Aktualia ropy naftowej i gazu ziemnego
Jerzy Zagórski*
Œwiat. W 2005 r. zu¿ycie ropy nafto -wej na œwiecie wzros³o o 1,3% w porów-naniu z rokiem poprzednim, w 2006 r. ten wzrost wynosi³ ju¿ tylko 0,7%. Jed-nak przyrost zasobów jest nieznaczny i z tego powodu pytania o tempo wyczerpy-wania siê zasobów s¹ uzasadnione. Jed-nym z g³osów w dyskusji na ten temat by³ referat wyg³oszony na konwencji AAPG w Long Beach w kwietniu br. Prognoza opracowa-na przez zespó³ geologów pod kierunkiem R. Nehringa mówi, ¿e maksimum wydobycia ropy nast¹pi w latach 2020–2040, przy czym iloœæ produkowanej ropy bêdzie wiêksza od wydobycia w 2005 r. tylko o 10–20%. Ten stan mo¿e siê utrzymaæ przez 20–30 lat, po czym rozpocznie siê definitywny spadek.
W ci¹gu pierwszych 140 lat historii przemys³u nafto-wego zu¿yto na œwiecie ok. 136 mld t ropy (1 bln bary³ek). Na zu¿ycie nastêpnych 136 mld t potrzebowaliœmy ju¿ tylko 30 lat. Wielkoœæ konwencjonalnych i niekonwen-cjonalnych zasobów ropy naftowej na œwiecie szacuje siê obecnie na 460–680 mld t. S¹ to zasoby mo¿liwe do wykorzystania z punktu widzenia technicznego i ekono-micznego. Ich przyrost nastêpuje trzema drogami: zwiêk-szenia stopnia czerpania ze z³ó¿, odkrywania nowych i udostêpnienia zasobów niekonwencjonalnych. Obecnie eksploatacja ze wspomaganiem (wtórne metody wydoby-cia) jest prowadzona na 11% z³ó¿ produkcyjnych, nato-miast mo¿liwe jest stosowanie jej do 50% z³ó¿. Wykorzystywane bêd¹ m. in. wiercenia poziome i roz-ga³êzione oraz wiêksze zagêszczenie otworów eksploata-cyjnych. Intensyfikacja produkcji bêdzie g³ówn¹ metod¹ powiêkszaj¹c¹ dostêpne zasoby. Nowe odkrycia s¹ naj-bardziej po¿¹danym Ÿród³em przyrostu zasobów i ich mo¿liwoœci rosn¹ dziêki najnowszym osi¹gniêciom nauk geologicznych. S³u¿ba Geologiczna USA szacuje wiel-koœæ potencjalnych zasobów na 65 do 210 mld t.
Zasoby niekonwencjonalne, czyli piaski roponoœne, ropa ciê¿ka, ³upki bitumiczne i ropa ze ska³ macierzys-tych s¹ ogromne, co najmniej 400 do 540 mld t w ka¿dej z tych kategorii, lecz ich eksploatacja stawia szczególne wymagania. Ekstrakcja ropy ze ska³ macierzystych jest bardzo trudna ze wzglêdu na ich niskie w³asnoœci zbiorni-kowe, produkty rafinacji uzyskane z ciê¿kiej ropy maj¹ ograniczone zastosowanie, zaœ w przypadku ropy z ³upków te negatywne czynniki wystêpuj¹ razem. Co wiê-cej, produkcja ze z³ó¿ niekonwencjonalnych poch³ania wiêcej energii. Wszystkie te zastrze¿enia nie zmniejszaj¹
znaczenia, jakie dla oddalenia momentu spadku produkcji ropy maj¹ wtórne metody wydobycia i zasoby niekon-wencjonalne.
