Aktualia ropy naftowej i gazu ziemnego
Jerzy Zagórski*
Œwiat. Wzrost wydobycia ropy w 2005 r. by³ nieznaczny, zaledwie o 1,2% (tab. 1). Nieco inaczej kszta³tuje siê wzrost wydobycia w krajach OPEC — œrednio o 3,2%, ale i tu s¹ znaczne ró¿ni-ce, bo w Wenezueli i Indonezji nast¹pi³ spadek produkcji, natomiast w Iraku zanotowano 16-procentowy wzrost i to mimo nieustannych akcji sabota¿owych i zamieszek. Warto zwróciæ uwagê na fakt, ¿e w czasie dys-kusji na temat zwiêkszenia wydobycia, odbywaj¹cych siê na posiedzeniach OPEC, Wenezuela i Iran zwykle oponuj¹ przeciw podniesieniu limitów. W ubieg³ym roku w Wene-zueli wydobycie spad³o o 6%, a w Iranie wzrost wyniós³ tylko 1,5%. Przyrost produkcji u dominuj¹cego producenta OPEC, tj. Arabii Saudyjskiej, w 2005 r. wynosi³ 6,3%, ale nie zapewni³o to odzyskania czo³owej pozycji, utraconej w 2004 r. na rzecz Rosji, która mia³a tylko 2,4% wzrostu. Rekordowy wynik osi¹gnê³a Angola, zwiêkszaj¹c swoje wydobycie o 26%. Jeszcze wy¿szy wskaŸnik osi¹gnê³a Tajlandia, osi¹gaj¹c przyrost w wysokoœci 49,4%, ale nie jest to licz¹cy siê producent na rynku. Generalnie jednak w tak wa¿nych regionach, jak Ameryka Pó³nocna i Po³udnio-wa i Europa Zachodnia, nast¹pi³o zmniejszenie produkcji. Obaj g³ówni operatorzy na Morzu Pó³nocnym, tj. Norwegia i W. Brytania, odnotowali spadek wydobycia, co niew¹tpli-wie zwiêkszy nacisk na import ropy z innych regionów. Przyjêty przez redakcjê World Oil podzia³ na Europê Za-chodni¹ i WsZa-chodni¹ jest myl¹cy, gdy¿ w regionie okreœlo-nym w tabeli jako Europa Wschodnia w jednej grupie znaj-duj¹ siê kraje cz³onkowskie Unii Europejskiej, jak Polska i Wêgry; pozosta³e kraje Europy œrodkowo-wschodniej, bê-d¹ce g³ównie konsumentami ropy naftowej, i kraje b. ZSRR, wydobywaj¹ce ³¹cznie tyle ropy, co Kuwejt lub Wenezu-ela. W tych ostatnich wzrost wydobycia by³ wiêkszy ni¿ w Rosji (12,9% w porównaniu z 2,4%).
Jak wynika z danych tab. 1, wydobycie ropy w Chinach i Indiach, to jest u dwóch wielkich azjatyckich odbiorców, silnie oddzia³uj¹cych na sytuacjê rynkow¹, kszta³towa³o siê ca³kiem odmiennie. W Chinach produkcja wzros³a, natomiast w Indiach nast¹pi³ spadek o 3,7%. W Indiach krajowa poda¿ ropy, rzêdu 88,7 tys. t/d, jest i tak o wiele ni¿sza od zu¿ycia, szacowanego na 680 tys. t/d.
Wed³ug oceny amerykañskiego Departamentu Energii, ubieg³oroczny wzrost wydobycia ropy na œwiecie o 1,2% nie ma negatywnego wp³ywu na wzrost gospodarczy, ponie-wa¿ popyt wzrós³ tylko o 0,7%. Nadwy¿ka powiêkszy³a zapasy, co powinno byæ czynnikiem stabilizuj¹cym rynek.
