Aktualia ropy naftowej i gazu ziemnego.
Jerzy Zagórski*
Œwiat. Biopaliwa, szczególnie w Unii Europejskiej, s¹ uwa¿ane za rozwi¹za-nie, które ma zapewniæ redukcjê emisji dwutlenku wêgla. Niedawno Komisja Europejska zaproponowa³a, aby cz³onko-wie Unii zobowi¹zali siê do zwiêkszenia do 2020 r. udzia³u biopaliw do 10% ogól-nego zu¿ycia paliw. Kryterium to mo¿e byæ zaakceptowane na zbli¿aj¹cym siê szczycie G-8 w Heiligendamm w Meklemburgii. By³by to znaczny skok, szczególnie bior¹c pod uwagê, ¿e obecne zalecenia przewiduj¹ osi¹gniêcie udzia³u biopaliw w wy-sokoœci 5,75% do 2012 r. i tylko Szwecja i Niemcy zdo³a³y dotychczas uzyskaæ 7-procentowy udzia³ paliw odnawial-nych. Popularnoœæ biopaliw jest ograniczana przede wszystkim cen¹. W W. Brytanii olej napêdowy produko-wany z rzepaku jest o 30 eurocentów dro¿szy od zwyk³ego oleju napêdowego, mimo ró¿nego rodzaju subsydiów sto-sowanych w uprawie i produkcji. Tymczasem pojawiaj¹ siê g³osy, ¿e przecie¿ spalanie biopaliw generuje do atmosfery tak¹ sam¹ iloœæ zanieczyszczeñ co paliwa kopalne. Co wiê-cej, jeœli wytwarzamy olej napêdowy z rzepaku, to rzepak jest nawo¿ony nawozami sztucznymi produkowanymi przy u¿yciu gazu ziemnego i sumaryczny dodatni efekt jest minimalny lub wcale go nie ma. Mo¿na siê spodziewaæ, ¿e produkcja biopaliw w krajach o cieplejszym klimacie, np. w Brazylii, jest tañsza, ale protekcjonistyczna polityka Unii utrudnia import brazylijskiego etanolu. Tak¿e wymagania jakoœciowe preferuj¹ dro¿szy rodzimy rzepak zamiast tañ-szego oleju palmowego. Zreszt¹ intensywne uprawy w kra-jach tropikalnych powoduj¹ niekiedy wiêcej szkód ni¿ spalanie ropy lub gazu. Holandia wycofuje siê z popierania u¿ycia oleju palmowego, gdy¿ obliczono, ¿e osuszanie terenów bagiennych w Indonezji pod uprawê palm i zwi¹-zany z tym rozk³ad torfu wytwarza 33 tony CO2na ka¿d¹ wyprodukowan¹ tonê oleju palmowego, natomiast spala-nie 1 tony oleju palmowego zmspala-niejsza emisjê tylko o 3 tony CO2w porównaniu ze spalaniem paliwa kopalnego. P. Jen-sen z Europejskiej Agencji Œrodowiska zwraca uwagê, ¿e produkcja energii w elektrowniach jest o wiele bardziej efek-tywna ni¿ przeróbka roœlin na paliwa, przy czym jednoczeœnie oszczêdzamy energiê zu¿ywan¹ w procesie przetwarzania.
