Aktualia ropy naftowej i gazu ziemnego
Jerzy Zagórski
1Œwiat. Ubieg³y rok by³ kolejnym okre-sem du¿ych wahañ cen ropy, chocia¿ ich rozpiêtoœæ by³a mniejsza ni¿ w 2014 r., kiedy ró¿nica w ci¹gu roku wynosi³a 58,53 USD za bary³kê ropy Brent, teraz by³o to 31,69 USD. Na pocz¹tku roku za bary³kê p³acono 56,57 USD, 21 maja 2015 r. cena osi¹gnê³a roczne maksimum – 67,91 USD, a póŸniej by³o ju¿ tylko gorzej (dla pro-ducentów) lub lepiej (dla konsumentów) i 21 grudnia ub.r. na gie³dzie w Londynie notowano tylko 36,22 USD (ryc. 1). Œrednia cena wynios³a 47,75 USD za bary³kê. W br. spadek cen pog³êbia³ siê, ¿eby 20 stycznia br. osi¹gn¹æ najni¿szy poziom 27,33 USD, po czym na prze³omie stycznia i lutego cena ropy Brent oscylowa³a w granicach 33–35 USD.
Nic wiêc dziwnego, ¿e analitycy raczej unikaj¹ przed-stawiania prognoz cenowych, a jeœli ju¿ siê odwa¿¹, to z regu³y dotycz¹ one doœæ odleg³ych terminów – 2020 lub 2025 r. Trudne zadanie mieli równie¿ autorzy oceny per-spektyw przemys³u naftowego w tym roku, zamieszczanej jak zwykle w grudniowym wydaniu World Oil. Jak napisa³ redaktor Kurt Abraham, bran¿a naftowa na ca³ym œwiecie od 1986 r. nie doœwiadczy³a takiego za³amania cen ropy jak obecnie, któremu towarzysz¹ gwa³towne zmiany aktywnoœ-ci operatorów, kontraktorów i producentów. Liczba czyn-nych urz¹dzeñ wiertniczych w USA spad³a w 2015 r. o 62% w porównaniu z rokiem 2014, w Kanadzie o 58%, a na œwiecie – 65,3%. Wypowiedzi 13 cz³onków rady progra-mowej miesiêcznika s¹ raczej komentarzami i ocenami obecnej sytuacji ni¿ prognozami, opisuj¹ jak przemys³ radzi sobie w zmienionych warunkach. Najczêœciej powta-rzaj¹ siê terminy „innowacja” i „wspó³dzia³anie” jako re-medium na spadek op³acalnoœci produkcji, jednak opisy zastosowanych lub proponowanych rozwi¹zañ s¹ ma³o konkretne. Co wiêcej, jak wyjaœnia Alexander Kemp z uni-wersytetu w Aberdeen, wiele projektów na szelfie brytyj-skim nie bêdzie op³acalnych nawet w przypadku za-niechania pobierania podatków. Podobnie postulowana redukcja kosztów o 20–30% bêdzie skuteczna przy cenie ropy 55–70 USD za bary³kê i dopiero wtedy wspomniane projekty bêd¹ mog³y byæ zrealizowane. Poniewa¿ opinie odnosz¹ siê g³ównie do problemów amerykañskich, pow-róci³ temat odblokowania dla poszukiwañ wód przybrze¿-nych USA, co mog³oby wydatnie przyczyniæ siê do zwiêk-szenia bazy zasobowej wêglowodorów. Przypomniano, ¿e 87% tych akwenów jest aktualnie wy³¹czonych z koncesji. Jednoczeœnie podnosi siê sprawê organizowania wyprze-dzaj¹cej akcji informacyjnej, która wyjaœni, jak s¹ prowa-dzone obecnie morskie badania geofizyczne i wiercenia oraz jak ulepszono stosowane technologie, usuwaj¹c
