Aktualia ropy naftowej i gazu ziemnego
Radomir Pachytel
1Polska. Orlen jest ju¿ na ostatniej
prostej do przejêcia Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa. Komisja Euro-pejska (KE), która parê miesiêcy temu mocno skomplikowa³a inkorporacjê
Lo-tosu, tym razem postanowi³a umyæ rêce
i zrzuciæ wszelk¹ odpowiedzialnoœæ za ewentualne konsekwencje tych dzia³añ na Polskê. Decyzj¹ KE wniosek PKN Orlen o zgodê na przejêcie PGNiG rozpatrzy prezes Urzêdu Ochrony Konkurencji i Konsumentów (UOKiK), który zosta³ uznany za organ najbardziej kompetentny do oceny skutków przejêcia na rynku krajowym. Zdaniem komisji:
planowana koncentracja nie wywrze istotnych skutków na konkurencji poza Polsk¹, co ma ma³o wznios³y
wydŸ-wiêk w kontekœcie planów energetycznego podboju Euro-py Œrodkowowschodniej. Taka informacja cieszy d¹¿¹cych do konsolidacji, bo trudno przypuszczaæ, aby prezes UOKiK piêtrzy³ jakiekolwiek przeszkody w budowie mul-tienergetycznego Orlenu.
Spó³ka Polskie LNG, bêd¹ca dotychczas w³aœcicielem i operatorem terminalu skroplonego gazu ziemnego w Œwinoujœciu, z koñcem pierwszego kwarta³u 2021 r. zosta³a przejêta przez spó³kê Gaz-System – odpowie-dzialn¹ za przesy³anie gazu ziemnego na terenie Polski. Wed³ug doniesieñ prasowych g³ównym celem integracji firm jest zwiêkszenie efektywnoœci zarz¹dzania procesami inwestycyjnymi. Po³¹czenie spó³ek jest jednym z wielu procesów konsolidacyjnych, trwaj¹cych lub zrealizowa-nych w ostatnich miesi¹cach przez strategiczne podmioty polskiej gospodarki.
Pierwszy kwarta³ 2021 r. PGNiG zakoñczy³o podpisa-niem listu intencyjnego z Grup¹ Naftogaz, który dotyczy wspó³pracy w poszukiwaniu i eksploatacji ukraiñskich zasobów wêglowodorów. Grupa Naftogaz jest ukraiñskim narodowym koncernem naftowo-gazowym, zajmuj¹cym siê poszukiwaniem i zagospodarowaniem z³ó¿ ropy nafto-wej i gazu ziemnego, wykonywaniem prac wiertniczych, zapewnieniem przesy³u i magazynowania wêglowodorów, a tak¿e dostarczaniem gazu ziemnego bezpoœrednio do od-biorców. W ubieg³ym roku spó³ka ta wydoby³a 13,5 mld m3 gazu ziemnego, co u naszych wschodnich s¹siadów stano-wi³o 73% ca³kowitego wydobycia tego paliwa. Wed³ug zarz¹du PGNiG Ukraina mo¿e byæ atrakcyjnym obszarem poszukiwawczym, a polska spó³ka jest szczególnie zainte-resowana dzia³alnoœci¹ w zachodniej czêœci kraju, grani-cz¹cej z polskim Podkarpaciem, na którym od kilkudziesiêciu lat prowadzi wydobycie. £¹cz¹c bogate doœwiadczenie PGNiG z danymi geologicznymi Grupy Naftogaz i stosuj¹c sprawdzone metody poszukiwawcze oraz zaawansowane
procedury wydobywcze, koncerny pragn¹ uruchomiæ du¿y potencja³ z³o¿owy regionu, bezpoœrednio wp³ywaj¹c na wzrost wydobycia gazu ziemnego w zachodniej Ukrainie.
W tegoroczny prima aprilis Polskie Górnictwo Nafto-we i Gazownictwo uczci³o rok wy³¹cznego u¿ytkowania stacji prze³adunkowej LNG w K³ajpedzie. W pierwszym roku eksploatacji PGNiG za³adowa³o w niej 327 autocy-stern o ³¹cznej wadze do sprzeda¿y 5856 ton LNG. Do Pol-ski dostarczono 92% gazu prze³adowanego do cystern samochodowych, do odbiorców na Litwie – 6%, a na £otwê – 2%. Na pocz¹tku kwietnia PGNiG roz³adowa³o ok. 3 tys. m3
LNG pochodz¹cego od firmy Gasum z Nor-wegii.