Polska. Historia koncepcji dostaw gazu ziemnego z Da-nii do Polski jest d³uga i zaczê³a nabieraæ realnych kszta³tów w paŸdzierniku 2000 r. po podpisaniu porozumienia miê-dzy PGNiG SA i duñskim koncernem DONG A/S. Porozu-mienie to dotyczy³o gazoci¹gu Baltic Pipe. Ostatnio sprawa ta zosta³a przypomniana przy okazji kolejnego spotkania przedstawicieli PGNiG SA i DONG w styczniu br. Strona polska potwierdzi³a chêæ wspó³pracy, ale podkreœli³a, ¿e ustalenia sprzed kilku lat s¹ nieaktualne. Zupe³nie nowe
rozwi¹zanie pojawi³o siê w komunikacie PGNiG SA z 2 maja br. o uzgodnieniach z firm¹ Energinet.dk w sprawie utworzenia bezpoœredniego po³¹czenia miêdzy Dani¹ i Polsk¹. By³by to nowy wariant gazoci¹gu Baltic Pipe, któ-ry ma byæ powi¹zany z gazoci¹giem Skanled (poprzednio ten ostatni projekt wystêpowa³ pod nazw¹ Nordic – Prz. Geol., nr 4/2007, str. 366), biegn¹cym z Norwegii przez Szwecjê do Danii. PGNiG SA zwróci³o siê do Komitetu Steruj¹cego ds. Gazoci¹gu Skanled z wnioskiem o w³¹czenie do kon-sorcjum realizuj¹cego to po³¹czenie. Energinet.dk jest firm¹ pañstwow¹ podleg³¹ Ministerstwu Transportu i Energii, g³ównym operatorem przesy³owej sieci gazowej i sieci elektrycznej 400 kV, 150 kV i 132 kV, posiada równie¿ podziemne magazyny gazu ziemnego Stenlille i LI Thorup. Obroty roczne wynosz¹ ponad 1 mld . Wobec spodziewa-nego spadku wydobycia gazu ziemspodziewa-nego w sektorze duñskim M. Pó³nocnego po 2010 r. urzeczywistnienie pro-jektów Skanled i Baltic Pipe poprawi zaopatrzenie i bez-pieczeñstwo energetyczne Danii, co jest priorytetem dzia-³ania Energinet.dk. Tymczasem jednak nie s¹ znane zasady finansowania Baltic Pipe, ani harmonogram. Strona duñska bêdzie odpowiedzialna za rozbudowê gazoci¹gów krajo-wych, aby umo¿liwiæ przesy³ gazu z ruroci¹gu Skanled do Baltic Pipe. Stawia równie¿ dodatkowy warunek, aby Bal-tic Pipe by³ po³¹czeniem miêdzysystemowym, przystoso-wanym do dwukierunkowych dostaw miêdzy Polsk¹ i Dani¹. Chodzi wiêc o import gazu rosyjskiego, a to z kolei wyma-ga uzgodnieñ z Gazpromem. Ponadto projekt Skanled jest dopiero w fazie przygotowañ i ostateczna decyzja o przyst¹pieniu do budowy ma byæ podjêta do 2009 r.
Morze Pó³nocne. Okres ostatnich kilku miesiêcy przy-niós³ kilkanaœcie odkryæ na M. Pó³nocnym i M. Norweskim. Na uwagê zas³uguje otwór w obrêbie bloku 20/5a w zatoce Moray Firth w sektorze brytyjskim, w którym z 2 horyzon-tów jurajskich uzyskano przyp³yw 1496 t/d ropy. Nowa akumulacja wêglowodorów znajduje siê w s¹siedztwie z³ó¿ Buchan i Tweedsmuir. Równie¿ w sektorze brytyjskim z blo-ku 23/16f uzyskano w próbach przyp³yw 495 tys. m3/d gazu i 144 t/d kondensatu przy ciœnieniu g³owicowym 81,6 atm. W otworze Columbus w obrêbie tego samego bloku stwier-dzono horyzont gazonoœny w formacji paleoceñskiej Forties o mi¹¿szoœci 38 m. W obszarze bloku P011 w otworze poszu-kiwawczym z odga³êzieniem bocznym potwierdzono prze-mys³owy charakter akumulacji gazu i kondensatu. Firma
Sterling bêd¹ca operatorem bloku 42/12 odkry³a z³o¿e
Bre-agh. W sektorze norweskim na strukturze Gamma odkryto akumulacjê ropy naftowej w formacji Statfjord. Drugie wa¿ne odkrycie to z³o¿e Biotitt. W otworze poszukiwaw-czym, wierconym do g³êbokoœci 2360 m, odkryto gaz i kon-densat w formacji Heimdal. Biotitt znajduje siê ok. 20 km na NE od z³o¿a Sleipner, co u³atwi przysz³e zagospodarowa-nie. W sektorze holenderskim w otworze 318-6 stwierdzo-no wystêpowanie piaskowców o dobrych w³asstwierdzo-noœciach zbiornikowych formacji Slochteren (perm). Uzyskano przyp³yw gazu ziemnego w iloœci 1,2 mln m3
/d. Na Morzu 557
Przegl¹d Geologiczny, vol. 55, nr 7, 2007
WIADOMOŒCI GOSPODARCZE
*ul. Czerniakowska 28 B m. 19, 00-714 Warszawa; jpzagor-ski@sasiedzi.pl
Norweskim potwierdzono ropo- i gazonoœnoœæ obiektu poszukiwawczego Trost. Na Morzu Barentsa w³oski kon-cern ENI kontynuuje rozpoznanie z³o¿a Goliat. Zakoñczo-no wiercenie otworu 7125/4-1, w wyniku czego potwierdzoZakoñczo-no perspektywicznoœæ tego rejonu. Oprócz tego w Irlandii trwaj¹ przygotowania do przetargu na koncesje w basenie Porcupine na Oceanie Atlantyckim.
