Aktualia ropy naftowej i gazu ziemnego
Radomir Pachytel
1Polska. Koncern Lotos poinformo-wa³, ¿e korzystaj¹c z platformy Petro
Giant, nale¿¹cej do firmy Lotos Petro-baltic, rozpoczêto rekonstrukcjê
odwier-tów w ba³tyckim z³o¿u B3. Zadaniem jednostki kupionej w czerwcu 2019 r. od firmy Maersk jest zwiêkszenie wydoby-cia wêglowodorów z polskiej strefy eko-nomicznej Morza Ba³tyckiego. Spó³ka poinformowa³a, ¿e prace obejm¹ rekonstrukcjê siedmiu odwiertów: B3-5, B3-6, B3-8, B3-9, B3-13, B3-14 i B3-15, a ich efektem bêdzie podniesienie parametrów wydobycia oraz zwiêkszenie wydajnoœci i bezpieczeñstwa prac. Reali-zacja projektu rozpoczê³a siê od rekonstrukcji otworu B3-9, zlokalizowanego w rejonie obni¿enia ba³tyckiego w bloku £eby. Zadanie polega na wymianie w odwiercie, zabezpieczonym zdalnie sterowan¹ g³owic¹ podwodn¹, pompy wg³êbnej na nowy zestaw pompowy. G³êbokoœæ morza wynosi w tym miejscu ok. 80 m, a odleg³oœæ od l¹du 67 km. Otwór B3-9, o g³êbokoœci 1532 m, zosta³ odwier-cony w 1995 r. i uzyskano z niego przyp³yw ropy naftowej o znaczeniu przemys³owym.
Petro Giant to najwiêksza z piêciu jednostek, którymi
dysponuje Lotos Petrobaltic. Zosta³a zbudowana w 1986 r., a w 2012 r. przesz³a pe³n¹ modernizacjê. Po zesz³orocznym zakupie przystosowano j¹ do potrzeb pracy na Ba³tyku i pod koniec grudnia przetransportowano na obecne miejsce pra-cy. Platforma ta jest przystosowana do prowadzenia prac wiertniczych do g³êbokoœci 7620 m, przy maksymalnej g³êbokoœci akwenu 107 m.
PKN Orlen oœwiadczy³, ¿e otrzyma³ od Komisji Euro-pejskiej informacjê, o mo¿liwoœci wznowienia formalnej procedury negocjacyjnej dotycz¹cej przejêcia kapita³owe-go grupy Lotos. Wczeœniejsza decyzja KE o zastosowaniu procedury stop the clock wynika³a wy³¹cznie z konieczno-œci zebrania dodatkowych informacji i jest okreœlana jako standardowa praktyka komisji. Prezes Zarz¹du PKN Orlen Daniel Obajtek wyda³ komunikat prasowy, w którym wyra-zi³ nadziejê, ¿e zgodnie z oczekiwaniami, finalna decyzja w sprawie przejêcia kapita³owego Lotosu przez Orlen zostanie wydana do koñca pierwszego pó³rocza 2020 r. Pre-zes Grupy Lotos Pawe³ Jan Majewski przedstawia fuzjê jako wytworzenie podmiotu, który wzmocni gospodarcz¹ pozycjê Polski na arenie europejskiej.
Oddzia³ Operatorski Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa w Pakistanie rozpocz¹³ w prowincji Sindh (dystrykt Dadu) wiercenie otworu eksploatacyjnego Reh-man-7 w z³o¿u Rehman. Prace prowadzone w Pakistanie pozostaj¹ istotnym elementem dzia³alnoœci PGNiG. Ósmy
odwiert spó³ki w z³o¿u Rehman ma umo¿liwiæ zwiêkszenie wydobycia w tym po³udniowoazjatyckim pañstwie, z któ-rego w zesz³ym roku PGNiG uzyska³o niemal¿e 200 mln m3
gazu ziemnego. Gaz wydobywany w Pakistanie jest sprze-dawany na rynku lokalnym, ze wzglêdu na du¿e zapotrze-bowanie wewnêtrzne i brak ekonomicznie op³acalnych mo¿liwoœci przesy³u tego surowca do Polski.
