M. RALSKA-JASIEWICZOWA, M. LATA£OWA, K. WASYLIKOWA, K. TOBOLSKI, E. MADEYS-KA, H.E. WRIGHT Jr & Ch. TURNER (ed.) — Late Glacial and Holocene history of vegetation in Poland based on the isopollen maps. W. Szafer Institu -te of Botany, Polish Academy Sciences, Kraków 2004, 444 str., 106 fig., 3 tab.
Ksiêga, któr¹ prezentujê czytelnikowi, to pozycja z dziedziny paleobotaniki i botaniki — dziedzin, wydawa³oby siê, odleg³ych od moich zainteresowañ. Zdecydowa³em siê siêgn¹æ po ni¹ nie tyle zainteresowany jej treœci¹, ile form¹ przedstawienia omawianych zagadnieñ. W ksiêdze przedstawiono póŸnoglacjaln¹ i holoceñsk¹ historiê wegetacji w Polsce w formie kartograficznej. Dzie³o to jest syntez¹ paleofitogeografii i paleoekologii, a tak¿e pierwszym szczegó³owym opisem zmian bioró¿norodnoœci drzewiastej flory obszaru Polski. Ca³a jego treœæ jest w zasadzie tylko opisem pre-zentowanych map rozprzestrzenienia poszczególnych gatunków drzew i krzewów w póŸnym glacjale i holocenie. Nie ma w nim z³o¿onych diagramów py³kowych, które s¹ czytelne tylko dla specjalistów, zamieszczono za to czytelne mapy, na których za pomoc¹ izolinii przedstawiono wystêpowanie poszczególnych gatunków. To ciekawe mapy, których nie spotyka siê czêsto.
Ksiêga dedykowana jest pamiêci wybitnego botanika, profe-sora W³adys³awa Szafera, który jako pierwszy zastosowa³ pre-zentowan¹ w niej metodê kartograficzn¹. Jej autorami jest 27 wybitnych botaników i palinologów z piêtnastu oœrodków nauko-wych, a nad redakcj¹ ca³oœci dzie³a wspó³pracowa³o z M. Ral-sk¹-Jasiewiczow¹ jeszcze 6 naukowców. Nic w tym dziwnego. Jest to potê¿ne dzie³o, w którym zosta³a zgromadzona ogromna czêœæ wiedzy o najm³odszym etapie rozwoju roœlinnoœci na zie-miach Polski od ok. 14 000 lat.
Po krótkim wstêpie znajduje siê czêœæ, w której zosta³o scha-rakteryzowane wspó³czesne œrodowisko naturalne Polski. W
nastêp-nej czêœci zamieszczono równie¿ krótkie rozdzia³y poœwiêcone historii kartografii danych palinologicznych, metodom wykorzy-stywanym do konstrukcji map izopoli oraz wyznaczaniu czaso-wych horyzontów, bêd¹cych odniesieniem do map. Izopole to rzadko stosowany w kartografii i wybitnie specjalistyczny rodzaj izolinii. Metodê map izopoli w interpretacji rozprzestrzenienia roœlin zastosowa³ po raz pierwszy profesor W³adys³aw Szafer w 1935 roku. W 2005 roku obchodzimy zatem 70-lecie stosowania tej metody. Izopole, czyli izolinie py³kowe, s¹ to linie ³¹cz¹ce na mapie punkty o tych samych wartoœciach py³ków okreœlonego gatunku roœlin w spektrach py³kowych. Mapy izopoli odzwier-ciedlaj¹ statystyczne rozprzestrzenienie okreœlonego gatunku roœliny na jakimœ obszarze.
Dziewiêædziesi¹t procent objêtoœci dzie³a stanowi¹ dwie czêœci poœwiêcone historii rozprzestrzeniania siê ró¿nych gatunków drzew i krzewów oraz traw na obszarze Polski w póŸnym glacjale i holo-cenie. Podstawowym elementem tych czêœci dzie³a s¹ mapy izo-poli, z których mo¿na wnioskowaæ, jak zmienia³a siê populacja okreœlonych gatunków na ró¿nych obszarach Polski w ci¹gu ostat-nich 14 000 lat. Mapy prezentuj¹ rozprzestrzenienie gatunków co 500 lat.
