Aktualia ropy naftowej i gazu ziemnego
Jerzy Zagórski*
Œwiat. Po gwa³townym wzroœcie cen ropy w sierpniu 2005 roku, pog³êbionym przez skutki huraganu Katrina, we wrzeœ-niu ceny nieco spad³y, a w paŸdzierniku oscylowa³y w przedziale 56–60 USD. W dniu 10.11.2005 r., kiedy zamkniêta by³a gie³da NYMEX, cena wynosi³a 58,93 USD za bary³kê — by³a najni¿sza od 3 miesiêcy. Tym razem przyczyny uspokojenia na rynku upatruje siê w ciep³ej pogodzie w USA na pocz¹tku sezonu grzewczego i spodziewanym mniejszym popycie na olej opa³owy. Natomiast cena gazu ziemnego utrzymuje siê na wysokim poziomie i 10.11.2005 r. wynosi³a 41,9 centów US za 1 m3. W tym samym czasie w Zatoce Meksykañskiej potencja³ wydobywczy nie wróci³ jeszcze do poziomu utrzymywanego przed huraganami — nadal 5 platform wiertniczych i 201 platform wydobyw-czych nie by³o obsadzonych.
Od kilkunastu lat badane s¹ mo¿liwoœci zmniejszania iloœci ulatniaj¹cego siê do atmosfery CO2, które powsta³o w wyniku dzia³alnoœci cz³owieka. Te iloœci CO2szacuje siê na 2 mld t rocznie. Du¿e nadzieje wzbudzi³ pomys³ magazy-nowania CO2w wyeksploatowanych z³o¿ach ropy i gazu lub te¿ w innych formacjach geologicznych o odpowied-nich parametrach. Poniewa¿ w eksploatacji z³o¿a ze wspo-maganiem stosuje siê równie¿ zat³aczanie CO2 odseparo-wanego z gazu ziemnego, doœwiadczenia zebrane w trakcie wykorzystywania tej metody s¹ bardzo przydatne. Obecnie s¹ realizowane 3 projekty magazynowania CO2 w skali przemys³owej:
w z³o¿u gazu Salah w Algierii (BP, Statoil i
Sona-trach);
w z³o¿u gazu Gorgon u zachodnich wybrze¿y Australii (ChevronTexaco Australia Ltd.);
w z³o¿u gazu Snøhvit na M. Barentsa (Statoil). Jednak optymistyczne prognozy, przewiduj¹ce nie tyl-ko neutralizacjê wielkich iloœci CO2w wyniku szerokiego zastosowania t³oczenia tego gazu do podziemnych maga-zynów, lecz równie¿ znaczny wzrost wydobycia ropy, zosta³y zweryfikowane w wyniku szczegó³owych analiz. Nale¿a³o przecie¿ uwzglêdniæ nie tylko koszty stworzenia nowej infrastruktury, niezbêdnej do zat³aczania gazu do z³ó¿, ale równie¿ koszty dostarczenia CO2do tych miejsc. Dwutlenek wêgla wchodzi w sk³ad gazów przemys³owych wytwarzanych w elektrowniach, rafineriach, zak³adach chemicznych czy instalacjach oczyszczania i przeróbki gazu ziemnego. Trzeba wiêc najpierw oddzieliæ go od pozosta³ych gazów i przetransportowaæ do miejsc sk³ado-wania. To s¹ nowe problemy techniczne i logistyczne do
rozwi¹zania, a pozostaje jeszcze strona ekonomiczna tych operacji.
W studium wykonanym przez Norweski Dyrektoriat Naftowy, opracowanym na postawie warunków w z³o¿ach norweskich, oceniono, ¿e jest to przedsiêwziêcie zbyt kosz-towne i ryzykowne. Najwa¿niejszym sk³adnikiem kosztów by³aby budowa systemu ruroci¹gów dostarczaj¹cych CO2 z l¹du do z³ó¿ podmorskich.
Zwrócono równie¿ uwagê na to, ¿e w przypadku maga-zynowania CO2 w p³ytko zalegaj¹cych horyzontach na l¹dzie istnieje niebezpieczeñstwo migracji dwutlenku wêgla poprzez przepuszczalne utwory zalegaj¹ce nad podziem-nym zbiornikiem lub przez skorodowane rury i powtórnego ulatniania siê do atmosfery.