Firmy naftowe czêsto uczestnicz¹ w inwestycjach w sektorze energetycznym, takich jak elektrownie j¹drowe lub produkcja paliw ciek³ych z wêgla kamiennego, lecz okres wzglêdnie niskich cen ropy zahamowa³ te przedsiê-wziêcia. Teraz nastêpuje powrót do rozszerzonego profilu firmy ze szczególnym uwzglêdnieniem alternatywnych Ÿróde³ energii. Z kolei wœród alternatywnych noœników czo³owe miejsce zajmuje energia odnawialna. Definicja odnawialnych Ÿróde³ energii okreœla je jako wystêpuj¹ce w œrodowisku naturalnym i zasadniczo niewyczerpalne, w odró¿nieniu od paliw kopalnych. Odnawialnym Ÿród³em jest przede wszystkim energia s³oneczna, rozwi-jane s¹ te¿ inne Ÿród³a odnawialne jak wiatr, energia wod-na i geotermalwod-na. Wydatki wod-na ten cel w wod-najwiêkszych koncernach naftowych znacznie wzros³y w ostatnich latach, niekiedy kilkakrotnie, jak w przypadku ConocoPhillips, który zwiêkszy³ nak³ady z 5 mln USD w 2004 r. do 31 mln USD w 2006 r.
W dziedzinie energii s³onecznej pionierem by³ Shell, który w 1997 r. utworzy³ pion Shell Renewables, z którego wydzieli³ siê oddzia³ Shell Solar. Obecnie jego czo³owym osi¹gniêciem jest produkcja paneli s³onecznych w tech-nologii CIS (Copper Indium di-Selenide) wspólnie z Saint-Gobain Glass Deutschland GmbH.
Wykorzystanie energii wiatru dziêki konstrukcji nowoczesnych turbin rozpoczê³o siê ju¿ w latach 70-tych. Na ca³ym œwiecie zainstalowana moc turbin wiatrowych siêga 60 000 MW. Jeden z wiêkszych pro-jektów tego typu jest realizowany przez francuski Total w rejonie Apeyron — ³¹czna moc turbin wyniesie tam 90 MW. Bardzo interesuj¹cym przyk³adem równoczesnego wykorzystania s³oñca i wiatru jest eksploatowana przez Shella od 2006 r. platforma Cutter na Morzu Pó³nocnym. Jest to bezza³ogowa niewielka platforma eksploatuj¹ca gaz ziemny, której ca³kowite zapotrzebowanie na ener-giê pokrywaj¹ 2 turbiny wiatrowe i 2 panele s³oneczne. Podobne instalacje s¹ coraz szerzej stosowane w opera-cjach wiertniczych i eksploatacyjnych, szczególnie na morzu. Prowadzone s¹ te¿ próby wykorzystania energii p³ywów morskich i tu znaczne osi¹gniêcia maj¹ Statoil i Norsk Hydro. Podsumowuj¹c powy¿szy skrótowy przegl¹d wydaje siê, ¿e wk³ad przemys³u naftowego w rozwijanie energetycznych technologii przysz³oœci jest pokaŸny.
Polska. Walne zgromadzenie Miêdzynarodowego Przedsiêbiorstwa Ruroci¹gowego SARMATIA Sp. z o. o. zdecydowa³o o podwy¿szeniu kapita³u spó³ki i zmianach w jej strukturze w zwi¹zku z przyst¹pieniem firm SOCAR z Azerbejd¿anu, GOGC z Gruzji i Klaipedos Nafta z 762
Przegl¹d Geologiczny, vol. 55, nr 9, 2007
WIADOMOŒCI GOSPODARCZE
*ul. Czerniakowska 28 B m. 19, 00-714 Warszawa; jpzagor-ski@sasiedzi.pl
Litwy. W nowym schemacie PERN PrzyjaŸñ SA, Ukrtransnafta, SOCAR i GOGC obejm¹ po 20% udzia³ów, a Klaipedos Nafta 1%. Poprzednio spó³kê tworzy³y PERN PrzyjaŸñ SA i Ukrtransnafta, maj¹ce po 50% udzia³ów. Decyzje podjête na pocz¹tku lipca br. maj¹ kluczowe znaczenie dla o¿ywienia dzia³alnoœci powsta³ej 2 lata temu spó³ki. Udzia³ SOCAR stanowi zapowiedŸ, ¿e Azerbejd¿an jest zainteresowany dosta-wami ropy na potrzeby ruroci¹gu (czyli przede wszyst-kim Ukrainy i Polski), z kolei udzia³ Gruzji umo¿liwi przesy³ do portów nad Morzem Czarnym. Teraz czas na studium wykonalnoœci i analizê op³acalnoœci dostaw ropy z Azerbejd¿anu do Gdañska. W optymistycznym wariancie te opracowania powinny byæ gotowe za 2 mie-si¹ce. Wstêpne oceny mówi¹, ¿e ruroci¹g móg³by byæ op³acalny przy transporcie 8–9 mln t ropy rocznie. Sza-cunkowy koszt tej inwestycji wynosi 500 mln . Jeœli wnioski bêd¹ pozytywne, SARMATIA zostanie prze-kszta³cona w spó³kê akcyjn¹ i bêdzie mog³a rozpocz¹æ budowê ruroci¹gu na odcinku Brody-P³ock. Zapewne ostateczna decyzja zostanie podjêta na spotkaniu prezy-dentów 5 zainteresowanych krajów, planowanym pod koniec wrzeœnia br. w Tbilisi. Pocz¹tek eksploatacji ruroci¹gu przewiduje siê na 2011 r.
