Aktualia ropy naftowej i gazu ziemnego
Jerzy Zagórski*
Œwiat. W grudniu ub. roku firma kon -sultingowa Lehman Bros. Inc. ocenia³a w z r o s t n a k ³ a d ó w n a p o s z u k i w a n i a i wydobycie ropy naftowej i gazu na œwiecie — na 14,7%, natomiast w czerw-cu br. skorygowano prognozê na 21,3%. Wynika to m. in. nie tylko ze wzrostu œrodków inwestycyjnych w USA o 27,7%, ale tak¿e zwiêkszonej aktywnoœci du¿ych firm europejskich i azjatyckich. W porów-naniu ze œredni¹ œwiatow¹, skromnie wypadaj¹ nak³ady w Kanadzie, które wzrastaj¹ tylko o 14,6% z powodu wysokie-go kursu dolara kanadyjskiewysokie-go, ograniczonej liczby dostêp-nych urz¹dzeñ wiertniczych i projektów inwestycyjdostêp-nych, gotowych do realizacji. Nale¿y podkreœliæ, ¿e plany wydat-ków na poszukiwania i wydobycie ropy naftowej i gazu by³y konstruowane przy za³o¿eniu ceny ropy na poziomie 55,7 USD za bary³kê, podczas gdy pod koniec czerwca br. cena przekroczy³a 70 USD. Oznacza to zapowiedŸ jeszcze wy¿-szego wzrostu nak³adów w 2007 r.
Komunikaty z kolejnych konferencji OPEC, próbuj¹c wyjaœniæ wzrost cen ropy, eksponuj¹ jako g³ówne przyczy-ny spekulacjê i niedostatek mocy przerobowych rafinerii oraz wynikaj¹ce st¹d niedobory produktów naftowych na rynku. Te dwa zjawiska rzeczywiœcie wystêpuj¹, ale istotne znaczenie maj¹ te¿ ograniczone mo¿liwoœci zwiêkszenia produkcji ropy naftowej i gazu ziemnego. Aby oceniæ szanse pokrycia rosn¹cego zapotrzebowania na energiê,
Oil & Gas Journal przygotowa³ listê najwa¿niejszych
bie¿¹cych projektów inwestycyjnych w dziedzinie wydo-bycia ropy i gazu na œwiecie. Lista obejmuje 238 projektów znajduj¹cych siê w ró¿nych fazach realizacji, przy czym s¹ na niej nawet projekty o docelowej wielkoœci wydobycia rzêdu 700 t/d ropy. Do celów niniejszej publikacji zesta-wiono skrócon¹ wersjê listy, przedstawion¹ w tab. 1. Zamieszczono w niej projekty z wydobyciem rzêdu 20 tys. t/d ropy i wiêcej, chyba, ¿e jest to z³o¿e ropno-gazowe ze znacz¹c¹ produkcj¹ gazu ziemnego. Kluczowe znaczenie ma druga rubryka, w której podano przewidywan¹ datê uzyskania maksymalnej zdolnoœci produkcyjnej. Z regu³y s¹ to lata 2007–2009, niekiedy 2012 lub nawet 2015, tylko nieliczne z³o¿a wejd¹ w okres intensywnego wydobycia w bie¿¹cym roku. Oznacza to, ¿e w najbli¿szej przysz³oœci poda¿ ropy bêdzie ograniczona. Spoœród krajów cz³onkowskich OPEC, w tabeli nie ma Wenezueli i Libii, poniewa¿ prowadzone tam inwestycje s¹ stosunkowo nie-wielkich rozmiarów. Dla Europy istotna jest sytuacja na Morzu Pó³nocnym, ale tam tylko Norwegia mo¿e siê spo-dziewaæ znacz¹cego przyrostu produkcji, natomiast w sek-torze brytyjskim brakuje du¿ych projektów. Nie mo¿na te¿ liczyæ na zwiêkszone dostawy z Afryki Pó³nocnej ze wzglêdu na ma³e zaanga¿owanie Algierii, Libii i Egiptu. Skromne s¹ plany udostêpnienia nowych z³ó¿ w Rosji (poza Sachalinem, gdzie operatorami s¹ Shell i
ExxonMo-bil). Z³o¿e Ju¿no Ruskoje, kluczowe jako Ÿród³o
zaopatrze-nia dla Gazoci¹gu Pó³nocnoeuropejskiego, wejdzie do pro-dukcji dopiero w 2010 r. i w 2013 r. (II etap). Gazowe z³o¿e-gigant Sztokmanowskoje na M. Barentsa nie ma jeszcze ustalonego harmonogramu zagospodarowania. W USA daj¹ o sobie znaæ skutki moratorium na poszu-kiwania oraz wydobycie ropy naftowej i gazu — na Alasce i w obrêbie atlantyckiego sk³onu kontynentalne-go. W rezultacie wiêkszoœæ du¿ych inwestycji wydobyw-czych jest zlokalizowana w g³êbokowodnych blokach Zat. Meksykañskiej.
