“Bankers” , kompania që shteti e ruajti dhe natyra e gjuajti

SAZAN GURI

“Bankers” vitet e fundit ka rritur ndjeshëm prodhimin e naftës shqiptare, duke përdorur teknologjinë e puseve horizontale, e cila kushton me shtrenjtë se me puse vertikale. Nafta e nxjerrë nga puset horizontale fillon të pakësohet brenda 2­3 muajsh nga “inaugurimi” i pusit. Brenda 12­18 muajsh, nxjerrja e naftës nga pusi pakësohet me 50%, prandaj rritja e prodhimit mund të realizohet vetëm duke shpuar vazhdimisht puse të reja. Nga gjashtë platforma shpimi që janë në funksionim në vitin 2014, “Bankers” do të lërë vetëm tri platforma shpimi, që sigurisht ka të bëjë me politikat e çmimit të naftës. Vitet e kaluara, “Bankers” ka rritur prodhimin ndjeshëm me 10% në vit, por vitet e tjera nuk pritet të kenë rritje të tillë. Pas disa vitesh investime, “Bankers” ka arritur të rrisë shumë pak rezervat, nga 226 milionë në 232 milionë. Ritmet më të larta të shpimit thjesht po shterojnë rezervat më shpejt. Ndaj, për të arritur objektivat e saj, kompania ka mundur të kryejë shumë shpime horizontale, me anë të të cilave ajo merr naftën e shtresës, duke përforcuar dhe rritur sipërfaqen e kontaktit që shpesh arrin deri në 600 m linear kolonë e përforcuar. Sigurisht që për të kryer përforcimin ajo përdor shpërthime eksplozive me presion 15.000 psi * 0.07 = 1050 atm. Nga disa vrojtime dhe llogaritje të kryera nga ekspert lokalë, ky presion ka arritur edhe deri në 1500 atm.
Metoda që kompania përdor nuk është metoda e parë ose primare, që d.m.th ardhje të naftës nga shtresa me anë të gazit të vet shoqërues ose asaj si kapele gazore, pra me energjinë e saj, por është metoda e dytë që bën ardhjen e lëngut të naftës viskoze me anë të pompave të thellësisë. Dihet se 65% e ardhjes së masës nga nëntoka është rërë e ujë, dhe 35% është naftë. Për shkak të kësaj marrjeje, kompania është e detyruar të kthejë mbrapsht ujin në shtresë për efekt të ekuilibrit hidrodinamik të shtresave të shfrytëzuara dhe më gjerë. Shteti ynë, veç disa taksave fikse, megjithëse të ulëta, përfiton nga kompania vetëm në rastin kur ajo deklaron se ka fitim. Pra, në rastin kur shpenzimet apo investimet e kompanisë të marra së bashku janë më të vogla se të ardhurat e siguruara nga shitja e produktit. Pikërisht kjo tepricë do të ndahet ose shteti ynë do të përfitojë, e që për 11 vjet aktivitet ky tregues ende është me humbje dhe shteti ynë ka marrë veçse tikun. Si rregull, kjo mospërputhje mund të shoqërojë aktivitetin e një kompanie jo më shumë se 3­5 vitet e para dhe, nëse jo, kompania largohet, si rasti Premier oil. Kontratat tona të mëparshme për aktivitete hidrokarbure kanë qenë me “share production – ndarje prodhimi” dhe shpenzimet kapitale nuk llogariteshin ose nuk mblidheshin në kostot e tjera operative, sikundër e ka kontrata aktuale me “”Bankers””.
Ndaj dhe pjesa e fitimit realizohej më shpejt dhe mundësia për “share production” ishte më e favorshme për shtetin. Sot në botë qarkullojnë kontrata tipike, ku më e zakonshme është kontrata me 51% shteti dhe 49% privati, ose 60% shteti me 40% privati, ose edhe më pak shteti, por kompania jep bonuse të shumta për çështje sociale apo mjedisin dhe, në total, shteti del prapë 60%. P.sh. në Iran, kontratat ndërtohen për barela nga 1,5 deri në 7,5 litra/barel ose në Abu Dabi kontrata arrin në 60% për shtetin apo në Bruney, kontrata për aktivitetet hidrokarbure është e ndarë 51% me 49%. Gjatë procesit të vlerësimit të vendburimit, kompania “”Bankers””, në bashkëpunim me Albpetrolin ka përcaktuar puset e fondit të ndalura, që d.m.th puse me energji të rrëzuar të shtresës, me debite të ulëta, por kurrsesi zero. Këto puse, para se të ktheheshin realisht me debite zero, kanë prodhuar ende ton apo litra nafte, gjë e cila nuk llogaritet në “share production” me shtetin. Sigurisht, kjo kërkon survejime të mëtejshme.
Në puset e tjera, të marra si të fondit aktiv, është llogaritur një rënie mesatare prej 10%, por që eksperienca e viteve para dhe pas ‘90 të dëften se kemi një rënie prej 4%. Gjithsesi, ky lloj procedimi mund dhe duhet të jetë burim pune i një auditimi tjetër për ta verifikuar më në detaj. Nga vlerësimet ekonomike të krahasuara me ato të realizuara nga vetë Albpetroli dhe më gjerë, një pus shfrytëzimi duhet të kushtojë rreth 200,000 euro, ndërkohë që ai arrin të kushtojë 2,8 milionë euro, që për mendimin tonë kërkon survejime të mëtejshme. Theksojmë se janë këto shpenzime që kanë mbajtur treguesin “R” në gjithë këto vite më të vogël se 1. Në 10 puse të shpuara si puse shfrytëzimi, minimumi tri prej tyre duhet të jenë puse të injektimit të ujit, në mënyrë që të arrihet ligji i balancimit material ose i ekuilibrit hidrodinamik, d.m.th. sasia e naftës, ujit dhe rërës që del të zëvendësohet me një sasi uji që futet. Nuk rezulton se kemi këtë proporcion të puseve të injektimit me ato të shpimit. Ky raport është një me dhjetë dhe, sipas interpretimit tonë, duke qenë se nuk shpohen dy të tjerët për injektim, pra kursehen dy puse shpimi për injektime, ai pus i vetëm që shpohet, duhet të përdorë presione për të pompuar ujin në shtresa, që të arrijë të fusë sasitë e ujit që duhet të bëheshin me anë të tri puseve. Gjithsesi, ekuilibri hidrodinamik se ai i balancimit material vështirë se arrihet, ndaj dhe kemi shembje të shtresave. Shteti nuk di se sa është debiti kritik (optimal, mesatar e minimal), pikërisht ai debit që bën të mundur edhe ruajtjen e skeletit të shtresës, sepse vendburimi i Marinzës për vetë tipin e naftës (viskoze) që ka është shumë i veçantë, me homolog të vetëm në Kanada.