Dzia³alnoœæ PGNiG w Norwegii rozwija siê stabilnie i cyklicznie. Zgodnie z informacjami przekazanymi przez spó³kê, PGNiG Upstream Norway zawar³o umowê na zakup wszystkich aktywów firmy INEOS E&P Norge AS, posiadaj¹cej udzia³y w 22 koncesjach na norweskim szel-fie kontynentalnym. £¹czne udokumentowane zasoby wêglowodorów, które w wyniku transakcji nabêdzie PGNiG, to 117 mln boe (wzrost obecnych zasobów o ponad 50%). Nowe aktywa obejmuj¹ z³o¿a, z których jest ju¿ prowadzo-ne wydobycie na poziomie 33 tys. boe dziennie – m.in. 30% w z³o¿u Marulk, 15% w Alve i 14% w Ormen Lange, maj¹cym perspektywy produkcji wykraczaj¹ce poza 2045 r. Kluczowy jest fakt, ¿e ok. 93% zasobów bêd¹cych przed-miotem akwizycji stanowi w³aœnie gaz ziemny. W wyniku transakcji wydobycie gazu przez PGNiG na norweskim szelfie kontynentalnym wzroœnie o oko³o 1,5 mld m3 rocz-nie, a w roku 2027 ma planowo osi¹gn¹æ 4 mld m3. PGNiG przejmie tak¿e portfel koncesji poszukiwawczych (w tym szeœæ jako operator), które mog¹ zapewniæ dalszy rozwój dzia³alnoœci polskiej spó³ki na norweskim szelfie. Zgodnie z umow¹, PGNiG Upstream Norway stanie siê rów-nie¿ udzia³owcem terminalu gazowego Nyhamna (8,2%) i zatrudni 52 pracowników norweskiej ga³êzi INEOS. Cena zakupu to 615 mln USD (ok. 2,4 mld z³otych) przy umownej dacie transakcji 1.01.2021 r. Zdaniem Briana Gilvary, cz³onka zarz¹du INEOS Energy, umowa pozwala firmie spieniê¿yæ po atrakcyjnej cenie nieobs³ugiwany portfel, g³ównie gazowy. To jeszcze bardziej zrównowa¿y portfel wêglowodorowy spó³ki i otworzy nowe mo¿liwoœci inwestowania w transformacjê energetyczn¹, wpisuj¹c siê w zielon¹ strategiê firmy.
Rozpoczêto rozwiercanie z³o¿a gazowo-ropnego Duva, oddalonego o 14 km na pó³nocny wschód od z³o¿a Gjoa. PGNiG posiada 30% udzia³ów w Duva, którego operato-rem jest Neptune Energy (30%). Pozostali partnerzy to
Petroleum Norge (30%) oraz Sval Energi (10%).
Zainsta-lowano g³owice eksploatacyjne i rozpoczêto wiercenie
269
Przegl¹d Geologiczny, vol. 69, nr 5, 2021
GEOLOGIA GOSPODARCZA
1
czterech otworów wydobywczych w tej czêœci Morza Pó³nocnego. Odwierty na morzu, o g³êbokoœci 360 m i d³u-goœci 2500 m ka¿dy, s¹ wykonywane przy u¿yciu platfor-my pó³zanurzalnej, a ich oddanie do u¿ytku i rozpoczêcie wydobycia nast¹pi w trzecim kwartale br. Zasoby wydoby-walne z³o¿a Duva s¹ szacowane na 88 mln boe (w tym ok. 8,4 mld m3
gazu ziemnego), a maksymalna produkcja w po-cz¹tkowym okresie bêdzie wynosiæ ok. 30 tys. boe dziennie.
Rosja. Gazprom poinformowa³, ¿e w wyniku roz -poznania geologicznego w roku 2020 dopisa³ do swojego portfolio aktywa o potencjale wydobycia ponad 480 mld m3 gazu ziemnego. Do³¹czona iloœæ przewy¿sza roczne wydo-bycie, które oszacowano na 452,6 mld m3. W tym czasie firma przeprowadzi³a prace obrazowania sejsmicznego 3D na terenie ponad 5000 km2 i wykona³a 57 tys. metrów bie¿¹cych wierceñ. Wiêkszoœæ prac prowadzono na Pó³wyspie Jamalskim oraz na rosyjskim szelfie kontynentalnym.