Omawiane projekty s¹ bardzo zró¿nicowane pod wzglêdem zastosowanych rozwi¹zañ technologicznych — zwraca uwagê znaczny udzia³ statków FPSO (Floating Pro-duction, Storage and Offloading — p³ywaj¹ce instalacje do wydobycia, magazynowania i prze³adunku ropy na tan-kowce), umo¿liwiaj¹cych pokonanie trudnoœci wystê-puj¹cych w g³êbokowodnych akwenach. Szeroki jest te¿ wachlarz produktów wyjœciowych uzyskiwanych w insta-lacjach przeróbki — jest to nie tylko skroplony gaz ziemny nadaj¹cy siê do transportu, ale i gaz p³ynny (LPG —
Liqu-efied Petroleum Gas) i etan. W Katarze gaz ziemny bêdzie
przerabiany bezpoœrednio na paliwa p³ynne. W Kanadzie dominuj¹c¹ rolê odgrywaj¹ piaski bitumiczne i ropa ciê¿ka. Nowe metody grawitacyjnej ekstrakcji bituminów z piasków roponoœnych ze wspomaganiem pary wodnej (SAGD — Steam Assisted Gravity Drainage), poprawi³y op³acalnoœæ eksploatacji i o¿ywi³y kilka projektów, zatrzy-manych w ostatnim okresie. W USA rozwijane s¹ metody eksploatacji gazu ziemnego ze zwiêz³ych ska³ zbiorniko-wych (zag³êbie wêglowe Piceance w stanie Kolorado). Wszystkie te przyk³ady podkreœlaj¹ znaczenie postêpu technicznego zarówno w zagospodarowaniu trudno dostêpnych zasobów, jak i w przed³u¿eniu okresu eksplo-atacji z³ó¿ ju¿ znajduj¹cych siê w produkcji.
OPEC. Najnowszy raport przygotowany przez
sekre-tariat OPEC jest poœwiêcony dzia³aniom, które maj¹ minimalizowaæ negatywne skutki powszechnego wykorzy-stywania paliw kopalnych. ród³a odnawialne dostarczaj¹ obecnie ok. 2% energii, wiêc mo¿na przyj¹æ, ¿e przynajm-niej do po³owy stulecia paliwa kopalne pozostan¹ g³ównym Ÿród³em energii pierwotnej. Podstawowym prob-lemem jest dwutlenek wêgla, który musi byæ najpierw odzyskany, a nastêpnie zneutralizowany. Dotychczas kon-centrowano siê na wydzielaniu CO2ze spalin i tego typu technologie s¹ dobrze opanowane. Skuteczniejsze metody odzyskiwania CO2, przy spalaniu w komorze wstêpnej i spalaniu tlenowo-paliwowym, s¹ w fazie prób i doœwiad-czeñ. Zwykle instalacje wytwarzaj¹ce du¿e iloœci CO2, np. elektrownie, s¹ daleko po³o¿one od miejsc magazynowa-nia gazu — konieczny jest wiêc transport. Najkorzystniej jest przesy³aæ CO2w postaci skroplonej, co wymaga okre-œlonych warunków — ok. 5 barów ciœnienia i temperatury 30oC. Jeœli chodzi o neutralizacjê CO2, to metoda g³ównie polega na jego magazynowaniu. Realizowanych jest ju¿ kilka projektów w skali przemys³owej, polegaj¹cych na zat³aczaniu CO2do wyczerpanych z³ó¿ ropy i gazu. G³êbo-kie, zasolone formacje wodonoœne i pok³ady wêgla kamiennego nie nadaj¹ce siê do eksploatacji — to propozy-755 Przegl¹d Geologiczny, vol. 54, nr 9, 2006
WIADOMOŒCI GOSPODARCZE
*ul. Czerniakowska 28 B m. 19, 00-714 Warszawa; jpzagorski@sasiedzi.pl
cje innych miejsc magazynowania CO2— brakuje jednak praktycznych doœwiadczeñ w tym zakresie. Raport OPEC proponuje jeszcze trzy inne opcje: przemianê gazowego CO2w wêglany drog¹ reakcji chemicznej, wykorzystanie CO2w przemyœle jako surowca do produkcji substancji chemicznych zawieraj¹cych wêgiel i wreszcie wdmuchi-wanie CO2 do oceanu na g³êbokoœæ poni¿ej 1000 m. Te ostatnie warianty s¹ na razie pomys³ami, bez konkretnych rozwi¹zañ technologicznych. Jeszcze mniej wiarygodnych informacji zawieraj¹ szacunki kosztów zwi¹zanych z eli-minacj¹ CO2. Wymienia siê kwoty od 14 do 91 USD za tonê unieszkodliwionego CO2. Autorzy raportu sugeruj¹, ¿e przy udoskonaleniu technologii mo¿na siê spodziewaæ znacznej redukcji wydatków, ale z drugiej strony liczba czynników wp³ywaj¹cych na kalkulacjê kosztów jest tak du¿a, ¿e mog¹ byæ one równie¿ niedoszacowane.