PGNiG Upstream Norway, spó³ka zale¿na PGNiG SA, otrzyma³a formaln¹ zgodê Norweskiego Dyrektoriatu Ropy Naftowej na rozpoczêcie (w ramach koncesji PL460) wydo-bywania ropy naftowej i gazu ziemnego ze z³o¿a Skogul na Morzu Pó³nocnym, które odkryto w 2010 r. PGNiG SA posiada 35% udzia³ów w z³o¿u Skogul. W³aœcicielem po-zosta³ych udzia³ów i operatorem z³o¿a jest firma Aker BP, od której PGNiG kupi³o udzia³y w 2017 r. Przypadaj¹ce na PGNiG Upstream Norway zasoby wêglowodorów wynosz¹ ok. 3,3 mln boe. Skogul jest zlokalizowane w bez-poœrednim s¹siedztwie z³o¿a Vilje, w którym PGNiG
Upstream Norway ma 24,24% udzia³ów, co umo¿liwi
wykorzystanie infrastruktury i przyczyni siê do znacznego zmniejszenia kosztów eksploatacji. Spó³ka szacuje, ¿e w zwi¹zku z uruchomieniem wydobycia z nowego z³o¿a przyrost produkcji wyniesie ponad 4 tys. boe dziennie.
Sankcje USA wobec Rosji. Pod koniec lutego admini-stracja rz¹du Donalda Trumpa og³osi³a sankcje wobec rosyjskiej firmy naftowej Rosneft Trading S.A., spó³ki zale¿nej od Rosnieftu, oskar¿onej o wspieranie re¿imu Nicolasa Maduro. Sekretarz stanu USA Mike Pompeo powiedzia³ w oœwiadczeniu, ¿e: Jako g³ówny poœrednik w
globalnych transakcjach sprzeda¿y i transportu ropy naf-towej w Wenezueli, Rosneft Trading wspiera dyktaturê Maduro, umo¿liwiaj¹c mu represje wobec ludnoœci Wene-zueli. Sankcje celuj¹ równie¿ w cz³onka zarz¹du Rosnieftu
– Didiera Casimiro, mianowanego przez dziennikarzy g³ównym europejskim sojusznikiem dyktatury. Przedsta-wiciel Departamentu Stanu USA ds. Wenezueli Elliott Abrams podkreœli³, ¿e ¿aden pojedynczy krok nie mo¿e byæ szacowany jako element, który po³o¿y kres kryzysowi, ale na³o¿enie sankcji jest znacz¹cym wydarzeniem, które sprawi, ¿e firmy sektora naftowego z ca³ego œwiata odejd¹ od wspó³pracy z Rosneft Trading.
Zale¿na od rosyjskiego giganta naftowego spó³ka
Rosneft Trading powsta³a w 2011 r., aby pomóc w
realiza-cji zagranicznych projektów, w³¹czaj¹c w to transport ropy naftowej. W ostatnich latach, w obliczu amerykañskich i europejskich sankcji, rozszerzy³a swoj¹ dzia³alnoœæ na takie kraje, jak Kuba, Chiny, Egipt i Wietnam. Dwaj jej naj-wiêksi klienci to Chiny i Indie, które potrzebowa³y nowego
217
Przegl¹d Geologiczny, vol. 68, nr 4, 2020
WIADOMOŒCI GOSPODARCZE
1
Ÿród³a dostaw ropy naftowej po na³o¿eniu przez admini-stracjê Trumpa sankcji na Iran.
Og³oszenie dodatkowych sankcji nast¹pi³o kilka tygo-dni po wizycie w Waszyngtonie lidera wenezuelskiej opo-zycji Juana Guaido, uwa¿anego przez USA i dziesi¹tki innych krajów za prawowitego przywódcê Wenezueli. Pre-zydent Donald Trump uzna³ Juana Guaido i zaprosi³ na prywatne spotkanie do Bia³ego Domu. Juan Guaido w nowoczesny sposób œwiêtowa³ nowe sankcje, pisz¹c na Twitterze, ¿e rosyjska firma naftowa zosta³a ukarana za wspó³udzia³ w dyktaturze: Ta wiadomoœæ jest
zwyciêst-wem! Ci, którzy popieraj¹ dyktaturê, kimkolwiek s¹ i bez wzglêdu na to, sk¹d pochodz¹, bêd¹ musieli ponieœæ konse-kwencje. Ci, którzy popieraj¹ demokracjê, bêd¹ mile widziani. Zarówno Guaido, jak i Pompeo zasugerowali, ¿e
nie planuj¹ negocjacji z Maduro, który odmawia opuszcze-nia urzêdu.