Gazprom pochwali³ siê równie¿ wprowadzeniem w ¿ycie
polityki proekologicznej. W 2020 r. spó³ce tej uda³o siê zredukowaæ emisjê gazów cieplarnianych wzglêdem roku 2019 o 14% (16 mln t ekwiwalentu CO2). Dziêki procedurom
ograniczania zu¿ycia energii koncern zaoszczêdzi³ ekwi-walent 3,27 mld m3
gazu ziemnego, ponad 305 mln kWh energii elektrycznej i niemal¿e 252 tys. energii cieplnej. To wszystko prze³o¿y³o siê na oszczêdnoœci finansowe rzêdu 13,77 mld rubli (688 mln z³).
W innej czêœci najwiêkszego kraju œwiata, Czeczenii, otworzono nowy, ponad stukilometrowy gazoci¹g
Moz-dok-Grozny. Nie by³oby w tym nic zaskakuj¹cego, gdyby
nie uczestnicz¹cy w ceremonii szef Republiki Czeczeñ-skiej Ramzan Kadyrow, który wed³ug doniesieñ ma moc-niej zaanga¿owaæ siê w dzia³ania energetyczne Gazpromu w regionie.
Novatek, najwiêkszy, niezale¿ny producent gazu
ziem-nego w Rosji, zaanonsowa³ otrzymanie licencji na poszuki-wanie i wydobyposzuki-wanie wêglowodorów w obszarze koncesji North-Gydanskiy, zlokalizowanej w jamalsko-nienieckim regionie autonomicznym. Pozwolenie zosta³o przyznane fir-mie Arctic LNG 1, bêd¹cej spó³k¹ zale¿n¹ Novateku. Konce-sja przyznana na okres 30 lat umo¿liwia eksploatacjê z³o¿a ropy naftowej o zasobach szacowanych na 9,8 mln boe.
Spó³ka Achim Development rozpoczê³a pozyskiwanie gazu ziemnego i kondensatu ropno-gazowego z formacji Achimov w bloku 5A pola Urengoyskoye na zachodniej Syberii. Wczeœniej, w styczniu 2021 r., uruchomiono pro-dukcjê z odwiertów w bloku 4A. Pod wzglêdem technolo-gicznym ten ogromny projekt wydobywczy, realizowany w nies³ychanie trudnych warunkach naturalnych i klima-tycznych, jest jednym z najwiêkszych wyzwañ
Gazpro-mu. Z³o¿a zalegaj¹ce na g³êbokoœci przekraczaj¹cej 4000 m,
pod ciœnieniem do 62 MPa, wymagaj¹ u¿ycia nowoczes-nych technik eksploatacyjnowoczes-nych i bêd¹ poligonem testowym dla innowacji wprowadzanych przez rosyjski koncern. Szacuje siê, ¿e wydobycie z Urengoyskoye osi¹gnie w 2027 r. zak³adany poziom 14 mld m3
gazu ziemnego i po-nad 5 mln ton kondensatu.
Nie wszystkie rosyjskie inwestycje w poszukiwania z³ó¿ wêglowodorów okazuj¹ siê trafione. Na wschód od Wy¿yny Nadwo³¿añskiej, w Republice Baszkortostanu, prace eksploracyjne wykonuje firma Petrosibir. Odwiert Orlinskaya w obszarze licencji Suyanovskoye, wiercony do g³êbokoœci 2422 m, mia³ stanowiæ punkt zwrotny w eksploracji i umo¿liwiæ spó³ce odkrycie nowego z³o¿a ropy naftowej w regionie. Celem wiercenia by³o
rozpozna-nie czterech formacji perspektywiczych – Bobrikovsky, Domanikovsky, Orlovsky i Kyn-Pashiysky – uznawanych za doskona³e ska³y zbiornikowe. Analiza rdzeni potwier-dzi³a niewielkie objawy obecnoœci ropy naftowej tylko w formacjach Bobrikovsky i Orlovsky, co sprawi³o, ¿e firma zdecydowa³a o porzuceniu odwiertu. Ostatni¹ szans¹ dla koncesji jest odwiert Yanbayskaya-1, który przechodzi teraz fazê testów produkcyjnych.