Wêgry. W lutym br. zakoñczono wiercenie otworu
poszukiwawczego Pusztaszer-1 w obrêbie koncesji Tisza w po³udniowo-wschodnich Wêgrzech. Wiercenie zosta³o zlokalizowane w strukturze wyznaczonej na podstawie badañ sejsmicznych 3-D i zakoñczone na g³êbokoœci 3900 m w utworach paleozoicznych. Pe³ny zestaw pomiarów geo-fizyki wiertniczej wykonano do g³êbokoœci 2843 m. Stwierdzono wystêpowanie formacji perspektywicznych Szolnok i Endröd (miocen) o mi¹¿szoœci ponad 100 m. Bêdzie tam wykonany równie¿ pomiar pionowego profilo-wania sejsmicznego w celu okreœlenia rozk³adu prêdkoœci sejsmicznych, niezbêdnych do konwersji czasowo-g³êbo-koœciowej przekrojów i map sejsmicznych.
Wiercenie nastêpnego otworu — Szekkutas-1 w obrêbie koncesji Mako — zakoñczono na g³êbokoœci 3585 metrów, w zlepieñcach Bèkès (permokarbon). Stwierdzono wystêpowanie serii gazonoœnych w formacjach Algyö, Szolnok i Endröd (miocen); ³¹cznie 900 metrów utworów ³upkowo-piaskowcowych silnie nasyconych gazem. Dla opanowania ciœnienia w otworze, konieczne by³o zwiêk-szenie ciœnienia p³uczki i zarurowanie do g³êbokoœci 3200 metrów. Profilowanie geofizyczne wykaza³o nisk¹ porowatoœæ i wystêpowanie szczelinowatoœci. Podobne warunki stwier-dzono w otworze Mako-6, ale tam strop formacji Szolnok znajduje siê o 800 metrów g³êbiej ni¿ w otworze Szekku-tas-1. Wiercenie Mako-6 jest planowane do g³êbokoœci 6000 m., pod koniec maja br. osi¹gnê³o g³êbokoœæ 5146 m. Prze-wiercono 900 m formacji Szolnok i ponad 700 m formacji Endröd, nasyconych gazem w warunkach nadciœnienia.
Operatorem koncesji Mako i Tisza jest firma Falcon
Oil & Gas z Kanady, która (oprócz prac na Wêgrzech) jest
obecna równie¿ w Rumunii, gdzie posiada koncesjê na wydobywanie metanu z pok³adów wêgla w zag³êbiu Jiu. Firma Falcon przygotowuje teraz program testów próbne-go wydobycia gazu i intensyfikacji produkcji.
Austria. Koncern ÖMV utworzy³ nowy oddzia³ ÖMV Future Energy Fund (Energia Przysz³oœci), który zajmie
siê zagadnieniami odnawialnych Ÿróde³ energii. Jednostka o bud¿ecie 100 mln bêdzie koncentrowaæ siê na:
technologii wytwarzania biopaliw i biogazu oraz zastosowania wodoru jako paliwa;
technologii ograniczania emisji gazów cieplarnia-nych powstaj¹cych przy spalaniu paliw kopalcieplarnia-nych (elimi-nacja spalania gazu ziemnego w pochodniach, redukcja emisji spalin w elektrowniach, separacja i magazynowanie CO2);
technologii zwiêkszania sprawnoœci energetycznej urz¹dzeñ.