za-gro¿enia wystêpuj¹ce na wczeœniejszych etapach prac. Jest to nawi¹zanie do doœwiadczeñ przy wprowadzaniu szczelinowania hydraulicznego – wiele obaw by³o nieuza-sadnionych, ale brak wyprzedzaj¹cych informacji wywo³a³ sprzeciwy i protesty. Niektórzy dyskutanci rezygnuj¹ z diag-nozy przyczyn kryzysu i szukania œrodków zaradczych, ograniczaj¹c siê do stwierdzenia, ¿e cykle koniunktury oraz dekoniunktury s¹ sta³ym elementem sektora naftowego i trzeba przetrzymaæ ten niekorzystny okres. Najodwa¿-niejsza jest prognoza Davida Pursella z banku inwestycyj-nego Tudor, Pickering & Holt. Zak³ada on, ¿e wkrótce na œwiecie nast¹pi o¿ywienie gospodarcze, a wraz z nim wzrost globalnego popytu na ropê i w zwi¹zku z tym realna jest perspektywa wzrostu ceny w II po³owie br. do 80 USD za bary³kê. Obok innowacyjnoœci powtarzaj¹ce siê s³owa klu-cze to kreatywnoœæ, przedsiêbiorczoœæ i konkurencyjnoœæ, ale znamienna jest uwaga Douglasa Valleau z koncernu Hess Corp. ostrzegaj¹ca o skutkach du¿ych redukcji za-trudnienia stosowanych w celu obni¿ki kosztów, bo trudno bêdzie odtworzyæ kadrê doœwiadczonych specjalistów, którzy maj¹ prowadziæ prace badawczo-rozwojowe warunkuj¹ce konkurencyjnoœæ. W sumie trudno siê zgodziæ z optymi-styczn¹ ocen¹ K. Abrahama, ¿e opisane œrodki i metody zapewni¹ op³acalnoœæ przemys³u naftowego.
Europa. W strategii energetycznej Unii w zakresie bezpieczeñstwa dostaw na pierwszym miejscu znajduje siê dywersyfikacja Ÿróde³ energii, a z tym wi¹¿e siê m.in. potrzeba wzmocnienia pozycji Unii w imporcie gazu ziem-nego. Polska inicjatywa wspólnych zakupów gazu by³a propozycj¹ zmierzaj¹c¹ w³aœnie w tym kierunku. Na spot-kaniu w Brukseli 10 lutego br. mia³ byæ rozpatrywany pro-jekt dokumentu o regulacjach dotycz¹cych bezpieczeñstwa gazowego. Jednak ju¿ wczeœniejsze informacje z Komisji Europejskiej wskazywa³y, ¿e takie rozwi¹zanie nie znaj-dzie dostatecznego poparcia. Mówi³ o tym Stefan Moser, szef dzia³u bezpieczeñstwa dostaw energii w Dyrektoriacie Generalnym ds. Energii. Nie bêdzie propozycji centralnej agencji zakupów gazu, ani scentralizowanego systemu. O wolumenach gazu, warunkach i kierunkach zakupów ma decydowaæ rynek, a rol¹ komisji jest pilnowanie, ¿eby by³y zachowane zasady konkurencyjnoœci obowi¹zuj¹ce w Unii. We wspomnianym wy¿ej dokumencie przewiduje siê zmia-ny w planowaniu reakcji na zagro¿enia kryzysowe w dosta-wach – planowanie bêdzie przeniesione z poziomu kra-jowego na poziom regionalny.
Polska. Gazoci¹g Baltic Pipe o zdolnoœci przesy³owej 8,2 mld m3 gazu rocznie jest na liœcie Projektów Szcze-gólnego Zainteresowania Unii Europejskiej, ale od
d³u¿-145
Przegl¹d Geologiczny, vol. 64, nr 3, 2016
WIADOMOŒCI GOSPODARCZE
1
szego czasu ta powa¿na inwestycja nie by³a uwzglêdniana w d³ugofalowych programach gospodarki energetycznej. Teraz powróci³a za spraw¹ wypowiedzi Janusza Kowal-skiego, prokurenta PGNiG SA, który w wywiadzie dla PAP z 27 stycznia br. powiedzia³: „Zadaniem dla PGNiG SA jest budowa po³¹czenia gazowego z Norwegi¹, tak, ¿eby w perspektywie 2022 r. sprowadzaæ kilka mld m3
gazu, które spó³ka córka PGNiG SA bêdzie na Morzu Pó³nocnym wydobywaæ”.