385 Przegl¹d Geologiczny, vol. 54, nr 5, 2006
WIADOMOŒCI GOSPODARCZE
*ul. Czerniakowska 28 B m. 19, 00-714 Warszawa; jpzagorski@sasiedzi.pl
Tab. 1. Wydobycie ropy naftowej i kondensatu w latach 2004–2005 wgWorld Oil
Kraj
Wydobycie ropy [tys. t/d] Zmiana 2005:2004 [%] 2004 2005 Ameryka P³n. 1483,0 1360,7 –8,2 Kanada 212,8 202,0 –5,1 Meksyk 520,3 456,1 –12,3 USA 739,0 691,7 –6,4 Pozosta³e 10,8 10,9 0,8 Ameryka P³d. 856,7 846,2 –1,2 Argentyna 95,0 92,4 –2,7 Brazylia 209,3 221,5 5,9 Kolumbia 71,8 71,5 –0,4 Wenezuela 369,1 346,8 –6 Pozosta³e 111,6 114,0 2,2 Europa Zach. 743,0 695,4 –6,4 Dania 52,9 51,5 –2,6 Norwegia 401,8 387,6 –3,5 W. Brytania 251,0 218,3 –13 W³ochy 13,9 14,7 5,9 Pozosta³e 23,4 23,3 –0,3 Europa Wsch. 1530,3 1593,0 4,1 Inne kraje b. ZSRR 263,1 297,0 12,9 Polska 2,5 2,4 –3,2 Rosja 1239,4 1269,6 2,4 Rumunia 15,6 15,4 –1 Pozosta³e 9,7 8,6 –11,1 Afryka 1206,3 1282,6 6,3 Algieria 228,1 238,0 4,4 Angola 134,6 169,7 26 Egipt 95,2 89,1 –6,4 Libia 208,4 223,7 7,4 Nigeria 341,2 356,3 4,4 Pozosta³e 198,8 205,8 3,5 Bliski Wschód 2934,0 3082,0 5 Arabia Saudyjska 1171,0 1244,4 6,3 Irak 204,0 238,0 16,7 Iran 534,5 542,6 1,5 Katar 111,2 113,6 2,1 Kuwejt 282,2 304,0 7,7 Oman 106,0 105,4 –0,6 Str. Neutralna 81,6 80,2 –1,7 Syria 68,0 58,5 –14
Zjedn. Emiraty Arab. 301,2 320,3 6,3
Pozosta³e 74,1 75,1 1,3 Daleki Wschód 909,8 920,6 1,2 Chiny 458,9 473,4 3,2 Indie 92,1 88,7 –3,7 Indonezja 148,9 145,6 –2,3 Malezja 102,5 96,2 –6,2 Wietnam 48,0 48,3 0,6 Pozosta³e 59,3 68,5 15,4 Australia i Oceania 77,9 79,3 1,7 Australia 69,3 71,4 3,1 Pozosta³e 8,7 7,9 –9,3 Ogó³em œwiat 9741,0 9859,9 1,2
Polska. Prace poszukiwawcze w 2005 r. by³y skoncen-trowane w przybli¿eniu w tych samych strefach co w latach ubieg³ych. Na przedgórzu Karpat prace prowadzono w czêœci wschodniej, w rejonach Tarnów–Rzeszów, Przemyœl– Le¿ajsk i Lubaczów–Tarnogród. Jako przyk³adowy sukces poszukiwawczy mo¿na wymieniæ otwór Cierpisz-2 w rejo-nie Sêdziszowa Ma³opolskiego, w którym przyp³yw gazu uzyskano z 9 horyzontów mioceñskich, a wydajnoœæ naj-lepszego z horyzontów wynios³a 530,5 m3/min. gazu. Zakres poszukiwañ w Karpatach fliszowych by³ niewielki i ograniczy³ siê do 270 km profili sejsmicznych 2-D i jedne-go wiercenia. Przewa¿aj¹ca czêœæ metra¿u wierceñ poszu-kiwawczych i rozpoznawczych oraz sejsmiki 3-D by³a zlokalizowana na ni¿u, a œciœle bior¹c na monoklinie przedsudeckiej. Kontynuowano poszukiwanie z³ó¿ gazu ziemnego w rejonie Poznania, Nowego Tomyœla i Jarocina oraz z³ó¿ ropy naftowej w rejonie Miêdzychodu, Gorzowa i Krosna Odrzañskiego. Przyk³adem postêpu w technice wiertniczej jest odwiercenie w z³o¿u Lubiatów otworów poziomych Lubiatów-6H i Lubiatów-7H. Obydwa otwory by³y pozytywne. W jednym z nich uzyskano przyp³yw ropy w iloœci 13,7 m3
/h.