Niezale¿nie od ograniczeñ i s³abych stron magazynowa-nie CO2pod ziemi¹ bêdzie rozwijane i ulepszane. W USA, odpowiedzialnym za 23% globalnej emisji CO2, powsta³o kilka du¿ych programów badawczych pod patronatem i przy wsparciu finansowym federalnego Departamentu Ener-gii. Uczestnicz¹ w nich zarówno uniwersytety i instytuty naukowe, jak i przedsiêbiorstwa, ³¹cznie przesz³o 240 instytucji, organizacji i firm. Pilota¿owe projekty s¹ reali-zowane na obszarze kilkunastu stanów, przede wszystkim tam, gdzie koncentruje siê przemys³ naftowy i górnictwo wêglowe.
Europa. Budowa Gazoci¹gu Pó³nocnego, forsowana przez Niemcy, nie wzbudzi³a zastrze¿eñ Komisji Europej-skiej. Równie¿ konflikt rosyjsko-ukraiñski na tle cen gazu uwa¿any by³ pocz¹tkowo za lokalny spór pomiêdzy dostawc¹ i odbiorc¹. Dopiero spektakularne przerwanie dostaw dla Ukrainy w dniu 01.01.2006 r. i spowodowane tym zmniejszenie dostaw dla Niemiec, Francji, Austrii, W³och i innych krajów o 5 do 40% wzbudzi³o zaniepokoje-nie. Mimo, ¿e dostawy wkrótce wróci³y do normy, sprawa zosta³a nazwana „szokiem gazowym” i wywo³a³a dysku-sjê, czy Rosja jest wiarygodnym partnerem i czy mo¿na liczyæ na niezawodnoœæ Gazpromu — dostawcy gazu ziemnego pokrywaj¹cego obecnie 25% zapotrzebowania Europy. Komisarz UE ds. energii, Andris Pielbalgs, zorga-nizowa³ nadzwyczajne spotkanie ekspertów, aby omówiæ sytuacjê i zaproponowaæ œrodki zaradcze.
Polska. Konferencja prasowa na temat wyników finan-sowych w III kw. 2004 r., zorganizowana przez Zarz¹d
PGNiG S.A. w dniu 16.11.2005 r., zbieg³a siê z
og³osze-niem decyzji prezesa M. Kossowskiego o rezygnacji z pe³nionej funkcji z dniem 01.01.2006 r. By³o to wiêc w pewnym sensie podsumowanie kadencji prezesa, trwaj¹cej od 03.07.2003 r. Najwa¿niejszym, bardzo eksponowanym wskaŸnikiem by³ wzrost zysku netto o 29% w ci¹gu trzech kwarta³ów 2005 r. w porównaniu z analogicznym okresem roku 2004. Przeprowadzono przekszta³cenia w obrêbie 117
Przegl¹d Geologiczny, vol. 54, nr 2, 2006
WIADOMOŒCI GOSPODARCZE
*ul. Czerniakowska 28 B m. 19, 00-714 Warszawa; jpzagorski@sasiedzi.pl
grupy kapita³owej, zmiany w procesie zarz¹dzania i reduk-cjê zatrudnienia. Poprawi³a siê te¿ sytuacja finansowa fir-my (m.in. dziêki zwiêkszonemu wydobyciu ropy naftowej) i uda³o siê obni¿yæ zad³u¿enie, które na koniec 2001 r. wynosi³o ponad 6,2 mld z³, a obecnie spad³o do 3,2 mld z³. Wa¿nym wydarzeniem by³o wejœcie PGNiG S.A. na gie³dê i podwy¿szenie kapita³u. S¹ równie¿ zjawiska niepokoj¹ce, które mog¹ mieæ wp³yw na wynik finansowy PGNiG S.A. w przysz³oœci. Nale¿y do nich zwiêkszaj¹ca siê ró¿nica miêdzy cen¹ sprzeda¿y gazu przez PGNiG S.A. i œredni¹ cen¹ w kontraktach gazowych w Europie. W I kw. 2005 r. ta relacja wynosi³a 649,2 z³ (Europa) : 492,5 z³ (PGNiG) za 1000 m3