OPEC. Po raz czwarty odby³o siê spotkanie przedsta -wicieli Unii Europejskiej i OPEC poœwiêcone zagadnie-niom energii. Uczestnicy pozytywnie ocenili wyniki prac zespo³ów tematycznych funkcjonuj¹cych od poprzednie-go spotkania — obejmowa³y one odzyskiwanie i magazy-nowanie CO2, monitorowanie wielkoœci mocy
pro-dukcyjnych w zakresie przeróbki ropy, wp³yw rynków finansowych na ceny ropy i ich zmiennoœæ oraz politykê energetyczn¹. Uzgodniono kontynuacjê tych tematów z uwzglêdnieniem wp³ywu zwiêkszaj¹cego siê udzia³u bio-paliw na przemys³ rafineryjny. Postanowiono powo³aæ grupê robocz¹ przygotowuj¹c¹ za³o¿enia przysz³ego Cen-trum Technologii Energii UE-OPEC.
Europa. Ministrowie transportu UE jednomyœlnie przyjêli wnioski koñcowe Europejskiej Strategii Energe-tycznej dla Transportu. Ustanowiono nowe wymagania dotycz¹ce zu¿ycia paliwa i emisji spalin w samochodach. Od 2012 r. producenci samochodów mog¹ wytwarzaæ pojazdy, które wydzielaj¹ nie wiêcej CO2ni¿ 130 g/km.
Obecna norma dopuszcza emisjê CO2160 g/km. Limity
dotycz¹ zarówno samochodów osobowych, jak i ciê¿aro-wych. Stosowane bêd¹ równie¿ zachêty do stosowania biopaliw. Norma Euro 5, która wejdzie w ¿ycie we wrze-œniu 2009 r., bêdzie dopuszcza³a zawartoœæ tlenków azotu (NOx) w spalinach w iloœci 2 g/kWh i cz¹stek sta³ych 0,02
g/kWh. Obowi¹zuj¹ca od 1 paŸdziernika 2006 r. norma Euro 4 okreœla poziom tlenków azotu na poziomie 3,5 g/kWh i cz¹stek sta³ych na 0,1 g/kWh.
Wêgry. Po liberalizacji rynku gazowniczego rz¹d wêgierski zintensyfikowa³ dzia³ania w celu dywersyfika-cji zaopatrzenia w surowce energetyczne. Pierwszym posuniêciem by³y rozmowy z Ukrain¹ na temat zwiêksze-nia przepustowoœci gazoci¹gu PrzyjaŸñ. W czerwcu br. minister gospodarki i transportu J. Koka poinformowa³ o wyst¹pieniu do rz¹du indonezyjskiego w sprawie zakupu skroplonego gazu ziemnego. Zapowiedziano, ¿e w paŸ-dzierniku br. nast¹pi¹ dalsze rozmowy na szczeblu
mini-strów. Dostawy mog³yby byæ odbierane przez terminal na Adriatyku, budowany przez Chorwacjê. W tym samym czasie koncern MOL og³osi³ o programie rozpoznania niekonwencjonalnych zasobów gazu ziemnego na Wêgrzech, planowanym wspólnie z ExxonMobil Corp.