W 2005 r. prowadzono prace wiertnicze w 38 otwo-rach, z czego w 34 zosta³y one zakoñczone. Pozytywne wyniki z³o¿owe uzyskano w 23 otworach, w tej liczbie by³o 12 otworów gazowych na przedgórzu Karpat i 6 na Ni¿u Polski oraz 5 otworów ropnych na ni¿u. Ogó³em w 2005 r. spó³ki wiertnicze wchodz¹ce w sk³ad grupy kapi-ta³owej PGNiG S.A. odwierci³y 336 531 mb, z czego 70 116 mb (20,8%) by³o wykonanych na zlecenie PGNiG, a pozosta³y metra¿ dla innych zleceniodawców. Aby wy-korzystaæ posiadany potencja³ techniczny, wiercono w In-diach, Kazachstanie, Szwecji, na S³owacji i na Wêgrzech. Podobnie spó³ki geofizyczne, tylko w czêœci wykonywa³y badania dla potrzeb PGNiG S.A. — w 2005 r. by³o to ³¹cznie 1326,2 km profili sejsmicznych 2-D i 435,2 km2 zdjêæ sejsmicznych 3-D (odpowiednio 35,6% i 13% ca³oœci wykonanych badañ).
W 2005 r. wydobycie gazu ziemnego w Polsce wy-nios³o 5,4 mld m3(PGNiG S.A. — 5,375 mld m3i
Petro-baltic — 25,4 mln m3) i by³o wiêksze o 1,7% ni¿ w roku poprzednim. Z kolei wydobycie ropy naftowej (wraz z gazolin¹) by³o ni¿sze o 5,2% ni¿ w roku 2004 i wynios³o 852 175,7 t, z czego 618 681,3 t przypada na PGNiG S.A. i 233 514,4 t na Petrobaltic. Najwa¿niejsze z³o¿a gazu to Broñsko, Koœcian S, BMB (Barnówko–Mostno–Buszewo), Przemyœl i Radlin. £¹czne wydobycie tylko z tych z³ó¿ w 2004 r. wynosi³o 1,91 mld m3gazu. Najwa¿niejsze z³o¿a ropne to BMB, Lubiatów, Górzyca i Zielin, z których w 2004 r. wydobyto 580 tys. t ropy. Na koniec 2004 r. udoku-mentowane zasoby gazu ziemnego wynosi³y 109,5 mld m3, a zasoby ropy naftowej 26,1 mln t. W roku 2005 udoku-mentowano nowe zasoby, w iloœci 4,048 mld m3
gazu i 2,897 mln t ropy. Ministerstwo Gospodarki zapowiada zwiêkszenie wydobycia ze z³ó¿, a to wymaga inwestycji. W najbli¿szym czasie na monoklinie przedsudeckiej bêd¹ zagospodarowane z³o¿a Lubiatów–Miêdzychód–Grotów, Wielichowo, Ruchocice, El¿bieciny oraz Paproæ W i zosta-nie zmodernizowana instalacja eksploatacyjna z³o¿a Zielin, a na przedgórzu Karpat bêdzie zagospodarowane z³o¿e Jasionka.
Podane wy¿ej wielkoœci wydobycia ropy i gazu w Pol-sce w 2005 r. i porównanie ich z wydobyciem w latach poprzednich nie wskazuj¹ na mo¿liwoœæ skokowego przy-rostu wydobycia, a takie opinie s¹ formu³owane, m.in. przez grupê ekspertów dzia³aj¹c¹ pod patronatem Senatu RP, nosz¹c¹ nazwê Parlamentarnego Zespo³u ds. Restruktury-zacji Energetyki. Jedn¹ z tez tego zespo³u jest stwierdzenie, ¿e w najbli¿szym okresie mo¿na bêdzie osi¹gn¹æ krajowe wydobycie gazu ziemnego w wysokoœci 12 mld m3
i wydo-bycie ropy naftowej w wysokoœci 2 mln t. Zarówno przy-rost zasobów, jak i tempo zagospodarowania nowych z³ó¿ nie wskazuj¹ na tak¹ mo¿liwoœæ.