Podczas wizyty w Norwegii 3 lutego br. premier Beata Szyd³o poruszy³a temat gazoci¹gu na konferencji praso-wej, oœwiadczaj¹c, ¿e polskie w³adze popieraj¹ projekt, gdy¿ jest on wa¿ny dla bezpieczeñstwa energetycznego kraju. Premier Norwegii Erna Solberg zgodzi³a siê z t¹ ocen¹, ale jednoczeœnie stwierdzi³a, ¿e w Norwegii budo-wa gazoci¹gu to nie jest sprabudo-wa polityczna, lecz bizneso-wa. Niew¹tpliwie podjêcie tej inwestycji wymaga udzia³u partnera PGNiG SA na Morzu Pó³nocnym, jakim jest Stat-oil. Jednak rzeczniczka Statoilu, Elin A. Isaksen stwier-dzi³a, ¿e firma nie zainwestuje w tê infrastrukturê. Takie samo stanowisko zajmuje norweski operator gazoci¹gów Gassco. Jak wynika z powy¿szych informacji, przysz³oœæ gazoci¹gu zale¿y nie tylko od zaanga¿owania Ministerstwa Energii i PGNiG SA, lecz w jeszcze wiêkszym stopniu od tego, czy Ministerstwo Finansów bêdzie sk³onne wyasy-gnowaæ 14 mld PLN.
Komunikat PGNiG SA o aktywnoœci wiertniczej firmy w 2015 r. mówi o wykonaniu 41 odwiertów zlokalizowa-nych w ró¿zlokalizowa-nych jednostkach geologiczzlokalizowa-nych. Odwiercono 17 otworów eksploatacyjnych umo¿liwiaj¹cych zwiêksze-nie produkcji ropy naftowej (7 otworów) i gazu ziemnego (10 otworów). Pozosta³e wiercenia to otwory poszukiwaw-cze i rozpoznawposzukiwaw-cze. Pozytywne wyniki z³o¿owe w postaci akumulacji gazu ziemnego uzyskano w 10 otworach. Udo-kumentowane zasoby wêglowodorów wynios³y 3,6 mln t równowa¿nika ropy naftowej.
Wielka Brytania. Po 30 latach od odkrycia z³o¿a Laggan na Atlantyku koncern Total rozpocz¹³ 8 lutego br. eksploatacjê gazu. Z³o¿a gazowo-kondensatowe Laggan i Tormore znajduj¹ siê na zachód od Szetlandów. Wszyst-kie instalacje produkcyjne s¹ umieszczone na dnie mor-skim, g³êbokoœæ wody w tym rejonie wynosi 600 m. Gaz bêdzie przesy³any 140-kilometrowym ruroci¹giem do l¹-dowego oœrodka przeróbki na wyspie Mainland, a stamt¹d do terminalu Sullom Voe. Docelowo wydobycie gazu i kon-densatu osi¹gnie 12 240 t/d równowa¿nika ropy naftowej. Z³o¿e Laggan zosta³o odkryte w 1986 r., natomiast w 2007 r. odkryto z³o¿e Tormore, gdzie horyzont gazonoœny znajduje siê na g³êbokoœci 3936 m. £¹czne ich zasoby wynosz¹ 31 mld m3gazu i 3,4 mln t kondensatu. Operato-rem jest Total E&P UK, który ma 60% udzia³ów, 20% posiada duñski DONG E&P i 20% nale¿y do brytyjskiej SSE E&P UK.