Kilkudziesiêciostronicowa czêœæ koñcz¹ca dzie³o, bêd¹ca jego podsumowaniem, charakteryzuje g³ówne paleoekologiczne zdarzenia w póŸnym glacjale i holocenie na obszarze Polski.
Imponuj¹cy jest równie¿ spis literatury, zajmuj¹cy niemal 20 stron drobnego druku, który dowodzi ogromnej pracy, jak¹ wykonali autorzy, pisz¹c to imponuj¹ce dzie³o.
W ksiêdze zaprezentowane s¹ fakty, a z faktami trudno dys-kutowaæ. Nale¿y zatem potraktowaæ dzie³o jako monografiê historii flory obszaru Polski, przedstawion¹ w sposób jasny i przystêpny dla ka¿dego, kto kiedykolwiek mia³ do czynienia z mapami izolinii. Dzie³o bêdzie zapewne ozdob¹ ka¿dej biblioteki przyrodniczej.
W³odzimierz Mizerski
Aktualia ropy naftowej i gazu ziemnego
Jerzy Zagórski*
Œwiat. Na konferencji grupy badaw-czej ds. energii Cambridge Energy Rese-arch Associates dyrektor londyñskiej filii
Gazpromu — Gazprom Marketing & Trading Ltd — J. Hattenberger
przedsta-wi³ plany rosyjskiego koncernu w zakre-sie eksportu skroplonego gazu ziemnego i budowy sieci terminali odbiorczych, ze szczególnym uwzglêdnieniem Ameryki Pó³nocnej. Pocz¹tkiem tej ekspansji by³a dostawa skroplo-nego gazu ziemskroplo-nego z Algierii (w ramach wymiany z Gaz
de France za gaz sieciowy) do terminalu Cove Point w
USA w ub. roku. Hattenberger podkreœli³, ¿e Gazprom chce realizowaæ swoje zamierzenia we wspó³pracy z czo³owymi producentami i dostawcami gazu skroplonego. Najbardziej zaawansowanym projektem jest porozumienie z grup¹
Shella. Podpisano ju¿ list intencyjny w sprawie wymiany
udzia³ów (transakcja typu swap) Gazpromu w koncesji na eksploatacjê z³o¿a Zapoliarnoje w zachodniej Syberii za udzia³y Shella w projekcie Sachalin II. Gaz z Sachalinu
by³by przeznaczony na rynek amerykañski. Drugi projekt dotyczy skraplania gazu ziemnego ze z³o¿a giganta Sztok-manowskoje na Morzu Barentsa we wspó³pracy ze
Stat-oilem i Norsk Hydro. Lokalizacja z³o¿a sprawia, ¿e
trans-port ruroci¹gowy do Europy nie ma uzasadnienia ekono-micznego. Trzecia wa¿na inwestycja to zak³ady skraplania gazu w pobli¿u St. Petersburga, o zdolnoœci produkcyjnej 3–5 mln t rocznie. Z tego Ÿród³a by³aby zaopatrywana W. Brytania oraz USA i Kanada.