gazu, w III kw. ju¿ 711,9 : 541,0 z³ za 1000 m3 . Niewiele siê zmieni³o w sprawie dywersyfikacji zaopatrze-nia kraju w gaz ziemny. Na konferencji poœwiêconej dy-wersyfikacji dostaw, która odby³a siê w dniu 22.09.2005 r., w czasie Miêdzynarodowych Targów NAFTA i GAZ, pre-zes PGNiG S.A. omawia³ obszernie przyczyny niepowo-dzenia kontraktu z Norwegi¹, nie przedstawiaj¹c jedno-czeœnie ¿adnych alternatywnych propozycji. Tak¿e kontak-ty z duñskim DONG i projekt BalticPipe zosta³y zamro¿one. Dopiero w paŸdzierniku ub. roku Zarz¹d PGNiG S.A. uczyni³ nastêpny krok i og³osi³ przetarg dotycz¹cy studium wykonalnoœci budowy terminalu odbiorczego skroplonego gazu ziemnego na wybrze¿u Ba³tyku. Kolejnym posuniê-ciem by³o spotkanie z przedstawicielami Gaz de France w dniu 07.11.2005 r. w Warszawie, na którym omawiano mo¿liwoœci wspó³pracy przy budowie terminalu. Przygo-towywany jest list intencyjny dotycz¹cy tego projektu. Jego pomyœlna i w miarê szybka realizacja by³aby spe³nie-niem, choæby w czêœci, postulatu dywersyfikacji zaopa-trzenia kraju w gaz ziemny.
Plany budowy Ruroci¹gu Brody–P³ock, transportuj¹cego ropê naftow¹ z rejonu Morza Kaspijskiego, zyska³y popar-cie Europejskiego Banku Odbudowy i Rozwoju (EBRD). Przedstawiciele EBRD uwa¿aj¹ jednak, ¿e wa¿nym warun-kiem, podnosz¹cym rentownoœæ tej inwestycji, jest prze-d³u¿enie ruroci¹gu do Wilhelmshaven na wybrze¿u Morza Pó³nocnego. Umo¿liwi³oby to wykorzystanie mocy pro-dukcyjnych rafinerii w pó³nocnych Niemczech. Mog¹ one przerabiaæ niskosiarkow¹ ropê kaspijsk¹. Jednak w pierw-szym etapie realizacji inwestycji g³ównymi odbiorcami ropy by³yby rafinerie w P³ocku i Gdañsku, a PKN Orlen i Grupa Lotos wykazuj¹ umiarkowane zainteresowanie tym projektem. Powodem jest miêdzy innymi technologia przeróbki, dostosowana do ciê¿kiej, zasiarczonej ropy
Urals.
Rosja. Symboliczny pierwszy spaw dwóch odcinków rur, wykonany 09.12.2005 r. w miejscowoœci Babajewo, ok. 300 km na E od Sankt Petersburga, by³ pocz¹tkiem budowy Gazoci¹gu Pó³nocnego. Najpierw ma powstaæ odcinek l¹dowy Griazowiec–Wyborg o d³ugoœci 917 km. Uroczyst¹ oprawê tego wydarzenia zapewni³a obecnoœæ premiera Rosji M. Fradkowa i niemieckiego ministra gospo-darki i technologii M. Glosa. Jeszcze wa¿niejsze dla powo-dzenia tej inwestycji by³o zarejestrowanie 05.12.2005 r. w Szwajcarii spó³ki pod nazw¹ North European Gas Pipeline Co. (NEGPC), w której 51% udzia³ów posiada Gazprom i po 24,5% niemieckie koncerny BASF i E.ON. Argumenty
przeciwko budowie gazoci¹gu, wysuwane przez Polskê i kraje ba³tyckie, zosta³y pominiête przez stronê niemieck¹, nie znalaz³y te¿ poparcia Komisji Europejskiej. Równie¿ tak istotny czynnik, jakim s¹ bardzo wysokie koszty budo-wy Gazoci¹gu Pó³nocnego, szacowane przez Miêdzynaro-dow¹ Agencjê Energetyczn¹ na 12 mld , nie zawa¿y³ na decyzji o wyborze trasy dla dodatkowych dostaw gazu ziemnego dla Europy Zachodniej.