Rosja. Chocia¿ budowa ruroci¹gu wschodniosyberyj -skiego (ESPO — East Siberia Pacific Oil Pipeline) ju¿ siê rozpoczê³a, nadal nie jest pewne, jaka ostatecznie bêdzie trasa magistrali, czy dotrze ona tylko do Chin, czy te¿ zostanie przed³u¿ona do Japonii. Tymczasem 18 kwietnia br. na konferencji prasowej w Ministerstwie Rozwoju Gospodarczego i Handlu og³oszono o planach budowy podmorskiego tunelu przez Cieœninê Beringa, ³¹cz¹cego Syberiê z Alask¹. W tunelu o d³ugoœci 103 km (najd³u¿szym na œwiecie!) mieœci³aby siê linia szybkiej kolei, autostrada, ruroci¹gi naftowe i gazowe oraz magi-strale energetyczne i telekomunikacyjne. Koszt tunelu sza-cuje siê na 65 mld USD, a jego budowa potrwa 10–15 lat. Inwestycj¹ s¹ zainteresowane koleje rosyjskie, sieci ener-getyczne i Transnieft. Powstaje te¿ projekt nowej linii kole-jowej znad Leny do Uelen w Cieœninie Beringa o d³ugoœci 3500 km. Z tunelem s¹ te¿ zwi¹zane plany budowy do 2020 r. 2 elektrowni p³ywowych Tugurskaja i Pend¿inskaja na Morzu Ochockim, ka¿da o mocy 10 GW. Wiceprezes rosyj-skiej agencji ds. specjalnych stref ekonomicznych M. Bystrow powiedzia³, ¿e bêdzie to projekt ekonomiczny, nie politycz-ny. Na Alasce idea tunelu znalaz³a poparcie b. gubernatora tego stanu, W. J. Hickela. Z drugiej strony nawet w Moskwie pojawi³y siê w¹tpliwoœci, co do celowoœci realizacji gigantycznego przedsiêwziêcia w sytuacji, gdy na rosyjskie surowce i energiê czekaj¹ Chiny, bli¿ej po³o¿one i gotowe do sfinansowania niezbêdnych po³¹czeñ transportowych.
Pojawiaj¹ siê te¿ w¹tpliwoœci, czy zagospodarowanie z³ó¿ ropy we Wschodniej Syberii, które maj¹ zasilaæ ruro-ci¹g wschodniosyberyjski, zostanie skoordynowane z ter-minem zakoñczenia budowy. I. Niestierow z uniwersytetu w Tiumeni stwierdzi³, ¿e do wykorzystania zdolnoœci prze-sy³owej ruroci¹gu ESPO potrzebne jest 80 mln t ropy rocz-nie, a takich mo¿liwoœci produkcyjnych we Wschodniej Syberii nie ma. Nale¿a³oby siêgn¹æ do zasobów Zachod-niej Syberii, ale niew³aœciwe metody eksploatacji w tam-tym regionie doprowadzi³y do utraty co najmniej 5 mld t ropy, których ju¿ nie bêdzie mo¿na wydobyæ. Konieczne jest wdro¿enie nowoczesnych metod poszukiwañ i eksploata-cji. Jednym z zadañ jest opracowanie technologii wydobycia ropy z utworów ilastych. W Zachodniej Syberii znajduj¹ siê one na g³êbokoœci 1000–4000 m i w dotychczasowych wierce-niach nie by³y opróbowane. Zasoby ca³kowite tych formacji s¹ szacowane na 174 mld t ropy.
