Aktualia ropy naftowej i gazu ziemnego
Radomir Pachytel
1Polska. PKN Orlen zawar³ kontrakt na zakup ropy naftowej z rosyjskim kon-cernem Rosneft. Miesiêczny wolumen dostaw w ramach kontraktu wyniesie 300 tys. t surowca. Dotychczasowy kon-trakt, obowi¹zuj¹cy do 31 stycznia br., zak³ada³ dostawy ropy na poziomie 5,4– 6,6 mln t rocznie. Nowa, dwuletnia umo-wa przewiduje, ¿e zaopatrzenie do rafi-nerii PKN wyniesie 3,6 mln t rocznie.
APPEX Global 2021. W formie wydarzenia interneto-wego, bo jak¿e inaczej w czasach, w których przysz³o nam ¿yæ, odby³y siê tegoroczne, jedne z najwiêkszych w bran¿y, targi poszukiwawczo-koncesyjne APPEX. W czasie czte-rodniowych prezentacji przedstawiono najciekawsze pro-spekty wêglowodorowe, które firmy wci¹¿ mog¹ dopisaæ do swojego portfolio. Najnowsze rundy licencyjne oraz zasady i warunki starañ o koncesje nie przys³oni³y intere-suj¹cych informacji geologicznych pojawiaj¹cych siê pod-czas wyst¹pieñ prelegentów.
Wœród najciekawszych znalaz³a siê m.in. oferta Izrael-skiego Ministerstwa Energii. Od pocz¹tku XXI w. na wodach przybrze¿nych znaleziono tam 11 pól gazowych o zaso-bach 604 mld m3(2P). Najwiêksze z³o¿a Tamar i Lewiatan s¹ eksploatowane odpowiednio od 2013 i 2019 r., nato-miast Karish ma zostaæ oddane do u¿ytkowania na prze-³omie 2021 i 2022 r. Co ciekawe, w nadchodz¹cej rundzie koncesyjnej Izrael zdecydowa³ siê wystawiæ a¿ 26 bloków zgrupowanych w 6 stref – wszystkie w bliskim s¹siedztwie rozpoznanych z³ó¿. W strefie g³êbokomorskiej celami mog¹ byæ podobne do Tamar i Lewiatan z³o¿a oligoceñsko-mio-ceñskie, znajduj¹ce siê na g³êbokoœci ok. 5000 m. W strefie sk³onu, oprócz perspektyw paleogeñskich (vide: Mari), mo¿na poszukiwaæ ropy w osadach jurajskich (przyk³ad Yam-2). Na eksploracjê czeka wiele rozpoznanych mioceñ-skich sto¿ków i osadów kana³owych przykrytych grubymi pok³adami messyñskich ewaporatów. Interesuj¹ca by³a rów-nie¿ wiadomoœæ o szeregu inwestycji izraelsko-egipskich, maj¹cych na celu sprawne po³¹czenie Lewiatana z instala-cjami LNG w delcie Nilu.