Zgodnie z sankcjami wszystkie nieruchomoœci i w³as-noœci Rosneft Trading SA i Didiera Casimiro, które znaj-duj¹ siê w Stanach Zjednoczonych, w posiadaniu lub pod kontrol¹ osób amerykañskich, a tak¿e wszelkie podmioty, które s¹ bezpoœredni¹ lub poœredni¹ w³asnoœci¹, w co naj-mniej 50% przynale¿¹ce do wyznaczonej osoby i podmiotu, s¹ zablokowane i musz¹ zostaæ zg³oszone do Biura Kontroli Aktywów Zagranicznych. W praktyce zamro¿enie akty-wów jest jednoznaczne z pozbawieniem mo¿liwoœci pro-wadzenia dzia³alnoœci gospodarczej. Konsekwencje mog¹ byæ wyci¹gniête wobec wszystkich firm wspó³pracuj¹cych z podmiotami, których dotknê³y sankcje. Jednoczeœnie poinformowano, ¿e kary zostan¹ zniesione, gdy Rosnieft przestanie robiæ interesy z re¿imem Maduro i pozwoli na demokratyczn¹ transformacjê.
Rosyjski koncern nie do koñca jest zainteresowany polityk¹ wewnêtrzn¹ i kryzysem humanitarnym w Wene-zueli. Rosjanie podjêli ryzyko sankcji, aby odzyskaæ d³ug zaci¹gniêty przez ten po³udniowoamerykañski kraj. Wywieraj¹ nacisk na re¿im Maduro, aby sprzeda³
Ros-nieftowi ropê po cenach ni¿szych od cen rynkowych i
prio-rytetowo potraktowa³ sp³atê d³ugów wobec spó³ki. Szacuje siê, ¿e w ubieg³ym roku Wenezuela sp³aci³a Rosnieftowi d³ug o wartoœci 1,8 mld dolarów. Przypuszczalnie d³ugi Maduro wobec Rosjan zostan¹ w pe³ni sp³acone w pierw-szym pó³roczu, a zaistnia³a sytuacja polityczna mo¿e spo-wodowaæ rezygnacjê ze wzajemnej wspó³pracy i udzielania kolejnych po¿yczek dyktatorowi.
Analitycy przewiduj¹, ¿e rosyjski gigant spróbuje obejœæ sankcje, tworz¹c nowe spó³ki, poprzez które bêd¹ zacho-dziæ kolejne transakcje. Ju¿ teraz zauwa¿ono, ¿e firma zmie-nia nazwy statków lub wdra¿a transfery pomiêdzy nimi, próbuj¹c ukryæ wenezuelskie pochodzenie ropy naftowej. Jeszcze w styczniu Rosneft Trading by³ odpowiedzialny za zagospodarowanie oko³o dwóch trzecich dziennego eks-portu ropy naftowej z Wenezueli. Rosnieft bêdzie musia³
teraz pomyœleæ, ile jest warta Wenezuela z biznesowego punktu widzenia, w porównaniu do kosztów pozostawania pod sankcjami, powiedzia³ Francisco Monaldi, ekspert
energetyczny z Rice University. W oficjalnej odpowiedzi Rosja stwierdzi³a, ¿e nowe sankcje USA stanowi¹ narusze-nie prawa miêdzynarodowego i narusze-nie wp³yn¹ na relacje Moskwy z Caracas.
OPEC kontra Rosja i USA. Epidemia COVID-19, drastyczne spowolnienie chiñskiej gospodarki i rozwój
wirusa w innych czêœciach œwiata, w tym Europie, wywo³a³y lawinê negocjacji, sporów, a tak¿e wojnê cenow¹ producentów ropy naftowej. Pierwszy pi¹tek marca by³ okazj¹ do spotkania Organizacji Krajów Ekspor-tuj¹cych Ropê Naftow¹ oraz przedstawicieli pañstw wspó³pracuj¹cych. Kraje OPEC, chc¹c walczyæ ze spadka-mi notowañ ropy, przedstawi³y propozycjê ograniczenia wydobycia tego surowca nawet o kolejne 1,5 mln bbl/d. Rosja, nie bêd¹ca cz³onkiem OPEC, nie zgodzi³a siê na zapisy umowy, og³aszaj¹c jednoczeœnie, ¿e obecne ceny ropy s¹ odpowiednie dla rosyjskiej gospodarki. Tym samym od kwietnia przestan¹ obowi¹zywaæ obecne ogra-niczenia w produkcji, jakie zainteresowane pañstwa OPEC+ same na siebie wczeœniej na³o¿y³y. Niektórzy eks-perci sugeruj¹, ¿e rosyjskie posuniêcie ma na celu nega-tywne oddzia³ywanie na amerykañskich producentów wêglowodorów z ³upków i uderzenie w Amerykanów w odwecie za na³o¿enie sankcji na wykonawców gazoci¹gu
Nord Stream 2.