Trwa konsolidacja przedsiêbiorstw bran¿y naftowej. W mar-cu rz¹d podj¹³ decyzjê o po³¹czeniu przedsiêbiorstwa eks-ploatacji ruroci¹gów naftowych Transnieft z firm¹ zaj-muj¹c¹ siê transportem produktów naftowych
Transnieftieprodukt. Ma to byæ etap realizacji strategii
energetycznej. Prezes Transniefti S. Wajnsztok poinformo-wa³, ¿e po zakoñczeniu procedur fuzji nast¹pi likwidacja
Transnieftieproduktu jako samodzielnej jednostki.
Podkre-œli³ jednoczeœnie, ¿e w planach rozwojowych priorytet ma ruroci¹g przesy³owy produktów naftowych do Primorska jako reorientacja eksportu przez terminal Ventspils na
£otwie. Komentarze rosyjskich kó³ finansowych s¹ pozytywne — po³¹czenie pozwoli na zwiêkszenie eksportu produktów naftowych. Wartoœæ rynkowa Transniefti jest sza-cowana na 12,8 mld USD, eksploatuje ona sieæ ruroci¹gów o d³ugoœci 48 tys. km. Transnieftieprodukt jest szacowany na 1,3–1,4 mld USD i eksploatuje niemal 20 tys. km ruroci¹gów.
Oddzia³ ExxonMobil, realizuj¹cy wielki projekt inwe-stycyjny Sachalin-1, poinformowa³ o ustanowieniu nowe-go rekordu wiercenia ERD (extended reach drilling — otwory poziome o du¿ym k¹cie nachylenia). W kwietniu br. zakoñczono prace przy zag³owiczeniu otworu Z-11, w któ-rym osi¹gniêto g³êbokoœæ pomiarow¹ 11 282 m. Poprzedni rekord z 2000 r. nale¿a³ do wiercenia Wytch Farm w W. Bry-tanii i wynosi³ 10 278 m.
Projekt Sachalin-1 obejmuje zagospodarowanie 3 z³ó¿: Czajwo, Odoptu i Arkutun-Dagi. Poniewa¿ z³o¿e Czajwo znajduje siê 8–10 km od brzegu, otwory eksploatacyjne s¹ wiercone z l¹du metod¹ ERD. Otwór Z-11 jest 17. otworem ERD wykonanym w ramach projektu Sachalin-1 i zosta³ odwiercony w ci¹gu 61 dni, wyprzedzaj¹c o 15 dni harmo-nogram. Urz¹dzenie o nazwie Jastrieb, zaprojektowane i wy-produkowane przez firmê Parker Drilling Co., jest najwiê-kszym l¹dowym urz¹dzeniem wiertniczym. Ze wzglêdu na zagro¿enie sejsmiczne modu³ wiertniczy jest posadowiony na palach siêgaj¹cych a¿ do wiecznej zmarzliny. Zapobie-ga to równie¿ osiadaniu w czasie rozmarzania i zamarzania gruntu. Zarówno czêœæ wiertnicza jak i magazyn rur s¹ zamontowane na szynach i przesuwane o 10 m w czasie wier-cenia kolejnych otworów. Wszystkie instalacje i sprzêt s¹ przysto-sowane do temperatury -40°C.Moc silników wynosi 13 758 KM.