Kolejn¹ istotn¹ tematyk¹ by³y z³o¿a brazylijskie. Po uruchomieniu wydobycia z basenów pre-salt (starszych ni¿ dolnokredowe pok³ady soli aptu) w roku 2008 produkcja kraju kawy szybowa³a w górê, aby przed pandemi¹ osi¹gn¹æ ok. 3 mln bbl/d. W roku 2020 a¿ 69% inwestycji skupia³o siê na tego typu prowincjach naftowych, dla por-ównania przeznaczaj¹c 28% na morskie baseny post-salt i jedynie 3% na wiercenia na l¹dzie. Jest to œciœle zwi¹zane m.in. z wartoœciami produkcji. Œredni przyp³yw w otwo-rach ze z³ó¿ pre-salt, dla których formacj¹ macierzyst¹ s¹ ³upki Coqueiros/Itapema lub Lagoa Feia a ska³¹
zbiorni-kow¹ wapienie grupy Guaratiba, wynosi ok. 17 tys. bbl dziennie. To dziesiêciokrotnie wiêcej ni¿ najlepsze wyniki w z³o¿ach post-salt, gdzie wydobycie prowadzi siê g³ównie z formacji Carapebus (piaskowce eoceñskie), ale równie¿ Itanhaem (alb), Itajai-Acu (górna kreda), Piacabucu (oligo-cen) i Pirarucu (mio(oligo-cen). Ponadto ropy z systemów pre-salt s¹ lekkie (API ~30°) i dobre jakoœciowo. Obecnie mnóstwo brazylijskich pól naftowych pozostaje niezagospodarowa-nych. W pó³nocnych obszarach Foz do Amazonas, Para--Maranhao, Ceara i Potiguar stosunek potwierdzonych, niezagospodarowanych odkryæ do uruchomionych z³ó¿ wy-nosi od 12 do 19. W œrodkowej czêœci brazylijskiego wyb-rze¿a, na obszarach Sergipe Alagoas, Camamu-Almada i Espirito Santo jest to 16 : 20, natomiast w najlepiej rozpo-znanych, po³udniowych basenach Campos i Santos – 76 do 103. Spoœród wymienionych 246 z³ó¿ tylko 16 jest gazo-wych, 19 kondensatogazo-wych, natomiast pozosta³e 211 to z³o¿a ropy.
Wiele basenów brazylijskich i 102 z³o¿a opisane w Try-nidadzie i Tobago od dawna sugerowa³y, ¿e znajduj¹ce siê pomiêdzy nimi Gujana, Surinam i Gujana Francuska mog¹ staæ siê œwiadkami gor¹czki naftowej. Dzieje siê to na naszych oczach, a w ww. krajach opisano ju¿ 26 odkryæ na obszarach przybrze¿nych. Niemniej, gdy w wyobraŸni od-wrócimy ryftowanie i znów po³¹czymy Amerykê Po³ud-niow¹ z Afryk¹, to trio znajdzie siê na wysokoœci dzisiej-szej Liberii i Sierra Leone, gdzie odkrycia wêglowodorów mo¿na policzyæ na palcach. Wprawdzie niewiele dalej na wschód znajduj¹ siê du¿e z³o¿a w Wybrze¿u Koœci S³onio-wej, ale s¹ one g³ównie zwi¹zane z paleogeñskimi osadami basenu Tano. Czy w takim wypadku mo¿emy siê spodzie-waæ równie du¿ych pok³adów wêglowodorów co przy po-³udniowym wybrze¿u Brazylii, w Nigerii, Gabonie lub Angoli, czy zaledwie kilku, jak w przypadku Ghany, Beni-nu i delty Amazonki? A mo¿e to te obszary zosta³y potrak-towane po macoszemu? Niew¹tpliwie sytuacja poszuki-wawcza u wschodnich wybrze¿y Ameryki Po³udniowej i zachodnich Afryki, pomimo d³ugiej historii, w³aœnie teraz, po lekkiej zadyszce, nabiera du¿ego tempa.
Interesuj¹c¹ formê przybra³y równie¿ prezentacje no-wych prospektów na Morzu Pó³nocnym, Republice Po³ud-niowej Afryki, Australii czy Maroko. Polski system z³ó¿ niekonwencjonalnych zosta³ przedstawiony przez Paw³a Poprawê z Akademii Górniczo-Hutniczej. Co ciekawe, pre-zentacja argentyñska w mniejszym stopniu skupi³a siê na basenie Neuquen i ³upkach Vaca Muerta, ale, id¹c tropem z³ó¿ w strefie ekonomicznej kraju, skoncentrowa³a siê na odkryciach w rejonie Malwinów. Pomimo wielkiej sympa-tii warto by³oby jednak przypomnieæ Argentyñczykom, ¿e Falklandy, niezale¿nie od ich wysi³ków, wci¹¿ znajduj¹ siê pod administracj¹ brytyjsk¹.
