Aktualia ropy naftowej i gazu ziemnego
Jerzy Zagórski*
Œwiat. Osi¹gniêcia w technice wiert -niczej imponuj¹ ju¿ nie tylko g³êbokoœ-ci¹ i d³ugoœg³êbokoœ-ci¹ marszu wykonanego jed-nym œwidrem, lecz tak¿e precyzj¹. Przy-k³adem mo¿e byæ po³¹czenie dwóch otwo-rów kierunkowych, odleg³ych od siebie o 3106 m. Kierunki otworów 6-33-L/93-I-9 i d61-L/93-I-9 w z³o¿u Jedney w Kolum-bii Brytyjskiej zosta³y odchylone a¿ do poziomu. Nastêpnie ich trajektorie przeciê³y siê na g³êbokoœ-ci 1545 m, niemal dok³adnie w po³owie odleg³oœg³êbokoœ-ci miêdzy otworami na powierzchni ziemi. G³êbokoœæ pomiarowa otworów wynosi 5864 m. Wiercono gryzerem 8¾", sto-suj¹c sterowanie œwidrem w czasie wiercenia. Wykonawc¹ by³a firma Halliburton-Sperry Sun. Pobity te¿ zosta³ rekord najd³u¿szego odcinka odwierconego z platformy wiertniczej, ustanowiony poprzednio w otworze Visund (Prz. Geol., vol. 53, nr 9, str. 722–725). Otwór 30/9-B-47 w z³o¿u Ose-berg w sektorze norweskim M. Pó³nocnego osi¹gn¹³ g³êbo-koœæ pomiarow¹ 10 007 m (g³êbog³êbo-koœæ pionowa 2807 m) przy g³êbokoœci wody 109 m. Wykonawc¹ by³a firma Norsk Hydro. Z kolei w z³o¿u Alpine, w rejonie North Slope na Alasce, w otworze DCI-07 uzyskano rekordowy marsz œwidra diamentowego polikrystalicznego, który przewier-ci³ interwa³ 3751 m ze œredni¹ prêdkoœci¹ 5,9 m/h. Na uwagê zas³uguje tak¿e sukces kotwiczenia platformy pó³zanurzal-nej. W Zat. Meksykañskiej zakotwiczono platformê Maria-nas na g³êbokoœci 1911 m. Dokona³a tego firma Delmar Systems, u¿ywaj¹c systemu ³añcuchów i lin stabilizuj¹cych pozycjê platformy p³ywaj¹cej na 8 podporach.
Wszystkie te osi¹gniêcia s¹ skutkiem tego, ¿e poszuki-wania wkraczaj¹ w specyficzne, trudne rejony, wymagaj¹ce sprzêtu najwy¿szej jakoœci i zaawansowanej technologii. W miesiêczniku Hart’s E&P zwrócono uwagê na to, ¿e kla-syczne obszary poszukiwañ naftowych na morzu, tj. szelf, zosta³y ju¿ spenetrowane i teraz nale¿y siê zaj¹æ takimi obszarami, jak strefa przejœciowa miêdzy l¹dem a morzem i p³ytkie wody przybrze¿ne, akweny g³êbokie (poni¿ej 500 m) oraz bardzo g³êbokie (poni¿ej 1500 m). Osobnym zagad-nieniem s¹ wiercenia na morzach arktycznych. Najwiêcej doœwiadczeñ zgromadzono w 3 rejonach: Nowej Funlandii, Nowej Szkocji i Labradoru; Sachalinu i na Morzu Barentsa. S¹ to obszary, gdzie w ci¹gu przewa¿aj¹cej czêœci roku panuj¹ bardzo niskie temperatury, warunki pogodowe (falo-wanie, wiatry i gwa³towne opady) s¹ skrajnie niekorzystne, a ponadto wystêpuje zagro¿enie lodowe. Wp³yw tego ostat-niego czynnika mo¿na przeœledziæ na przyk³adzie platfor-my Hibernia, usytuowanej w Basenie Labradorskim. Jest to jednoczeœnie g³ówny szlak gór lodowych, wp³ywaj¹cych z Morza Baffina na Atlantyk. Ukoñczona w 1997 r. platfor-ma eksploatacyjna Hibernia jest gigantyczn¹ konstrukcj¹ ze specjalnie wzmocnionego betonu, o wadze 450 000 t i