Polska. Zmiany w prawie energetycznym, wprowa-dzone 4 marca 2005 r., przewidywa³y demonopolizacjê rynku dostaw gazu ziemnego. Od 1 paŸdziernika 2005 r. przedsiêbiorstwa mog¹ kupowaæ gaz nie tylko od PGNiG S.A., natomiast odbiorcy indywidualni bêd¹ czekaæ na tê mo¿liwoœæ do 1 lipca 2007 r. W marcu bie¿¹cego roku poja-wi³ siê pierwszy, niezale¿ny dostawca. Jest nim wêgierska firma EMFESZ (Elsõ Magyar Földgáz és
Energiakereske-delmi és Szolgátató Kft.), która na rynku polskim dzia³a za
poœrednictwem swojej filii EMFESZ Polska. EMFESZ
Pol-ska podpisa³a ju¿ pierwszy kontrakt z Zak³adami
Azotowy-mi w Pu³awach. Umowa opiewa na dostawê 150 mln m3 gazu w tym roku i obowi¹zuje do 2008 r. Gaz bêdzie prze-477
Przegl¹d Geologiczny, vol. 54, nr 6, 2006
WIADOMOŒCI GOSPODARCZE
*ul. Czerniakowska 28 B m. 19, 00-714 Warszawa; jpzagorski@sasiedzi.pl
sy³any gazoci¹gami spó³ki Gaz System, która z mocy usta-wy jest zobowi¹zana do zawarcia umousta-wy w sprawie udostêpnienia swojej sieci. Zak³ady w Pu³awach zu¿ywaj¹ rocznie 850–870 mln m3
gazu ziemnego. EMFESZ Polska planuje w 2006 r. sprzeda¿ 0,5 mld m3gazu, co oznacza intensywne poszukiwania nowych odbiorców. Zaintere-sowanie ofert¹ EMFESZ wyrazi³y Zak³ady Chemiczne w Policach i PKN Orlen.
Spó³ka EMFESZ powsta³a w 2003 r., wykorzystuj¹c mo¿liwoœæ dzia³ania po liberalizacji rynku gazowniczego na Wêgrzech. Obecnie dostarcza 60% gazu ziemnego zu¿ywanego przez odbiorców krajowych. Gaz pochodzi z Azji Œrodkowej i jest sprzedawany przez spó³kê
RosUkr-Energo, tê sam¹, która dostarcza 25% gazu kupowanego
przez PGNiG S.A. z kierunku wschodniego.
Spó³ki wiertnicze i geofizyczne wchodz¹ce w sk³ad grupy kapita³owej PGNiG S.A. po zasadniczej moderniza-cji wyposa¿enia technicznego w latach 1992–1997 dyspo-nuj¹ nowoczesnym sprzêtem i aparatur¹ kontrolno-pomia-row¹ i znacznym potencja³em wykonawczym. Ogranicze-nie nak³adów na poszukiwania krajowe sprawi³o, ¿e
PGNiG S.A. przesta³o byæ g³ównym zleceniodawc¹ badañ
sejsmicznych i wierceñ. Na przyk³ad w 2005 r. tylko 1/5 metra¿u wierceñ zosta³a wykonana na zlecenie PGNiG S.A. W przypadku zdjêæ sejsmicznych 3-D by³o to jeszcze mniej — tylko 13%. W tej sytuacji nale¿a³o szukaæ zleceñ poza tradycyjnym rynkiem i rozwi¹zaniem sta³y siê kontrakty zagraniczne. Niektóre przedsiêbiorstwa ju¿ znacznie wczeœ-niej realizowa³y zamówienia na wykonanie prac za granic¹ i one by³y najlepiej przygotowane do ekspansji pod wzglê-dem kadrowym, sprzêtowym i logistycznym. Najwa¿niejsze jednak by³o wytworzenie proeksportowego nastawienia w zarz¹dzaniu firm¹ i zdobycie przyczó³ków na rynkach zagranicznych. Obecnie urz¹dzenia wiertnicze PGNiG
Kraków pracuj¹ w Indiach w stanie Arunacial Pradesz dla
firmy GeoEnpro Petroleum Ltd., a personel wiertniczy zosta³ zaanga¿owany przez Caspian Gas Corp. do obs³ugi urz¹dzeñ w Kazachstanie. PGNiG Nafta w Pile niedawno zakontraktowa³a swój sprzêt do wiercenia otworów poszu-kiwawczych w Maroku na zlecenie Mahgreb Petroleum
Exploration SA. Drugi kontrakt na prace wiertnicze w