Europa. Planowane po³¹czenie francuskiego koncernu energetycznego Suez i narodowej firmy gazowniczej Gaz
de France wzbudzi³o protesty we W³oszech i w Belgii.
Wiadomo ju¿, ¿e W³ochy wyst¹pi¹ do Komisji Europej-skiej o zbadanie dopuszczalnoœci fuzji. Minister przemys³u C. Scajola twierdzi, ¿e jest to pogwa³cenie prawa unijnego i wolnego rynku. Zamiar przejêcia grupy Suez sygnalizo-wa³ w³oski koncern energetyczny Enel i niew¹tpliwie ta sprawa jest Ÿród³em sprzeciwu. Grupa Suez, o wartoœci rynkowej 43 mld , zajmuje 4 miejsce na liœcie najwiêk-szych firm energetycznych w Europie, Gaz de France na tej liœcie jest 7. Oba koncerny maj¹ znaczny udzia³ w bran-¿y skroplonego gazu ziemnego: Gaz de France dysponuje terminalami gazu skroplonego w Fos-sur-Mer i Monto-ir-de-Bretagne, Suez ma terminale w Zeebrugge w Belgii i w Everett w USA. Po³¹czenie firm musi byæ poprzedzone zmian¹ statutu Gaz de France, poniewa¿ obecnie przewi-duje on, ¿e skarb pañstwa powinien posiadaæ co najmniej 70% udzia³ów. Jeœli transakcja dojdzie do skutku, powsta-nie firma o wartoœci gie³dowej przesz³o 70 mld i o obro-tach 64 mld .
Inna wielka transakcja to plany wykupienia przez nie-miecki koncern gazowniczy Linde akcji brytyjskiej firmy gazowej BOC Group. Istniej¹ca od 1879 r. firma Linde zatrudnia ponad 41 tys. osób i ma przychód rzêdu 9,4 mld . Z kolei BOC Group ma obroty 4,6 mld GBP (6,7 mld ) i zatrudnia 43 500 osób. Koncern Linde podwy¿szy³ teraz swoj¹ ofertê zakupu o 10%, czyli koszt transakcji wyniós³by 8 mld GBP (11,8 mld ). Z po³¹czenia obu firm powstanie najwiêkszy na œwiecie producent gazów tech-nicznych i licz¹cy siê partner w bran¿y skroplonego gazu ziemnego, dzia³aj¹cy w 50 krajach. Obie firmy maj¹ swoje filie w Polsce.
Rosja. Nast¹pi³a zasadnicza zmiana w informacjach
Gazpromu o koszcie Gazoci¹gu Pó³nocnego. W zwi¹zku z
kontynuacj¹ budowy l¹dowego odcinka Gazoci¹gu
Pó³noc-nego (Griazowiec–Wyborg) Gazprom podaje, ¿e tylko
koszty tego etapu s¹ szacowane na 3,5–4,8 mld , nato-miast koszt odcinka morskiego wyniesie dodatkowo ok. 4,7 mld . Powy¿sze sumy przekraczaj¹ nawet szacunki Komisji Europejskiej, która niedawno wymienia³a kwotê 7 mld jako bardziej realn¹ ni¿ wyliczenia Gazpromu. Dotychczas strona rosyjska podawa³a kwotê 4,7 mld USD, czyli 4 mld jako koszt ca³kowity.