zosta³a zaprojektowana tak, aby wytrzymaæ bezpoœrednie uderzenie góry lodowej o masie 6 mln t. By³aby to jednak zaledwie kra o gruboœci 70 m i rozmiarach 300 x 300 m, a wiêc stosunkowo niewielka w porównaniu z kolosami, które p³yn¹ przez Cieœninê Davisa. Dodatkowym zabez-pieczeniem jest system œledzenia dryfuj¹cych gór lodo-wych i w przypadkach mo¿liwej kolizji próba zmiany ich kursu przez czuwaj¹ce w pobli¿u holowniki. Poza lodem p³ywaj¹cym niezwykle groŸne mo¿e byæ oblodzenie platfor-my, powoduj¹ce zmianê wypornoœci i utratê statecznoœci. Równie¿ statki odbieraj¹ce wydobyt¹ ropê i s³u¿¹ce jako stacje prze³adunkowe (FPSO) musz¹ byæ przystosowane do szybkiego demonta¿u ruroci¹gów odbiorczych w przypadku wyj¹tkowo silnego sztormu lub bliskoœci góry lodowej.
Podobne warunki i zagro¿enia wystêpuj¹ na Morzu Ochockim wokó³ Sachalinu. Na przyk³ad podczas projek-towania platform przeznaczonych do eksploatacji z³ó¿ £unskoje i Pi³tun-Astochskoje nale¿a³o wzi¹æ pod uwagê dodatkowe obci¹¿enie platformy opadami œniegu, docho-dz¹ce do 2500 t (szczególnie pok³adu helikopterowego). Wystêpuj¹ tam te¿ du¿e wahania temperatur, od –36oC w zimie do 36o
C w lecie, co narzuca koniecznoœæ uwzglêdnie-nia w konstrukcji platformy kompensacji naprê¿eñ wystê-puj¹cych na styku betonowej podstawy platformy i czêœci stalowej. Jeszcze trudniejszym zagadnieniem jest zabez-pieczenie przed wstrz¹sami sejsmicznymi. Opracowano specjalny typ przegubowego po³¹czenia czêœci betonowej z nawodn¹ konstrukcj¹ platformy — rodzaj ³o¿yska œlizgo-wego, umo¿liwiaj¹cego wahad³owe ruchy czêœci górnej wzglêdem dolnej i redukuj¹cego obci¹¿enie.
Poszukiwania i rozpoznanie z³ó¿ norweskich na Morzu Barentsa maj¹ utorowaæ drogê do zagospodarowania innych, ju¿ odkrytych z³ó¿, przede wszystkim w sektorze rosyj-skim. Jednak z³o¿a Snøhvit, Albatross i Askeladd znajduj¹ siê w po³udniowej czêœci M. Barentsa, wolnej od lodów dziêki wp³ywowi Pr¹du Zatokowego, natomiast rosyjskie z³o¿a Sztokmanowskoje, a szczególnie Priraz³omnoje s¹ po³o¿one w œrodkowej i wschodniej czêœci tego akwenu, gdzie surowe warunki zimowe trwaj¹ przez 230 dni w roku, a fale sztormowe osi¹gaj¹ 9 m. Zespó³ z³ó¿ Snøhvit wchodzi niebawem do eksploatacji i w 2006 r. rozpocznie siê eksport skroplonego gazu ziemnego. Tymczasem z³o¿a rosyjskie, odkryte w 1988 i 1999 r., nadal czekaj¹ na udo-stêpnienie. Jest to jednak tylko kwestia czasu, bo wielkoœæ zasobów wêglowodorów jest potê¿nym magnesem, przy-ci¹gaj¹cym inwestorów. Zasoby zespo³u z³ó¿ Snøhvit to 193 mld m3
gazu i 20 mld t kondensatu, natomiast z³o¿e Sztokmanowskoje zawiera 3200 mld m3gazu i 3 mld t kon-densatu, a z³o¿e Priraz³omnoje 82 mln t ropy.
