W poszukiwaniu nowych metod wydobycia ropy naftowej

Epoka "łatwej ropy" na Bliskim Wschodzie jeszcze się nie skończyła, ale działające w tej części świata koncerny energetyczne już rozpoczęły testowanie nowych, bardziej kosztownych metod intensyfikacji wydobycia tego surowca. Wysiłki te podyktowane są starzeniem się eksploatowanych pól naftowych.

- Znalezienie sposobu na zwiększenie efektywności wydobycia ropy na Bliskim Wschodzie stanie się zapewne koniecznością, ponieważ wiele tamtejszych złóż znajduje się w tak zwanej fazie dojrzałej, w związku z czym produkcja z tych pól zacznie spadać - mówi Simon Haddad, wiceprezes ds. nauk o ziemi i inżynierii wydobywczej we francuskim koncernie naftowym Total. - Liczący się gracze sektora naftowego najprawdopodobniej będą się starali spowolnić ten proces i przedłużyć życie tych pól za pomocą specjalistycznych rozwiązań technologicznych.

Woda szkodzi złożom

Przez całe dziesięciolecia tradycyjne techniki zwiększenia produkcji - takie, jak wtryskiwanie wody wokół zewnętrznych granic pól lub wtłaczanie gazu w najwyższe części złóż - były z powodzeniem wykorzystywane w emiracie Abu Zabi, Omanie, a nawet Arabii Saudyjskiej. Znane jako wtórne metody wydobycia, stosowane są w sytuacji, w której spada naturalne ciśnienie złożowe. Długotrwałe praktykowanie tych metod, skutkujące napływaniem wody do otworów wiertniczych, może doprowadzić do nieodwracalnego uszkodzenia złoża.

Reklama

Teraz przedmiotem badań są tak zwane techniki wydobycia ropy trzeciego stopnia, wymagające znacznie bardziej zaawansowanej technologii i większych nakładów finansowych.

W ostatnich dwóch latach, pomimo dodatkowych kosztów i niepewności co do ich skuteczności, z coraz większą regularnością przeprowadza się testy metod polegających na wstrzykiwaniu pod złoża dwutlenku węgla, azotu i polimerów. Odbywają się one w ramach poszukiwań nowych sposobów na utrzymanie obecnego poziomu wydobycia w złożach wkraczających w fazę dojrzałości.

Petroleum Development Oman, przedsiębiorstwo, którego większościowym właścicielem jest rząd tego państwa i które wydobywa ponad siedemdziesiąt procent ropy naftowej oraz niemal sto procent gazu ziemnego w Omanie, w dziedzinie nowych technik ekstrakcji jest liderem. Na należącym do niej polu Amal-West testowana jest tzw. metoda strumienia pary, polegająca na wstrzykiwaniu pod złoża pary wodnej. Inny projekt, którego realizacja rozpoczęła się w tym roku w miejscowości Qarn Alam, ma na celu zweryfikowanie skuteczności metod termalnych, w niektórych przypadkach wiążących się z podpalaniem ropy w celach wytworzenia mieszanki pary i gazu.

"Technologia wspomaganego termalnie drenażu grawitacyjnego" to skomplikowana nazwa jeszcze bardziej skomplikowanej metody, która nie była dotychczas wykorzystywana nigdzie na świecie, i która dopiero w 2010 r. stała się przedmiotem badań prowadzonych w Qarn Alam.

- Omanowi udało się odwrócić trend spadkowy zapoczątkowany w 2002 roku, częściowo dzięki podjętym w ostatnich latach wysiłkom zmierzającym do intensyfikacji wydobycia - mówi Chris Graham, analityk regionu w firmie konsultingowej Wood Mackenzie. - Teraz, inwestując w nowe techniki, Oman może zdobyć zasób specjalistycznej wiedzy na własny użytek i za dziesięć - piętnaście lat cieszyć się swoją komfortową pozycją, podczas gdy reszta Bliskiego Wschodu będzie dopiero przymierzać się do podobnych działań.

Polimery rzucone na pole

Z kolei na polu Marmul firma Petroleum Development Oman stosuje metodę wtłaczania do złoża roztworu polimerów. Odkryte w 1956 r. Marmul zostało zaklasyfikowane jako złoże ciężkiej ropy, w przypadku którego ekstrakcja z zastosowaniem tradycyjnych metod jest utrudniona. PDO szacuje, że dzięki metodzie polimerowej wydobycie z Marmul może wzrosnąć nawet do 30 proc., co pozwoliłoby utrzymać produkcję na poziomie zapotrzebowania.

- Nawet 1-procentowy wzrost współczynnika wydobycia może przełożyć się na miliardy dodatkowych baryłek produkowanych na całym Bliskim Wschodzie - mówi Chris Graham.

Działania te uważnie obserwują międzynarodowi gracze na rynku ropy. Royal Dutch Shell, właściciel 34-procentowego pakietu w Petroleum Development Oman, ma zamiar realizować, w różnych miejscach na świecie, łącznie jedenaście projektów mających na celu zwiększenie efektywności wydobycia surowca. Część z nich znajduje się w jeszcze w fazie doskonalenia, ale realizacja niektórych już się rozpoczęła. W rejonie bliskowschodnim aktywny jest Shell, który uczestniczy w testach metody polimerowej na polu Marmul. Od początku 2010 r. do złoża wtłaczanych jest około 100 tys. baryłek roztworu dziennie. Shell współpracuje również z firmą Salym Petroleum Development, która z pomocą brytyjsko-holenderskiego koncernu chce przeprowadzić swoje pierwsze pilotażowe testy nowych technik wspomagania wydobycia na polu West Salym. Kolejnym krokiem, po zakończeniu etapu testów, będzie pełna implementacja wspomnianych rozwiązań.

