Kategori: Informacione

Pozicionimi rajonal

Shqipëria është e pozicionuar në pjesën perëndimore të Gadishullit të Ballkanit në Europën
Juglindore. Sipas Administratës Amerikane të Informacionit mbi Energjinë, rajoni i Ballkanit ka
një sasi shumë të madhe rezervash nafte. Sasia më e madhe e naftës ndodhet në Shqipëri dhe pas
saj renditen Serbia dhe Kroacia. Vendburimi i Patos Marinzës konsiderohet si zona më e madhe
naftëmbajtëse në Europën Kontinentale.
I pozicionuar strategjikisht në qendër të Shqipërisë, Albpetrol sh.a ndodhet shumë pranë dy
porteve kryesore të vendit, Durrësit dhe Vlorës; si dhe dy porteve industrialë, të cilët janë
ndëruar posaçërisht për produktet e naftës dhe gazit natyror.

Porti i Durrësit – 85 Km nga magazinat e shitjes së Albpetrol sh.a
▶ Porti më i madh dhe më i rëndësishëm në Shqipëri
▶ Porta për në Korridorin VIII
▶ Mbulon 81.8% të transportit detar të vendit
▶ Ka kapacitet për të procesuar 4 milionë tonë mallra për vit.

Porti i Vlorës – 45 Km nga magazinat e shitjes së Albpetrol sh.a:
▶ Porti i dytë më i madh në Shqipëri
▶ Porti përdoret kryesisht për transport udhëtarësh

Porti Porto Romano – 90 Km nga magazinat e shitjes së Albpetrol sh.a:
▶ Infrastruktura e tij lejon depozitimin dhe shitjen e naftës, gazi natyror dhe nënproduktet e tyre
Porti Petrolifera – 40 Km nga magazinat e shitjes së Albpetrol sh.a
▶ Terminal i ndërtuar posaçërisht për tregtimin e naftës bruto, gazit dhe nënprodukteve të tyre në
gjirin e Vlorës
▶ Dalje direkte në detin Mesdhe; Garanton akses në Korridorin VIII
▶ I pozicionuar pranë rafinerive Greke dhe Italiane

 

Gabim: S’u gjet formular kontaktesh.

NEOGENIKE

Vendburimet e naftës në Shqipëri përbëhen nga dy lloje formacionesh (Neogenit dhe Jurasik – Paleogenit) të vendosura në breza strukturorë.

 

1 – Vendburimet Neogenike. Vendburimet e Neogenit përbëhen nga shumë shtresa pa komunikim vertikal. Disa nga ato janë formuar përgjithësisht nga depozitime detare të brigjeve të vjetra dhe të tjerat nga depozitime lagunore.

Hidrokarburet që ngopin formacionet ranorike, përgjithësisht janë nafta të rënda dhe viskoze. Disa prej shtresave kanë dhe kapelë gazore.

Energjia kryesore e shfrytëzimit të këtyre vendburimeve është energjija e gazit. Distanca e puseve është 80 – 150 m (formacionet Driza, Gorani) dhe 200-300 m (objekti nr. 1 Marinza, objekti nr. 2 Marinza). Përshkrimi i shkurtër i mëposhtëm përmbledh vendburimet më të rëndësishme, të cilat janë objekt i metodave EOR:

 

Vendburimi Patos – Marinëz.

 

Vendburimi Patos – Marinëz ndodhet në juglindje të Ultësirës Pran Adriatike. Struktura gjeologjike e rajonit të Patos-Marinzës përbëhet nga depozitimet karbonatike të Mesozoit, Kenozoit, pakos flishore dhe flishoidale, Eocen i Sipërm, Oligocenit dhe Miocenit të poshtëm, që ndërtojnë katin e poshtëm tektonik. Kati i sipërm tektonik ndërtohet nga depozitime terrigjene të Tortonianit, Messinianit dhe ato të Pliocenit. Formacionet karbonatike të strukturës së Patos – Verbasit ndërtohen nga depozitimet gëlqerore të Kretak – Paleogenit dhe depozitimet terrigjene deri në Kuaternar. Formacioni i Drizës në monoklinalin e Patos-Marinzës u zbulua në vitin 1928, dhe në të njëjtën kohë u zbulua dhe vendburimi i naftës Kuçovë në depozitimet e Neogenit të muldës së Kuçovës. Sipërfaqia e formaconit Driza ka ardhur vazhdimisht duke u rritur me shpimin e puseve të rinj, dhe në vitin 1957 u zbuluan edhe dy formacione, Marinza nr. 1 dhe Marinza Nr. 2 në depozitimet e Tortonianit të vendosura nën formacioni Driza. Përhapja e këtyre shtresave naftëmbajtëse është e provuar në drejtimet veri dhe veriperëndim, ku rezervat e tyre vlerësohen të limituara.

Në shkembinjtë ranorik të Tortonianit gjënden 5 formacione naftëmbajtëse të cilët nga poshtë lart emërtohen; Bubullima, Marinza nr. 1, Marinza Nr. 2, Driza dhe Gorani.

Formacionet kryesore janë, Marinza nr. 1, Marinza Nr. 2 dhe Driza.

Formacioni Marinza Nr. 1 përbëhet nga 6 shtresa naftëmbajtëse të emërtuara M₃, M₂, M₁, M₀, M and M’

Formacioni Marinza Nr. 2 përbëhet nga 2 shtresa naftëmbajtëse të ëmërtuara M₄, M₅.