Wody arktyczne s¹ szczególnie wra¿liwe na zanie-czyszczenia, bo obce i szkodliwe substancje rozk³adaj¹ siê tu znacznie d³u¿ej ni¿ w ciep³ym klimacie, ponadto wystê-puj¹ w nich ekosystemy o wyj¹tkowym znaczeniu. S¹ to te¿ bogate ³owiska, wymagaj¹ce zarówno ochrony, jak i 1015
Przegl¹d Geologiczny, vol. 53, nr 11, 2005
WIADOMOŒCI GOSPODARCZE
*ul. Czerniakowska 28 B m. 19, 00-714 Warszawa; jpzagorski@sasiedzi.pl
takiego monta¿u instalacji podwodnych, aby nie stanowi³y przeszkody dla rybo³ówstwa. Rz¹d norweski k³adzie du¿y nacisk na ochronê œrodowiska morskiego. Skutki operacji naftowych na M. Pó³nocnym i M. Norweskim s¹ szcze-gó³owo monitorowane. Rozpoczêcie poszukiwañ naftowych na M. Barentsa zosta³o poprzedzone dodatkowymi bada-niami stanu œrodowiska i obwarowane nowymi wymaga-niami. Teraz konieczne jest rozszerzenie tych zasad na ca³e Morze Barentsa. Mo¿na siê spodziewaæ, ¿e porozumienie o wspó³pracy — zawarte pomiêdzy Statoilem, Norsk Hydro i Gazpromem w celu wykorzystania norweskiej technologii do zagospodarowania wspomnianych z³ó¿ rosyjskich — zapewni zachowanie wysokich standardów ochrony œrodo-wiska. By³y dyrektor Norweskiego Instytutu Polarnego w Tromso proponuje pilne powo³anie norwesko-rosyjskiej organizacji, która opracuje wspólne za³o¿enia do nafto-wych projektów inwestycyjnych, uwzglêdniaj¹ce najbar-dziej rygorystyczne normy ochrony œrodowiska.
Polska. Cezary Filipowicz, dyrektor generalny Miêdzy -narodowego Przedsiêbiorstwa Ruroci¹gowego Sarmatia, poda³ do wiadomoœci, ¿e we wrzeœniu rozpoczê³a pracê grupa konsultantów, która przygotuje studium wykonal-noœci i biznesplan przed³u¿enia ruroci¹gu Odessa–Brody do P³ocka. Grupê tworz¹ firmy SWECO PIC Oy z Finlan-dii, ILF GmbH z Niemiec i KANTOR z Grecji. Opracowa-nie ma byæ gotowe w ci¹gu 6 miesiêcy. Komisja Europejska przyzna³a na ten cel 2 mln . Projekt bêdzie jednym z tema-tów obrad najbli¿szego Forum Ekonomicznego w Krynicy. Nastêpny etap bêdzie najtrudniejszy — trzeba znaleŸæ inwestorów, którzy pokryj¹ koszty budowy 490-kilo-metrowego odcinka ropoci¹gu, szacowane na 500 mln . Jako zainteresowane projektem wymienia siê firmy Chevron-Texaco, TNK-BP, Europejski Bank Inwestycyjny i Europej-ski Bank Odbudowy i Rozwoju.