207
Przegl¹d Geologiczny, vol. 69, nr 4, 2021
GEOLOGIA GOSPODARCZA
1
EastMed. Eastern Mediterranean (EastMed) to projekt gazoci¹gu o d³ugoœci 1900 km (1300 km stanowi odcinek podmorski, 600 km l¹dowy) ³¹cz¹cy z³o¿a gazu zlokalizo-wane we wschodniej czêœci Morza Œródziemnego z Grecj¹. Instalacja ma dostarczaæ gaz z Izraela i Cypru (m.in. Base-nu Lewantyñskiego) do europejskiej sieci gazowej przez Grecjê i W³ochy w 2025 r., a ministrowie energetyki Gre-cji, Izraela i Cypru podpisali ostateczn¹ umowê na projekt ruroci¹gu ju¿ ponad rok temu. Ruroci¹g, o wartoœci ponad 6,7 mld USD, bêdzie mia³ pocz¹tkow¹ przepustowoœæ umo¿liwiaj¹c¹ przesy³anie 10 mld m3
rocznie, która w dru-giej fazie zostanie zwiêkszona maksymalnie do 20 mld m3. Uwzglêdniony w planach Po³udniowego Korytarza Gazo-wego, poparty przez Parlament Europejski, jako projekt po¿ytku wspólnego (PCI), i zaaprobowany przez Stany Zjednoczone, wypowiedzi¹ sekretarza ds. Energii Dana Brouillaette, EastMed stanowi alternatywê dla rosyjskiego paliwa dostarczanego m.in. gazoci¹giem TurkStream.
Swój sprzeciw wzglêdem realizacji inwestycji g³oœno wyra¿a Turcja, twierdz¹c, ¿e wybrana trasa ruroci¹gu omi-ja d³ug¹ tureck¹ liniê brzegow¹, a projekt ignoruje jej równe prawa do zasobów naturalnych na wodach teryto-rialnych Cypru. Turcja i Libia zawar³y porozumienie mor-skie w sprawie utworzenia wy³¹cznej strefy ekonomicznej od po³udniowego wybrze¿a Morza Œródziemnego do pó³-nocno-wschodniego wybrze¿a Libii w grudniu 2019 r., które spotka³o siê ze zdecydowanym sprzeciwem Grecji, Cypru i Izraela. Planowana strefa ekonomiczna staje siê zatem koœci¹ niezgody, a jednoczeœnie barier¹ dla projektu EastMed, który bêdzie musia³ przejœæ przez ten obszar. Warto przypomnieæ, ¿e to w³aœnie na tym terenie, w cypryj-skiej wy³¹cznej strefie ekonomicznej na Morzu Œródziem-nym, Turcy, nie zwa¿aj¹c na nielegalny charakter dzia³añ, kontynuuj¹ wykonywanie odwiertów poszukiwawczych. Rz¹du w Ankarze nie interesuje, ¿e ruroci¹g poprawi bez-pieczeñstwo energetyczne Europy dziêki dywersyfikacji tras i Ÿróde³ oraz zapewnieniu bezpoœredniego po³¹czenia miêdzy polami wydobywczymi. Nie przemawia te¿ argu-ment, ¿e to okazja dla Cypru do po³¹czenia siê z europejskim systemem gazowym, co jeszcze bardziej wzmocni handel gazem w regionie Europy Po³udniowo-Wschodniej. Pozo-staje postawiæ pytanie: czy Unia Europejska w tym przy-padku bêdzie siê patyczkowaæ z rz¹dem Erdogana i co na to wszystko, bêd¹ca aktualnie w dobrych stosunkach z Tur-cj¹ po przygodach w Górskim Karabachu, Rosja? Czy kurorty wschodniej czêœci Morza Œródziemnego, przyj-muj¹c spragnionych ¿aru turystów, bêd¹ nieinwazyjnie s¹sia-dowaæ z istotn¹ infrastruktur¹ energetyczn¹, czy rozgrzej¹ siê ogniem konfliktu?