Postêpowanie Rosji wywo³a³o natychmiastow¹ reakcjê Arabii Saudyjskiej. W dniu 8 marca Saudyjczycy obni¿yli cenê nierafinowanej ropy dla chiñskich konsumentów, a nastêpnie równie¿ amerykañskich i europejskich, nawet o 8 USD za bary³kê. Zaplanowali zwiêkszenie wydo-bycia ropy naftowej o 2 mln bbl/d, doprowadzaj¹c do nad-wy¿ki surowca na rynku. Decyzja ta zszokowa³a anality-ków, poniewa¿ œwiadczy nie tylko o chêci zdobycia udzia³ów w rynku, ale stanowi te¿ wyraŸny sygna³ dla Rosji, ¿e OPEC nie zamierza zgadzaæ siê na wszystkie zagrania Moskwy i mo¿e j¹ sk³oniæ do kolejnych negocja-cji. Ceny ropy zanotowa³y jeden z najbardziej drastycz-nych spadków w XXI w. – ropa WTI, która w ostatnim tygodniu lutego kosztowa³a powy¿ej 51 USD za bary³kê, 9 marca osi¹gnê³a cenê poni¿ej 28 USD/bbl (spadek o po-nad 40%). Postêpuj¹ca walka polityczna i dalszy rozwój epidemii mog¹, zdaniem analityków, doprowadziæ do spadku cen ropy poni¿ej 20 USD/bbl.
W Stanach Zjednoczonych rosn¹ce wydobycie z base-nów ³upkowych mo¿e znacznie spowolniæ. Jest to œciœle zwi¹zane z ograniczeniem eksportu, zmniejszeniem glo-balnego zapotrzebowania na gaz i odmow¹ przyjêcia ame-rykañskich ³adunków paliwa na rynkach azjatyckich. Firmy zajmuj¹ce siê wydobyciem wêglowodorów poczy-ni³y natychmiastowe zmiany w prowadzeniu prac. Na przyk³ad teksañska Diamondback Energy ograniczy³a swoj¹ dzia³alnoœæ z dziewiêciu do szeœciu za³óg. Koncern ten, prowadz¹cy wydobycie ze ska³ ³upkowych, zmniejszy równie¿ nak³ady inwestycyjne, choæ nie okreœli³ dok³adnej kwoty. Zgodnie z oœwiadczeniem firmy decyzja spowoduje
obni¿enie produkcji ropy w 2020 r. poni¿ej pierwotnie zaplanowanej, ale umo¿liwi utrzymywanie zysków, ochroni bilans i dywidendê. Bank inwestycyjny Goldman Sachs
spodziewa siê niewielkiego zmniejszenia wydobycia ropy naftowej z amerykañskich ³upków w drugim kwartale roku, sugeruj¹c spadek o 75 tys. bbl/d w trzecim kwartale i o ko-lejne 250 tys. bbl/d w czwartym kwartale bie¿¹cego roku. Niektóre Ÿród³a mówi¹ o spadkach rzêdu 1–2 mln bbl/d, co mo¿e zrównowa¿yæ obecn¹ nadwy¿kê poda¿y w wysoko-œci 1,2 mln bbl/d.
Stosunki pomiêdzy OPEC i USA zmieniaj¹ siê diame-tralnie i ciê¿ko przypuszczaæ, jak wobec konfliktu z Rosj¹ kartel zachowa siê wzglêdem Amerykanów. W 2014 r. orga-nizacja próbowa³a os³abiæ rozwój eksploatacji z ³upków 218
niskimi cenami ropy, ale plan nie powiód³ siê – amerykañ-skie firmy ³upkowe by³y w stanie zacisn¹æ pas i zastosowaæ ulepszone technologie, aby obni¿yæ koszty eksploatacji. W 2016 r. OPEC i Rosja zawar³y porozumienie o wspó³pra-cy i ograniczeniu produkcji w celu wsparcia œwiatowych cen ropy. Wy¿sza cena surowca oznacza³a wspieranie dro¿-szych, amerykañskich eksploratorów ³upków, którzy dalej zmniejszali udzia³ OPEC w rynku. Teraz Rosjanie chc¹, aby Stany Zjednoczone zap³aci³y za ustanowienie sankcji wobec koncernu naftowego Rosnieft i firm realizuj¹cych projekt Nord Stream 2 os³abieniem sektora energetyki. Amerykañskie firmy zaanga¿owane w sektorze eksploatacji niekonwencjonalnych z³ó¿ wêglowodorów musz¹ szybko odnaleŸæ siê w niespotykanej wczeœniej sytuacji. Koncerny dzia³aj¹ce od pocz¹tku rewolucji ³upkowej nie mia³y dot¹d do czynienia z tak nag³ym i znacz¹cym spadkiem cen. Podobny spadek cen dotkn¹³ rynek amerykañski w czasie operacji Pustynna Burza w 1991 r. Firmy musz¹ dok³adnie monitorowaæ i analizowaæ rozwój rynku, zdecydowanie reaguj¹c na wszystkie doniesienia.