Formacioni Driza përbëhet nga 6 shtresa naftëmbajtëse të emërtuara D₅, D₄, D₃, D₂, D₂⁰ dhe D₁.

Formacioni Gorani përbëhet nga 2 shtresa naftëmbajtëse të emërtuara G₆, G₅.

Formacionet naftëmbajtëse në lindje kanë kufij stratigrafik për shkak të kontaktit me sipërfaqen e shplarë. Në veriperëndim gjëndet kontakti naftë-ujë dhe në perëndim shtresat naftëmbajtëse fillojnë të bëhen më argjilore. Zona të ndryshme kanë numër të ndryshëm shtresash. Mënyra kryesore e nxjerrjes së naftes nga shtresa është ajo e energjisë së gazit të tretur në naftë.

 

Karakteristikat kryesore të rezervuarit:

– Formacioni                                                                                                   Ranor

– Rezervat gjeologjike (ton)                                                                258 393 913

– Rezervat fillestare të nxjerrshme (ton)                                             31 120 186

– Prodhimi i naftës (ton) deri më 01.01.2018                                     28 350 718

– Rezervat të nxjerrshme të mbetura (ton) deri më 01.01.2018        2 769 468

– Tipi i fluidit                                                                                                      Naftë

– Tipi i naftës                                                              Gjysëm aromatike – asfalto aromatike

– Densiteti (⁰ API)                                                                                         3 – 38.8

– Viskoziteti 20⁰ C (Cp)                                                                      50 – 190, 000

– Presioni fillestar i rezervuarit (atm)                                                       20 – 185

– Përmbajtja e Squfurit (%)                                                                               2 – 6

– Temperatura (⁰ C)                                                                                           0 – 50

– Trashësitë e përgjithshme të shtresave ranore (m)                                 1 – 120

– Përshkushmëria e shtresave ranore (MD)                                           10 – 7500

– Kripshmëria e ujit e shtresave ranore (mg/l)                              1000 – 42 000

 

Vendburimi Kuçovë – Arrëz

 

Vendburimi i Kuçovës ndodhet në anën lindore të ultësirës pran Adriatike, shtresat naftë e gaz mbajtëse të këtij vendburimi janë të lidhura me suitat “Driza”, “Gorani”, “Kuçova” dhe “Polovina”. Rajoni ku ndodhet ky vendburim, ka ndërtim të qartë dy katësor. Kati i poshtëm strukturor përfaqësohet nga gëlqerorët e Kretak – Paleogenit dhe flishi i Eocen – Oligocenit dhe është vazhdimi verior i brezit antiklinal të Beratit, ndërsa kati i sipërm strukturor përfaqësohet nga depozitimet e Neogenit të cilat vendosen trasgresivisht mbi depozitimet e katit të poshtëm strukturor me diskordancë këndore dhe azimutale duke përfaqësur pjesën më lindore të ultësirës pran Adriatike.

Ky vendburim përbëhet nga shtresa naftëmbajtëse me sipërfaqe të kufizuara në formë linzash të vendosura njëra mbi tjetrën dhe të ndara nga argjilat. Këto shtresa shkojnë drejt qëndrës së vendburimit me kënde rënie prej 20 – 30⁰. Zona të ndryshme kanë numër të ndryshëm linzash dhe numri maksimal i tyre arrin deri në 15. Linzat kanë forma të çrregullta me gjatësi nga 100 deri 1 500 m, dhe trashësi nga 3 deri 10 m. Në lindje dhe në perëndim shtresat naftëmbajtëse dalin në sipërfaqe. Formimacioni Arrëza ndodhet në perëndim të vendburimit Kuçovë. Sipërfaqia e tij është 5 km². Ky formacion ka dy shtresa naftëmbajtëse. Shtresa produktive është Az – 1, ndërsa shtresa e sipërme Az – 2 është e pakonsoliduar, me një përmbajtje të lartë të argjilës dhe nuk është prodhuese. Formacionet e Arrëzës bien nga juglindja drejt veriperendim me kënde 10-15⁰.

 

Karakteristikat kryesore të rezervuarit:

– Formacioni                                                                                                        Ranorë

– Rezervat Gjeologjike (ton)                                                                       80 302 196

– Rezervat fillestare te nxjerrshme (ton)                                             11 969 525.69

– Nafta e nxjerrë (ton) deri më 01.01.2018                                                 4 346 383

– Rezervat e nxjerrshme të mbetura (ton) deri më 01.01.2018            7 623 142.7

– Tipi i fluidit                                                                                                            Naftë

– Tipi i naftës                                                                                      Nafteno – aromatike

– Densiteti (⁰ API)                                                                                                  12 – 22

– Viskoziteti në 20⁰ C (Cp)                                                                                50 – 200

– Presioni fillestar i rezervuarit (atm/10m)                             1.05, Arrëza (118 atm)

– Përmbajtja e Squfurit (%)                                                                                   3.4 – 5

– Temperatura (⁰ C)                                                                                               30 – 35

– Përshkushmëria e shtresave ranore (MD)                                                   20 – 900

– Kripshmëria e ujit e shtresave ranore (mg/l)                                10 000 – 45 000

– Trashësia e përgjithshme (m)                                                       2 – 19 dhe 10 – 160

 

Vendburimet Gelqerore

 

Vendburimet gëlqerore në Shqipëri janë të depozitimeve nga Jurasiku deri në Paleogen. Nga ana tektonike këto vendburime janë pjesë e brezit të Kurveleshit. Në përgjithësi shtratimet e naftës janë antiklinale (brahiantiklinale). Ato mbulohen nga depozitimet flishore të Oligocenit. Formacionet e këtyre vendburuimeve karakterizohen me porozitet të dyfishtë, me çarje natyrale të rangjeve të ndryshme përgjatë shtresëzimeve, si dhe porozitet të vogël të matriksit.