Rosja. Informacje o projektach gazoci¹gów z Azji Œrod-kowej, a szczególnie o gazoci¹gu Nabucco, wywo³a³y na-tychmiastow¹ reakcjê w Rosji. Gazoci¹g Nabucco, o d³u-goœci 3400 km, ma od 2011 r. dostarczaæ co roku od 4,5 do 13 mld m3gazu ziemnego do Austrii przez Turcjê. Docelo-wo mo¿e to byæ nawet 31 mld m3
gazu rocznie. W projekcie prócz Turcji i Austrii bior¹ udzia³ Bu³garia, Rumunia i Wêgry. Porozumienie w tej sprawie podpisano w Wiedniu w czerwcu bie¿¹cego roku. Wkrótce w Rosji ukaza³y siê publikacje stawiaj¹ce pod znakiem zapytania realizacjê tej inwestycji, g³ównie ze wzglêdu na wielkoœæ dostaw i mo¿li-woœci dostawców. Jedn¹ z nich ironicznie zatytu³owano Bilanse, które brzmi¹ jak romanse. Jednak w³adze w Moskwie potraktowa³y sprawê bardzo powa¿nie i w koñcu sierpnia doprowadzi³y do spotkania z tureckim premierem R. Erdoganem. Prezydent Putin obieca³ Turcji wielomiliar-dowe inwestycje w zamian za pomoc w eksporcie rosyjskie-go gazu do Europy Po³udniowej. Oœwiadczy³, ¿e zdolnoœæ przesy³owa gazoci¹gu Go³uboj Potok (Blue Stream) pod M. Czarnym zostanie zwiêkszona z obecnych 4,7 mld m3 gazu rocznie do 16 mld m3 i nie wyklucza siê budowy nowego gazoci¹gu. Wspomnia³ tak¿e o mo¿liwoœci budo-wy ruroci¹gów naftobudo-wych i innych inwestycjach, w których uczestniczy³aby strona turecka. Jest to czêœæ najnowszej strategii rosyjskiej, polegaj¹cej na stworzeniu alternatyw-nych dróg dostaw rosyjskich surowców energetyczalternatyw-nych, przede wszystkim gazu ziemnego i ropy naftowej, do Euro-py Zachodniej. Nowe trasy planuje siê zarówno na pó³nocy,
jak i na po³udniu, aby zmniejszyæ znaczenie istniej¹cych po³¹czeñ przez Ukrainê, Mo³dawiê i Bia³oruœ. Analitycy rosyjscy przyznaj¹, ¿e stosunki z Ukrain¹ i Mo³dawi¹ pogar-szaj¹ siê i powstanie po³¹czenia gazowego przez Turcjê by³oby nowym œrodkiem nacisku na te kraje, zwiêkszaj¹cym jednoczeœnie gwarancjê dotrzymania obecnych, d³ugoter-minowych kontraktów z odbiorcami w Europie Zachodniej. Taki sam cel ma projekt gazoci¹gu pó³nocnoeuropejskiego. Udzia³ prezydenta w negocjacjach na temat tych inwestycji podkreœla wagê, jak¹ przywi¹zuje siê w Rosji do podtrzyma-nia dominuj¹cej pozycji Gazpromu i zablokowapodtrzyma-nia mo¿li-woœci eksportu gazu z Azerbejd¿anu i Iranu. S¹ to przede wszystkim cele polityczne, a nie gospodarcze. Œwiadczy o tym przyk³ad gazoci¹gu Go³uboj Potok, który nadal przy-nosi straty, a osi¹gniêcie projektowanej zdolnoœci przepus-towej, w œwietle dotychczasowych doœwiadczeñ z eksplo-atacji, jest nierealne. Podobnie jest z gazoci¹giem pó³noc-noeuropejskim, który bêdzie 3-krotnie dro¿szy ni¿ druga nitka gazoci¹gu jamalskiego. Oznacza to równie¿, ¿e reali-zacja strategii rosyjskiej bêdzie niezwykle kosztowna.
USA. Rok temu huragan Ivan spowodowa³ powa¿ne szkody na platformach wiertniczych i wydobywczych w Zat. Meksykañskiej, ale skutki huraganu Katrina okaza³y siê znacznie gorsze. Ewakuowano za³ogi z po³owy plat-form pracuj¹cych w zatoce. W Raporcie S³u¿by Zarz¹dza-nia Zasobami Mineralnymi USA podano, ¿e wstrzymanie wydobycia od 26 sierpnia do 6 wrzeœnia br. zmniejszy³o dostawy ropy o 1,7 mln t, a dostawy gazu o 1,9 mld m3. Utrata bie¿¹cej produkcji bêdzie jednak znacznie wiêksza, gdy¿ wszystkie platformy eksploatacyjne i wiertnicze musz¹ byæ skontrolowane przed wznowieniem wydobycia. Hura-gan uszkodzi³ 58 platform, z czego 30 zosta³o ca³kowicie zniszczonych. Wiele platform zosta³o zerwanych z kotwic i dryfowa³o wiele kilometrów. Jeszcze 6 wrzeœnia 219 plat-form, spoœród 956 pracuj¹cych w zatoce, nie by³o ponow-nie obsadzonych po ewakuacji.