W opinii prezesa ÖMV, W. Ruttenstorfera stworzenie nowego pionu ma zapocz¹tkowaæ przekszta³cenie firmy, zajmuj¹cej siê dotychczas wy³¹cznie rop¹ naftow¹ i gazem
ziemnym, w przedsiêbiorstwo o zró¿nicowanym profilu — obejmuj¹cym tak¿e badania i wdro¿enia Ÿróde³ odnawialnych oraz opracowania projektów inwestycyjnych, spe³niaj¹cych kryteria op³acalnoœci. Komitet doradczy, do którego zapro-szono niezale¿nych ekspertów z uniwersytetów i renomo-wanych instytutów naukowych, bêdzie opiniowa³ zarówno projekty w³asne ÖMV, jak i pochodz¹ce z innych organiza-cji.
Dania. Rozszerza siê lista pañstw ba³tyckich w³¹czaj¹cych
siê do projektu Gazoci¹gu Pó³nocnoeuropejskiego. Wice-prezes koncernu DONG, K. B. Pedersen i wiceWice-prezes zarz¹du Gazpromu, A. Miedwiediew podpisali 16 czerwca br. 20-letni¹ umowê o dostawach gazu rosyjskiego do Danii. Jest to pierwszy duñsko-rosyjski kontrakt gazowy. Od roku 2011, za poœrednictwem Gazoci¹gu Pó³nocnoeuropej-skiego Gazprom bêdzie dostarcza³ 1 mld m3
gazu rocznie, z mo¿liwoœci¹ zwiêkszenia zakontraktowanych iloœci.
Odrêbne porozumienie reguluje warunki dostaw gazu duñskiego dla brytyjskiej filii Gazpromu, Gazprom
Marke-ting and Trading. Ten kontrakt zosta³ zawarty na 15 lat.
Gaz bêdzie przesy³any nowym gazoci¹giem Langeled, ³¹cz¹cym norweskie z³o¿e Ormen Lange z Wielk¹ Bryta-ni¹. K. Pedersen podkreœla³ znaczenie zawartych d³ugoter-minowych porozumieñ umacniaj¹cych pozycjê DONG jako dostawcy, dysponuj¹cego gazem ziemnym pochodz¹cym z 3 Ÿróde³: Danii, Norwegii i Rosji.
W. Brytania. Statek do budowy ruroci¹gów Acergy Piper u³o¿y³ na dnie M. Pó³nocnego ostatnie odcinki rur
i 22 maja br. zosta³y wykonane ostatnie spawy na po³udnio-wym segmencie gazoci¹gu Langeled, od z³o¿a Sleipner do brytyjskiego terminalu w Easington. Dziêki temu w paŸ-dzierniku tego roku norweski gaz ziemny pop³ynie now¹ magistral¹ do W. Brytanii. Decyzja o budowie gazoci¹gu
Langeled (pierwotnie nosz¹cym nazwê Britpipe — Prz. Geol., vol. 52, nr 2, str.108), o d³ugoœci 1200 km, zapad³a
w 2003 r. Najpierw zosta³ zbudowany odcinek po³udniowy o d³ugoœci 544 km i œrednicy 1117 mm (44”), w przysz³ym roku zostanie zakoñczony odcinek pó³nocny o d³ugoœci 626 km i œrednicy 1066 mm (42”). Budowa przebiega bardzo sprawnie, podkreœla siê, ¿e dziêki dok³adnoœci uk³adania rur na dnie nie by³o koniecznoœci stosowania dodat-kowych ³¹czników i mo¿na by³o bezpoœrednio zespawaæ rury. Operacjê tê przeprowadzi³a ekipa nurków, pracuj¹cych w komorze kesonowej, na g³êbokoœci od 72 do 84 m.