Litologjia dhe mosha e këtyre formacioneve janë të ngjashme. Mekanizmi kryesor i nxjerrjes së naftës është ai regjimit të ujrave aktiv fundor. Në vendburimet Ballsh – Hekal dhe Cakran – Mollaj, përveç energjisë së ujrave fundor është edhe energjia e kapelës gazore dhe e gazkondesatit. Naftat e këtyre vendburimeve, përveç naftës së vendburimit Cakran-Mollaj, janë të rënda dhe viskoze dhe përmbajnë squfur. Fillimisht kur puset prodhonin si rezultat i energjisë së gazit kishin debite të larta. Këto debite të larta bën të mundur krijimin e konuseve të ujit në puse, duke ndikuar negativisht në rezervat e nxjerrshme.

Kompletimi i puseve në përgjithësi është i njëjtë. Kezingu është i vendosur deri në tavan të gëlqerorëve, ose pak më poshtë se niveli gaz-naftë në se ai ekziston. Intervali i prodhimit të naftës është në trung të hapur.

 

 “Litologjia dhe mosha e këtyre formacioneve janë të ngjashme. Mekanizmi kryesor i nxjerrjes së naftës është ai i regjimit të ujrave aktiv fundor”.

 

 

Vendburimi Visokë – Kolonjë

 

Ky vendburim ndodhet rreth 13 km në juglindje të qytetit të Fierit, në pjesën më jugore të periklinalit të strukturës Patos – Verbas. Vendburimi i Visokës u zbulua në vitin 1963.

Shtratimi i Viskoës është hidrodinamik, me kontakt fillestar naftë-ujë të pjerrët. Çarjet zhvillohen vertikalisht dhe horizontalisht. Rezervuari ka ruajtur presionin shtresor gjatë shfrytëzimit të tij. Shtratimi është i tipit masiv kulmor me ujra aktiv fundor.

Aktualisht ka mbetur vetëm një brez i vogël nafte dhe shumica e puseve shfrytëzojnë pjesën e sipërme të gëlqerorëve. Për uljen e viskozitetit të naftës është përdorur injektimi i hollusit në pus.

 

Karakteristikat kryesore të rezervuarit:

– Formacioni                                                                                                Gëlqerorë

– Rezervat Gjeologjike (ton)                                                                   28 362 316

– Rezervat fillestare të nxjerrshme (ton)                                               6 806 956

– Nafta e nxjerrë (ton) deri më 01.01.2018                                         6 287 198.3

– Rezervat e nxjerrshme të mbetura (ton) deri më 01.01.2018          519 757.7

– Tipi i fluidit                                                                                                       Naftë

– Tipi i naftës                                                                           Asfaltiko – aromatike

– Densiteti (⁰ API)                                                                                             5 – 16

– Viskoziteti 20⁰ C (Cp)                                                                       1000 – 2000

– Presioni fillestar i rezervuarit (atm)                                                                141

– Përmbajtja e Squfurit (%)                                                                      0.6 – 5.05

– Temperatura (⁰ C)                                                                                       42 – 50

– Përshkushmëria e gëlqerorëve (MD)                                                              200

– Kripshmëria e ujrave të gëlqerorëve të rezervuarit (mg/l)     1000 – 62 000

– Trashësia e përgjithshme e rezervuarit (m)                                      200 – 300

– Poroziteti (matriksit) + çarjet (%)                                                                 0.56

– Presioni i ngopshmërisë (atm)                                                                          90

 

 

Vendburimi Ballsh – Hekal

 

Vendburimi Ballsh – Hekal ndodhet 29 km në juglindje të qytetit të Fierit, në strukturën antiklinale të Ballshit. Ky vendburim u zbulua në vitin 1966. Vendburimi Ballsh – Hekal ndodhet në vargun Kremenarë – Patos – Verbas të brezit të Kurveleshit, dhe i përket moshës Kretak – Paleogen. Ky vendburim ka kapelë gazore me kontakt fillestar gaz-naftë në thellësinë 730 m. Puset e shpuara në kapelën gazore e kanë të ulur kezingun disa metra poshtë kontaktit gaz-naftë. Rezervuari është i tipit masive kulmor, me ujra fundor aktiv. Në shtratimin Ballsh – Hekal, një ndikim të madh në mekanizmin e nxjerrjes së naftës ka luajtur edhe kapela gazore.

Pjesa jugore e vendburimit ka komunikim të dobët me ujrat e basenit, rrjedhimisht debitet e puseve janë të vegjël. Energjia kryesore për nxjerrjen e naftës në këtë zonë është ajo e gazit të tretur. Duke shkuar më në jug gjendet ngritja e Hekalit të ndara ndërmjet tyre me një qafë ndarëse. Prodhimi i naftës në Hekal është i vogël.