Norwegia. Equinor Energy i jego partnerzy planuj¹
natychmiast rozpocz¹æ wydobycie ropy naftowej i gazu ziemnego w nowym sektorze z³o¿a Tyrihans na obszarze koncesji wydobywczej 073 na Morzu Norweskim. Pole Ty-rihans jest oddalone o 25 km na po³udniowy wschód od polasgard i 220 km na pó³nocny zachód od Trondheim, a jego zasoby wydobywalne szacuje siê na 3,0–4,2 mln m3 (19–26 mln boe). Ostatnie informacje pochodz¹ z odwiertu 6407/1-A-3 BH, szóstego na polu i pi¹tego w obszarze koncesji, którego celem by³o poszukiwanie ropy naftowej w ska³ach zbiornikowych œrodkowej i dolnej jury (w for-macjach Ile i Tilje). Otwór wiertniczy osi¹gn¹³ g³êbokoœæ 5332 m i zosta³ ukoñczony w dolnojurajskiej formacjire. W formacji Ile napotkano kolumnê gazow¹ o d³ugoœci ok. 43 m i kolumnê ska³ nasyconych rop¹ naftow¹ o d³ugoœci ok. 15 m (g³ównie piaskowce o dobrych lub te¿ przeciêt-nych w³aœciwoœciach z³o¿owych). W formacji Tilje odno-towano dobrej jakoœci zbiornik wodonoœny. Operatorem licencji jest Equinor (58,767% udzia³ów), a partneruj¹ mu
Total Norge (29,143%) i V¯r Energi (12,09%).
Stany Zjednoczone. Analitycy Rystad Energy
opu-blikowali ciekawy raport dotycz¹cy nadchodz¹cego boomu na gaz ziemny w Stanach Zjednoczonych. Ich zdaniem wydobycie gazu ziemnego w USA ma wzrosn¹æ w 2022 r. do rekordowego poziomu 2,64 mld m3
dziennie, a w 2024 r. przekroczyæ 2,83 mld m3 (100 bcfd). Zgodnie z analiz¹
Rystad Energy wyniki wydobywcze uzyskiwane z g³ównych
z³ó¿ gazowych w kraju przyci¹gn¹ wiêksze zainteresowa-nie inwestorów i rynków, w zwi¹zku z tym intensywnoœæ emisji CO2, a tak¿e efektywnoœæ kapita³owa bêd¹
przed-miotem czêstych kontroli. W 2019 r. wydobycie gazu ziemnego w USA osi¹gnê³o rekordowy poziom 2,61 mld m3/d, ale na skutek pandemii COVID-19 spad³o w 2020 r. do 2,57 mld m3/d. Organizacja spodziewa siê, ¿e w 2021 r. zmniejszy siê ono jeszcze bardziej, do 2,54 mld m3/d, jednak ten trend szybko siê zmieni, poniewa¿ efekt pandemii ust¹pi i zwiêkszy siê aktywnoœæ operatorów w g³ównych basenach gazowych.
Pod wzglêdem intensywnoœci emisji CO2region
Appa-lachów, który korzysta z dobrze rozwiniêtej i stosunkowo nowoczesnej infrastruktury, charakteryzuje siê najni¿szym poziomem w USA (7,1 kg CO2/boe w 2020 r.). Dalsze
pozycje w tej klasyfikacji zajmuj¹ oœrodki wydobywcze: Haynesville (7,5 kg CO2/boe), Niobara (10,6 kg CO2/boe),
basen permski (10,9 kg CO2/boe), Eagle Ford w po³udniowym
Teksasie (11 kg CO2/boe) oraz Bakken (20,7 kg CO2/boe).
Z powodu ograniczonej przepustowoœci infrastruktury, niedawnych opóŸnieñ w budowie ruroci¹gów i anulowa-nia projektów w wyniku zmian modeli biznesowych firm poszukiwawczych i wydobywczych ca³kowite wydobycie gazu ziemnego w regionie Appalachów nie osi¹gnê³o jeszcze szczytu. W scenariuszu podstawowym Rystad Energy prze-widuje 16-procentowy wzrost wydobycia gazu ziemnego przed osi¹gniêciem koñcowego wyrównania, przy czym
Marcellus i Utica prognozuj¹, ¿e w ci¹gu nastêpnych
270
dwóch dekad zwiêksz¹ wydobycie gazu o 142 mln m3/d. Wiêkszoœæ wzrostu napêdzaj¹ basen permski i Haynesville, niemniej jednak region Appalachów pozostanie domi-nuj¹cym dostawc¹, utrzymuj¹c sta³y poziom 36% krajo-wych dostaw a¿ do 2035 r.