P.sh., nëse API në Shpirag apo në Cakran është 35, ai në Marinëz është sa gjysma e tij, pra është e trashë. Sigurisht, kjo naftë si produkt petrokimik ka vlera të larta për rafineri komplekse. Shteti nuk di projektimet gjeologjike te puseve horizontale, për të cilat kemi kuptuar se vendburimi shfrytëzohet me një hap më të lartë, duke qenë se me anë të këtyre puseve krijohen sipërfaqe kontakti me shtresën deri në 600m. Përforcimi i tubingjeve të tyre, së bashku me hapësirat e çimentuara përkatëse, kërkojnë masa jo të vogla eksplozivi, duke bërë “frucking down” ose çarjen dhe shpërthimin e shtresave për rrjedhshmëri më të madhe. Theksojmë se një përforcim i tillë përbën proces fare normal dhe të domosdoshëm për zhvillimin e vendburimeve naftëgazmbajtëse, por nga ana tjetër kërkojnë të llogariten tempet optimale. Shpërthimet për shkak të përforcimeve, së bashku me injektimin me presion, përbëjnë rastin ndikim akumulativ në shtresë dhe në çekuilibrin hidrodinamik të shtresave. Ndaj nuk kemi pse të anashkalojmë ndikimet që rrjedhin prej tyre, si rasti i çarjeve e plasaritjeve të shtëpive. Për sa më sipër, si dhe nisur nga ritmet e shfrytëzimit të vendburimit, ku në fund të çdo pusi vendosen pompa thellësie, dhe një pusi në vitet para kontratës me kompaninë “Bankers” i merrej rreth 2 tonë në ditë dhe sot i merret rreth 15 tonë në ditë, mund të shtrojmë një sërë pyetjesh; Cili është regjimi optimal? Sa është koeficienti i marrjes së debiteve të naftës për çdo pus? Cila është pika kritike e marrjes së sasive të naftës për objekt e për pus? A do të aplikohen metoda të tjera pas pompës së thellësisë, si injektimi ose ajo me avull, ose ajo me ujë alkalinë, që të kemi koeficient më të madh se 12–15% deri në 40%. Kush e verifikon këtë marrëdhënie të shfrytëzimit apo të zhvillimit të vendburimit, si marrja e sasive të larta dhe/ose injektimit të sasive të larta? A quhet normale që specialisti që dje ka dhënë licencë, sot është kontrollori i tyre ose punon në marrëdhënie me ta?

*Inxhinier nafte

/Panorama