Dla nabywców paliw w USA o wiele wiêksze znacze-nie od zmznacze-niejszenia wydobycia ropy naftowej maj¹ uszko-dzenia instalacji rafinerii w Luizjanie i Missisipi. Dziewiêæ rafinerii ca³kowicie wstrzyma³o produkcjê, a piêæ ma po-wa¿nie zmniejszone zdolnoœci produkcyjne.
Arabia Saudyjska. Znaczna czêœæ ropy naftowej impor-towanej do USA pochodzi z Arabii Saudyjskiej (obecnie jest to 15,5%) i wobec tego kwestia stabilnoœci dostaw ropy naftowej z tego kraju jest przedmiotem zainteresowania nie tylko analityków z firm konsultingowych, lecz tak¿e Kon-gresu i Senatu. Optymistyczny obraz wielkoœci posiada-nych zasobów, prezentowany przez wiceprezesa Saudi Aramco Mahmouda Abdul-Baqi (Prz. Geol., vol. 52, nr 9, str. 860–861), zosta³ krytycznie oceniony przez amerykañ-skiego konsultanta M. Simmonsa. Simmons analizowa³ przede wszystkim dostêpne materia³y Saudi Aramco i na konferencji w Centrum Studiów Strategicznych i Miêdzy-narodowych w Waszyngtonie przedstawi³ wyniki swoich badañ nad stanem saudyjskich z³ó¿ ropy. Kwestionuje tezê, ¿e zastosowanie nowych rozwi¹zañ technicznych powstrzy-ma wyczerpywanie siê z³ó¿. W³aœnie wdro¿enie na szerok¹ skalê wierceñ poziomych i wielopoziomowych zwiêkszy³o wydobycie z trudno dostêpnych partii z³ó¿, przez co wzros³o tempo ich sczerpania. Produkcja Arabii Saudyj-skiej w 90% pochodzi z 5 najwiêkszych z³ó¿: Ghawar, Abqaiq, Khurais, Safaniya i Zuluf. W ka¿dym z nich wystê-puje bardzo wiele problemów technicznych, z których naj-1016
wa¿niejsze jest postêpuj¹ce zawodnienie horyzontów roponoœnych. W profilu geologicznym basenów saudyj-skich wystêpuje ponad 300 poziomów zbiornikowych; jed-nak wiêkszoœæ z nich nie ma dostatecznych parametrów porowatoœci i przepuszczalnoœci, aby odegraæ znacz¹c¹ rolê w produkcji ropy. Wobec tego horyzonty o dobrych w³aœciwoœciach s¹ intensywnie eksploatowane z zastoso-waniem na szerok¹ skalê zat³aczania wody. W ci¹gu ostat-nich 10 lat metoda ta pozwala³a na utrzymanie poziomu wydobycia, ale teraz ujawniaj¹ siê jej negatywne skutki. Otwory poziome zwiêkszy³y dostêp do piaszczystych horyzontów roponoœnych i jednoczeœnie przyspieszy³y nap³yw wód podœcie³aj¹cych i okalaj¹cych. Przyk³adem jest z³o¿e Yibal, gdzie — aby utrzymaæ wydobycie w otwo-rze eksploatacyjnym, z którego uzyskuje siê 34 tys. t/d ropy — wykonano dodatkowe wiercenia poziome, co spowodo-wa³o obni¿enie produkcji do 12 240 tys. t/d w 2001 r. i dal-szy spadek w latach nastêpnych. Obecnie otwór ten daje zaledwie ok. 6000 t/d ropy. Dlatego te¿ najwiêksze z³o¿a s¹ w fazie spadku produkcji. Tak jest w przypadku z³o¿a