Wraz z wygaœniêciem OPEC+ pod koniec marca, Ara-bia Saudyjska mo¿e uruchomiæ maksymaln¹ eksploatacjê swoich z³ó¿ – do 12,5 mln bbl/d. Pomimo floty 41 tankow-ców nale¿¹cych do pañstwa, Saudyjczycy zarezerwowali na kwiecieñ dodatkowe trzy jednostki, które bêd¹ w stanie przetransportowaæ 6 mln bary³ek ropy. Szejkowie przygo-towuj¹ scenariusz finansowy na wypadek cen ropy w prze-dziale 12–20 USD za bary³kê. Po drugiej stronie Atlantyku wydobycie z formacji ³upkowych staje siê nieekonomiczne – jedynie kilka firm jest w stanie prowadziæ prace przy cenach ropy poni¿ej 31 USD/bbl – Exxon, Chevron,
Occi-dental czy Crownquest.
W odpowiedzi na dzia³ania i zapowiedzi Arabii Sau-dyjskiej Rosyjskie Ministerstwo Ropy zaanonsowa³o, ¿e w dwa tygodnie mo¿e zwiêkszyæ wydobycie ropy naftowej o 200–300 tys. bbl/d, a docelowo o 0,5 mln bbl/d. W lutym Rosja wydoby³a 11,29 mln bbl/d surowca. Jednoczeœnie minister Alexander Novak stwierdzi³, ¿e furtka do rozmów z OPEC jest wci¹¿ otwarta, a Rosja mo¿e akceptowaæ cenê bary³ki ropy w graniach 25–30 USD przez 6–10 lat.
Pewna swoich dzia³añ Arabia Saudyjska doprowadzi³a do odwo³ania spotkania komitetu technicznego pañstw OPEC i wspó³pracuj¹cych, które by³o zaplanowane na 18 marca. Tym samym upad³a szansa na dalsze negocjacje w najbli¿szym oczekiwanym przez analityków terminie. Amin Nasser, jeden z dyrektorów Saudi Aramco, 16 marca zapewni³, ¿e zwiêkszone wydobycie ropy bêdzie kontynuo-wane przynajmniej do koñca maja, jednoczeœnie podkre-œlaj¹c, ¿e królestwo czuje siê komfortowo przy cenach surowca oscyluj¹cych w granicach 30 USD. Aramco pod-kreœli³o sta³y rozwój firmy, raportuj¹c profity w wysokoœci 88,2 mld USD za rok 2019 (spadek w porównaniu do 111,1 mld USD w 2018 r.) i wyra¿aj¹c nadziejê na du¿e zyski w roku bie¿¹cym.
Wojuj¹ce mocarstwa nie patrz¹ (a mo¿e wrêcz przeciw-nie?) na inne kraje, których gospodarki mog¹ run¹æ w obliczu kryzysu. Znacz¹co mo¿e ucierpieæ Nigeria, której funkcjo-nowanie w du¿ej mierze zale¿y od przemys³u wydo-bywczego. K³opoty mog¹ dosiêgn¹æ Irak, Oman, Angolê, Surinam czy Gabon. Projekty meksykañskiego Pemexu mog¹ zostaæ czasowo wstrzymane, zwa¿ywszy na to, ¿e ekonomia po³udniowego s¹siada USA bazuje na wymianie handlowej ze Stanami Zjednoczonymi. Kanada ma
bar-dziej zró¿nicowan¹ gospodarkê, ale recesja znacz¹co odbi-je siê ciêciem wydatków przeznaczonych na eksploatacjê wêglowodorów, np. w prowincji Alberta.