Rosja. We wrzeœniu 2005 r. og³oszono tzw. krótk¹ listê potencjalnych partnerów do zagospodarowania gigantycznego z³o¿a gazowo-kondensatowego Sztok-manowskoje na Morzu Barentsa, na której znalaz³o siê 5 firm zagranicznych. Zaskoczeniem by³ komunikat Gazpromu z 9 paŸdziernika 2006 r. o wy³¹czeniu zagra-nicznych udzia³owców z projektu realizacji tej inwesty-cji (Prz. Geol., 12/2006, str. 1032). Kolejny zwrot w sprawie nast¹pi³ w lipcu br. Prezes Gazpromu A. Miller oœwiadczy³ 12 lipca: Gazprom podj¹³ decyzjê o wyborze zagranicznego partnera do realizacji pierwszej fazy zagospodarowania z³o¿a Sztokmanowskoje i zosta³ nim francuski Total. Zgodnie z porozumieniem podpisanym przez dyrektora wykonawczego Gazpromu A. Ananien-kowa, dyrektora generalnego Siewmornieftiegaz J. Ko-marowa i dyrektora wykonawczego Totalu Ch. De Mer-gerie powo³ana zostanie grupa do projektowania, finan-sowania, budowy i eksploatacji infrastruktury na z³o¿u.
Porozumienie wchodzi w ¿ycie ju¿ w lipcu,
niezw³ocznie po jego podpisaniu. Udzia³ Gazpromu wyniesie 75%, Totalu — 25%. Mo¿liwe jest dokoopto-wanie jeszcze innych partnerów, ale ich ³¹czny udzia³ nie mo¿e przekroczyæ 24% tak, aby Gazprom dysponowa³ przynajmniej 51% akcji. Prawa do koncesji na to z³o¿e bêd¹ w ca³oœci nale¿a³y do Siewmornieftiegazu (oddzia³ Gazpromu). Pierwsza faza udostêpnienia z³o¿a przewi-duje wydobycie 23,7 mld m3gazu w 2013 r. i uruchomie-nie produkcji skroplonego gazu ziemnego w 2014 r.
Z informacji dziennika Wiedomosti wynika, ¿e we wschodniej Syberii w pobli¿u Irkucka odkryto ogromne z³o¿e gazu nazwane Angaro-Lenskoje. W³aœcicielem koncesji jest niewielka, ma³o znana firma Petromir, której przedstawiciele z³o¿yli dokumentacjê z³o¿a do zatwier-dzenia w pañstwowej komisji zasobów naturalnych Rosniedra, okreœlaj¹c ich wielkoœæ na 1,2 bln m3gazu i 61,8 mln t kondensatu. By³oby to wiêc z³o¿e porówny-walne pod wzglêdem zasobów ze z³o¿em Kowykta, naj-wiêkszym rosyjskim z³o¿em gazu na l¹dzie. Petromir z³o¿y³ ju¿ ofertê sprzeda¿y koncesji Gazpromowi i TNK-BP, ale specjaliœci s¹ ostro¿ni w ocenie wiarygodno-œci zg³oszonych zasobów, przede wszystkim ze wzglêdu na zaszeregowanie ich do kategorii C2, ni¿szej wg
klasyfi-kacji rosyjskiej ni¿ C1. Jeœli kolejne wiercenia potwierdz¹
wielkoœæ z³o¿a Angaro-Lenskoje, rejon Irkucka mo¿e siê staæ baz¹ dla dostaw gazu ziemnego dla Chin.