Norwegia. Equinor zintensyfikowa³ prace na Morzu Barentsa, w okolicy z³o¿a Johan Castberg. Nowe odkrycie na koncesji PL532 zawiera 31–50 mln bbl zasobów wydoby-walnych ropy naftowej. Odwiert poszukiwawczy 7220/7-4, pierwszy z czterech planowanych w tym roku przez firmê na Morzu Barentsa i jedenasty na terenie koncesji, wykona-no ok. 10 km na po³udniowy zachód od odkrycia 7220/8-1 (Skrugard) i 210 km na pó³nocny zachód od Hammerfest. G³êbokoœæ wody w tym miejscu wynosi 351 m, a celem by³o zbadanie wystêpowania ropy naftowej w ska³ach zbiorniko-wych od œrodkowej do wczesnej jury (formacje StÝ i Nord-mela). Odwiert, wykonany do g³êbokoœci 2080 m, zosta³ zakoñczony we wczesnojurajskiej formacji Tub¯en. Napo-tka³ 109-metrow¹ kolumnê ropy w formacjach StÝ i Nord-mela, z których ok. 90 m stanowi³ piaskowiec o œredniej
lub dobrej jakoœci z³o¿owej. Kontakt wody i ropy napotka-no na g³êbokoœci 1897 m.
Sukces na Morzu Barentsa wymaga wytrwa³oœci i d³u-goterminowej perspektywy. To odkrycie wzmacnia nasz¹ wiarê w mo¿liwoœci, które istniej¹, nie tylko w rejonach Castberg, Wisting, SnÝhvit i Goliat – powiedzia³ Nick
Ashton, wiceprezes Equinor ds. Eksploracji w Norwegii. Operatorem licencji PL532 jest Equinor (50%), natomiast partnerami V¯r Energi (30%) i Petoro (20%).
Meksyk. Œwiat³a, kamera, akcja. Prezydent Meksyku Andres Manuel Lopez Obrador w bia³ym kasku z logo
Pemex niemal¿e pod rêkê z dyrektorem generalnym Petro-leos Mexicanos Octavio Romero Oropez¹ przemierza pole
naftowe Quesqui, zatrzymuj¹c siê we wczeœniej przygoto-wanych miejscach. Tam czekaj¹ na nich pracownicy opo-wiadaj¹cy o kulisach najwiêkszego odkrycia ropy od czasu z³o¿a Sen w 1987 r. Materia³ jest pokazywany w mediach publicznych i ma byæ dowodem na niezbadany potencja³ wêglowodorowy kraju – tak sytuacja wygl¹da³a u schy³ku 2019 r. Teraz, po kilkunastu miesi¹cach oczekiwañ, spó³ka postanowi³a udostêpniæ nowe dane dotycz¹ce mo¿liwoœci wydobycia w regionie Tabasco. Do niedawno odkrytych z³ó¿ gazu i kondensatu Quesqui (900 mln boe) oraz Ixachi (1,9 mld boe), meksykañski koncern naftowy do³¹czy³ z³o¿e Dzimpona-1. Pocz¹tkowo wielkoœæ nowego odkrycia osza-cowano na 500–600 mln boe, ale infrastruktura wydobyw-cza mo¿e przynieœæ zdecydowanie wiêcej wêglowodorów. Dzimpona znajduje siê bowiem w bezpoœrednim s¹siedz-twie pól Valeriana i Racemosa, ³¹cznie zaopatruj¹cych kraj w 900–1200 mln boe ropy. Ponadto nieopodal eksplorowa-ne s¹ z³o¿a Popte i Tiribish. Przewiduje siê, ¿e w latach 2021–2023 w kompleksie zostanie wykonanych 65 od-wiertów, co pozwoli na produkcjê 138 tys. bbl ropy i ponad 38 tys. m3
gazu dziennie. W porównaniu z innymi nowymi z³o¿ami, w Dzimpona iloœæ gazu przewy¿sza zawartoœæ ropy naftowej ropy, co jest bardzo obiecuj¹ce dla przysz³ej produkcji b³êkitnego paliwa. Oropeza podkreœli³, ¿e zago-spodarowanie nowych z³ó¿ dostarcza Meksykowi 160 tys. bbl ropy dziennie, a na koniec tego roku ma osi¹gn¹æ 465 tys. bbl. W przypadku gazu do koñca 2023 r. ma nast¹piæ wzrost wydobycia o 120 tys. m3
/d. Dyrektor Pemexu zapowiedzia³ równie¿, ¿e wbrew miêdzynarodowym spe-kulacjom jego spó³ka nie ma nic do ukrycia i, co jest bezprecedensowym wydarzeniem w firmie, zacznie publi-kowaæ miesiêczny raport wyszczególniaj¹cy wszystkich dostawców i wykonawców, którzy maj¹ podpisane umowy z Petroleos Mexicanos, oczywiœcie z wy³¹czeniem umów posiadaj¹cych klauzulê tajnoœci (czyli nie wszystkich!).