sta-nie Rad¿astan w Indiach podpisano z firm¹ Cairn Energy
India Pty. Ltd. Przedsiêbiorstwa geofizyczne wykonuj¹
dla zleceniodawców zagranicznych pe³ny zakres prac, pocz¹wszy od polowych prac sejsmicznych przez przetwa-rzanie i reprocessing danych sejsmicznych a¿ do interpre-tacji wyników. Geofizyka Kraków wykona³a w Austrii na prze³omie 2005 i 2006 r. na zlecenie ÖMV zdjêcie sejsmicz-ne 3-D Hohenau o powierzchni ponad 200 km2. W 2006 r. rozpoczêto wykonywanie zdjêcia sejsmicznego 3-D w Libii, przekraczaj¹cego 1000 km2. Zleceniodawc¹ jest Zueitina
Oil Co. W Turcji, w basenie Tracji wykonano ponad 300 kmb
profili 2-D na zlecenie Merta Energy. Dla pakistañskiej fir-my OGDCL wykonywano profile sejsmiczne 2-D w pro-wincji Sindh. Dwa du¿e zlecenia uzyskano z Francji i Czech. W pierwszym przypadku jest to reprocessing 1000 km pro-fili sejsmicznych dla Bureau de Recherches Géologiques et
Minières, w drugim reinterpretacja ok. 1000 km profili
sejs-micznych dla firmy Moravské Naftové Doly. Geofizyka
Toruñ kontynuuje swoje zaanga¿owanie w Indiach, gdzie
rozpoczê³a pierwsze prace polowe ju¿ w 1984 r. Najnow-sze kontrakty to wykonanie profili 2-D dla Reliance
Indu-stries, du¿e zdjêcie sejsmiczne 3-D w stanie Tamil Nadu
dla Niko Resources oraz prace polowe i przetwarzanie danych dla Cairn Energy India Pty. Ltd. Firma toruñska
wykonywa³a równie¿ na zlecenie RWE DEA badania 2-D i 3-D w Polsce, w ramach posiadanych przez niemiecki kon-cern koncesji poszukiwawczych. Wszystkie wymienione wy¿ej kontrakty i zlecenia spe³niaj¹ pozytywn¹ rolê przez zdobywanie doœwiadczenia w dzia³aniu na wymagaj¹cych rynkach us³ug geologicznych i utrzymanie zatrudnienia, jednak strona polska wystêpuje tylko w roli wykonawcy lub podwykonawcy. Poza dzia³alnoœci¹ w Pakistanie i na Ukrainie, prowadzon¹ w bardzo ograniczonym zakresie, nie widaæ aktywnoœci PGNiG S.A. jako operatora, tj. konce-sjobiorcy, który móg³by uzyskaæ dostêp do nowych zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego. W sytuacji obecnego zapo-trzebowania na ropê i gaz i mo¿liwoœci pokrycia go ze Ÿróde³ krajowych taka inicjatywa by³aby po¿¹dana.
Chiny. Ze znacznym opóŸnieniem chiñski koncern
Sinopec Corp. poinformowa³ o odkryciu wielkiego z³o¿a
gazu ziemnego Puguang w prowincji Syczuan. Pierwsze pozytywne wyniki poszukiwawcze uzyskano ju¿ pod koniec 2002 r., ale dopiero teraz urz¹d ds. zasobów mineralnych poda³ wielkoœæ zasobów. Jest to jedno z piêciu najwiêk-szych chiñskich z³ó¿ gazowych o zasobach wydobywal-nych 251 mld m3i zasobach przemys³owych 188 mld m3 gazu. Odkrycie ma du¿e znacznie dla dalszych poszuki-wañ, gdy¿ z³o¿e Puguang wystêpuje w morskich utworach wêglanowych, które dotychczas w tym regionie nie by³y pierwszoplanowym obiektem eksploracji. Ju¿ teraz w s¹siedz-twie nowego z³o¿a odkryto kolejne akumulacje gazu — Maoba, Shuangmiao, Laojun i Tongnanba — i wyznaczo-no 12 stref poszukiwawczych w basenie Syczuan o ³¹cznej powierzchni 100 000 km2
. Horyzonty gazonoœne wystê-puj¹ g³êboko, ponad 5000 m p.p.t., co wymaga³o równie¿ zmian w technologii wierceñ.