Wizyta prezesa Gazpromu A. Millera w Kazachstanie w listopadzie ubieg³ego roku i rozmowy z prezydentem N. Nazarbajewem i premierem D. Achmetowem okaza³y siê bardzo owocne. Podpisano dwa dokumenty:
Œrednio-terminowy kontrakt na przesy³ gazu ziemnego na obszarze Republiki Kazachstanu w latach 2006–2010 i Umowê miêdzy OAO Gazprom i Intergaz Azja Œrodkowa (oddzia³
transportowy KazMunaiGaz) w sprawie przesy³u
tran-zytowego gazu ziemnego z Rosji przez terytorium Repu-bliki Kazachstanu w latach 2006–2010. Komunikat Gazpromu na ten temat jest doœæ lakoniczny i nie precyzuje
pochodzenia gazu i kierunku transportu, ale z informacji strony kazachskiej mo¿na siê dowiedzieæ, ¿e chodzi o prze-sy³ gazu z Turkmenistanu i Uzbekistanu za poœrednictwem systemu gazoci¹gów Azja Œrodkowa–Centrum i
Bucha-ra–Ural. Oznacza to kontrolê Gazpromu nad eksportem
gazu ziemnego z Azji Œrodkowej. Umowa o tranzycie gazu rosyjskiego dotyczy przesy³u do gazoci¹gów Sojuz i
Oren-burg–Nowopskow, co z kolei spowoduje zablokowanie
mo¿liwoœci samodzielnego zakupu gazu przez Ukrainê, np. z Turkmenistanu (Nowopskow le¿y na Ukrainie). Nale-¿y przypuszczaæ, ¿e podobne ograniczenia dotkn¹ tak¿e Armeniê i Gruzjê. W ten sposób, dziêki porozumieniu z Kazachstanem, monopol Gazpromu na dostawy gazu ziemnego do Europy Zachodniej nie tylko nie zostanie os³abiony, lecz wzmocniony.
Ponadto, w œwietle o¿ywienia wspó³pracy rosyjsko-tu-reckiej w dziedzinie energetyki i propozycji wspólnych inwestycji mo¿na siê te¿ spodziewaæ zaanga¿owania
Gazpromu w budowê i eksploatacjê gazoci¹gu Nabucco,
który w za³o¿eniach mia³ stanowiæ now¹ trasê dostaw gazu ziemnego do Europy Œrodkowej i Po³udniowej, niezale¿n¹ od Rosji.
Eksport ropy naftowej i produktów przez porty M. Czar-nego i Azowskiego (Taganrog, Tiemriuk, Noworosyjsk, Tuapse i inne) wzrasta³ w ostatnich latach i w ub. roku wyniós³ 111 mln t. Jest to jednak pu³ap przepustowoœci tych terminali i bez powa¿nych inwestycji nie mo¿na liczyæ na zwiêkszenie eksportu z tego kierunku. Dlatego te¿ wiêkszego znaczenia nabieraj¹ porty M. Ba³tyckiego, chocia¿ i one s¹ niedoinwestowane. Kierunek eksportowy z M. Czarnego do M. Œródziemnego, ze wzglêdu na licz-nych odbiorców ropy w po³udniowej Europie, jest bardzo atrakcyjny, ale ma jeszcze jedno ograniczenie, tym razem zupe³nie niezale¿ne od rosyjskiego potencja³u finansowe-go, technicznego i organizacyjnego — s¹ to warunki ¿eglu-gowe w cieœninach Bosfor i Dardanele. Wydatne zwiêkszenie liczby tankowców przep³ywaj¹cych t¹ tras¹ jest po prostu niemo¿liwe.
W paŸdzierniku ub. roku Ministerstwo Przemys³u i Energii postanowi³o zwiêkszyæ eksport ropy rosyjskiej na rynek amerykañski, wykorzystuj¹c decyzjê rz¹du USA o powiêkszeniu strategicznych zapasów ropy do 1 mld ton. Zamierzano zaoferowaæ dostawy ropy gatunku Urals,
118
która po zmieszaniu z lekk¹ rop¹ mog³aby byæ przerabiana w rafineriach amerykañskich. Poza dodatkowymi zyskami, wynikaj¹cymi z wiêkszej iloœci sprzedanej ropy, spodzie-wano siê te¿ uzyskania wy¿szej ni¿ dotychczas ceny za ropê Urals — nawet o 1 USD wiêcej za bary³kê w USA, co w konsekwencji doprowadzi³oby tak¿e do podwy¿ki cen w Europie. Jednak znów na przeszkodzie stanê³a niedosta-teczna przepustowoœæ rosyjskich ruroci¹gów i pomys³ oka-za³ siê niewykonalny.