 

 

 

Karakteristikat kryesore të rezervuarit:

– Formacioni                                                                                                Gëlqerorë

– Rezervat Gjeologjike (ton)                                                                   19 269 224

– Rezervat fillestare të nxjerrshme (ton)                                               6 359 844

– Nafta e nxjerrë (ton) deri më 01.01.2018                                         5 125 166.5

– Rezervat e nxjerrshme të mbetura(ton) deri më 01.01.2018      1 234 788.4

– Tipi i fluidit                                                                                                       Naftë

– Tipi i naftës                                                                               Asfaltik – aromatik

– Densiteti (⁰ API)                                                                                              8 – 17

– Viskoziteti 20⁰ C (Cp)                                                                                     2000

– Presioni fillestar i rezervuarit (atm)                                                                133

– Përmbajtja e Squfurit           (%)                                                               5.7 – 6.4

– Temperatura (⁰ C)                                                                                                 41

– Përshkushmëria e gëlqerorëve (MD)                                                    40 – 300

– Kripshmëria e ujrave të gëlqerorëve të rezervuarit (mg/l)  15 000 – 35 000

– Trashësi e përgjithshme e rezervuarit (m)                                                     350

 

 

Vendburimi Gorisht – Kocul

 

Ky vendburim ndodhet rreth 20 km në lindje të qytetit të Vlorës. Vendburimi i Gorisht – Koculit u zbulua në vitin 1965. Ky vendburim ndodhet në vargun Selenicë – Amantia të brezit të Kurveleshit. Ky vendburim përbëhet nga dy ondulime, të mbihypura mbi njëri-tjetrin, të emërtuara Gorishti dhe Koculi. Këto dy ondulime kanë një disnivel hipsometrik midis tyre dhe përshkohen nga një prishje tektonike. Shtratimi është i tipit masiv kulmor, me ujra fundor aktiv. Sipërfaqia produktive është reduktuar nga 9.66 km² që ishte në fillim në 4.5 km² aktualisht, dhe kati naftëmbajtës është reduktuar nga 800 m në 100 m. Distancat midis puseve në zonën qëndrore të vendburimit janë reduktuar nga 150-200 m në rreth 100 m.

 

Karakteristikat kryesore të rezervuarit:

– Formacioni                                                                                                    Gëlqerorë

– Rezervat Gjeologjike (ton)                                                                      30 500 000

– Rezervat fillestar te nxjerrshme (ton)                                                   14 674 087

– Nafta e nxjerrë (ton) deri më 01.01.2018                                         12 084 298.6

– Rezervat e nxjerrshme të mbetura (ton) deri më 01.01.2018         2 589 788.4

– Tipi i fludit                                                                                                            Naftë

– Tipi i naftës                                                                                  Asfaltik – aromatik

– Densiteti (⁰ API)                                                                                               13 – 23

– Viskoziteti 20⁰ C (Cp)                                                                                         2000

– Presioni fillestar i rezervuarit (atm)                                                                   120

– Përmbajtja e Squfurit (%)                                                                          3.16 – 6.3

– Temperatura (⁰ C)                                                                                          32 – 38

– Përshkushmëria e gëlqerorëve (MD)                                                                300

– Kripshmëria e ujrave të gëlqerorëve të rezervuarit (mg/l)   28 000 – 58 000

– Trashësia e përgjithshme e rezervuarit (m)                                          350 – 450

 

Vendburimi Cakran – Mollaj

 

Ky vendburim ndodhet 6 km në perëndim të qytetit të Ballshit. Vendburimi i gazkondesatit Cakran – Mollaj u zbulua në vitin 1977. Struktura e saj është një brahiantiklinal që shtrihet në drejtimin juglindje-veriperëndim. Pjesa lindore e kësaj strukture është më pak e pjerrët se pjesa perëndimore, e cila më në lindje formon krahun perëndimor të sinklinalit ndarës me linjën Ballsh – Patos – Verbas. Krahu perëndimor i kësaj strukture komplikohet nga një prishje tektonike. Vendburimi Cakran – Mollaj ndodhet në brezin e Kurveleshit dhe i përket moshës Kretak – Paleogen. Fillimisht ishte një vendburim gazkondesat, por fontanimi i pusit Cakran – 37, solli përkeqësimin e performancës së shtratimit. Gjatë kësaj kohe (3 vjet) kontakti i naftës u zhvendos nga thellësia 3 600 m në 2 800 m. Pas vënies në kontroll të fontanës, presioni i shtratimit u rrit nga 180 atm. në 360 atm. Nafta e vendburimit Cakran – Mollaj është e lehtë, squfurore dhe asfaltike. Shtratimi është i tipit masiv kulmor, me ujra fundor aktiv.

Në shtratimin Cakran – Mollaj një ndikim të madh në mekanizmin e nxjerrjes së naftës ka luajtur edhe kapela gazore.

Distancat fillestare të puseve ishin 600 m, por rrjeti aktual i puseve është më i dendur dhe distanca aktuale ndërmjet puseve është 300 m.