Najwiêkszy wzrost wydobycia gazu ziemnego w USA ma nast¹piæ w Haynesville. Prognozuje siê, ¿e w latach 2020–2035 zwiêkszy siê ono w tym regionie o 283 mln m3/d (86%). W 2035 r. Haynesville ma dostarczaæ ok. 21% krajowej produkcji gazu, co oznacza du¿y wzrost w porów-naniu z 13% osi¹gniêtymi w 2020 r. Kluczowym czynni-kiem, wp³ywaj¹cym na zdolnoœæ Haynesville do utrzyma-nia przewagi inwestycyjnej nad regionem Appalachów, bêdzie infrastruktura transportowa, która pozwoli mniej-szym kosztem terminowo przekazywaæ gaz ziemny, m.in. na rynki po drugiej stronie Atlantyku. Korzystaj¹c z do-tychczasowej infrastruktury Haynesville ma zdolnoœæ utrzymania prognozowanego wzrostu produkcji do 2024 r. Ponadto Rystad Energy og³osi³, ¿e na rynku jest spodziewane znaczne zwiêkszenie iloœci gazu pochodz¹cego z eksploatacji z³ó¿ ropy naftowej typu zaciœniêtego. Wed³ug prognoz tak¿e w permskich regionach Delaware i Midland nast¹pi wzrost wydobycia gazu ziemnego – o 142 mln m3/d w latach 2021–2035 (napêdzany g³ównie przez Delaware). Szacuje siê, ¿e Stany Zjednoczone dostarcz¹ prawie 80% objêtoœci gazu wydobywanego w Ameryce Pó³nocnej.
W pó³nocnoamerykañskim sektorze ³upkowym ocze-kuje siê, ¿e w 2021 r. wydatki na obs³ugê odwiertów wzro-sn¹ do 54 mld USD (w 2020 r. wynios³y one 50 mld USD). Du¿a liczba wierconych, ale nieukoñczonych do tej pory odwiertów powoduje znaczny wzrost zapotrzebowania na prace stymulacyjne i obecnie jest to najprê¿niej dzia³aj¹cy segment prac serwisowych. Oszacowano, ¿e gdyby cena ropy naftowej utrzymywa³a siê przez resztê roku powy¿ej 60 USD, operatorzy z³ó¿ wêglowodorów w ³upkach byliby zdolni do zwiêkszenia aktywnoœci w drugiej po³owie 2021 r. i w nadchodz¹cym 2022 r.
W przeciwieñstwie do lat poprzednich, kiedy pó³nocno-amerykañski sektor ³upkowy by³ g³ównym motorem wzro-stu produkcji, spodziewamy siê, ¿e to szelf l¹dowy i morski na Bliskim Wschodzie oraz rynek offshore w Ameryce Po³udniowej bêd¹ g³ównymi motorami wzrostu w przy-sz³oœci. Aby odzyskaæ poziomy produkcji sprzed pandemii, operatorzy bêd¹ musieli rozpocz¹æ nowe plany wierceñ w po³¹czeniu z programami konserwacji i ulepszeñ istnie-j¹cych odwiertów, otwieraj¹c znacz¹ce mo¿liwoœci dla dostawców us³ug wiertniczych w nadchodz¹cych latach –
powiedzia³ Daniel Holmedal, analityk Rystad Energy. Agencja informacyjna Stanów Zjednoczonych ds. ener-gii prognozuje, ¿e w ci¹gu najbli¿szych 2 lat wzroœnie wydobycie ropy naftowej w amerykañskiej czêœci Zatoki Meksykañskiej (GoM). Do koñca 2022 r. wystartuje w tym regionie 13 nowych projektów, które bêd¹ odpowiadaæ za ok. 12% wydobycia ropy naftowej w GoM, czyli ok. 200 tys. bary³ek dziennie. Z GoM pochodzi 15–16% amerykañskiej produkcji ropy naftowej. W 2020 r. wydobycie ropy nafto-wej w GoM wynios³o œrednio 1,65 mln bbl/d. Prognozuje siê, ¿e w 2021 r. produkcja ta przekroczy poziom z 2020 r. i osi¹g-nie 1,71 mln bbl/d, a w 2022 r. wzroœosi¹g-nie do 1,75 mln bbl/d. Liczba odwiertów offshore wykonanych na œwiecie w 2019 r. wynios³a zaledwie 2500. Popandemiczne otwarcie rynku spowoduje, ¿e w 2021 r. nast¹pi o¿ywienie w sekto-rze wykonywania odwiertów morskich, a jego kontynuacja w 2022 r. Kluczowym elementem prognozy dla GoM pozo-staj¹ jednak nie czynniki ekonomiczno-gospodarcze, ale
zjawiska naturalne – huragany. W zesz³ym roku aktywny sezon huraganów na Atlantyku doprowadzi³ do zmniejsze-nia wydobycia na czas kilku tygodni i wstrzymazmniejsze-nia go przez 15 dni.