Zgodnie z przewidywaniami, kontrola dzia³alnoœci brytyjsko-rosyjskiej spó³ki TNK-BP, wszczêta przez urz¹d ochrony œrodowiska Rosprirodnadzor z powodu niewype³nienia warunków koncesji na z³o¿u Kowykta, doprowadzi³a do ustêpstw ze strony TNK-BP. Najwa¿-niejszym punktem porozumienia zawartego w czerwcu br. pomiêdzy TNK-BP i Gazpromem jest zgoda na sprze-da¿ 62,89% udzia³ów spó³ki Russia Petroleum OJSC, posiadaj¹cej koncesjê na eksploatacjê z³o¿a gazu Kowyk-ta. TNK-BP sprzeda równie¿ 50% udzia³ów w firmie East Siberian Gas Co., prowadz¹cej inwestycje w dziedzinie 763
gazyfikacji regionu. Postanowienia te znajduj¹ siê w liœ-cie intencyjnym podpisanym przez przedstawicieli Gazpromu i TNK-BP i dotycz¹cym wspólnych inwestycji w bran¿y Ÿróde³ energii. T. Hayward, szef British Petro-leum, szacuje wielkoœæ nak³adów w pierwszym etapie na 3 mld USD i zapowiada niezw³oczne utworzenie wspól-nego komitetu steruj¹cego, wyszukuj¹cego odpowiednie projekty inwestycyjne. Wspó³praca ma te¿ pog³êbiæ zaan-ga¿owanie TNK-BP w rosyjskim przemyœle naftowym i gazowniczym.
Pakistan. Pakistañska firma OGDCL (Oil and Gas Development Co. Ltd.) mo¿e pochwaliæ siê 7 odkryciami z³o¿owymi w ci¹gu ostatnich miesiêcy. Pierwszy by³ otwór poszukiwawczy Dakhni Deep-1 w prowincji Pen-d¿ab, odwiercony do g³êbokoœci 4828 m, w którym stwierdzono akumulacjê gazu i kondensatu w formacji Datta. Po kwasowaniu uzyskano przyp³yw 305 tys. m3
/d gazu i 35,3 t/d kondensatu przy ciœnieniu g³owicowym 142,8 atm. Z kolei w prowincji Sindh w otworze Kunnar West-01A przewiercono dwa piaszczyste poziomy pro-duktywne w formacji Lower Goru zawieraj¹ce gaz ziem-ny i kondensat. G³êbokoœæ otworu wynosi 4085 m. W pró-bach uzyskano przyp³yw 312 tys. m3
/d gazu i 23,1 t/d kon-densatu przy ciœnieniu g³owicowym 168,6 atm. W maju zakoñczony zosta³ odwiert otworu Thora Deep-1 (g³êbo-koœæ 3906 m), w którym produkcjê gazu szacuje siê na 280 tys. m3/d i kondensatu na 13,6 t/d. Inne pozytywne otwory to Dhachrapur-1, Chak 66 North East-1 i Nim West-1. Ostatnim sukcesem OGDCL jest wiercenie w otworze Chandio-1, który na pocz¹tku lipca br. osi¹gn¹³ g³êbokoœæ koñcow¹ 3660 m, stwierdzono tam akumulacjê gazu i kondensatu w formacji Lower Goru.
Nowe odkrycia s¹ równie¿ udzia³em firm zagranicz-nych dzia³aj¹cych w Pakistanie. Austriacka ÖMV, wystêpuj¹ca jako operator, wspólnie z ENI SpA i PPL odwierci³a otwór Latif-1, w którym w interwale 3200–3450 m stwierdzono wystêpowanie trzech hory-zontów gazowo-kondensatowych. Wielkoœæ przyp³ywu gazu okreœlono na 283 tys. m3
/d. Wiercenie osi¹gnê³o g³êbokoœæ 3520 m. Jest to kontynuacja ci¹gu odkryæ zapocz¹tkowanego du¿ymi z³o¿ami Miano (2001) i Sawan (2003). Najnowsze osi¹gniêcie to otwór Taijal-1 w obrêbie bloku Gambat o g³êbokoœci koñcowej 3780 m, w którym uzyskano przyp³yw 566 tys. m3/d gazu. W³oski ENI SpA odwierci³ otwór Kadanwari-18 po³o¿ony w pobli¿u eksploatowanego z³o¿a Kadanwari, ale wykryte poziomy gazonoœne zalegaj¹ce na g³êbokoœci ok. 3400 m s¹ niezale¿ne od poziomów g³ównego z³o¿a. Jest to powiêkszenie zasobów i wskazanie nowych perspektyw w tym rejonie. Dobre rezultaty uzyskano te¿ w otworze Rahim-1, wierconym przez Orient Petroleum Inc. w obrêbie bloku Khipro. Wiercenie osi¹gnê³o g³êbokoœæ 3 200 m. W próbach stwierdzono przyp³yw 108,8 t/d ropy i 9,9 tys. m3/d gazu przez zwê¿kê 32/64” przy ciœ-nieniu g³owicowym 127,8 atm. Wszystkie wymienione
odkrycia (poza Dakhni Deep-1) znajduj¹ siê w prowincji Sindh.