 

 

Karakteristikat kryesore të rezervuarit:

– Formacioni                                                                                                Gëlqerorë

– Rezervat Gjeologjike (ton)                                                                     16 127 983

– Rezervat fillestar të nxjerrshme (ton)                                                  8 144 469

– Nafta e nxjerrë (ton) deri më 01.01.2018                                        4 320 238.9

– Rezervat e nxjerrshme të mbetura (ton) deri më 01.01.2018      3 824 230.1

– Tipi i fluidit                                                                                                        Naftë

– Tipi i naftës                                                                  Gjysëm aromatike deri parafinike

– Densiteti (⁰ API)                                                                                        11.5 – 37

– Viskoziteti 20⁰ C (Cp)                                                                                 10 – 30

– Presioni fillestar i rezeruarit (atm)                                                                 368

– Përmbajtja e Squfurit           (%)                                                            3.16 – 6.3

– Temperatura (⁰ C)                                                                                               68

– Përshkushmëria e gëlqerorëve (MD)                                                      2 – 600

– Kripshmëria e ujrave të gëlqerorëve të rezervuarit (mg/l)    30 000 – 50 000

– Trashësia e përgjithshme e rezervuarit (m)                                      400 – 800

 

 

Vendburimi i Amonicës

 

Ky vendburim ndodhet 30 km në lindje të qytetit të Vlorës. Vendburimi i Amonicës është zbuluar në vitin 1980. Ky vendburim ndodhet në vargun Selenicë – Amantia të brezit të Kurveleshit. Depozitimet e këtij shtratimi përbëhen nga gëlqerorë të Kretakut të sipërm deri Eocen dhe nga ato terrigjene të Oligocenit të poshtëm e Langhian – Serravalianit. Shtratimi i Amonicës ka formën një brahiantiklinali me drejtim juglindje – veriperëndim. Shtratimi është i tipit masiv kulmor, me ujra aktiv fundor.

 

Karakteristikat kryesore të rezervuarit:

– Formacioni                                                                                                Gëlqerorë

– Rezervat Gjeologjike (ton)                                                                      2 835 849

– Rezervat fillestar të nxjerrshme (ton)                                                   1 503 000

– Nafta e nxjerrë (ton) deri më 01.01.2018                                              717 065.2

– Rezervat e nxjerrshme të mbetura (ton) deri më 01.01.2018           785 934.8

– Tipi i fluidit                                                                                                          Naftë

– Tipi i naftës                                                                  Asfalto aromatike – gjysëm aromatike

– Densiteti (⁰ API)                                                                                            14.5 – 22

– Viskoziteti 20⁰ C (Cp)                                                                               150 – 2300

– Presioni fillestar i rezeruarit (atm)                                                                      241

– Përmbajtja e Squfurit           (%)                                                                               4

– Temperatura (⁰ C)                                                                                            35 – 52

– Përshkushmëria e gëlqerorëve (MD)                                                           20 – 150

– Kripshmëria e ujrave të gëlqerorëve të rezervuarit (mg/l)               10 000 – 45 000

– Trashësia e përgjithshme e rezervuarit (m)                                               deri më 200

 

Vendburimi i Delvinës

 

Vendburimi gazkondesat i Delvinës është zbulimi më i fundit në gëlqerorë në Shqipëri konkretizuar me pusin Delvina-12 në vitin 1989. Struktura e Delvinës me rezervuar karbonatik shtrihet pothuaj në qendër të brezit antiklinal të Kurveleshit, nën mbihypjen e Malit të gjerë.

Ajo përfaqëson një strukturë antiklinale karbonatike të Kretak – Eocenit të mbuluar nga flishi. Ndryshe nga vendburimet e tjera karbonatike ajo maskohet totalisht nga një mbulim dytësor të shkëputjes mbihypëse të një strukture të madhe të eroduar e shoqëruar me diapirizëm evaporitik përgjatë planit të shkëputjes.

Dy nga katër puset e shpuara deri më tani në këtë vendburim, janë produktiv. Ata janë puset Delvina – 4 dhe Delvina – 12, prej të cilëve prodhimi fillestar i tyre ka qënë respektivisht rreth 5 000 dhe 28 000 metra kub gaz në ditë, si dhe 1 dhe 8 metra kub kondensat në ditë. Shtratimi është i tipit masiv kulmor, me regjim natyror volumetrik.

Rezervuari përbëhet nga tre pako litologjike (1 – Gëlqerorë argjilor të Eocenit, 2 – Gëlqerorë kokrrizor të Paleocenit, 3 – ndërthurje te Gëlqerorit argjilor dhe Gëlqerorëve kokrrizor me gëlqerorët coprizor të Kretakut të Sipërm), me trashësi respektive prej 200 m, 100 m dhe 350 m.

 

Karakteristikat kryesore të rezervuarit:

– Formacioni                                                                                       Gëlqerorë

– Rezervat Gjeologjike (ton)                                                               335 000

– Rezervat fillestar të nxjerrshme (ton)                                           134 000

– Nxjerrja e naftës (ton) deri më 01.01.2018                                   19 228.1

– Rezervat e nxjerrshme të mbetura (ton) deri më 01.01.2018   114 771.9

– Tipi i fluidit                                                                                              Naftë

– Tipi i naftës                                                                                      Gaz kondesat, brez nafte

– Densiteti (⁰ API)                                                                               23.5 – 260

– Densiteti i Kondsatit 20⁰ C (⁰ API)                                                  62.5

– Presioni fillestar i rezeruarit (atm)                                                   439

– Përmbajtja e Squfurit           (%)                                                     0.3 – 0.5

– Temperatura (⁰ C)                                                                             35 – 36

– Përshkushmëria e gëlqerorëve (MD)                                                0.1 – 0.2

– Kripshmëria e ujit të gëlqerorëve të rezervuarit (mg/l)              60 000

– Trashësitë e përgjithshme të rezervuarit (m)                              500 – 600

– CH₄ (%)                                                                                                         85

– C₂H₆ (%)                                                                                                        4

– N₂ (%)                                                                                                             1

– CO₂ (%)                                                                                                        0.2

– Pporoziteti mesatar (%)                                                                          3 – 5

– Raporti korent gas/kondensate (Nm³/Ton)                                       2460

Kjo ndërfaqe është një hapësirë e dedikuar për Statusin e Naftëtarit dhe procedurat e zhvilluara nga shoqëria Albpetrol sh.a rreth tij. Në këtë hapësirë ju do të gjeni një informacion të detajuar në lidhje me numrin e aplikimeve të mbërritura në shoqërinë Albpetrol sh.a dhe aplikimeve të përpunuara nga ana jonë.