Sinopec przed³o¿y³ do zatwierdzenia rz¹dowi plan
zagospodarowania z³o¿a, przewiduj¹cy osi¹gniêcie wydo-bycia ponad 4 mld m3/rok gazu w 2008 r. i 8 mld m3/rok do roku 2010. Wybudowany zostanie równie¿ gazoci¹g o d³u-goœci ok. 1000 km do miasta Jinan w prowincji Szantung.
Wenezuela. Zmienione warunki dzia³ania zagranicz-nych koncernów naftowych w Wenezueli, zwi¹zane z wejœ-ciem w ¿ycie w ub. roku nowego prawa naftowego, zosta³y zaakceptowane dotychczas przez 22 firmy spoœród 32 posia-daj¹cych koncesje eksploatacyjne. Jak podawano wczeœ-niej (Prz. Geol., vol. 54, nr 3, str. 201–203), na wspó³pracê w ramach joint venture nie zgodzi³ siê jedynie ExxonMobil. W marcu rz¹d przyst¹pi³ do zapowiedzianej eliminacji amerykañskiego koncernu z operacji na terenie Wenezueli. Najpierw nie dopuszczono go do udzia³u w przetargu na wielk¹ inwestycjê petrochemiczn¹, a nastêpnie pañstwowy koncern PDVSA wstrzyma³ odbiór ropy ze z³o¿a La Ceiba, eksploatowanego wspólnie przez ExxonMobil i
PetroCa-nada, co spowodowa³o zatrzymanie wydobycia. Ze z³o¿a
La Ceiba produkowano 1632 t/d ropy. Wydarzenia te potwier-dzi³ w dniu 24.03.2006 r. przedstawiciel PetroCanada.
ExxonMobil odwo³a³ siê od decyzji PDVSA do
Minister-stwa Energii i Ropy Naftowej, ale ministrem jest R. Rami-rez, bêd¹cy jednoczeœnie prezesem PDVSA. Zapowiedzia³ on, ¿e nie bêdzie kompromisu w sprawie pe³nej kontroli pañstwa nad zasobami ropy naftowej. Niedawno
Exxon-Mobil sprzeda³ 25% swoich udzia³ów w koncesji
obej-muj¹cej zespó³ z³ó¿ Quiamare–La Ceiba hiszpañskiemu koncernowi Repsol YPF.
K³opoty nie ominê³y te¿ francuskiego Totalu, który nie zgodzi³ siê na zmianê umowy koncesyjnej. Wspólnie z Bri-478
tish Petroleum eksploatowa³ on z³o¿e Jusepin we
wschod-niej Wenezueli. Total mia³ tam 55% udzia³ów, a BP 45%. Francuski koncern prowadzi w Wenezueli eksploatacjê z³ó¿ ciê¿kiej ropy oraz gazu ziemnego na l¹dzie i na morzu, a z³o¿e Jusepin jest jedynym z³o¿em konwencjonalnej ropy naftowej. W 1998 r. wierceniem Cotoperi-1 odkryto w blis-kim s¹siedztwie now¹ akumulacjê ropy. Teraz PDVSA przej¹³ kontrolê nad z³o¿em. Poinformowa³ o tym 3 kwiet-nia br. rzecznik Totalu.
Boliwia. Dzia³a tu 12 zagranicznych firm naftowych, w tym Petrobras, Repsol YPF, British Gas Group plc i
Total SA. Teraz wszystkie stoj¹ w obliczu podobnego
pro-blemu, jaki powsta³ w Wenezueli — koniecznoœci zawarcia nowych kontraktów na eksploatacjê ropy i gazu na zmie-nionych warunkach, polegaj¹cych przede wszystkim na zwiêkszeniu podatków i op³at eksploatacyjnych do 50% wartoœci produkcji. Wynika to z nowego prawa naftowego. Renegocjacje kontraktów bêd¹ prowadzone przez pañstwow¹ firmê naftow¹ Yacimientos Petroliferos Fiscales
Bolivia-nos. Jest to realizacja zapowiadanej przez prezydenta Evo
Moralesa nacjonalizacji zasobów naturalnych kraju. Boliwia zajmuje drugie miejsce w Ameryce Po³udnio-wej pod wzglêdem wielkoœci zasobów gazu ziemnego — wynosz¹ one 1,55 bln m3.