Syria. W 2003 r. Egipt i Jordania rozpoczê³y pracê nad projektem Gazoci¹gu Arabskiego ³¹cz¹cego oba kraje. Pierwszy etap o d³ugoœci 270 km przez pustyniê Synaj do Taba obejmowa³ te¿ 16-kilometrowy odcinek podmorski przez zatokê Akaba i kosztowa³ 200 mln USD. Zapewni³ on dostawy gazu ziemnego w iloœci 1 mld m3 rocznie do elektrowni Akaba, produkuj¹cej 50% energii elektrycznej w Jordanii. W drugim etapie wyd³u¿ono gazoci¹g o 390 km kosztem 300 mln USD, doprowadzaj¹c go w grudniu 2005 r. do elektrowni Rihab w pó³nocnej Jordanii. Obecnie na ukoñczeniu jest odcinek syryjski od Rihab do Homs o d³ugoœci 324 km. W nastêpnej fazie inwestycji powstan¹ odga³êzienia gazoci¹gu do portu Banijas nad Morzem Œródziemnym i ewentualnie do rafinerii Zahrani w Libanie, jeœli Syria bêdzie dysponowa³a nadwy¿k¹ gazu po zaspokojeniu potrzeb krajowych. Przepustowoœæ Gazoci¹gu Arab-skiego wynosi 10 mld m3
rocznie. Dalsze plany przewi-duj¹ budowê 230-kilometrowego po³¹czenia z Turcj¹, co umo¿liwi³oby eksport gazu egipskiego do Europy.
Kuba. W ubieg³ym roku rz¹d kubañski og³osi³ prze -targ na koncesje poszukiwawcze i eksploatacyjne w Zatoce Meksykañskiej, w swojej strefie ekonomicznej (Prz. Geol., 7/06, str. 578). Jedn¹ z koncesji na l¹dzie i na wodach terytorialnych do g³êbokoœci 100 m uzyska³a bry-tyjska firma Gold Oil plc. Donosi o tym komunikat krajo-wego urzêdu ds. zasobów mineralnych (Oficina Nacional de Recursos Minerales de Republica de Cuba). Gold Oil koncentruje siê na poszukiwaniach w Ameryce £aciñ-skiej (Peru, Brazylia, Kolumbia) i w Hiszpanii. Na Kubie wystêpuje wspólnie z firm¹ Minmet plc z Dublina. W poszukiwania jest równie¿ zaanga¿owany PetroVietnam, który dzia³a we wspó³pracy z krajow¹ firm¹ CubaPetro-leo i bêdzie prowadzi³ prace w obrêbie koncesji g³êboko-wodnej.
Kanada. Ministerstwo Przemys³u zatwierdzi³o prze-jêcie firmy NAOSC (North American Oil Sands Corp.) przez Statoil Canada Ltd. W wyniku tej transakcji o war-toœci ok. 2 mld USD Statoil uzyska³ dostêp do obszarów koncesyjnych ze z³o¿ami piasków bitumicznych o powierzchni 1 110 km2
nad rzek¹ Athabaska w prowincji Alberta. Rozpoczêcie produkcji jest planowane na prze³omie 2009 i 2010 r. z pocz¹tkow¹ wydajnoœci¹ 1 360 t/d p³ynnych bituminów, a docelow¹ 27 200 t/d. Prezes Statoilu H. Lund okreœli³ zakup jako znaczny postêp w d³ugofalowej strategii zwiêkszenia zasobów bituminów i umocnienia pozycji norweskiego koncernu w Ameryce Pó³nocnej. Jednoczeœnie jest to dostêp do technologii wydobywania ciê¿kich wêglowodorów, której znaczenie bêdzie rosn¹æ.
ród³a: Alexander Gas & Oil Connections, Statoil, First Break, Gazprom, Hart’s E&P, Offshore, Oil&Gas Finan-cial Journal, Oil&Gas Journal, OPEC, Rigzone, Statoil, Upstream, World Oil
764