– Deri më sot Albpetrol sh.a ka përpunuar dhe ka lëshuar vërtetime të posaçme zyrtare për 1874 raste.

– Rreth 95 aplikime të reja janë në proces përpunimi dhe vërtetimet e posaçme për këto aplikime pritet që të lëshohen brenda disa ditësh.

Albpetrol sh.a njofton të gjithë personat që përfitojnë nga Statusi i Naftëtarit sipas ligjit Nr.8/2017 “Për Statusin e Punonjësve të Industrisë së Naftës dhe Gazit” dhe Vendimit të Këshillit të Ministrave Nr.425 datë 10.05.2017, që disponon dokumentacion për periudhën që kanë punuar në shoqërinë Albpetrol sh.a nga viti 1994 dhe në vazhdim. Për periudhën përpara vitit 1994, dokumentet mund të merren pranë Sigurimeve Shoqërore ose arkivave të tjera.

Në kuadër të procesit të ristrukturimit në të cilin është futur tashmë shoqëria shtetërore e naftës Albpetrol sh.a, në mbledhjen e fundit Këshilli Mbikëqyrës ka miratuar ndryshimin e administratorit.

Ing. Kastriot Bejtaj, i cili momentalisht mbante postin e Drejtorit Teknik në Albpetrol sh.a., është emëruar administratori i ri i shoqërisë ndërsa drejtuesi i deri më tanishëm, z. Endri Puka, është larguar për t’u angazhuar në një tjetër detyrë.

Aktualisht, një grup ndërministror është ngritur me urdhër të Kryeministrit dhe po studion skenarët më të mirë për ristrukturimin e shoqërisë. Zoti Bejtaj do të jetë pjesë e grupit ndërministror për ristrukturimin e Albpetrol sh.a si dhe do të udhëheqë të gjithë procesin e ristrukturimit në Albpetrol sh.a.

Kastriot Bejtaj është një inxhinier me një përvoje 35 vjeçare në industrinë e naftës në Shqipëri ku ka punuar për kompani vendase dhe të huaja. Z. Bejtaj është diplomuar në vitin 1983 si Inxhinier Gjeofizike dhe po atë vit ka nisur punë në industrinë e naftës.

Gjatë 35 viteve eksperiencë z. Bejtaj ka bashkëpunuar me kompani ndërkombëtare që kanë kryer aktivitet kërkimi dhe prodhimi për naftë e gaz në Shqipëri si: Shell Albania Exploration and Production; Geophysical Institute of Israel; APIC Petroleum Corp; Petromanas Albania GmbH-Albanian Branch etj.

Gjatë katër viteve të drejtimit të shoqërisë Albpetrol sh.a nga Administratori Endri Puka, kompania ka pasur rezultate të shkëlqyera për sa i takon rritjes së prodhimit, fitimit dhe dividentit të paguar në shtet. Në bilancin e fundit të audituar, atë të vitit 2016, shoqëria Albpetrol sh.a ka realizuar një fitim prej 1.5 miliardë lekësh.

 

Për nxjerrjen e saj nga puset, sot përdoren këto mënyra shfrytëzimi:

a)   Shfrytëzim i puseve me pompa të zakonshme me piston
b)   Shfrytëzim i puseve me pompa të zakonshme me piston, duke injektuar hollues (tretës) hidrokarbur dhe jo hidrokarbur

 Albpetrol sh.a ka planifikuar të zëvendësojë një pjesë të pompave tradicionale me pompa me burmë. Kjo teknologji është me efektivitet të lartë për mbrojtjen e mjedisit dhe kursimin e energjisë elektrike në masën 50 %, në krahasim me shfrytëzimin e puseve me pompa me piston.

 

Pompat me burmë janë një nga investimet kryesore të parashikuara nga shoqëria Albpetrol sh.a për vitin 2014. Ky investim pritet të rrisë ndjeshëm efektivitetin e punës së shoqërisë si dhe sasinë e naftës bruto të nxjerrë nga nëntoka shqiptare.

Pse pompat me Burmë”

90% e puseve të naftës në botë shfrytëzohen me pompa thellësie.
Teknika dhe teknologjia e shfrytëzimit të puseve me naftë viskoze, duke përdorur pompat me burmë, është mënyra më e mirë për vlerësimin e potencialit prodhues të puseve.
Pompat me burmë kanë rreth 50% më pak konsum energjie.
Pompa me burmë siguron mbrojtje maksimale të mjedisit në grykën e pusit dhe në të gjithë fushën naftë-gazmbajtese.
Studimet tregojnë se pompa me burmë mund të përdoret me efektivitet në vendburimet ranore
Nga aplikimi i kësaj teknologjie është siguruar një efektivitet prej 123 ton naftë shtesë në vit për pus.