Turcja. Zaledwie 2 miesi¹ce po informacji o porozu-mieniu dotycz¹cym ruroci¹gu Burgas-Aleksandrupoli poda-no do wiadomoœci, ¿e powstaje drugi wa¿ny szlak transportu ropy naftowej z Morza Kaspijskiego i Kazachstanu. Turecki minister energii i zasobów naturalnych H. Guler i w³oski mini-ster rozwoju gospodarczego P. Bersani zaakceptowali plan budowy ropoci¹gu TAP (Trans Anatolian Pipeline) o d³ugo-œci 555 km, ³¹cz¹cego port Samsun na wybrze¿u Morza Czarnego z terminalem eksportowym Ceyhan nad Morzem Œródziemnym. Znaczenie tego projektu polega na zwiêksze-niu bezpieczeñstwa w cieœninach Bosfor i Dardanele, gdzie natê¿enie ruchu tankowców ju¿ teraz jest bardzo du¿e. W 2010 r. 136 tys. t ropy dziennie (póŸniej 200 tys. t/d) bêdzie docieraæ do Ceyhan znacznie bezpieczniejszym w eksploatacji ruro-ci¹giem l¹dowym. Do Samsun ropa bêdzie dostarczana tan-kowcami z terminali w Noworosyjsku lub Supsa. Inwestycjê bêdzie realizowaæ konsorcjum z udzia³em w³oskiego ENI i tureckiej grupy przemys³owej Calik.
Irak. Spoœród 78 z³ó¿ ropy naftowej zaklasyfikowa-nych do kategorii przemys³owych tylko 27 jest obecnie eksploatowanych. Dalsze 25 z³ó¿ jest w fazie zaawansowa-nego zagospodarowania i mo¿na siê spodziewaæ, ¿e nied³ugo wejd¹ do eksploatacji, natomiast 26 z³ó¿ wymaga intensywnych i kosztownych inwestycji, aby mo¿liwe by³o rozpoczêcie wydobycia. W ostatnich dwóch dekadach nast¹pi³ znaczny postêp technologiczny w eksploatacji, ale konieczne jest wdro¿enie najbardziej zaawansowanych metod wydobycia, jakimi dysponuj¹ zagraniczne firmy naftowe. Mo¿liwe by³oby wtedy zwiêkszenie produkcji w ci¹-gu 5 lat z obecnego poziomu ok. 270 tys. t/d do 550 tys. t/d, a nawet 680 tys. t/d ropy. Rz¹d szacuje wielkoœæ niezbêd-nych nak³adów inwestycyjniezbêd-nych na 20–25 mld USD.
558
Dodatkow¹ zachêt¹ dla inwestorów s¹ wyniki studium z³o¿owego wykonanego przez IHS Energy Group. W opra-cowaniu bardzo wysoko oceniono perspektywicznoœæ zachodniej, pustynnej czêœci kraju, gdzie mo¿e siê znajdo-waæ ponad 13 mld t ropy nowych zasobów. Oznacza to, ¿e ca³kowite zasoby ropy w Iraku s¹ niemal dwa razy wiêksze ni¿ dotychczas szacowano. Co wiêcej, koszty produkcji w Ira-ku s¹ niskie, szczególnie w porównaniu z kosztami wydo-bycia na morzu i kszta³tuj¹ siê poni¿ej 2 USD za bary³kê. Przedstawione wy¿ej dane nie mog¹ byæ jednak rozpatry-wane w oderwaniu od realiów obecnej sytuacji w Iraku. Chodzi przede wszystkim o stan wojny domowej wp³ywaj¹cy bezpoœrednio na bezpieczeñstwo personelu i insta-lacji naftowych, a poœrednio na rozwi¹zanie wielu kluczo-wych zagadnieñ organizacyjnych i ekonomicznych, w tym prawa naftowego i polityki koncesyjnej. Rz¹d przygotowa³ projekt prawa naftowego, ale wczeœniej nale¿y rozstrzy-gn¹æ zagadnienia ustrojowe. Sunnici s¹ przeciwni federali-zmowi promowanemu przez Kurdów i szyitów dowodz¹c, ¿e pozbawi to ich czêœci zasobów naturalnych. Udostêp-nienie zasobów ropy na pustyni nale¿¹cej do wiêkszoœci sunnickiej mo¿e pomóc w rozwi¹zaniu tego problemu. Decyzje dotycz¹ce organizacji sektora naftowego w Iraku mog¹ mieæ powa¿ny wp³yw na sytuacjê na œwiatowym rynku ropy naftowej i ceny. Jeœli pañstwowe firmy naftowe w Iraku bêd¹ dzia³aæ wed³ug formu³y funkcjonuj¹cej w la-tach 1960–1970, to Irak zgodnie z polityk¹ prowadzon¹ przez OPEC raczej bêdzie hamowa³ inwestycje w bran¿y naftowej i ogranicza³ wydobycie, aby utrzymywaæ wyso-kie ceny ropy. Drugim wariantem jest prywatyzacja sekto-ra naftowego i otwarcie dla firm zagsekto-ranicznych, co o¿y-wi³oby poszukiwania i produkcjê i zwiêkszy³o konkuren-cjê. Wejœcie podmiotów zagranicznych wi¹¿e siê te¿ z do-stêpem do nowych technologii.