Kongo. Po serii odkryæ na wodach Angoli zachêcaj¹ce komunikaty poszukiwawcze nadesz³y z Republiki Konga (dawne Kongo Brazzaville). W g³êbokowodnym bloku, nazwanym MTPS, w odwiercie Aurige Nord Marine 1 odkryto z³o¿e ropy. Z otworu o g³êbokoœci 3370 m (g³êbo-koœæ wody wynosi 1970 m) uzyskano w próbach przyp³yw 675,9 t/d ropy. Jest to trzecie odkrycie w tym samym bloku; w 2000 r. odwiercono pozytywny otwór Androméde Mari-ne 1, a w 2004 r. — Pégase Nord MariMari-ne 1. Blok MTPS, o powierzchni ponad 5000 km2, znajduje siê w odleg³oœci ok. 180 km od l¹du, na wodach o g³êbokoœci do 3000 m. Operatorem jest Total SA, posiadaj¹cy 40% udzia³ów, pozostali partnerzy to ENI SPA i Esso Exploration &
Pro-duction Congo.
M. Barentsa. Po negatywnym wyniku otworu Guovca kolejne wiercenie na M. Barentsa zakoñczy³o siê niepowo-dzeniem. Otwór 7227/11-1 w strukturze Uranus zosta³ zli-kwidowany z powodu braku przemys³owych objawów wêglowodorów. Znajduje siê on w odleg³oœci 25 km od otworu Pandora, odwierconego w 2001 r., w którym stwier-dzono obecnoœæ niewielkiego z³o¿a ropy i gazu, ale nie potwierdzono wystêpowania ska³ zbiornikowych wystê-puj¹cych w z³o¿u Pandora. O. Birkeland, odpowiedzialny z ramienia Statoilu za poszukiwania na M. Barentsa, uwa¿a, ¿e negatywny wynik otworu Uranus nie przekreœla dal-szych poszukiwañ w tym rejonie, gdy¿ zarówno dane geo-logiczne, jak i mapy sejsmiczne basenu Przyl¹dka Pó³-nocnego potwierdzaj¹ jego perspektywicznoœæ.
Norwegia. Mimo problemów technicznych, logistycz-nych i ekonomiczlogistycz-nych, zwi¹zalogistycz-nych z magazynowaniem CO2pod ziemi¹, metoda ta jest rozwijana. W Europie takim
najwa¿niejszym projektem w skali przemys³owej by³o dotychczas z³o¿e gazu ziemnego Snøhvit na M. Barentsa (Prz. Geol., vol. 54, nr 2, str. 117). Teraz Statoil wspólnie z Shellem planuje najwiêksz¹ inwestycjê w zakresie zat³aczania i magazynowania CO2. Oba koncerny s¹
pio-nierami w dziedzinie podziemnego magazynowania CO2.
Projekt obejmuje elektrowniê opalan¹ gazem ziemnym i
zak³ady produkcji metanolu w Tjeldbergoddden w Nor-wegii oraz instalacje transportu i zat³aczania gazów popro-dukcyjnych, czyli dwutlenku wêgla i tlenku azotu do z³ó¿ Draugen i Heidrun. Energia elektryczna z Tjeldbergodden bêdzie zasilaæ instalacje eksploatacyjne, zmniejszaj¹c emi-sjê CO2z turbin gazowych stosowanych na platformach
wydobywczych. Dwutlenek wêgla z l¹du bêdzie wykorzy-stywany do eksploatacji ropy ze wspomaganiem i jedno-czeœnie magazynowany w z³o¿ach podmorskich. Realizacja inwestycji jest planowana na lata 2010–2012 i umo¿liwi magazynowanie 2–2,5 mln t CO2rocznie.