Morze Pó³nocne. Rejon dostarczaj¹cy wiêkszoœæ ropy i gazu do Europy tak, jak reszta œwiata odczuwa skutki niskich cen ropy, ale dodatkowym niekorzystnym czynni-kiem s¹ s³abe wyniki poszukiwañ. Jedyne znaczniejsze odkrycie nast¹pi³o w paŸdzierniku ub.r. w œrodkowej czê-œci Morza Pó³nocnego w sektorze brytyjskim. Wiercenia wykonane przez koncern Apache na obiektach struktural-nych Beryl, Forties i Seagull potwierdzaj¹ zasoby wydoby-walne o wielkoœci 6,8–9,5 mln t równowa¿nika ropy naf-towej. W otworze Seagull przewiercono perspektywiczny kompleks piaskowców triasowych, o mi¹¿szoœci 332 m, z horyzontem roponoœnym o mi¹¿szoœci netto 205 m. Uzy-skano z niego przyp³yw 1183 t/d ropy i 452 tys. m3
/d gazu. Niestety, kolejne wiercenia wykonane w nastêpnych miesi¹cach nie zwiêkszy³y w sposób istotny stanu zasobów. Akumulacjê lekkiej ropy o zasobach od 860 tys. do 2,5 mln t ropy w utworach jury górnej i œrodkowej odkryto otworem w obrêbie bloku 248 w pobli¿u z³o¿a Vega SÝr odwierco-nym przez Wintershall. Na sk³onie z³o¿a Visund wykonano 146
Przegl¹d Geologiczny, vol. 64, nr 3, 2016
wiercenie 34/8-16S o g³êbokoœci 3830 m, w którym w utworach œrodkowego triasu stwierdzono obecnoœæ inter-wa³u o doœæ dobrych w³aœciwoœciach zbiornikowych o mi¹¿-szoœci 40 m z rop¹, gazem i kondensatem. Wstêpnie osza-cowane zasoby wynosz¹ 340–940 tys. t ropy. Operator, którym jest Statoil, okreœli³ akumulacjê jako niewielk¹ i zdecydowa³ o likwidacji otworu. W rejonie z³o¿a Edvard Grieg na Norweskim Szelfie Kontynentalnym odwiercono otwór poszukiwawczy Rolvsnes o g³êbokoœci 2096 m, w którym ropê odkryto w porowatym pod³o¿u granitowym. Interwa³ roponoœny o mi¹¿szoœci 30 m zosta³ opróbowany próbnikiem z³o¿a i uzyskano przyp³yw 36 t/d ropy przez zwê¿kê 36/64". Tu równie¿ operator (Lundin Norge) podj¹³ decyzjê o likwidacji otworu. Podobnie by³o w przy-padku odkrycia gazu na bloku 708, gdzie horyzont z³o-¿owy o mi¹¿szoœci 40 m w utworach wêglanowych permu górnego by³ zawodniony, a w³aœciwoœci zbiornikowe s³abe. Nieco lepsze warunki stwierdzono w podœcielaj¹cych utworach permokarbonu, ale iloœci gazu wg oceny operato-ra (tak¿e Lundin Norge) nie maj¹ znaczenia przemys³owe-go. Odwiert o g³êbokoœci 3184 m (przy g³êbokoœci wody 288 m) zosta³ zlikwidowany. Jeszcze mniej zachêcaj¹ce dla firmy Lundin by³y wyniki wiercenia na strukturze rnen. W utworach permu górnego nie by³o gazu, w wê-glanowych utworach permokarbonu tylko jego œlady, osta-tecznie odwiert uznano za negatywny i zlikwidowano. Ju¿ w styczniu br., Lundin zakoñczy³ wiercenie Lorry na Morzu Norweskim. Otworem o g³êbokoœci 3224 m mia³y byæ zba-dane wyklinowania w utworach jury górnej, ale nie stwier-dzono w nich ¿adnych objawów wêglowodorów i odwiert zlikwidowano. Równie¿ w styczniu Suncor Energy Norge zakoñczy³ wiercenie otworu poszukiwawczego 25/10-14S w pobli¿u z³o¿a Balder z zadaniem zbadania perspekty-wicznoœci utworów paleocenu i jury dolnej. Odwiert o g³ê-bokoœci pomiarowej 2474 m i g³êg³ê-bokoœci pionowej 2374 m przewierci³ dwa kompleksy piaskowcowe o mi¹¿szoœci 22 i 63 m o dobrych w³aœciwoœciach zbiornikowych, jednak bez objawów wêglowodorów.