Francja. Wydobycie ropy naftowej ze z³ó¿ podmor-skich, a szczególnie z akwenów g³êbokowodnych, wi¹¿e siê z koniecznoœci¹ monta¿u i obs³ugi podwodnych instala-cji eksploatacyjnych i przesy³owych. Oczywiœcie s¹ to ju¿ g³êbokoœci niedostêpne dla nurków i wszelkie operacje musz¹ byæ wykonywane przy u¿yciu zdalnie sterowanych pojazdów podwodnych. Najnowsza konstrukcja typu AUV (Autonomous Underwater Vehicle — samosteruj¹cy pojazd podwodny), opracowana przez francusk¹ firmê ECA SA z Tulo-nu, to wielofunkcyjny statek Alistar 3000. Statek przypo-mina kszta³tem okrêt podwodny, ma 5 m d³ugoœci i 1,2 m œrednicy, wa¿y 2100 kg, przy czym 200 kg mo¿e stanowiæ ³adunek u¿yteczny w postaci dodatkowej aparatury kontro-lnej. Napêd zapewniaj¹ stery strumieniowe: 4 poziome, 2 bo-czne i 2 pionowe, umo¿liwiaj¹ce utrzymanie nieruchomej pozycji, jak i osi¹gniêcie prêdkoœci do 6 wêz³ów. Maksy-malna g³êbokoœæ wody wynosi 3000 m. Zasilanie akumu-latorowe wystarcza na 24 godziny samodzielnej pracy.
Alistar 3000 przeszed³ pomyœlnie 10-dniowy test w Zatoce
Meksykañskiej kontroluj¹c ruroci¹gi w obrêbie z³o¿a King. Próby te potwierdzi³y mo¿liwoœci statku w zakresie:
precyzyjnego zanurzania a¿ do osi¹gniêcia po¿¹danej pozycji tu¿ nad dnem morskim,
utrzymywania ³¹cznoœci radiowej i akustycznej z po-wierzchni¹ w czasie wykonywania operacji,
wyszukiwania ruroci¹gów i ich kontroli z odleg³oœci 1 do 2 m, co zapewnia uzyskanie obrazów ruroci¹gu o wysokiej jakoœci,
wykrywania ewentualnych uszkodzeñ, nieszczelno-œci i wycieków z ruroci¹gów,
bezpiecznego powrotu na powierzchniê.
Alistar 3000 zosta³ zaprojektowany g³ównie do
inspek-cji ruroci¹gów, jednak mo¿e s³u¿yæ równie¿ do kontroli g³owic eksploatacyjnych, kolektorów, kolumn rur prowad-nikowych i innych instalacji podwodnych, mo¿e te¿ byæ przydatny przy uk³adaniu ruroci¹gów. Wszystkie te zalety ³¹cznie z zasiêgiem g³êbokoœciowym przekraczaj¹cym g³êbokoœæ morza, na jak¹ aktualnie siêgaj¹ operacje wiert-nicze i wydobywcze sprawia, ¿e nowy statek niew¹tpliwie stanie siê poszukiwanym sprzêtem w wielu akwenach.