Efektiviteti i Pompave me Burmë
Pompat me lëkundës
Ditë pune gjithsej 3467
Naftë e nxjerrë 6448.4 Ton
Debiti mesatar 1,85 Ton/ditë/puse
Koeficienti i shfrytëzimit 0.966
Konsumi i energjisë elektrike aktive 54.7 kwh/Ton
Konsumi i energjisë elektrike reaktive 325.7 kwh/Ton
Efektiviteti mesatar i arritur me këtë teknologji u konsiderua:
Rritja e debitit mesatar 14%
Ulja e energjisë aktive 14.6%
Ulja e energjisë reaktive 4 herë

Ligji nr. Nr.7746, datë 28.7.1993 “Për hidrokarburet” i ndryshuar;

Rregullore “Për Procedurat e Miratimit të Marrëveshjeve Hidrokarbure dhe Liçencë e Marrëveshjeve”, miratuar nga Ministria e Ekonomisë, Tregtisë dhe Energjetikës;

Ligji nr. 10081 datë 23.02.2009 “Për Liçencat, Autorizimet dhe Lejet në Republikën e Shqipërisë”.

Marrëveshja hidrokarbure duhet të kalojë në këto hapa procedurale për t’u miratuar:

Subjektet e interesuara paraqesin pranë AKBN (në rastin e zonave që administrohen nga AKBN) ose Albpetrol-it (në rastin e zonave që administrohen nga Albpetroli) një aplikim për të hyrë në Marrëveshje Hidrokarbure;
AKBN ose Albpetrol, brenda 15 ditëve nga marrja e aplikimit, i paraqet Ministrisë së Energjisë dhe Industrisë (MEI) dokumentacionin e nevojshëm dhe kërkesën për miratimin e fillimit të negocimeve. MEI jep aprovimin ose jo për fillimin e negociatave brenda 10 ditëve nga marrja e propozimit nga AKBN ose Albpetrol.

Në rast miratimi nga MEI të kërkesës, përfaqësuesit e AKBN apo Albpetrol fillojnë negocimin me subjektin e interesuar për Termat dhe Kushtet Kryesore të Marrëveshjes Hidrokarbure. Pasi bien dakort, dokumenti nënshkruhet nga të dy palët dhe i përcillet Ministrisë për miratim brenda 10 ditëve nga data e nënshkrimit.

MEI jep miratimin ose refuzimin e saj për Termat dhe Kushtet Kryesore të Marrëveshjes brenda 10 ditëve nga marrja e dokumentit të nënshkruar të Termave dhe kushteve kryesore të Marrëveshjes.

Në rastin e miratimit te Termave dhe Kushteve kryesore të Marrëveshjes Hidrokarbure, AKBN ose Albpetrol, fillojnë negocimet brenda 30 ditëve nga marrja e miratimit për Termat dhe Kushtet Kryesore të Marrëveshjes Hidrokarbure.

AKBN ose Albpetrol i përcjellë Ministrisë për miratim draftin përfundimtar të Marrëveshjes Hidrokarbure brënda 15 ditëve nga data e firmosjes së tij, në çdo faqe nga palët. Kur drafti çohet për oponencë, atëherë rinegocimi dhe rishikimi i draftit bëhen brenda 20 ditëve nga data e marrjes së oponencës.

Drafti i nënshkruar nga palët, mund të dërgohet nga MEI për oponencë si dhe për rishikim nga ana fiskale dhe ligjore, përkatësisht në Ministrinë e Financave dhe Ministrinë e Drejtësisë.

Rinegocimi dhe rishikimi i draftit në vijim të oponencës dhe opinioneve që mund të kenë nga ana fiskale dhe ligjore ministritë përkatëse kryhet brenda 20 ditëve nga marrja e oponencës dhe opinioneve, dhe pasi është rënë dakord për rinegocimin dhe rishikimin dërgohet në MEI brenda 10 ditëve.

MEI nënshkruan Marrëveshjen Hidrokarbure brenda 10 ditëve nga marrja e marrëveshjes së rinegociuar, në rastin e zonave të administruara nga AKBN, dhe më pas e dërgon për miratim përfundimtar në Këshillin e Ministrave.

MEI jep miratimin për nënshkrimin e Marrëveshjes Hidrokarbure brenda 10 ditëve nga marrja e marrëveshjes së rinegociuar, në rastin e zonave të administruara nga Albpetrol, dhe më pas e dërgon për miratim përfundimtar në Këshillin e Ministrave.

 

Liçensë Marrëveshja duhet të kalojë në hapat e mëposhtme për t’u miratuar.

Albpetrol paraqet, brenda 10 ditëve nga miratimi nga MEI i  Termave dhe Kushteve Kryesore të Marrëveshjes Hidrokarbure, pranë AKBN kërkesën për t’u pajisur me Licencë Marrëveshje;

AKBN përgatit brënda 30 ditëve dhe i dërgon Albpetrol-it draftin e Licencë Marrëveshjes i cili diskutohet mes Albpetrol-it dhe AKBN për një periudhë kohore 50 ditësh.

Drafti përfundimtar, i nënshkruar në çdo faqe, paraqitet brenda 10 ditëve në MEI për miratim dhe nënshkrim.

MEI brenda 10 ditëve nënshkruan apo kërkon bërjen e ndryshimeve. Në rast të ndryshimeve, këto duhet të kryhen brenda 30 ditëve dhe drafti i rishikuar i Licencë Marrëveshjes riparaqitet për nënshkrim.

Liçencë Marrëveshja nënshkruhet nga Ministri dhe Albpetrol brenda 10 ditësh nga data e miratimit të Marrëveshjes Hidrokarbure nga Ministri.