Zatoka Perska. Bahrajn, Kuwejt, Oman, Katar, Arabia
Saudyjska i Zjednoczone Emiraty Arabskie obwieœci³y rozpoczêcie w pierwszym kwartale 2021 r. nowych projek-tów naftowo-gazowych o wartoœci 10 mld USD. Najwiêk-sze inwestycje zapowiedzia³ Katar, co jest bezpoœrednio zwi¹zane z og³oszeniem projektu zwiêkszenia przetwarza-nia skroplonego gazu ziemnego (decyzja inwestycyjna o bu-dowie North Field East Project).
Po drugiej stronie zatoki dotkniêty amerykañskimi sankcjami Iran zdaje siê mieæ za sob¹ najni¿szy poziom eksportu notowany w 2020 r. Szacuje siê, ¿e od pocz¹tku kwietnia 2020 r. eksport ropy naftowej z Iranu wynosi³ œrednio oko³o 500 tys. bary³ek dziennie, choæ poprawne obliczenie irañskiego eksportu ropy naftowej jest trudne ze wzglêdu na maskowanie ³adunków i transfery miêdzy stat-kami, których Iran u¿ywa do obejœcia amerykañskich obostrzeñ. Jednak wraz ze zmian¹ przywództwa w USA i administracji w Waszyngtonie powróci³y nadzieje Iranu, ¿e Stany Zjednoczone mog¹ ponownie przyst¹piæ do poro-zumienia nuklearnego i znieœæ sankcje. Na pocz¹tku tego roku przedstawiciele Teheranu powiedzieli, ¿e kraj zacz¹³ zwiêkszaæ wydobycie ropy naftowej w oczekiwaniu na porozumienie z USA, które umo¿liwi³oby powrót na miê-dzynarodowe rynki ropy irañskiej, tj. oko³o 2–2,5 mln bary³ek dziennie. Taka sytuacja nie jest na rêkê niektórym cz³onkom OPEC+, którzy ze z³oœci¹ patrz¹, jak na rynek trafiaj¹ kolejne dostawy przecenionego, irañskiego surow-ca. Niedawny skok eksportu irañskiej ropy naftowej, zw³aszcza do Chin, os³abia wysi³ki kartelu maj¹ce na celu ograniczenie poda¿y i œwiadome kszta³towanie cen. Aktu-alnie to w³aœnie Chiny s¹ zdecydowanie najwiêkszym nabywc¹ irañskiej ropy. Jeœli wierzyæ raportom agencji
Reuters, ich marcowy import tej przecenionej ropy móg³
osi¹gn¹æ nawet 1 mln bary³ek dziennie.