Gazohydraty. Kolejnym regionem, gdzie stwierdzono aku-mulacje gazohydratów, jest Morze Po³udniowochiñskie u po³ud-niowo-wschodnich wybrze¿y Tajwanu. Naukowcy z Instytutu Oceanografii Uniwersytetu w Taipei odkryli z³o¿a gazohydra-tów o zasobach rzêdu 600 mld m3
. S¹ to iloœci, które mog³yby pokryæ zapotrzebowanie na energiê 23-milionowej ludnoœci wyspy przez 60 lat. Tajwan importuje 100% zu¿ywanej ropy i ga-zu. Gazohydraty zalegaj¹ ok. 200 m pod dnem morskim, co w po-³¹czeniu ze stosunkowo niewielk¹ g³êbokoœci¹ wody stwarza korzystne warunki do op³acalnej eksploatacji.
Australia. Ogromne z³o¿a gazu ziemnego, znajduj¹ce siê na archipelagu Papua Nowa Gwinea, nie stan¹ siê w naj-bli¿szych latach zapleczem surowcowym australijskiego przemys³u. Przygotowany w 2005 r. projekt gazoci¹gu o d³ugoœci ok. 4000 km z Port Moresby przez Cieœninê Tor-resa do Brisbane zosta³ oceniony jako nieop³acalny. Z po-wodu wzrostu cen koszt zagospodarowania z³ó¿ i budowy gazoci¹gu szacuje siê obecnie na 5,5 mld USD. Firma Oil
Search Ltd., g³ówny producent ropy naftowej na Nowej
Gwinei, w porozumieniu z partnerami zrezygnowa³a z reali-zacji projektu. Uznano, ¿e korzystniejszym rozwi¹zaniem bêdzie wykorzystanie gazu na miejscu do produkcji skroplo-nego gazu ziemskroplo-nego i rozwoju przemys³u petrochemiczskroplo-nego.
Grecja. Protokó³ podpisany 31.01.2007 r. w Atenach, dotycz¹cy budowy gazoci¹gu z Grecji do W³och, zosta³ przyjêty z zadowoleniem w Unii Europejskiej jako realny krok na drodze ograniczenia ekspansji rosyjskiej w dzie-dzinie przejmowania kontroli nad szlakami transportowy-mi surowców energetycznych dla Europy. Minister rozwoju gospodarczego W³och P. Bersani i minister roz-woju Grecji D. Sioufas sfinalizowali porozumienie przewi-duj¹ce rozpoczêcie w czerwcu 2008 r. prac budo-wlano-monta¿owych przy gazoci¹gu i oddanie go do u¿yt-ku w 2011 r. Gazoci¹g o d³ugoœci 212 km po³¹czy miejsco-woœæ Stawrolimenas w pó³nocno-zachodniej Grecji przez Morze Adriatyckie z Otranto. Koszt inwestycji szacuje siê na 300 mln , z czego 40% bêdzie sfinansowane ze œrod-ków Unii Europejskiej. Budowa bêdzie realizowana przez konsorcjum Poseidon, utworzone przez greck¹ firmê gazownicz¹ DEPA i w³oski koncern Edison SPA. Porozu-mienie Grecji z W³ochami stanowi kolejny fragment tzw.
Po³udniowoeuropejskiego Pierœcienia Gazowego,
dostar-czaj¹cego gaz ziemny z Azji Œrodkowej przez Turcjê do odbiorców Grecji, W³och, Albanii i Macedonii, a w przy-sz³oœci tak¿e Bu³garii. W czerwcu br. ma byæ ukoñczony gazoci¹g ³¹cz¹cy Turcjê z greckim systemem gazowni-czym. Umo¿liwi to dostawy 11,5 mld m3
gazu rocznie, z cze-go 8 mld m3bêdzie przeznaczone dla W³och. Jednoczeœnie Grecja stanie siê wa¿nym wêz³em sieci gazowniczej.
ród³a: Alexander’s Gas & Oil Connections, Energi-net.dk, ENI, First Break, FT, Hart’s E&P, Offshore, Oil&Gas Financial Journal, Oil&Gas Journal, Rigzone, RusEnergy, Statoil, The Economist, Upstream, World Oil
559
