between the proven
    fields in neighbouring countries around Greece
    and the potential of the explored areas in Greece
    is attempted in this paper. The approach can
    help establish the relationship between
    tectonostratigraphic basin evolution and
    potential resources and can assist in
    prospectivity assessment.
    2. IONIAN ZONE, ALBANIA AND
    WESTERN GREECE
    2.1 Albania
    The Ionian zone is the main HC producing
    region in Albania with recoverable reserves in
    Tertiary clastic and carbonate reservoirs (Fig.
    1). These include giant heavy oil fields with low
    recovery factors such as the Patos-marinza field
    which has approximately 2 billion barrels in
    place (Albpetrol, 1993). The zone has a welldeveloped
    Tethyan stratigraphy reaching a total
    estimated thickness of 10 km or more (Velaj et
    al., 1999). OMV is the biggest international
    player in onshore Albania. OMV has also
    licenses in the Patos-Marinza field and offshore

  8. #18
    evropi
    Albania block (OMV - Move & More. - OMV Group).
    Geophysical surveys have attested the highly
    prospective carbonate reservoirs. This deep
    carbonate section, overlain by evaporates, holds
    the potential for future discoveries in Albania
    (Nieuwland et al., 2001).
    2.2 Western Greece
    The Greek Ionian zone area, should be active oil
    or gas province since there are oil seeps
    distributed in various locations and is a
    continuation of the proven Albanian fields (Fig.
    1). However, the only proven discovery is the
    oil-gas field offshore in Katakolon area. The
    field discovered in 1981, and the producing
    horizon is the Eocene-Cretaceous carbonates of
    a paleostructure, unconformably covered by
    clastic Neogene sediments (Roussos &
    Marnelis, 1995) with an estimated 40 million
    bbl oil in place and 10 to 12 million bbl
    recoverable oil (Maniatakis & Stabolis, 2003).
    The Ionian zone is composed of Tertiary clastics
    that underlain by thick Mesozoic carbonates
    which in turn are underlain by Late Triassic
    evaporites. All exploration wells have stopped
    in or never reached the Late Triassic evaporitic
    section which has never been penetrated.
    Triassic evaporites consist of halite, gypsum,
    and anhydrite with interbedded dolomite and
    thin organic rich shales. The original thickness
    is uncertain but estimates raise it to more than
    2000m (IGRS, 1966; Mavromatidis, 2004). On
    top of this lie the carbonate successions of
    Pantokrator limestones which are more than
    1500m thick (IGRS, 1966). Hence, the aim for
    future exploration and the potential for oil or
    gas discovery should be at locations with total
    section thickness of more than 3500m or more
    than 2000m in case drilling starts from surface
    evaporites.
    Exposed or shallowly buried carbonate
    anticlines are present throughout the Ionian
    zone. These carbonates, limestones with tight
    matrix porosity, which are abundant across the
    area, are not expected to form effective seals as
    they are unlikely to have escaped bacterial
    degradation and fracturing during Tertiary
    compression (Mavromatidis, 2004). However,
    the traps below the evaporites, the deep plays
    are particularly attractive. These are the deeply
    buried clastic and carbonates that may have
    fortified from bacterial degradation so that good
    quality of hydrocarbons may have been
    preserved (Mavromatidis, 2004). Such traps are
    evident in southern Albania (Velaj et al., 1999;
    Nieuwland et al., 2001).
    In late 1995, the Greek state oil company
    Hellenic Petroleum (HP) announced for the first
    time after 1980 an international tender for six
    regions of western Greece (Fig. 1) (three on
    land and three offshore), for a total area of
    12139 km2. The Katakolo field has been
    included in the tendering process but there was
    interest only on exploitation without the
    preceding exploration stage, required by the
    tender and thus the Greek state did not
    proceeded further (Maniatakis & Stabolis,
    2003). In 1997, the government signed four
    contracts for oil exploration and exploitation in
    four stretches near Ioannina and the northwest
    Peloponnesos (NWP), two of them between
    Enterprise Oil and the Greek State (HP) and the
    other two contracts in Aitoloakarnania and Gulf
    of Patraikos, between Triton Ltd. and the Greek
    State (HP). Enterprise Oil, in its two
    concessions has carried out geophysical
    research which covered 700 km of seismic lines.