Sytuacja jest p³ynna, ale jej przejrzystoœæ bardziej przypomina nierafinowan¹ ropê naftow¹ ni¿ wodê destylo-wan¹. Czy Saudyjczycy znajd¹ niæ porozumienia z Rosj¹, czy miesi¹cami bêd¹ pompowaæ ogromne iloœci ropy, œl¹c kolejne tankowce na rynek azjatycki i amerykañski? Zaskakuj¹cym rezultatem wojny cenowej mo¿e byæ ca³ko-wite odwrócenie tego, co wydawa³o siê byæ pewne, aby zrekompensowaæ spadek popytu spowodowany wybu-chem wirusa COVID-19 – zwiêkszenie zamiast ogranicze-nia wydobycia. Rynki bêd¹ uwa¿nie œledziæ prawdopodobnie najciekawsz¹ wojnê cenow¹ w tym stuleciu i niewiele osób mo¿e przewidzieæ, co wydarzy siê nastêpnego dnia.
Arabia Saudyjska. Saudi Aramco, potentat naftowy i gazowy Arabii Saudyjskiej, otrzyma³ zezwolenie na roz-poczêcie zagospodarowania z³o¿a gazu ³upkowego w Jafu-rah, które stanie siê najwiêkszym przedsiêwziêciem ³upkowym poza USA. Oficjalnym powodem jest zwiêk-szenie krajowych dostaw gazu i zakoñczenie spalania ropy naftowej w pañstwowych elektrowniach. O ile pierwszy powód, bêd¹cy prostym truizmem, jest prawdziwy, na dru-gi z nich analitycy patrz¹ z przymru¿eniem oka. Spalanie ropy naftowej mo¿e byæ ograniczone, ale ze wzglêdu na uwarunkowania historyczne i infrastrukturê jest ma³o prawdopodobne, aby Saudyjczycy zrezygnowali z wyko-rzystywania tego paliwa do produkcji energii. Wydaje siê jednak, ¿e gaz z Jafurah bêdzie w niedalekiej przysz³oœci potrzebny królestwu. Trudno jest bowiem realnie okreœliæ zasoby ropy naftowej na Pó³wyspie Arabskim. W 1989 r. Arabia Saudyjska zg³osi³a udokumentowane zasoby na poziomie 170 mld bary³ek, aby rok póŸniej, bez odkrycia nowych z³ó¿, podnieœæ je do 257 mld, a nastêpnie do 266 mld bary³ek. Zasoby ropy naftowej Arabii Saudyjskiej od lat utrzymuj¹ siê na takim samym poziomie, bazuj¹c na tych samych z³o¿ach, podczas gdy w trakcie prawie 50 lat eks-ploatacji wydobyto z nich ok. 150 mld bary³ek surowca.
Saudyjczycy, aby staæ siê trzecim producentem gazu ziemnego do 2030 r., po USA i Rosji, przeznacz¹ na projek-ty ³upkowe 110 mld USD. Nie brakuje amerykañskich firm chc¹cych zaoferowaæ Aramco technologiê szczelinowania i us³ugi in¿ynieryjne – s¹ to te same firmy, których rozwój królestwo chcia³o zniszczyæ w latach 2014–2016. Najbar-dziej problematyczne wydaj¹ siê dostawy wody do zabiegów szczelinowania, wiêc ju¿ teraz analizuje siê mo¿liwoœæ wykorzystania do ich wykonywania odsolonej wody mor-skiej. Prowadzone od kilku lat testy uwzglêdnia³y zró¿ni-cowane ciœnienia, typy p³ynów zabiegowych, materia³y podsadzkowe, wzajemne odleg³oœci kolejnych klastrów perforacji i zmienne technologie, spoœród których Aramco stara siê wy³oniæ najbardziej optymalne do intensyfikacji przyp³ywu wêglowodorów z tamtejszych ska³ ³upkowych. Zasoby gazu ziemnego w formacjach ³upkowych s¹ zloka-lizowane we wschodniej (Jafurah, Ghawar, Rub al-Khali) oraz pó³nocnej czêœci kraju (Nafud, North SA).
Ksi¹¿e Abdulaziz bin Salman, minister ropy Królestwa Arabii Saudyjskiej, poinformowa³, ¿e zasoby gazu pola Jafurah s¹ szacowane na ok. 5,7 bln m3. Planowane rozpo-czêcie produkcji (2024 r.) ma przynieœæ wydobycie na poziomie 62 mln m3
/d do 2036 r. Aktualnie Aramco w ca³ym kraju wydobywa dziennie ok. 252 mln m3
gazu 219
ziemnego. Patrz¹c na wyliczenia dotycz¹ce pola Jafurah nale¿y jednak pamiêtaæ, ¿e mo¿e ono byæ jedynie prelu-dium do eksploatacji kolejnych, wiêkszych z³ó¿ gazu, kryj¹cych siê w arabskich formacjach ³upkowych.