USA. Na dorocznej konferencji National Ocean Indu -stries Association sekretarz Departamentu Energii S.
Bod-man potwierdzi³ stanowisko rz¹du popieraj¹ce przyznawanie koncesji naftowych na obszarze chronionego krajobrazu arktycznego na Alasce oraz u³atwienie dostêpu do zew-nêtrznego szelfu oceanicznego jako czynniki zmniejszaj¹ce uzale¿nienie od importu ropy i gazu. Sprzeda¿ koncesji na szelfie oceanicznym, przygotowywana przez federaln¹ S³u¿bê Zarz¹dzania Zasobami Mineralnymi, umo¿liwi wykorzystanie znajduj¹cych siê tam zasobów 11,7 mld t ropy naftowej i 11,8 bln m3
gazu ziemnego. Jednoczeœnie stwierdzi³, ¿e przy obecnych cenach ropy firmy naftowe mog¹ samodzielnie pokryæ koszty badañ i zagospodarowa-nia z³ó¿, natomiast œrodki z bud¿etu federalnego powinny byæ skierowane na rozwój technologii zwi¹zanych z ener-gi¹ s³oneczn¹, wiatrow¹ i j¹drow¹, jak równie¿ ogniw wodorowych i etanolu jako paliwa silnikowego.
Amerykañskie Stowarzyszenie Gazownicze AGA (American Gas Association) oceni³o sytuacjê w zakresie przyrostu zasobów gazu ziemnego jako bardzo zadowa-laj¹c¹. W porównaniu ze stanem na koniec 2004 r. krajowe zasoby gazu w grudniu 2005 r. wzros³y z 5,46 bln m3
do 5,57 bln m3, osi¹gaj¹c najwy¿szy poziom od roku 1984. Jest to miêdzy innymi rezultat odwiercenia ponad 27 000 gazowych otworów poszukiwawczych i rozpoznawczych w 2005 r. Nale¿y jednak pamiêtaæ, ¿e wiêkszoœæ stwierdzo-nych horyzontów gazonoœstwierdzo-nych wystêpuje w ³upkach, zwiêz³ych piaskowcach i pok³adach wêgla kamiennego i ich wydajnoœæ jest niska. Wydobycie gazu ziemnego w USA w 2005 roku wynios³o 517 mld m3. Eksperci AGA szacuj¹, ¿e w najbli¿szych latach wydobycie gazu utrzyma siê na poziomie 510–540 mld m3.
Zgromadzenie akcjonariuszy firmy Burlington
Resour-ces Inc. zatwierdzi³o 30 marca br. po³¹czenie z koncernem ConocoPhillips (3 miejsce na liœcie najwiêkszych
amery-kañskich firm naftowych). Pocz¹tkowo za po³¹czeniem g³osowa³o 74% udzia³owców, ale w koñcowej fazie nego-cjacji liczba ta zwiêkszy³a siê do 98%. Wymiana akcji
Bur-lingtona za akcje ConocoPhillips odbêdzie siê w stosunku
1 : 0,7214. Burlington Resources Inc. z siedzib¹ w Houston prowadzi operacje g³ównie w USA i Kanadzie. Na liœcie 200 najwiêkszych amerykañskich firm naftowych zajmo-wa³ w 2004 r. 10 miejsce. Wartoœæ rynkowa firmy wynosi 34,09 mld USD, aktywa 19,23 mld USD, zatrudnienie 2416 osób. Zakup Burlington Resources Inc. nast¹pi³ nie-spe³na 4 lata po fuzji dwóch wielkich koncernów —
Cono-co Inc. i Phillips Petroleum Co. — w wyniku czego
powsta³ ConocoPhillips.
Jerzy Zagórski ród³a: ConocoPhillips, Hart’s E&P, Offshore, Oil&Gas Journal, PGNiG S.A., Statoil, Total, Upstream, World Oil
479