Procedury zwi¹zane ze sprzeda¿¹ 72,66% udzia³ów
Sibniefti Gazpromowi zosta³y zakoñczone 20.10.2005 r. i w
ten sposób utworzony w 1995 r. koncern wszed³ w sk³ad imperium Gazpromu. Jednoczeœnie rada nadzorcza odwo³a³a dotychczasowego prezesa J. Szwidlera i powo³a³a na to sta-nowisko wicedyrektora Gazpromu A. Riazanowa. Wydo-bycie ropy przez Sibniefti w 2004 r. przekroczy³o 34 mln t, udokumentowane zasoby ropy wynosi³y 633 mln t, a zaso-by gazu 29 mld m3.
Ukraina. W grudniu 2005 r. podpisano umowê pomiê-dzy Shell Exploration & Production Co. i Naftohaz
Ukra-iny o przejêciu 50% udzia³ów w posiadanych przez Naftohaz Ukrainy 10 koncesjach w rejonie zapadliska
dnieprowsko-donieckiego. Jest to realizacja porozumienia zawartego w maju ubieg³ego roku o wspólnych pracach poszukiwawczych na obszarze 31 000 km2
œrodkowo-wschodniej Ukrainy. Wystêpuj¹ tam eksploatowane p³ytkie z³o¿a gazu ziemnego. Teraz wspó³praca zosta³a rozszerzo-na rozszerzo-na poszukiwania w g³êbokich horyzontach. Udzia³
Shel-la obejmuje wykonanie badañ sejsmicznych i wierceñ
poszukiwawczych. Shell szacuje swoje nak³ady na te prace na 100 mln USD w ci¹gu 3 lat.
Norwegia. Minê³o 20 lat od uruchomienia gazoci¹gu
Statpipe, ³¹cz¹cego z³o¿a Statfjord, Gullfaks i Heimdal z
terminalem w Kårstø i gazoci¹giem Norpipe. W tym okre-sie przes³ano na kontynent europejski 120 mld m3
gazu ziemnego. Jest to iloœæ energii wystarczaj¹ca na pokrycie rocznych potrzeb 76,5 miliona gospodarstw domowych. Pierwotna zdolnoœæ przesy³owa gazoci¹gu wynosi³a 5 mld m3 rocznie; obecnie, po uruchomieniu eksploatacji z³o¿a gazu ziemnego Kristin, wzroœnie do 30 mld m3gazu. W projek-towaniu gazoci¹gu jednym z trudniejszych problemów technicznych by³o pokonanie g³êbokiego rowu tektonicz-nego, biegn¹cego wzd³u¿ wybrze¿a Norwegii. Statpipe przekracza ten rów dwukrotnie.
Obecnie Norwegia eksportuje rocznie 80 mld m3gazu ziemnego, co przy cenie ok. 1 korony za metr szeœcienny przynosi dochód 80 mld koron norweskich, czyli 10,3 mld . Norwegia i Rosja maj¹ swoje strefy ekonomiczne na Morzu Barentsa i ten fakt zachêca do wspó³dzia³ania w dzie-dzinie poszukiwañ i eksploatacji wêglowodorów. W czasie seminarium zorganizowanego przez Norweskie Towarzy-stwo Naftowe w listopadzie 2005 r. prezes Statoilu Helge Lund przedstawi³ basen Morza Barentsa jako prowincjê ropo- i gazonoœn¹ bardzo wa¿n¹ w niedalekiej przysz³oœci dla Europy. Wspó³praca powinna funkcjonowaæ nie tylko na szczeblu miêdzypañstwowym, lecz obj¹æ równie¿ ró¿ne bran¿e przemys³u i firmy, co przyczyni siê do rozwoju gospodarczego. Jednoczeœnie H. Lund podkreœli³ znaczenie problemów ekologicznych wystêpuj¹cych w tym regionie
i zwi¹zanych z tym barier technologicznych i ekonomicz-nych.