Gha-war, którego zasoby oszacowano w 1975 r. na 8 mld t ropy. Simmons uwa¿a te obliczenia za poprawne, ale przypomi-na, ¿e wed³ug danych Saudi Aramco dotychczas wydobyto z niego 7,5 mld t ropy. Co wiêcej, produkcja pochodzi z pó³nocnej czêœci z³o¿a Ghawar, natomiast czêœæ po³udnio-wa by³a do tej pory pomijana ze wzglêdu na znacznie gor-sze parametry z³o¿owe. Studium udostêpnienia sk³onu po³udniowego wykaza³o, ¿e w celu uzyskania wydobycia ropy rzêdu 40 tys. t/d nale¿a³oby zat³aczaæ 68 tys. t wody na dobê. Podobna sytuacja wystêpuje w dwóch innych wielkich z³o¿ach, Abqaiq i Berri, w których do wyeksplo-atowania pozosta³y tylko niewielkie iloœci wêglowodorów, pominiête w poprzednich etapach rozpoznania. Potencjalni nastêpcy to 85 odkrytych z³ó¿, ale wymagaj¹ one jeszcze rozpoznania. Dotychczas Saudi Aramco koncentrowa³o siê na z³o¿ach naj³atwiej dostêpnych i najtañszych w eksplo-atacji i nie widzia³o potrzeby przygotowania nowych z³ó¿ do eksploatacji, tote¿ nie wiadomo, ile z nich jest z³o¿ami przemys³owymi. Wszystkie wymienione wy¿ej czynniki œwiadcz¹ o tym, ¿e Arabia Saudyjska nie utrzyma pozycji decydenta i arbitra na œwiatowym rynku naftowym. Malej¹ca od 1981 r. produkcja ropy naftowej oznacza koniec saudyjskiego „cudu naftowego”, tym bardziej ¿e ani Saudi Aramco, ani ministerstwo ds. ropy naftowej nie maj¹ d³ugofalowego planu dzia³ania na okres po ca³kowi-tym wyczerpaniu z³ó¿-gigantów.
Angola. W g³êbokowodnej czêœci Zatoki Gwinejskiej (1601 m), w odleg³oœci 60 km na SE od znanych z³ó¿ Plu-tao, Saturno, Marte i Venus i 10 km na NW od z³o¿a Palas, odkryto nowe z³o¿e ropy naftowej. Wiercenie by³o prowa-dzone ze statku wiertniczego Jack Ryan, nale¿¹cego do fir-my GlobalSantaFe Corp. Z otworu Juno-1, odwierconego do g³êbokoœci 3200 m, uzyskano przyp³yw 364 t/d ropy przez zwê¿kê 28/64". Operatorem bloku jest firma British Petroleum, posiadaj¹ca 26,67% udzia³ów, pozostali udzia-³owcy to Esso, Sonangol EP, Statoil, Marathon Petroleum Ltd. i Total SA.Wkrótce po pozytywnym wyniku wiercenia Juno nast¹pi³o ósme odkrycie w bloku 31. W tym samym rejonie, lecz na SE od z³o¿a Palas, odwiercono do g³êbokoœ-ci 3511 m otwór poszukiwawczy Astraea-1 (przy g³êbokoœg³êbokoœ-ci wody 1496 m). W próbach uzyskano wydajnoœæ 885,7 t/d ropy. Otwór by³ wiercony ze statku wiertniczego Jack Ryan. Blok 31., o powierzchni 5349 km2, okreœlany jest, wed³ug obecnych kryteriów, jako zdecydowanie g³êbokowodny,
gdy¿ g³êbokoœæ wody waha siê od 1500 do 2500 m. Obecnie BP Exploration Angola Ltd. przygotowuje plan zagospoda-rowania z³ó¿ w SE czêœci bloku 31.