Kazachstan. Ruroci¹g Baku-Tbilisi-Ceyhan mia³ s³u¿yæ przede wszystkim do transportu ropy z Azerbejd¿-anu bez poœrednictwa rosyjskiej Transniefti, zarz¹dzaj¹cej ruroci¹gami przesy³owymi w rejonie Morza Kaspijskiego. Jednak ta nowa trasa eksportowa jest atrakcyjna równie¿ dla Kazachstanu i dlatego 16 czerwca br. prezydent Azer-bejd¿anu, Ilham Alijew podpisa³ porozumienie z pre-zydentem Kazachstanu, Nursu³tanem Nazarbajewem o wykorzystaniu ruroci¹gu do przesy³ania ropy kazachskiej. Obecnie ropa jest przewo¿ona tankowcami z portu Aktau do Baku i tam t³oczona do ropoci¹gu, ale umowa przewidu-je te¿ budowê po³¹czenia podmorskiego. Docelowo Kazachstan chce przesy³aæ t¹ drog¹ 25 mln t ropy rocznie. Nape³nianie ruroci¹gu zostanie zakoñczone 13 lipca br., a pierwsze tankowce z rop¹ kaspijsk¹ odp³ynê³y z portu Ceyhan ju¿ na pocz¹tku czerwca.
W³¹czenie Kazachstanu do eksploatacji zosta³o bardzo dobrze przyjête przez Turcjê. Minister spraw zagranicz-nych powiedzia³, ¿e ta decyzja wzmacnia znaczenie korytarza energetycznego Wschód-Zachód, pomaga w dywer-syfikacji Ÿróde³ zaopatrzenia w energiê oraz zmniejsza iloœæ tankowców przep³ywaj¹cych przez cieœniny Bosfor 756
757 Przegl¹d Geologiczny, vol. 54, nr 9, 2006
Tab. 1. Najwa¿niejsze projekty inwestycyjne dotycz¹ce wydobycia ropy i gazu na œwiecie (wg Oil Gas Journal)
Nazwa projektu Rok osi¹ogniêcia maksymalnej produkcji Wydobycie Operator Uwagi Ropa [tys. t/d] Gaz [mln m3/d] Algieria
Blok 208-EKT 2010 21,1 Anadarko Ropa i kondensat
Angola
Benguela, Belize, Lobito i Tomboco 2008 25,8 Chevron
Kizomba C-Mondo, Saxi i Batuque 2007 34,0 ExxonMobil FPSO
Dalia 2006 32,6 Total FPSO
Arabia Saudyjska
Haradh 3 2006 40,8 Aramco
Abu Haddriya, Fadhili i Khursaniya 2007 68,0 Aramco
Khursaniya NGL 2007 40,8 Aramco Gaz ciek³y
Shaybah 2008 51,0 Aramco
Hawiyah 2008 50,3 Aramco Gaz ciek³y i etan
Khurais 2009 163,2 Aramco
Manifa 2010 61,2 Aramco
Australia
Gorgon i Jansz 2009 0,0 41,0 Chevron Skroplony gaz ziemny
Ichtys 2012 0,0 67,9 Inpex Skroplony gaz ziemny
Azerbejd¿an
Azeri-Chirag-Guneszli faza 2 2006 63,2 BP
Azeri-Chirag-Guneszli faza 2 2008 35,4 BP
Brazylia
Marlim Sul P-51 2008 24,5 5,9 Petrobras
Mexilhao 2008 2,7 17,0 Petrobras
Roncador P-52 2007 24,5 9,3 Petrobras
Roncador P-54 2007 24,5 5,9 Petrobras FPSO
Chiny
Peng Lai 2008 25,8 ConocoPhillips
Indie
Dhirubhai 2009 0,0 34,0 Reliance
Indonezja
Tangguh 2007 0,0 39,6 BP Skroplony gaz ziemny
Natuna D-Alpha 2009 0,0 31,1 ExxonMobil
Iran
Kushk-Hosseinieh 2009 40,8 NIOC Ciê¿ka ropa
South Pars-Ahwaz 2006 34,7 NIOC
Yadavaran 2011 40,8 NIOC
South Pars fazy 6, 7 i 8 2007 16,3 73,6 Statoil
Kanada
Christina Lake faza 3 2015 31,6 EnCana Ekstrakcja otworowa bituminów
z piasków
Kearl 2009 27,2 ExxonMobil Piaski bitumiczne
Sunrise
2009 27,2 Husky Ekstrakcja otworowa bituminówz piasków
Katar
Al. Khaleej 2009 9,5 32,3 ExxonMobil
GTL 2009 22,4 40,8 ExxonMobil Przeróbka gazu na paliwo p³ynne
Quatargas 2 linia 4 2008 10,9 35,4 ExxonMobil Skroplony gaz ziemny
Quatargas 2 linia 6 2008 10,2 35,4 ExxonMobil
Quatargas 2 linia 5 2009 10,9 35,4 ExxonMobil
Rasgas linia 5 2007 6,1 20,9 ExxonMobil
i Dardanele. Od pocz¹tku projekt ruroci¹gu Baku-Tbili-si-Ceyhan by³ energicznie popierany przez rz¹d USA.