Pañstwowe przedsiêbiorstwo potrzebuje szybkich sukc-esów eksploracyjnych, obecnie znajduj¹c siê w najgorszej sytuacji w swojej 83-letniej historii. Produkcja od pocz¹tku stulecia gwa³townie spada, a zad³u¿enie wynosz¹ce 113 mld USD jest najwy¿sze spoœród wszystkich du¿ych koncer-nów naftowych. Pemex jest pod presj¹, aby udowodniæ, ¿e firma zwiêksza produkcjê pod rz¹dami prezydenta Obra-dora, który wycofa³ liberalizuj¹ce reformy energetyczne swojego poprzednika, de facto uniemo¿liwiaj¹c prywat-nym inwestorom eksploracjê g³êbokomorskich z³ó¿ Mek-syku. Aktualnie oceny agencji Moody’s, a tak¿e Fitch Ratings zrównuj¹ nowe strategie Pemexu z poziomem gruntu. Dyrektor generalny Oropeza, by³y samorz¹dowiec zwi¹zany z parti¹ rz¹dz¹c¹, komplementuj¹c postêpowa-nie g³owy pañstwa, chwali siê, ¿e Pemex w dobie pandemii ani na chwilê nie zaprzesta³ wydobycia. Bior¹c pod uwagê spadek popytu, opóŸnienie p³atnoœci od kontrahentów, 208
a tak¿e ponad 27 tys. zaka¿onych i pó³ tysi¹ca ofiar Covid-19 wœród pracowników spó³ki (jeden z najwiêkszych stopni œmiertelnoœci spoœród œwiatowych firm bez wzglêdu na sektor dzia³ania), nie jestem przekonany, czy jest to powód do dumy. Tak czy inaczej, gdy meksykañska produkcja chwilowo wzroœnie, a kolejne z³o¿e zacznie dostarczaæ p³yny ruroci¹gami do rafinerii, mimo braku rozwi¹zañ systemo-wych i ogólnoœwiatowej konsternacji, mo¿emy liczyæ na kolejne filmy, sesje, uœmiechy i piêkne gesty na linii naj-wa¿niejsza osoba w pañstwie – szef najwiêkszego koncer-nu wydobywczego. Mam nieodparte wra¿enie, ¿e nie jest to na œwiecie schemat unikatowy.
Prospekty. W po³owie marca na ³amach serwisu Oil-price pojawi³a siê ciekawa, alternatywna lista najciekaw-szych perspektyw wydobywczych na rok 2021. Wœród nich znalaz³y siê Venus-1 (Namibia), Jaca-1 (Wyspy Toma-sza i Ksi¹¿êca), Dois Irmaos (Brazylia), Silverback (USA) i Ondjaba (Angola). Tym samym w rankingu pominiêto najbardziej oczywiste Gujanê, Surinam czy syberyjskie projekty Rosji. Warto jednak bli¿ej przyjrzeæ siê miejscom, które zosta³y wytypowane.