Wielka Brytania. Firma Angus Energy planuje wzno-wienie wydobycia gazu ziemnego ze z³o¿a Saltfleetby w hrabstwie East Lincolnshire miêdzy paŸdziernikiem 2020 r. a styczniem 2021 r. Wed³ug raportów firmy konsultingo-wej Oilfield International z³o¿e to, stanowi¹ce dawniej najwiêksze l¹dowe pole gazowe Wielkiej Brytanii, w stre-fie koncesji Angus Energy ma udowodnione i prawdopo-dobne zasoby 453 mln m3gazu i 97 tys. bbl kondensatu, które firma mo¿e eksploatowaæ przez 10–12 lat. G³ównym poziomem zbiornikowym s¹ karboñskie piaskowce pen-sylwanu, ulokowane na g³êbokoœci wiêkszej ni¿ 2300 m. Kontakt gaz–woda zosta³ rozpoznany na g³êbokoœci 2338 m.
Licencja PEDL005 na eksploatacjê bloku L47/16 South Cockerington obejmuje powierzchniê 52,53 km2. Wydoby-cie rozpocznie siê z wykorzystaniem dwóch odwiertów – SF2 i SF4, do których w pierwszej po³owie 2021 r. do³¹czy horyzontalny odwiert boczny, wykonany z otworu SF5. Jako g³ówne elementy ryzyka Angus Energy wskazuje nie-pewnoœæ analizy wolumetrycznej na podstawie danych sej-smicznych 3D o niskiej i œredniej jakoœci, niejednoznaczn¹ interpretacjê geofizyki otworowej, skomplikowan¹ tekto-nikê oœrodka oraz niepewnoœæ co do jakoœci i wydajnoœci zbiornika.
Tunezja. Panoro Energy ASA, norweska firma z sie-dzib¹ w Londynie, planuje zwiêkszenie dzia³alnoœci wiert-niczej w Tunezji. Wraz z tunezyjskim pañstwowym koncernem naftowym Enterprise Tunisienne d’Activites
PetroliÀres zatwierdzi³a wywiercenie otworu drena¿owego
i wydobywczego w z³o¿u ropy naftowej Guebiba we wschodniej czêœci kraju, w okolicy miasta Safakis. Bêdzie to pierwsze wiercenie w rejonie od 2015 r. Jako wykonaw-cê zakontraktowano tunezyjskie Compagnie Tunisienne de
Forage’s (CTF).
Po wierceniu w z³o¿u Guebiba urz¹dzenie zostanie przetransportowane, aby wykonaæ odwiert poszukiwaw-czy Salloum West. Celem tych prac jest pociêta seri¹ usko-ków formacja Bireno, znajduj¹ca siê na g³êbokoœci 3600 m, a otwór ma umo¿liwiæ udostêpnienie zasobów zachodniej czêœci pola naftowego. Wraz z trzema innymi odwiertami, które udostêpni¹ z³o¿e w pierwszej po³owie roku, ma zwiê-kszyæ potencja³ produkcyjny flagowego projektu spó³ki
Thyna Production Services (TPS) do ok. 5000 bbl/d. Inne
dzia³ania maj¹ce na celu zwiêkszenie dziennej wydajnoœci s¹ na zaawansowanym etapie planowania, a ich wdro¿enie jest spodziewane w ci¹gu najbli¿szych kilku miesiêcy. Dla przyk³adu, niedawna stymulacja wydobycia z jednego z od-wiertów na polu Rhemoura, nale¿¹cego do aktywów eks-ploatowanych przez TPS, przyczyni³a siê do czterokrotnego wzrostu produkcji. W rezultacie partnerzy joint venture planuj¹ kampaniê podobnych stymulacji w kilku innych obszarach TPS. Aktywa TPS obejmuj¹ piêæ koncesji na eksploatacjê z³ó¿ ropy naftowej – Cercina, Cercina Sud, Rhemoura, El Ain (Gremda) i El Hajeb (Guebiba) – w l¹dowych rejonach przybrze¿nych i p³ytkich wodach mor-skiej strefy ekonomicznej Tunezji.
Jesteœmy niezmiernie zadowoleni z tego, ¿e zakontrak-towaliœmy urz¹dzenie CTF 06. Zanim zostanie ono wyko-rzystane w naszym otworze Salloum West, pos³u¿y do
wiercenia w z³o¿u l¹dowym w Guebiba. Nasze tunezyjskie aktywa wesz³y w bezprecedensowo intensywn¹ fazê poszu-kiwawcz¹ i spodziewamy siê, ¿e przyniesie to znaczny wzrost wydobycia w pierwszej po³owie 2020 r. –
powie-dzia³ John Hamilton, dyrektor generalny Panoro. Po uspo-kojeniu sytuacji politycznej w kraju kolejne firmy z rosn¹c¹ nadziej¹ patrz¹ na tunezyjskie z³o¿a wêglowodorów.