    The processing and interpretation of the seismic
    readings in the NWP has led to the
    determination of the position of two drilling
    sites at a depth of 2500m each, while for
    Ioannina has led to the determination of the
    position of one well for a target depth of about
    4000m. Triton Ltd. has also carried out a broad
    programme of seismic tracings on the land area
    of Aitoloakarnania which has led to the
    determination of the position of two drilling
    sites, one at Evinos at a depth of approximately
    1500m and a second one in the Trifos area, at
    about the same depth. In the sea area of the Gulf
    of Patraikos, Triton Ltd. has carried out seismic
    tracings of 1000km, with 4000m of cables (long
    offsets method). The processing and
    interpretation of these tracings aimed at a
    targeted depth of 3000m below sea level.
    By late 2001, all exploration and drilling
    activities finalised in a grotesque manner.
    Enterprise Oil drilled two wells in NWP,
    Artemis-1 and Apollo-1 in the year 2000, and
    one well, Demetra-1, in the Ioannina area,
    drilled in 2001.
    Artemis-1 is located on a faulted fold with a
    top seal of Oligocene flysch. The target was the
    Ionian basinal carbonates underneath the flysch.
    The reservoir interval was prognosed to consist
    of fractured carbonates of Late Cretaceous to
    Eocene age which are productive further up
    north in Albania and in the central Adriatic
    fields offshore Italy. Drilling proceeded to a
    total depth of 2375m. The well encountered
    some oil shows and the well was plugged and
    abandoned (P&A).
    The Apollo-1 well was located in the
    Gavrovo Zone, within the Hellenide fold and
    thrust belt. The structure targeted by the Apollo-
    1 was a faulted fold, having the flysch as a seal
    rock. Only two key lithological intervals were

  9. #19
    evropi
    present in the well, namely the Flysch and the
    Gavrovo carbonates, the latter that comprise the
    reservoir. The Gavrovo carbonates have rarely
    been drilled in Greece. The reservoir interval
    was prognosed to consist of fractured and
    karstified platform carbonates, analogues of
    which are productive in the greater Adriatic and
    southern Italy region. The well proceeded to a
    total depth of 1710m and was P&A.
    The Demetra-1 well was drilled in 2001.
    Original target depth for Demetra-1 well was at
    4000m aiming at penetrating the thick
    evaporitic section never penetrated before but
    this also did not materialize in this attempt. A
    dome structure was delineated from seismic
    profiles at that depth and the well was spudded
    and drilled over a period of five months and
    preceded with no significant problems.
    However, it did not succeed in penetrating the
    evaporites with reports indicating that drillers
    had encountered unexpectedly high pressures,
    while still in the evaporitic section, which
    proved impossible to overcome, even after the
    unsuccessful attempt to sidetrack the well.
    These problems increased the drilling
    expenditure significantly and combined with the
    acquisition of the operator (Enterprise Oil) by
    Shell, a shift of priorities of the new owner led
    to the decision for the well to be P&A.
    In 2000, Triton Ltd. drilled two wells in
    Aitoloakarnania, named Trifos South-1 and
    Evinos-1. Triton Ltd. did not execute the agreed
    drilling program in the Gulf of Patraikos due to
    company’s management decision after the
    takeover by Amerada Hess.
    Trifos South-1 was planned to drill to a target
    of Ionian Zone basinal carbonates, sealed by
    Oligocene flysch. This reservoir/seal interval
    was prognosed to be in a subthrust setting,
    overthrust by Triassic evaporites. However,
    during drilling these evaporites were found to be
    thicker and the well stopped within these
    evaporites at 1509 m. Commitment depth for
    the well was 1500 m. This well failed to drill to
    the objective reservoir and failed to test the
    play. It was P&A (with minor oil and gas
    shows).
    Evinos-1 was planned to drill Gavrovo Zone
    platform carbonates, sealed by Oligocene
    flysch. The well was drilled to commitment
    depth of 1500m and stopped at 1508m. Minor
    gas shows and poor oil shows were encountered
    in the basal flysch and within the carbonates and
    the well was P&A. The most likely cause for
    dry hole is absence of trap at the well location.
    Even though the recent activity in western
    Greece has proven unsuccessful, the wealth of
    subsurface data that has been acquired with state
    of the art technology, never done before at these
    large depths, as in Demetra-1, should be made
    available for further investigation and analysis
    so that a better picture of western Greece
    subsurface geological setting to be drawn and
    the causes of the unexpected high pressures to
    be determined. This will aid in the delineation
    of future attempts for oil exploration which
    should not be ceased.