Namibijskie Venus jest projektem francuskiego kon-cernu Total, którego rozpoznanie planowane jest na trzeci kwarta³. Perspektywê Venus czêsto porównuje siê z brazy-lijskim basenem Campos, niemniej u wybrze¿y Afryki firma bêdzie musia³a pracowaæ na wodach o g³êbokoœci 2,5–3 km. Wstêpne szacunki dotycz¹ce zasobów wydoby-walnych ropy naftowej wahaj¹ siê od 1,5 do 2 mld bbl. Potwierdzenie komercyjnego przyp³ywu w otworze Venus-1 prawdopodobnie spowoduje ustanowienie kolejnego, po niedawnym odkryciu Brulpadda, pola naftowego w po-³udniowej czêœci Afryki.
Portugalska firma naftowa Galp i jej holenderski part-ner Shell w drugiej po³owie 2021 r. rozpoczn¹ eksploracjê wód przybrze¿nych Wysp Tomasza i Ksi¹¿êcej otworem Jaca-1. Odwiert znajduj¹cy siê w morskim bloku 06 zosta-nie wykonany pod powierzchni¹ morza o g³êbokoœci 2500 m. Tandem konsorcjantów posadowienie wiercenia wyzna-czy³ na podstawie szeroko zakrojonych badañ sejsmicz-nych 3D. Bior¹c pod uwagê znaczne, udokumentowane z³o¿a w s¹siednich Nigerii, Gabonie i Gwinei Równikowej, jest wiele powodów, aby przypuszczaæ, ¿e dzia³ania kon-cernów nie s¹ wyrzucaniem pieniêdzy w ocean.
Blok Dois Irmaos cieszy³ siê najwiêkszym powodze-niem podczas czwartej rundy koncesyjnej na z³o¿a pre-salt w Brazylii. Ostatecznie funkcjê operatora otrzyma³ naro-dowy Petrobras (40%), a na pozosta³e udzia³y za³apa³y siê
Equinor (25%) i BP (20%). Firmy naftowe dzia³aj¹ce w
ob-szarze przybrze¿nym kraju kawy ze szczególnym zaintere-sowaniem przygl¹daj¹ siê Vaz Lobo-1, pierwszemu od d³u¿szego czasu g³êbokomorskiemu odwiertowi w basenie Campos, który jest postrzegany jako papierek lakmusowy dla dalszych brazylijskich perspektyw w regionie, takich jak Itaimbezinho (1,9 mld bbl). Zak³adane zasoby bloku koncesyjnego Dois Irmaos o powierzchni ~137 km2
to 2,4 mld bbl w zbiornikach kredowych, na które sk³adaj¹ siê prospekty Pedra Branca (2,14 mld bbl), Pedra do Arpoador (120 mln bbl) i Pedra Bonita (137 mln bbl).
Silverback w bloku Mississippi Canyon 35 mo¿e otwo-rzyæ g³êbsze, dotychczas niewykorzystane pok³ady Zatoki Meksykañskiej. Obszar Kanionu Missisipi znajduje siê w morskim przed³u¿eniu delty rzeki Missisipi, która rocz-nie dostarcza do Zatoki Meksykañskiej ok. 860 mln t osa-dów. Wiele dobrze wysortowanych osadów dociera do g³êbokomorskiego zbocza Kanionu, tworz¹c seriê
perspek-tywicznych facji progradacyjnych. Wiercenie Chevrona na wodach o g³êbokoœci ok. 1100 m bêdzie pierwszym z trzy-nastu otworów, na których wykonanie w po³owie ub.r. zosta³o wydane zezwolenie. Znaczny problem pojawi siê, jeœli potencjalne odkrycia œci¹gn¹ inwestorów, którzy bêd¹ zmuszeni do zderzenia siê z nieprzychyln¹ koncernom naf-towym administracj¹ nowego prezydenta USA.
Na drugi kwarta³ roku Total planuje wykonanie odwier-tu Ondjaba-1 u wybrze¿y Angoli. Perspektywiczny otwór bêdzie wiercony na rekordowych g³êbokoœciach wyno-sz¹cych ponad 3600 m. Ondjaba bêdzie równie¿ pierw-szym wierceniem uruchomionym w Bloku 48, uwa¿anym przez francuski koncern za najlepszy z angolskich prospek-tów firmy. Wstêpne szacunki wskazuj¹, ¿e zasoby Ondjaby siêgaj¹ 0,82 mld bbl, jednak pañstwowy NOC Sonangol suge-ruje kolejne 1,2–1,3 mld bbl na obszarze koncesji.