Bahamy. Spó³ka Bahamas Petroleum Co. pragnie otworzyæ nowy rozdzia³ w historii tego wyspiarskiego kra-ju na Karaibach. Rz¹d przyzna³ firmie autoryzacjê œrodo-wiskow¹ w sprawie wiercenia pierwszego morskiego otworu poszukiwawczego Perserverance 1, który zostanie ulokowany na obszarze koncesji Cooper (segment B-North) – jednej z oœmiu koncesji zarz¹dzanych przez Bahamas
Petroleum (100% udzia³ów) w morskiej strefie
ekonomicz-nej kraju. Prace rozpoczn¹ siê w kwietniu br., a zgodnie z zapowiedziami firmy celem s¹ perspektywiczne zasoby ropy naftowej o objêtoœci od 700 tys. do 1,4 mld bary³ek. Zdaniem analityków tak du¿a ró¿nica w ocenie potencjal-nej objêtoœci z³ó¿ mo¿e œwiadczyæ o niedoskona³ym rozpo-znaniu i niepewnoœci dotycz¹cej jakoœci zbiorników naftowych.
Pierwszy odwiert jest zapowiadany jako znacz¹ce na-rzêdzie badawcze, s³u¿¹ce do pozyskania serii informacji przydatnych w dalszym rozpoznaniu basenu. Podczas wiercenia bêd¹ u¿ywane narzêdzia na bie¿¹co rejestruj¹ce i mierz¹ce w³aœciwoœci ska³ i zostanie zaaplikowane pe³ne spektrum badañ geofizyki otworowej. Planuje siê regular-ny pobór próbek p³ynów z³o¿owych i rdzeni boczregular-nych. Szacowana g³êbokoœæ odwiertu to 4800–6600 m, jego wykonanie zajmie 45–60 dni kosztem 25–35 mln USD.
Antarktyda. Na potencjalne zasoby wêglowodorów ukryte pod lodami Antarktydy z nadziej¹ patrz¹ Rosjanie. Pañstwowa spó³ka Rosgeologia przeprowadzi³a na po-cz¹tku roku badania sejsmiczne na Morzu Riiser-Larsena u wybrze¿y Ziemi Królowej Maud. Wykonano profile o d³u-goœci 4400 km, które mia³y na celu ocenê mo¿liwoœci wydobywania ropy naftowej i gazu ziemnego z zastosowa-niem najnowszych technologii. Geolodzy Rosgeologii twierdz¹, ¿e w rejonie badañ mo¿na odzyskaæ co najmniej 513 mld boe, a ograniczone testy ujawni³y ogromny poten-cja³ z³o¿owy.
Warto przypomnieæ, ¿e zgodnie z Traktatem
antark-tycznym z 1959 r. zasoby mineralne Antarktydy, w tym
wêglowodory, s¹ chronione. Badania naukowe w regionie mo¿e prowadziæ tylko siedem krajów – Argentyna, Austra-lia, Chile, Francja, Nowa Zelandia, Norwegia i Wielka Brytania lub inne pañstwa na mocy wspó³pracy z wymie-nionymi. Zdaniem spo³ecznoœci narodowej zakaz dzia-³alnoœci wydobywczej do 2048 r. sprawi, ¿e przynajmniej przez najbli¿szych kilkanaœcie lat rz¹d w Moskwie nie siê-gnie po bogactwa mineralne znajduj¹ce siê za po³udnio-wym ko³em polarnym. Dodajmy, ¿e ta sama spo³ecznoœæ miêdzynarodowa nie wierzy³a w rozpoczêcie eksploracji Arktyki, maj¹cej przynosiæ Rosji do roku 2050 a¿ 20–30% rocznej produkcji ropy, czy te¿ w mo¿liwoœæ zmiany statu-su Morza Kaspijskiego z jeziora na morze w celu uzyska-nia dochodów z eksploracji morskiej strefy ekonomicznej.
ród³a: Angusenergy, Bloomberg, bpcplc, cnbc, cnn, IEA, Goldman Sachs, Investors, Lotos, MarketScreener, Oil&GasJournal, Oilprice, Orlen, PGNiG, Resource-world, The New York Times, wnp
220