Malta. Zniesienie sankcji amerykañskich wobec Libii mia³o wp³yw nie tylko na wiêksze zainteresowanie firm zagranicznych operacjami w tym kraju, lecz tak¿e na o¿y-wienie poszukiwañ w przylegaj¹cej do tego kraju czêœci Morza Œródziemnego. Malta jest w uprzywilejowanej sytu-acji, poniewa¿ dziêki zasadom wyznaczania granic stref ekonomicznych na morzu, dysponuje du¿ym obszarem koncesyjnym, podzielonym na 7 rejonów. Poszukiwania naftowe na Malcie rozpoczê³y siê w 1958 r. od odwiercenia l¹dowego otworu poszukiwawczego Naxxar-2. Wiercenie zakoñczono na g³êbokoœci 2999 m w wapieniach jurajskich i nie stwierdzono objawów wêglowodorów. Pierwszy pozy-tywny otwór na morzu, Home-1, zosta³ odwiercony w 1971 r. i od tego czasu ministerstwo zasobów i infrastruktury przy-zna³o kilkanaœcie koncesji poszukiwawczych i eksploata-cyjnych. Najwiêkszym zainteresowaniem ciesz¹ siê rejony 2., 3., 4., 5. i 7. Norweska firma TGS-NOPEC Geophysical Co. uzyska³a koncesje w rejonach 2. i 7., w rejonie 5. kon-cesjê ma australijska firma Pancontinental Oil & Gas NL. Teraz brytyjska firma MedOil plc uzyska³a wa¿n¹ przez rok koncesjê na poszukiwania w 2 blokach o powierzchni 4000 km2
, w rejonie 3. blisko Sycylii. Znajduj¹ siê tam 3 du¿e obiekty poszukiwawcze, a ich perspektywicznoœæ pod-nosi obecnoœæ z³o¿a Giant Vega (ju¿ na wodach w³oskich) o zasobach geologicznych 136 mln t ropy. Inny operator, Mediterranean Oil & Gas Ltd, uzyska³ koncesjê na eksplo-atacjê 4 bloków w rejonie 4., w czêœci po³udniowej. W sek-torze tunezyjskim, na N od z³o¿a gazu Miskar i z³o¿a ropy Isis, MedOil plc wspólnie z TGS-NOPEC Geophysical Co. uzyska³a koncesjê na poszukiwania w bloku nazwanym Louza, o powierzchni 4100 km2
. Perspektywicznoœæ tej strefy zosta³a potwierdzona wynikami otworu, w którym uzyskano przyp³yw z dwóch horyzontów: 163 t/d ropy o ciê¿arze 0,8550 g/cm3z wy¿szego i 16 t/d ropy o ciê¿arze 0,9593 g/cm3 z g³êbszego. W pobli¿u zlokalizowane s¹ jeszcze 4 obiekty poszukiwawcze. Operator zamierza wyko-naæ tam 600 km2zdjêcia sejsmicznego 3-D.
W zatoce Ma³a Syrta rozpoczê³a pracê pierwsza libij-ska platforma eksploatuj¹ca gaz i kondensat ze z³o¿a Sabratha, ok. 110 km na N do Trypolisu. Gaz bêdzie prze-sy³any do zak³adu oczyszczania w Mellitah na l¹dzie i stamt¹d gazoci¹giem eksportowym na Sycyliê.
Egipt. Po odwierceniu otworu El Diyur-2X na Pustyni Zachodniej stwierdzono objawy ropy i gazu w siedmiu interwa³ach w kredowych formacjach Abu Roash i Baha-riya. Profilowanie geofizyczne wykaza³o, ¿e sumaryczna mi¹¿szoœæ horyzontów produktywnych wynosi 80 m. Po wykonaniu perforacji i szczelinowania hydraulicznego w 3-metrowym interwale najni¿szego z horyzontów próby z³o¿owe da³y wynik 136 t/d ropy o ciê¿arze 0,8984 g/cm3 (26oAPI). Wiercenie zakoñczono w utworach jurajskich na g³êbokoœci 2567,6 m. Egipskie ministerstwo ds. ropy naf-towej zatwierdzi³o plan rozpoznania z³o¿a, w tym odwier-cenie otworów El Diyur-3X i 4X. Operatorem koncesji jest Apache Corp., drugim udzia³owcem jest Sipetrol Interna-tional SA z Chile.
ród³a: Biul. Statoil, Energy Intelligence Group, Hart’s E&P, Offshore, Oil&Gas Journal, RusEnergy, Upstream, World Oil
1017