Jednym z pierwszych kroków w œciœlejszej wspó³pracy z Rosj¹ jest podpisanie listu intencyjnego pomiêdzy w³adzami obwodu archangielskiego i Statoilem. Statoil bêdzie uczestniczy³ w budowie centrum zaopatrzeniowego dla przemys³u naftowego w Archangielsku, ponadto udzie-li pomocy w organizacji programu studiów w zakresie zarz¹dzania ze specjalnoœci¹ naftow¹ na poziomie BBA (Bachelor of Business Administration) na Pañstwowym Pomorskim Uniwersytecie w Archangielsku. Kolejn¹ ini-cjatyw¹ bêdzie wspó³praca Pañstwowego Archangielskiego Uniwersytetu Technicznego z uniwersytetami w Stavanger i Trondheim w dziedzinie kszta³cenia kadr z zakresu techni-ki i technologii poszutechni-kiwañ oraz eksploatacji ropy i gazu na morzu.
Konsekwencje awarii na platformie Snorre A, która nast¹pi³a w listopadzie 2004 r., s¹ doœæ dotkliwe dla
Stat-oilu. Erupcja gazu ziemnego spowodowa³a, trwaj¹c¹
ponad 6 tygodni, przerwê w wydobyciu; nie by³o natomiast poszkodowanych pracowników. Teraz prokuratura okrêgu Rogaland, na podstawie wyników dochodzenia przeprowa-dzonego przez Zarz¹d Bezpieczeñstwa Pracy w Przemyœle Naftowym (PSA — Petroleum Safety Authority), podleg³y Ministerstwu Pracy, na³o¿y³a na koncern Statoil grzywnê w wysokoœci 80 mln koron (10,2 mln ). Trwa opracowa-nie programu (rówopracowa-nie¿ pod nadzorem PSA) poprawy pro-cedur kontroli prac wiertniczych i eksploatacyjnych.
Protokó³ z Kioto ustali³ dopuszczalne wielkoœci emisji CO2i innych gazów cieplarnianych i jednoczeœnie dopuœci³ mo¿liwoœæ odstêpowania niewykorzystanych limitów. Przyk³adem takiej transakcji jest umowa zawarta pomiê-dzy norweskim Statoilem i duñsk¹ firm¹ Russian Carbon
Fund (RCF). RCF nawi¹za³ kontakt z dysponentami sieci
gazowniczej w rejonie Kurska, którzy borykali siê z pro-blemem nieszczelnych rur i wycieków gazu. Zapropo-nowano wspó³pracê w ustalaniu iloœci ulatniaj¹cego siê gazu i naprawê nieszczelnoœci. RCF kieruje projektem pilota¿owym i finansuje go, uzyska³ wiêc prawo do rzystania czêœci rosyjskiego limitu. Dokumentacja wyko-nanych prac bêdzie zatwierdzona przez zespó³ ds. klimatu ONZ, nadzoruj¹cy realizacjê protokó³u z Kioto.
Francja. Gaz de France jest zainteresowany zwiêksze-niem poda¿y gazu ziemnego dla swoich odbiorców we Francji. Dobrym rozwi¹zaniem by³oby wykorzystanie magistrali przesy³owych z Rosji. Z kolei Gazprom chce zracjonalizowaæ dostawy gazu do USA i dostarczaæ tam gaz z Algierii, skraplany przez Med LNG & Gas, spó³kê
Gaz de France i Sonatrach. W wyniku porozumienia
zawartego we wrzeœniu 2005 r. Gaz de France otrzyma dodatkowe iloœci rosyjskiego gazu sieciowego w zamian za dostawy skroplonego gazu ziemnego. Jest to przyk³ad trans-akcji typu swap, czêsto stosowanej formy równoczesnego zakupu i sprzeda¿y towarów lub walut. Skroplony gaz algierski bêdzie odbierany m.in. przez terminal w Cove Point w stanie Maryland.