Jaki jest prawdziwy potencja³ opisanych projektów bêdzie mo¿na oceniæ dopiero za kilkanaœcie miesiêcy, jed-nak, obserwuj¹c politykê najwiêkszych koncernów nafto-wych, najwiêksz¹ obietnicê du¿ego wydobycia zdaje siê roztaczaæ projekt Dois Irmaos. Aktywnoœæ najwiêkszych graczy u wybrze¿y Brazylii jest znaczna, a trio Petrobras,
Equinor i BP w komunikatach dotycz¹cych basenu
Cam-pos zdaje siê epatowaæ spokojem. Mo¿emy jedynie trzy-maæ kciuki za Vaz Lobo, którego dobre wyniki mog¹ znacz¹co wp³yn¹æ na intensyfikacjê prac wydobywczych przy wschodnich brzegach Ameryki Po³udniowej.
Azja po³udniowo-wschodnia. Szereg prac eksplora-cyjnych przyczyni³ siê do wielu nowych odkryæ w rejonie Malezji, Indonezji i Chin. Malezyjski Petronas, wierc¹c otwór Hidaya-1 na wschodnim wybrze¿u Jawy w Indone-zji, natrafi³ na z³o¿e ropy naftowej w wêglanowej formacji Ngimbang. Pierwsze testy produkcyjne odwiertu wykona-nego na koncesji North Madura II PSC do g³êbokoœci koñcowej 2739 m udowodni³y przyp³yw lekkiej ropy o wydajnoœci 2100 bbl/d. Sukcesem firma zakoñczy³a równie¿ prace na p³ytkich wodach prowincji Baram, ok. 90 kilometrów od wybrze¿a prowincji Sarawak w Malezji. Odwiert Dokong-1, o g³êbokoœci 3810 m, osi¹gn¹³ mierz¹c¹ ponad 80 m seriê terygenicznych ska³ gazonoœ-nych miocenu. Petronas planuje dalsz¹ eksploracjê obsza-ru, poszerzaj¹c koncesyjne portfolio i zwiêkszaj¹c zakres poszukiwañ.
W s¹siaduj¹cym z Sarawakiem regionie Sabah postêpy w realizacji prac na obszarze Malikai odnotowa³ Shell. Druga faza rozwoju malezyjskiego projektu ma za zadanie zwiêkszyæ eksploatacjê na z³o¿ach Kinarut i Kamunsu-2, które do tej pory dostarcza³y maksymalnie 60 tys. bbl/d. Prac rozpoznawczych nie porzucaj¹ te¿ Chiny, które 3500 km na pó³noc od Borneo, pod wodami zatoki Pohaj na Morzu ¯ó³tym odkry³y wêglowodory w otworze Bozhong 13-2. Odwiert pañstwowej China National Offshore Oil
Corpo-ration zosta³ ukoñczony na g³êbokoœci 5223 m,
dokumen-tuj¹c strefy wystêpowania ropy o ³¹cznej mi¹¿szoœci 346 m. Podczas testów odnotowano przyp³yw ropy w iloœci 1980 bbl/d i ok. 150 tys. m3
/d gazu ziemnego. Ponadto CNOOC rozpo-czê³a wydobycie z pola naftowego Caofeidian 6-4. W ra-mach projektu, na wodach o œredniej g³êbokoœci 20 m, spó³ka chce wykonaæ 42 odwierty, w tym 30 eksploatacyj-nych. Projekt ma osi¹gn¹æ szczytowe wydobycie 15 tys. bbl/d w 2023 r.
ród³a: anp, APPEX, CNOOC, Equinor, Oil & Gas Jour-nal, Oilprice, Orlen, Pemex, Petronas, Shell, WorldOil
209