Batalia o zmianê trasy ropoci¹gu Wschodnia Sybe-ria–Ocean Spokojny, przed³u¿aj¹ca siê ze wzglêdu na zagro¿enia ekologiczne, prawdopodobnie dobieg³a koñca i budowa bêdzie mog³a ruszyæ. W dniu 10.03.2006 r. S¹d 386
Najwy¿szy Rosji oddali³ wniosek grup obywatelskich i organizacji ekologicznych o uniewa¿nienie rozporz¹dzenia premiera M. Fradkowa z 31.12.2004 r. o budowie ruro-ci¹gu. Najpierw zastrze¿enia co do projektowanej trasy ruroci¹gu zg³osi³ urz¹d kontroli technicznej Rostechnadzor ze wzglêdu na bliskoœæ jeziora Bajka³. Zwrócono te¿ uwa-gê na fakt, ¿e Transnieft opracowa³ tylko jeden wariant tra-sy ruroci¹gu, podczas gdy przepitra-sy przewiduj¹ przed³o¿enie co najmniej dwóch wariantów. PóŸniej federalny urz¹d ochrony przyrody (Rosprirodnadzor) wyst¹pi³ z propozy-cj¹ zmiany lokalizacji terminalu koñcowego na wybrze¿u Oceanu Spokojnego. Zatoka Pierewoznaja, gdzie pocz¹tko-wo planowano terminal, jest obszarem bardzo wra¿liwym pod wzglêdem ekologicznym i lepszym miejscem by³aby zatoka Kozmino ko³o Nachodki. Transnieft w po³owie lutego tego roku zgodzi³ siê na powo³anie wspólnej grupy roboczej, która mia³a przeprowadziæ zakrojone na szerok¹ skalê badania wp³ywu budowy ruroci¹gu na œrodowisko naturalne. Trasa przekracza 50 du¿ych rzek, obszary osu-wiskowe, krasowe, wydmy i ponad 435 km terenów bagiennych. Ropoci¹g o œrednicy 1220 mm na przewa-¿aj¹cej d³ugoœci bêdzie przebiega³ pod ziemi¹ i bêdzie nara¿ony na uszkodzenia w czasie trzêsieñ Ziemi. Dodat-kowym Ÿród³em wycieków ropy i zanieczyszczeñ mog¹ byæ kradzie¿e ropy z ruroci¹gu. Co roku w sieci Transniefti nastêpuje 600 uszkodzeñ ruroci¹gów zwi¹zanych z nie-legalnym poborem ropy i produktów naftowych. Ostatecz-nie jednak wszystkie obiekcje Ostatecz-nie wp³ynê³y na tok prac projektowych i minister przemys³u i energii W. Christien-ko oznajmi³, ¿e przebiegaj¹ one zgodnie z harmonogra-mem.
Azerbejd¿an. Dotychczas Azerbejd¿an nie by³ sk³onny do pomocy s¹siadom w eksporcie gazu, szczególnie po odkryciu w 1999 r. w swoim sektorze M. Kaspijskiego ogromnego z³o¿a gazowego Szach-Deniz. Niedawne oœwiad-czenie ministra przemys³u i energetyki Azerbejd¿anu N. Alijewa o gotowoœci zapewnienia tranzytowego prze-sy³u gazu ziemnego z Azji Œrodkowej do Europy mo¿e oznaczaæ zmianê stanowiska tego kraju w sprawie wspó³pracy z Kazachstanem i Turkmenistanem, a tak¿e z Gruzj¹. Jeœli postawa w³adz w Baku nie zmieni siê, istnieje realna szansa na powstanie gazoci¹gu transkaspijskiego, ³¹cz¹cego z³o¿a gazu w Kazachstanie i Turkmenistanie przez Azerbejd¿an, Gruzjê i Turcjê z odbiorcami w Grecji i we W³oszech.