Również francuski Total współpracuje z regionalnymi firmami w zakresie testów metod intensyfikacji wydobycia. Jeden z czołowych projektów realizowany jest na polu ABK w emiracie Abu Dhabi, gdzie na skutek zastosowania kombinacji kilku metod, między innymi wtłaczania gazu i wtryskiwania wody pod złoże, wydobycie wzrosło o ponad 15 proc. w stosunku do zakładanych planów intensyfikacji. Total ma również zamiar testować relatywnie nowe metody, wykorzystujące "zastrzyki" z dwutlenku węgla (Simon Haddad osobiście uważa je za jedne z najskuteczniejszych), dzięki którym średni wzrost wydobycia może wynieść do 8 procent, w zależności od pierwotnej zasobności złoża. Wstrzykiwanie azotu i CO2, techniki tańsze i alternatywne dla wtłaczania gazu ziemnego, wybierane są przez działające w Abu Dhabi firmy z uwagi na niedobór tego drugiego surowca. - Na Bliskim Wschodzie nie dysponujemy jednak złożami bogatymi w dwutlenek węgla - zaznacza Simon Haddad - jesteśmy więc zmuszeni wytwarzać go lub przechwytywać; dopiero potem możemy wstrzykiwać go w złoża ropy.

Zastrzyki z dwutlenku węgla

Koncernom naftowym w regionie, w tym również Abu Dhabi National Oil, dwutlenku węgla dostarcza Masdar, rządowa spółka sektora energii odnawialnej z emiratu. Dostarczany gaz pochodzi z zakładów przemysłowych, takich jak Emirates Steel Industries, gdzie przechwytywany jest specjalnie na potrzeby intensyfikacji wydobycia ropy z przybrzeżnych złóż. Eksperci Masdar szacują, że każda wstrzyknięta tona CO2 to dwie - trzy baryłki ropy więcej, niż w przypadku analogicznej metody wykorzystującej zastrzyki z gazu ziemnego, w zależności od stopnia dojrzałości złoża i czynników geologicznych. Techniki te, jakkolwiek efektywne, mogą być jednak kosztowne.

CZYTAJ RAPORT SPECJALNY INTERIA.PL: Jaka przyszłość czeka surowce?

- Na szczęście pozyskane w ten sposób dodatkowe ilości surowca zrekompensują całość lub część tych kosztów, w zależności od tempa wydobycia i objętości odzyskanego gazu ziemnego - mówi Sultan Ahmed al-Jaber, dyrektor wykonawczy Masdar. - Ta metoda pozwala na zastąpienie gazu ziemnego stosowanego w celach intensyfikacji wydobycia i "uwolnienie" go na pokrycie krajowego zapotrzebowania na energię elektryczną.

Surowiec drogi, są pieniądze na nowinki

Rosnące ceny ropy oznaczają, że koncerny naftowe coraz częściej mogą pozwolić sobie na finansowanie nowych metod wspomagania wydobycia. Koszty opracowania niektórych z nich mogą przekroczyć 50 USD od baryłki, w związku z czym konieczne jest utrzymywanie się cen surowca na wysokim poziomie, by zapewnić rentowność takich projektów. - Im wyższa cena, tym lepiej, chociaż już przy 70-80 dolarach za baryłkę możliwe jest prowadzenie większości obecnych projektów - mówi Chris Graham z Wood Mackenzie. - Utrzymywanie się ceny ropy na tak wysokim poziomie na nowo rozbudziło zainteresowanie branży metodami intensyfikacji wydobycia.

Międzynarodowa Agencja Energetyczna szacuje, że wydobycie ropy z eksploatowanych złóż zmniejszy się do 2030 r. o dwie trzecie. Oznacza to konieczność zrekompensowania ubytku w postaci prawie 50 mln baryłek dziennie - i że kluczową rolę w tym procesie mogą odegrać nowe metody zwiększania efektywności wydobycia.

Rzucą się na Irak

Nieustannie trwają poszukiwania nowych możliwości eksploatacyjnych dojrzałych złoż - nie tylko w Omanie, Abu Zabi czy Arabii Saudyjskiej. - Jeśli chodzi o metody intensyfikacji wydobycia, to przyszłości naszym głównym obiektem zainteresowania stanie się Irak - mówi rzecznik BP, Toby Odone. - Na początek zakładamy zwiększenie produkcji z tamtejszych złóż o dziesięć procent.

Na tym etapie nawet pokłady "łatwej ropy" nie uchodzą uwagi wielkich graczy na rynku energetycznym.

Sara Hamdan

Tłum. Katarzyna Kasińska

Sprawdź bieżące notowania ropy na stronach Biznes INTERIA.PL

New York Times IHT
Dowiedz się więcej na temat: Irak | ceny ropy | Abu Zabi | Oman | złoże | wydobycie | ropa naftowa | CO2
Reklama
Reklama
Reklama
Reklama
Strona główna INTERIA.PL
Polecamy
Finanse / Giełda / Podatki
Bądź na bieżąco!
Odblokuj reklamy i zyskaj nieograniczony dostęp do wszystkich treści w naszym serwisie.
Dzięki wyświetlanym reklamom korzystasz z naszego serwisu całkowicie bezpłatnie, a my możemy spełniać Twoje oczekiwania rozwijając się i poprawiając jakość naszych usług.
Odblokuj biznes.interia.pl lub zobacz instrukcję »
Nie, dziękuję. Wchodzę na Interię »