BP. Brytyjski koncern naftowy BP zapowiedzia³ pracê
nad wyeliminowaniem z ci¹gu produkcyjnego prawdopo-dobnie jednego z najbardziej kontrowersyjnych pod wzglê-dem ekologicznym procesów powi¹zanych z wydobywaniem wêglowodorów – czyli flarowania. W du¿ym skrócie pole-ga ono na eliminacji pole-gazu ziemnego otrzymywanego pod-czas ekstrakcji ropy naftowej, którego nie op³aca siê wykorzystywaæ, przetwarzaæ lub magazynowaæ, poprzez spalanie. Flarowanie gazu ziemnego jest bardziej ekolo-giczne ani¿eli bezpoœrednie wypuszczanie do atmosfery niepotrzebnego metanu, poniewa¿ metan jest zdecydowa-nie bardziej inwazyjnym gazem cieplarnianym ni¿ dostaj¹cy siê do atmosfery produkt jego spalania, czyli dwutlenek wêgla. Tylko w 2019 r. na ca³ym œwiecie bezpro-duktywnie spalono w ten sposób 150 mld m3gazu ziemne-go, co stanowi ekwiwalent polskiego zapotrzebowania na b³êkitne paliwo przez ok. 7 lat. Z tego powodu BP zdecydo-wa³o siê zainwestowaæ 1,3 mld USD w budowê systemu, który bêdzie wychwytywa³ i zbiera³ gaz ziemny uwalniany podczas produkcji ropy naftowej w amerykañskim basenie permskim. Koncern BP rozpocz¹³ ju¿ budowê i wdra¿anie niezbêdnej infrastruktury. Skutek jest taki, ¿e w drugiej po³owie 2019 r. spalano w Teksasie 13% gazu ziemnego towarzysz¹cego ropie naftowej, a rok póŸniej ju¿ tylko 3,5%. Firma BP mog³aby zarobiæ spore œrodki na swoj¹ 271
dalsz¹, zielon¹ transformacjê, gdyby tylko uda³o siê jej wypracowaæ efektywny system zagospodarowania metanu uwalnianego w ten sposób. Trzeba jeszcze tylko wynaleŸæ odpowiednie struktury wyciszaj¹ce wiertnie, systemy 100-procentowego recyklingu p³ynów wiertniczych i kilka innych innowacji, a wydobycie wêglowodorów stanie siê bardziej ekologiczne ni¿ produkcja energii OZE, która kiedyœ musi zostaæ obarczona np. kosztami recyklingu paneli fotowoltaicznych czy wiatraków, zanieczyszczenia-mi wibroakustycznyzanieczyszczenia-mi, problemazanieczyszczenia-mi z zaburzeniem dróg migracji i miejsc ¿erowania nietoperzy czy negatywnym wp³ywem na siedliska ryb w rzekach regulowanych dla potrzeb hydroelektrowni.
Gruzja. Spó³ka Block Energy og³osi³a tegoroczny pro -gram wierceñ, obejmuj¹cy m.in. dalsze zwiêkszenie wydo-bycia z bloku West Rustavi. Firma planuje wykonanie dwóch odwiertów wydobywczych, przy czym zak³ada, ¿e osi¹gn¹ one wydajnoœæ 600 boe dziennie, oraz odwiertu poszukiwawczego. Prze³omowe ma byæ odwiercenie pierw-szego w historii firmy otworu horyzontalnego, który zosta³ zaprojektowany z zastosowaniem sejsmiki 3D. Cel wier-ceñ stanowi¹ nasycone wêglowodorami osady œrodkowego
eocenu. Koncesja West Rustavi ma powierzchniê 36,5 km2. Do tej pory ze z³o¿a pozyskano 41 tys. bary³ek lekkiej, s³odkiej ropy naftowej, a pozosta³e zasoby zbiorników œrodkowoeoceñskich wynosz¹ 0,9 mln bbl. Sumarycznie w ska³ach górnego, œrodkowego i dolnego eocenu udoku-mentowano (kat. 2C) zasoby 38 mln bbl kondensatu rop-no-gazowego oraz 17 mld m3gazu ziemnego. Z pierwszego otworu horyzontalnego uzyskano w trakcie testów pro-dukcyjnych przyp³yw ponad 1000 bbl/d wêglowodorów.
Block Energy chce skupiæ w tym rejonie swoj¹ dzia³alnoœæ
poszukiwawcz¹, pomimo istotnych perspektyw na licen-cjach Norio i Sathenisi. Warto wspomnieæ, ¿e Block
Ener-gy w listopadzie 2020 r. naby³a od firmy Schlumberger jej
spó³kê zale¿n¹ – Schlumberger Rustaveli Company
Limi-ted. W wyniku transakcji firma przejê³a koncesjê
wydo-bywcz¹ Blok XIB – najbardziej produktywn¹ w Gruzji – oraz koncesjê eksploracyjn¹ Blok IX, d¹¿¹c do uzyskania pozycji wiod¹cego, niezale¿nego producenta ropy nafto-wej i gazu ziemnego.
ród³a: Achim Development, Block Energy, BP, EIA, Equinor Gazprom, Gaz-system, INEOS, Novatek, Oil and gas journal, Oilprice, Orlen, Petrosibir, PGNiG, Rystad, WorldOil
272