Austria. W Basenie Wiedeñskim odkryto z³o¿e gazu ziemnego — najwiêksze spoœród odkrytych w ci¹gu
ostat-119
nich 20 lat. Po odwierceniu otworu poszukiwawczego Strasshof T4 stwierdzono wystêpowanie dwóch poziomów gazonoœnych na g³êbokoœci 3200 i 4300 m. Zasoby oszaco-wano na 4 mld m3
gazu i w 2006 r. planuje siê wiercenie otworów rozpoznawczych. Poprzednim du¿ym odkryciem by³o z³o¿e gazu Höflein (1982 r.). Znaczenie odkrycia Strass-hof mo¿na oceniæ porównuj¹c jego zasoby z ca³kowitymi zasobami gazu ziemnego w Austrii, ocenionymi w 2004 r. na 14,2 mld m3
.
Przedstawiciele operatora i wykonawcy otworu, któ-rym jest ÖMV Austria Exploration & Production GmbH, podkreœlaj¹, ¿e sukces by³ mo¿liwy dziêki wykorzystaniu wyników wykonanych w 2003 r. zdjêæ sejsmicznych 3-D i zaawansowanej technice wiertniczej. W latach 2003 i 2004 w Austrii odwiercono 23 otwory o ³¹cznym metra¿u 46 000 m. Wysoka trafnoœæ wierceñ pozwoli³a nie tylko na zahamo-wanie postêpuj¹cego od 1980 r. spadku wydobycia, ale i na jego zwiêkszenie. Spoœród 13 otworów odwierconych w 2004 r. 8 by³o pozytywnych.
W Europie œrodkowo-wschodniej ÖMV AG jest domi-nuj¹cym koncernem naftowo-gazowniczym, szczególnie po przejêciu 51% udzia³ów rumuñskiego Petrom S.A. Wydobywa dziennie 46,2 tys. t równowa¿nika ropy nafto-wej. Ma swoje oddzia³y równie¿ w Bu³garii, Czechach, na S³owacji, w S³owenii i na Wêgrzech.
Turcja. Poszukiwania prowadzone na M. Czarnym w basenie Akcakoca przez amerykañsk¹ firmê Toreador
Reso-urces Corp. przynios³y sukces w postaci dwóch otworów
gazowych. W otworze Ayazli-2 stwierdzono dwa poziomy gazonoœne o ³¹cznej mi¹¿szoœci 20 m w interwale 920,5–1045 m. W próbach uzyskano przyp³yw 254 tys. m3/d gazu przez zwê¿kê 48/64". Horyzonty gazonoœne wystê-puj¹ równie¿ w interwale 725–877 m. Wykonuj¹c drugi otwór, Ayazli-3, przewiercono 5 poziomów gazonoœnych o ³¹cznej mi¹¿szoœci 33 m w interwale 747–1067 m, z których uzyskano przyp³yw 246 tys. m3/d gazu przez zwê¿kê 48/64". Tu tak¿e stwierdzono wystêpowanie kolejnych, p³ytszych horyzontów gazonoœnych. Podane wy¿ej wydajnoœci nie s¹ zbyt du¿e, ale na wynik wp³yn¹³ rozk³ad ciœnieñ. Wysokie ciœnienie wystêpuj¹ce w g³êbszych horyzontach ogranicza przyp³yw gazu z p³ytszych horyzontów z ni¿szym ciœnie-niem. W nastêpnych wierceniach zostanie zaprojektowane podwójne opróbowanie, zwiêkszaj¹ce wydajnoœæ. Toreador
Resources Corp. jest operatorem posiadaj¹cym 36,75%
udzia³ów w koncesji, natomiast 51% posiada Turkish
Petroleum Corp.
Chiny. We wspólnym komunikacie China National
Petroleum Corp. (CNPC) i KazMunaiGaz (Kazachstan)
donosz¹ o ukoñczeniu ruroci¹gu naftowego z Atasu w rejo-nie Karagandy do terminalu Alataw Shankou na granicy chiñskiej (Prz. Geol., vol. 51, nr 10, str. 827). Ruroci¹g ma 1000 km d³ugoœci i bêdzie transportowa³ 19 mln t ropy naf-towej rocznie. Dotychczas ropa by³a dostarczana do Chin kolej¹. Przedstawiciele CNPC zapowiedzieli rozbudowê ruroci¹gów i po³¹czeñ drogowych i kolejowych w celu dystrybucji ropy w pó³nocno-zachodnich regionach Chin.