Rosja. Po raz pierwszy Chiny kupi³y rosyjskie aktywa
z bran¿y naftowej. Pañstwowy koncern Sinopec odkupi³ od brytyjsko-rosyjskiego konsorcjum TNK-BP udzia³y firmy wydobywczej Udmurtnieft, dzia³aj¹cej w rejonie nad-wo³¿añskim i produkuj¹cej 16 300 t/d ropy. Nie podano wartoœci umowy ani szczegó³owych warunków. Transak-cja musi byæ zatwierdzona przez rosyjski urz¹d antymono-polowy.
USA. Departament obrony zakupi³ 378 500 l
syntetycz-nego paliwa lotniczego w firmie Syntroleum Corp. w celu przeprowadzenia badañ jego przydatnoœci do napêdu tur-bin samolotów wojskowych. Próby bêd¹ przeprowadzone w bombowcach B-52 w bazie lotniczej Edwards. Jeœli
wyniki testów bêd¹ pozytywne, rz¹d zamówi dalsze 750 mln l paliwa produkowanego w zak³adach w Tulsa. Jest to du¿y sukces za³o¿onej w 1984 r. Syntroleum Corp. Firma specjalizuje siê w technologii przeróbki wêgla kamiennego i gazu ziemnego na paliwa p³ynne — ma 127 patentów z tej dziedziny. Paliwo zamówione dla lotnictwa jest produko-wane z wêgla metod¹ Tropscha-Fischera, znan¹ od lat 30. XX w. Po 4-letnich doœwiadczeniach uzyskano paliwo charakteryzuj¹ce siê mniejsz¹ emisj¹ sadzy i py³ów ni¿ konwencjonalne paliwo lotnicze. Prezes Syntroleum pod-kreœla, ¿e wielkoœæ zasobów wêgla stwarza perspektywy rozwoju krajowej bazy produkcyjnej paliw — w skali umo¿liwiaj¹cej zmianê uzale¿nienia zaopatrzenia w ener-giê z dotychczasowych Ÿróde³, równolegle z tworzeniem nowych miejsc pracy.
ród³a: BP, DONG, Nature, OPEC, ÖMV AG, Statoil, Hart’s E&P, Oil&Gas Journal, Upstream, World Oil
758
Przegl¹d Geologiczny, vol. 54, nr 9, 2006
Al.-Shaheen 2009 30,6 Maersk
Kazachstan
Tengiz faza 1 2006 38,8 8,2 Chevron
Tengiz etap 2 2009 29,9 Chevron
Kaszagan faza 1 2009 29,9 ENI
Kaszagan etap 2 2009 102,0 ENI
Kuwejt
Kuwait North 2010 61,2 KPC
Malezja
Guntong 2006 4,8 20,2 NOC
Meksyk
Ku-Maloob-Zaap 2008 61,2 4,2 Pemex FPSO
Nigeria
Agbami 2008 34,0 12,7 Chevron FPSO
Brass 2010 0,0 36,8 ENI Skroplony gaz ziemny
IPP 2009 0,0 25,5 ExxonMobil Skroplony gaz ziemny
Akpo 2008 30,6 Total
Norwegia
Skarv-Idun 2009 11,6 14,2 BP FPSO
Ormen Lange 2007 4,1 56,6 Norsk Hydro
Snohvit 2007 0,0 22,6 Statoil Skroplony gaz ziemny
Oman
Mukhaizna 2008 20,4 Occidental
Papua-Nowa Gwinea
PNG 2009 2,7 16,1 ExxonMobil
Peru
Camisea 2009 36,8 Hunt Oil
Rosja
Sachalin 1 2009 0,0 22,6 ExxonMobil
Ju¿no-Ruskoje 2011 0,0 110,4 Gazprom
Chwalinskoje 2011 0,0 28,3 £ukoil
Sudan
Palogue, Adar Yale i Agordeed 2007 40,8 Petrodar
USA
Independence 2007 0,7 28,3 Anadarko
Thunder Horse 2006 34,0 5,7 BP
Alaska Gas-Thomson 2012 9,5 127,4 ExxonMobil
Zjednoczone Emiraty Arabskie