    3. GRABENS IN WESTERN TURKEY AND
    MESOHELLENIC TRENCH IN CENTRAL
    GREECE
    3.1 Grabens in western Turkey
    In an extensional regime in western Anatolia
    (Turkey), E-W grabens formed during the
    Pliocene and locally intersected older Miocene
    formed grabens that contained lacustrine
    bituminous shales and fan delta sediments
    (Yilmaz & Gelisli, 2002) (Fig. 1). The Alaşehir
    Graben is an example of such configuration. It
    contains possible traps as well as high potential
    for HC generation. Geochemical analyses show
    that Early-Mid Miocene lacustrine shales are
    capable of producing oil (Yilmaz & Gelisli,
    2002).
    3.2 Mesohellenic trench in central Greece
    The Mesohellenic basin trends SSE-NNW is
    130km long and 40km wide and is located in the
    sub pelagonian zone (Fig. 1). Two depocentres,
    more than 4200m and 3200m thick, have been
    recognized of Middle Eocene to Middle
    Miocene age, where submarine fans of
    sandstones and shales have accumulated
    unconformably over a sub pelagonian complex.
    Source rocks and possible stratigraphically
    trapped reservoirs have been identified with
    geochemical analyses (Kontopoulos et al., 1999;
    area however show that the organic matter is
    immature and thus the generation of gas is of
    biogenic origin.
    4. THRACE BASIN, NORTHWESTERN
    TURKEY AND TERTIARY BASINS,
    NORTH AND EASTERN GREECE
    4.1 Thrace Basin, northwestern Turkey
    The Thrace basin located in European Turkey
    covers an area of some 20000 km2. It has
    developed as a fore-arc basin between the
    medial Eocene to Oligocene. The basin is filled
    with turbidites in its interior and clastics and
    carbonates on the margins (Görür & Okay,
    1996). Further south in the Saros Gulf there is a
    producing oil and gas field (Coskun, 2000).
    Exploration has mainly targeted deep plays
    in Eocene age sediments which resulted in
    several discoveries. Currently there are 14
    commercial gas fields and 3 oil fields. A recent
    discovery is the Gocerler gas field, a discovery
    made from shallower Oligocene sediments
    (http://www.amityoil.com.au). Major explorer is
    Amity Oil which holds seven exploration
    licences in the area together with Turkiye
    Petrolleri Anonim Ortakligi and Omax
    Resources.
    4.2 Tertiary basins, north and eastern Greece
    In eastern Greece exploration was oriented
    towards the post-orogenic Paleogene and
    younger Neogene basins. The main tectonic
    regime that controlled their evolution was
    extensional. The stratigraphy includes Eocene
    reefal limestones, thick Eocene to Oligocene
    marine clastic sediments, and Neogene
    terrigenous deposits with extended Messinian
    evaporites.
    Potential source rocks for gas and oil
    generation have been discovered in Eocene and
    Miocene sediments. Traps include rollover
    anticlines, faulted structures, and stratigraphic
    features in Eocene reefal limestones, Eocene
    Oligocene sandstones, and Neogene sands.
    Trapping ability also exists in fractured
    Mesozoic formations (Fig.1), although they are
    not source rocks but oil comes from lateral
    migration from younger formations. The
    Epanomi gas field was discovered in 1988 by
    HP, with recoverable reserves of 0.5 billion
    Nm3 of natural gas (Maniatakis & Stabolis,
    2003). The structure is formed by the
    paleoerosional surface of Mesozoic
    metamorphic limestones buried below Tertiary
    clastic sediments (Roussos & Marnelis, 1995).
    The field has not been explored to date.
    Miocene sands, capped by thick salt and
    evaporite sections, form the reservoir for Prinos
    field. Source rocks were considered to be
    marine shales of Upper Miocene age. The
    Prinos structure is a graben bounded by sealing
    faults which dip towards the center of the basin.
    The Prinos oil and South Kavala gas fields were
    discovered by the Oceanic company in 1973 and
    exploited by North Aegean Petroleum Company
    (NAPC). Production terminated in 1993 for the
    South Kavala field and 1998 for the Prinos field.