Premier Kazachstanu Danial Achmetow wspomnia³ nie-dawno o mo¿liwoœci wykorzystania nowego ruroci¹gu równie¿ przez rosyjskie firmy eksportuj¹ce ropê do Chin. Uruchomienie ropoci¹gu jest planowane na 01.01.2006 r.
Angola. Temat odkryæ nowych akumulacji bituminów w bloku 31 u wybrze¿y Angoli jest niemal sta³¹ pozycj¹ tej rubryki. W paŸdzierniku British Petroleum i Sonangol poin-formowa³y o kolejnym, dziewi¹tym odkryciu. Z otworu Hebe-1, zlokalizowanego na wodach o g³êbokoœci 2008 m, ok. 16 km na SW od z³o¿a Ceres, uzyskano w próbach przyp³yw ropy naftowej przez zwê¿kê 2" w iloœci 810 t/d. Wiercenie by³o wykonane ze statku wiertniczego Jack Ryan i osi¹gnê³o g³êbokoœæ 4823 m.
Nigeria. Nowe pozytywne otwory odwiercono równie¿ w sektorze nigeryjskim. Shell donosi o dwóch odkryciach w g³êbokowodnych blokach OPL 322 i OPL 245. W otworze Bobo-1X, dowierconym do g³êbokoœci 5173 m (g³êbokoœæ wody 2479 m), stwierdzono wystêpowanie piaszczystego kompleksu o mi¹¿szoœci 140 m nasyconego wêglowodora-mi. Wykonuj¹c otwór Etan-1X, o g³êbokoœci 4574 m (g³êbo-koœæ wody 1720 m), przewiercono 120-metrowy interwa³ nasycony wêglowodorami. Obydwa wiercenia zosta³y wyko-nane ze statku wiertniczego Deepwater Pathfinder.
Libia. Hiszpañski koncern Repsol YPF, który jest ope-ratorem bloku NC 186 (ok. 800 km na po³udnie od Trypoli-su) w basenie Murzuk na Saharze, odniós³ kolejny, szósty sukces poszukiwawczy. W otworze J-1 stwierdzono poziom roponoœny w piaskowcach formacji Memouniat (ordowik) na g³êbokoœci 1500 m, z którego w próbach uzyskano przyp³yw ropy w iloœci 632,4 t/d o ciê¿arze w³aœciwym 0,8250 g/cm3(40oAPI). W odlegloœci 16 km na NE od tego otworu znajduje siê wczeœniejszy otwór I-1, z którego (z tej samej formacji, na g³êbokoœci 1717 m) uzyskano przyp³yw ropy w iloœci 280 t/d.
W poszukiwaniach w bloku NC186 jednym z partnerów
Repsolu jest francuski Total, posiadaj¹cy 24% udzia³ów.
Prowadzi on eksploatacjê z³ó¿ Al Jurf i Mabruk w basenie Syrty oraz pobliskiego z³o¿a El Sharara, gdzie wydobywa ok. 27 200 t/d lekkiej ropy.
Egipt. Nazwa Al-Alamajn (lub El-Alamein) kojarzy³a siê nam dotychczas g³ównie z najwa¿niejsz¹ bitw¹ na afry-kañskim froncie II wojny œwiatowej, gdzie w 1942 r. zosta³a powstrzymana niemiecko-w³oska ofensywa na Egipt. Teraz jednak jest to przede wszystkim nazwa basenu kredowej formacji roponoœnej i z³o¿a ropy odkrytego w 1966 r. W³aœnie tam wykonano otwór poszukiwawczy 3X i przewiercono poziom roponoœny w dolomicie formacji Al-Alamajn o mi¹¿szoœci 31 m. Po perforacji w interwale 2877–2888,2 m uzyskano w próbach przyp³yw 73,7 t/d ropy o ciê¿arze 0,8202 g/cm3przez zwê¿kê 32/64". G³êbo-koœæ koñcowa wynios³a 3127,8 m. Operatorem bloku kon-cesyjnego jest firma IPR International Ltd. z USA.
ród³a: Biul. BP, DONG, OPEC, PGNiG, Statoil, Hart’s E&P, Offshore, Oil&Gas Journal, Upstream, World Oil
120