Wiertnictwo. Zintegrowany Program Wierceñ Oce-anicznych (IODP — Integrated Ocean Drilling Program) jest wielkim, miêdzynarodowym przedsiêwziêciem badaw-czym. Dotychczas najg³êbszy otwór oceaniczny osi¹gn¹³ 2111 m poni¿ej dna morskiego. Do realizacji tych zadañ wykorzystano amerykañski statek Joides Resolution, zbudowany w 1978 r. jako jednostka do poszukiwañ nafto-wych. W ubieg³ym roku w Japonii zwodowano statek
zaprojektowany specjalnie do wierceñ badawczych na morzu. Jednostka nosi nazwê Chikyu (w jêzyku japoñskim Ziemia) i jest najnowoczeœniejszym i najwiêkszym statkiem wiert-niczym. Chikyu mo¿e zabraæ 150 osób za³ogi i personelu naukowego przy noœnoœci 57 000 DWT (d³ugoœæ 210 m, zanurzenie 9,2 m). Koszt budowy wyniós³ 582 mln USD. Urz¹dzenie wiertnicze mo¿e wierciæ otwory o g³êbokoœci do 7000 m przy maksymalnej g³êbokoœci wody do 4000 m. W grudniu Chikyu odby³ dwa rejsy próbne, w czasie któ-rych testowano zapuszczanie i wyci¹ganie przewodu wiertniczego, sprawdzano dzia³anie mieszalników i pomp p³uczkowych, g³owicy przeciwwybuchowej i systemu dynamicznego utrzymywania pozycji statku. Wykonano te¿ próbne rdzeniowanie za pomoc¹ rdzeniówek t³oko-wych. Wiercenie pierwszego otworu badawczego w niecce Nankai u po³udniowych wybrze¿y wyspy Honsiu zaplano-wano na rok 2007. Niecka Nankai jest miejscem, gdzie p³aszcz Ziemi zalega stosunkowo p³ytko, a jednoczeœnie jest to rejon, w którym realizowany jest d³ugofalowy pro-gram badawczy poszukiwania gazohydratów. Projektowa-ne wiercenie jest ukierunkowaProjektowa-ne na œledzenie aktywnoœci skorupy i p³aszcza Ziemi, w tym na badanie mo¿liwoœci prognozowania trzêsieñ Ziemi, wykonanie d³ugookreso-wych, otworowych pomiarów geofizycznych i na poszuki-wanie obecnoœci organizmów ¿ywych. Program wierceñ oceanicznych jest objêty patronatem japoñskiego Minister-stwa Edukacji, Kultury, Sportu, Nauki i Techniki. Koordy-natorem i wykonawc¹ jest JAMSTEC (Japan Agency for
Marine-Earth Science and Technology Center).
Angola. Total, który jest operatorem bloku 32, od-dalonego ok. 150 km od l¹du, i miejscowa firma Sonangol donosz¹ we wspólnym komunikacie o pozytywnym wyni-ku wiercenia Mostarda-1. Z otworu odwierconego w g³ê-bokowodnej czêœci bloku (przy g³êbokoœci wody 1758 m) uzyskano w próbach wydajnoœæ 727 t/d ropy o ciê¿arze 0,8752 g/cm3. W tym samym bloku w 2004 r. francuski koncern odkry³ z³o¿e Canela-1 i w roku nastêpnym powtó-rzy³ sukces, odkrywaj¹c z³o¿e Gengibre-1.
Gazohydraty. Wyniki badañ geologicznych u wybrze-¿y po³udniowej Kalifornii dostarczy³y informacji o kolej-nym rejonie wystêpowania gazohydratów. W aktywnej strefie uskokowej w basenie Santa Monica odkryto wulkan b³otny, a pod nim, na g³êbokoœci 790 m, akumulacjê meta-nu w postaci sta³ej. Jedn¹ z cech z³o¿a kalifornijskiego, odró¿niaj¹c¹ od z³ó¿ gazohydratów stwierdzonych w innych regionach, jest sk³ad chemiczny ma³¿y i muszli zna-lezionych w tych osadach, wskazuj¹cy na wyj¹tkowo silny dop³yw metanu. Nowa akumulacja znajduje siê w odleg-³oœci ok. 25 km od l¹du, w pobli¿u ruchliwych szlaków ¿eglugowych prowadz¹cych do Los Angeles i Long Beach.
ród³a: Biul. BP, Statoil, Gaz de France, Hart’s E&P, Offshore, Oil&Gas Journal, Petrobaltic, PGNiG S.A., RusEnergy, Total, Upstream, World Oil
387 Przegl¹d Geologiczny, vol. 54, nr 5, 2006