    However, a new oil field, namely North Prinos,
    was discovered in 1994 by NAPC, with HP
    participating with a 35% interest Maximum
    production was estimated at 3,000 barrels per
    day. In 1999, NAPC withdrew from the region
    and operation has since been undertaken by the
    newly formed Kavala Oil.
    There is recent exploration activity in the
    Prinos area, undertaken by the operator, Kavala
    Oil. Information has been collected from news
    agencies and company announcements since no
    scientific information is publicly available. A
    well was drilled in the E1A prospect in June
    2000 and two producing zones were discovered
    at a depth of around 2900m. Although tests have
    shown that it contained much less H2S that the
    oil produced from Prinos and with estimates of
    recoverable reserves of about 13 million bbl
    (Kavalanet, 2002), it was a very tight reservoir
    requiring hydraulic fracturing. In addition, the
    building of an exploitation platform should have
    been necessary, with an investment of around
    50 million US$, since it was further away from
    the existing platforms. Exploitation was thus
    deemed non attractive because of economic
    situations at that time and has thus been

  10. #20
    evropi
    postponed for later years. In October 2003 there
    was the buyout of the major shareholder of
    Kavala Oil (Eurotechniki) by Regal Petroleum
    which now holds about 60% of Kavala Oil.
    Following the buyout, a well was drilled in
    November 2003 with a cost of 8,5 million US$
    in the Kallirachi prospect, which logged a 200m
    gross pay zone with 61m of sweet oil net pay at
    a total depth of 2556m. Although no results of
    any well testing have been officially reported,
    independent consultant’s pre-drill estimates
    show a maximum of around 227 million bbl of
    recoverable oil, (Kavalanet, 2003; Oil&Gas J.
    Online, 2004). The announced discovery is
    expected to spur drilling activity with probably
    four to five wells and an investment of around
    150 million US$ already announced, raising
    more the expectations for further drilling
    activity (Kavalanet, 2003). However, there are
    no plans for extending the exploration activity
    to the potentially hydrocarbon bearing
    reservoirs in the areas east of the island of
    Thassos.
    5. DISCUSSION
    It is obvious that the exploration success in
    Greece for finding HC till present time is not
    very encouraging regarding further exploration.
    The majority of the wells, drilled before 90s,
    were selected mainly on the basis of surface
    geology with poor geophysical support.
    Geological surveys although locally controlled
    by some rather deep wells (> 3500m) have not
    yet been capable of providing a comprehensive
    and reliable picture of the relatively deep
    geological structure.
    However, in western Greece there are basins
    with significant HC potential and merits for
    exploration. All requirements for hydrocarbon
    accumulations are satisfied in the Ionian basin,
    namely source rocks (Rigakis & Karakitsios,
    1998), oil generation (Mavromatidis, 2000),
    reservoir, seal rocks and palaeorelief trap
    structures (Zelilidis et al., 2003). In this area
    there is significant amount of geological data.
    This part of the country has already attracted oil
    exploration interest since early in this century
    and has been covered by detailed surface
    geological surveys including mapping of
    1:50000. Western Greece is covered by
    northwest-southeast trending geotectonic units
    constituting the southern prolongation of the oil
    producing Albania (Fig. 1). It can be safely
    stated that there is a great possibility for
    commercial production to be established in
    western Greece which is an area of active oil
    seeps, asphalt saturated strata, repeated shows in
    wells and thick dark coloured bituminous
    carbonate rocks.
    In Katakolon, exploration has proven the
    existence of the oil field, in water depths of
    more than 200m, which awaits now
    exploitation. This should proceed with the
    appraisal and development wells. While this
    task at the time of its discovery was deemed
    very risky and difficult and therefore not
    undertaken, now with the recent technological
    developments and why not, the breakthroughs in
    drilling technology, for deep well drilling
    (Jenkins & Roger, 1995; Judzis & Baowes,
    1997), for extended reach wells (Cruse et al.,
    1997; Avignon & Simondin, 2002), and with the
    less expensive Coil Tubing Drilling (CTD), the
    water depths of 200m are tractable leading to
    the suggestions for revisiting the prospects in
    Katakolon (see Kelessidis & Mpandelis, 2003,
    for listing of CTD activities around the world
    and Konstantakopoulos et al., 2000, for an
    overview of CTD). Similar statements were
    expressed before (Xenopoulos, 2000), who
    claims further that based on data analysis from
    seismic and well profiles (available until the
    year 2000), there were good chances for
    discovering more oil not only in western Greece
    but in other areas of Greece as well.