Mjanma (Birma). We wrzeœniu ub.r. Shell rozpocz¹³ poszukiwania w obrêbie trzech bloków koncesyjnych zlo-kalizowanych w basenach Rakhine i Tanintharyi w Zatoce
Bengalskiej w pobli¿u du¿ego z³o¿a gazu Shwe, którego eksploatacjê rozpoczêto w 2013 r. Jest to rejon g³êboko-wodny, g³êbokoœæ wody zmienia siê od 1800 do 2700 m. Shell zleci³ firmie Polarcus z Dubaju wykonanie zdjêcia sejsmicznego 3D o powierzchni 10 000 km2. Badania roz-poczê³y siê w paŸdzierniku ub.r. i niedawno wykonawca poinformowa³ o osi¹gniêciu rekordowej wydajnoœci 190 km2 dziennie. Rozstaw pomiarowy 10 streamerów w odleg³oœci 200 m ma szerokoœæ 1800 m i pokrywa powierzchniê 17,6 km2. Jest to najwiêksza konfiguracja sejsmiczna holowana przez jeden statek i jednoczeœnie najwiêkszy ruchomy obiekt na kuli ziemskiej. Rejestracje wykonuje statek „Polarcus Amani”, który wszed³ do s³u¿by w 2012 r. i mo¿e holowaæ do 14 streamerów. Napêdzany jest 4 œrubami o mocy 2200 kW i jego maksymalna prêdkoœæ wynosi 17 wêz³ów.
USA. Zmniejszenie nak³adów inwestycyjnych najbar-dziej zaznaczy³o siê w Ameryce Pó³nocnej, gdzie spadek w 2015 r. wyniós³ 35%, a w 2016 r. jest spodziewana obni¿ka jeszcze o 20%. Kryzys w przemyœle naftowym objawia siê ju¿ nie tylko zahamowaniem inwestycji i redukcj¹ zatrud-nienia, ale grozi likwidacj¹ firm. Agencja konsultingowa Douglas-Westwood twierdzi, ¿e wskutek strat i pogorsze-nia warunków sp³aty zad³u¿epogorsze-nia ponad 40 firm jest na kra-wêdzi bankructwa i spe³nia kryteria ustawy o upad³oœci.
Wydawa³o siê, ¿e firmy zajmuj¹ce siê g³ównie poszuki-waniem i eksploatacj¹ gazu z ³upków z powodu stosowania kosztownych technologii bêd¹ najbardziej nara¿one na skutki spadaj¹cych cen ropy. Istotnie wzrost wydobycia gazu ³upkowego zosta³ zahamowany, w niektórych base-nach wydobycie zmniejszy³o siê, lecz producenci doœæ skutecznie szukaj¹ nowych odbiorców i dziêki temu umac-niaj¹ swoj¹ pozycjê finansow¹. Takim rozwi¹zaniem dla firm z Teksasu i Pensylwanii okaza³y siê dostawy gazu do elektrowni, co spowodowa³o znaczny wzrost notowañ gie³-dowych. Przyk³adem mog¹ byæ Southwestern EnergyCo. i Range Resources Corp. (wzrost o 11%), czy Cabot Oil & Gas Corp. (wzrost o 5,1%).
ród³a: Biznes Alert, Hart’s E&P, Offshore, Oil & Gas Financial Journal, Oil & Gas Journal, PAP, PGNiG, Platts, Polarcus, Rigzone, rp.pl, Statoil, World Oil
147