    The Messohelenic basin is considered to be a
    very high risk area for HC exploration in which
    no commercial discoveries have yet been made.
    One may be tempted to think of similarities with
    the Alaşehir graben where there is evidence for
    HC generation. But this is not true since
    Alaşehir Graben is not in the subpelagonian
    zone and the two areas have not the same
    geological background. Hence, the
    Messohelenic basin should be a region with
    very low exploration priority.
    The Epanomi gas field has similarities with
    the gas fields in Thrace Basin, one is the
    lithology and the second is the tectonic
    province. The Thrace Basin, which is under
    intensive exploration activity at the moment, is
    an extension of the Axios-Perirodopic zone in
    Greece where the Epanomi oil-gas field belongs
    to. The Prinos field has also similar lithology
    with Thrace Basin units and some claim that gas
    fields in Marmara Sea in Turkey produced from
    the same carbonates as in Prinos oilfield
    (Coskun, 2000).
    6. CONCLUSIONS
    Is there plenty of oil or gas in Greece and will it
    ever be found? It is the ever-occurring question
    to every Greek since the beginning of the 19th
    century when oil was crowned as the king of
    energy source. University of Athens professor
    Georgalas starts his 1937 inaugural lecture with
    this same question and goes on saying ‘of
    course there are hopes for existence of oil and
    gas fields in Greece stemming from scientific
    data but to answer this question fully we must
    do a lot of drilling’ (Monopolis, 1977). Today,
    this question has yet to be answered and if
    posed we would answer it exactly the same way,
    even though ever since 1937 there have been
    more than 200 wells that have been drilled (with
    about 60 of them in Prinos field, of which about
    40 are production and injection wells). This
    drilling activity resulted in the discoveries of
    Prinos, Katakolon and Epanomi fields. This low
    level activity leads us to claim Greece as the
    least explored country not only in the
    Mediterranean region but also in central,
    northern and eastern Europe as well.
    Many factors have contributed to this low
    exploration activity in Greece, from the small
    sedimentary basins, both onshore and offshore,
    to the large water depths offshore. Current
    drilling technology enables the successful
    penetration in the deep horizons where oil or
    gas is premised to be, as analyzed above, as well
    as to large water depths for offshore
    exploration. All countries neighboring Greece
    exceed Greece in daily oil production. The
    geologic setting in all these countries is both
    similar and indicative of containing commercial
    oil accumulations.
    The licensing round held in 1996, the first
    one after 1980, awarded six concessions and
    none of these prospects materialized. In May
    2002, Greece announced that it would hold its
    second oil exploration licensing by early 2004.
    The round would aim to include both offshore
    and onshore areas in north-western and southwestern
    Greece, plus unexplored blocks in the
    Ionian Sea (American Association of Petroleum Geologists, http:
    //www.eia.doe.gov). However, as of March
    2004, no such undertaking has occurred when at
    the same time all countries in south
    Mediterranean area (e.g. Albania, Bulgaria,
    Croatia, Egypt, Israel, Italy, Libya, Malta,
    Serbia-Montenegro, Romania, Syria, Turkey)
    have provided licences to oil companies and
    exploration projects are on progress.
    An aggressive oil exploration campaign
    should thus be undertaken in the immediate
    future. Exploration should be undertaken with
    strong commitment from the Greek State, while
    exploitation should be left for third parties
    (Monopolis, 1989). What is necessary is the
    commitment of the new Greek government that
    it will pursue the exploration and exploitation
    activity with new licensing rounds, and
    remembering the golden rule for discovering oil
    and gas fields, that is, unless we drill we will
    never find out what is in the subsurface.

Seite 2 von 11 ErsteErste 123456 ... LetzteLetzte

Ähnliche Themen

  1. Antworten: 13
    Letzter Beitrag: 22.06.2016, 20:15
  2. Erdgasvorkommen: Zypern-Israel-Griechenland
    Von H3llas im Forum Aussenpolitik
    Antworten: 1314
    Letzter Beitrag: 25.05.2013, 22:03
  3. Antworten: 1
    Letzter Beitrag: 29.03.2005, 17:36