 

Albpetrol sh.a kontrollon pjesën më të madhe të vendburimeve dhe depozitave të naftës në Shqipëri. Duke filluar nga viti 2004, në territorin e Republikës së Shqipërisë veprojnë 5 kompani, të cilat kanë nënshkruar Marrëveshje Hidrokarbure më Albpetrol sh.a. Ndërkohë një “jointventure” e krijuar nga Petromanas dhe Royal Dutch Shell ka lejen për kërkim në zonën e Shpiragut, Berat.

Kompanitë:

Bankers Petroleum Albania Ltd

Sherwood International Petroleum Ltd

Transoilgroup sh.a

Stream Oil & Gas Limited

Phoenix Petroleum sh.a

 

Vendburimet	Marreveshjet Hidrokarbure
Vendburimi – Patos Marinza	Albpetrol sh.a & Bankers Petroleum Ltd. Miratuar ngaKëshilli i Ministrave, Nr. iVendimi 477, datë 16.7.2004
Vendburimi i Kuçovës	Albpetrol sh.a & Sherwood International Petroleum Ltd. ( degë e Bankers Petroleum Ltd.) Miratuar nga Keshilli i Ministrave, Nr. 686 i Vendimit, datë 19.10.2007
Vendburimi i Cakran – Mollaj	Albpetrol sh.a & Stream Oil & Gas Limited. Miratuar ngaKeshilli i Ministrave, Nr. 509, datë 8.8.2007
Vendburimi i Ballsh- Hekal	Albpetrol sh.a & Stream Oil & Gas Limited. Miratuar nga Këshilli i Ministrave, Nr. 509, datë 8.8.2007
Vendburimi i Gorisht – Kocul	Albpetrol sh.a & Stream Oil & Gas Limited. Miratuar nga Këshilli i Ministrave, Nr. 509, datë 8.8.2007
Blloku i Delvinës	Albpetrol sh.a & Stream Oil & Gas Limited
	Albpetrol sh.a & Stream Oil & Gas Limited. Miratuar nga Këshilli i Ministrave, Nr. 509, datë 8.8.2007
Vendburimi i Visokës	Albpetrol sh.a & IEC Visoka Inc (Transoil grup sh.a). Miratuar nga Këshilli i Ministrave. Nr. 90 i Vendimit, datë 27-1-2009
Phoenix Petroleum sh.a	Albpetrol sh.a & Phoenix Petroleum sh.a.Miratuar nga Këshilli i Ministrave në datë 16.08.2013

 

Marrëveshjet Hidrokarbure lejojnë palët e treta të kryejnë operacione hidrokarbure në zonat e sipërcituara. Bazuar në këto marrëveshje, e drejta e shoqërisë Albpetrol sh.a për të kryer operacione Hidrokarbure është e kufizuar , por ndërkohë shoqërisë i njihen disa të drejta të rëndësishme.

Bankers Petroleum Albania

Bankers Petroleum është investitori i huaj më i madh në Shqipëri në fushën e naftës në Shqipëri. Bazuar në marrëveshjen e liçencës të nënshkruar me AKBN-në dhe Marrëveshjen Hidrokarbure me Albpetrol sh.a, Bankers Petroleum operon dhe ka të drejta të plota zhvillimi në zonën e Patos-Marinzës dhe Kuçovës për 25 vjet. Patos-Marinza është edhe zona më e madhe naftëmbajtëse në Europën Kontinentale. Parashikohet që në zonën e Patos-Marinzës gjenden rreth 5.4 miliardë fuçi nafte. Zona e Kuçovës parashikohet të ketë 297 milionë fuçi nafte.

Bankers Petroleum zotëron liçencën 7 vjecare të eksplorimit për zonën e quajtur “Blloku F”, një vazhdim i zonës së Patos-Marinzës, e cila ka edhe perspektivën e gazit natyror.

Kohëzgjatja e Marrëveshjeve Hidrokarbure

Bankers Petroleum Albania Ltd. (1 Marrëveshjeve Hidrokarbure)

Data e hyrjes në fuqi: 16.07.2004

Periudha e Vlerësimit: 18+6 muaj nga Data Efektive

Periudha e Zhvillimit dhe Prodhimit: 25+5 vjet nga Data Efektive

 

Sherwood International Petroleum Ltd. (1 Marrëveshje Hidrokarbure)

Data e hyrjes në fuqi: 19.10.2007

Periudha e Vlerësimit: 39 muaj nga Data e hyrjes në fuqi

Periudha e Zhvillimit dhe Prodhimit: 25+5

 

Transoilgroup sh.a. (1 Marrëveshje Hidrokarbure)

Data e hyrjes në fuqi: 27.01.2009

Periudha e Vlerësimit: 18+6 muaj nga Data Efektive

Periudha e Zhvillimit dhe Prodhimit: 25+5 vjet nga Data Efektive

 

Stream Oil & Gas Limited (4 Marrëveshje Hidrokarbure)

Data e hyrjes në fuqi: 08.08.2007

Periudha e Vlerësimit: 18+6 muaj nga Data Efektive

Periudha e Zhvillimit dhe Prodhimit: 25+5 vjet nga Data Efektive

 

Phoenix Petroleum sh.a. (9 Marrëveshje Hidrokarbure)

Data e hyrjes në fuqi: 16.08.2013

Periudha e Vlerësimit: 18+6 muaj nga Data Efektive

Periudha e Zhvillimit dhe Prodhimit: 25+5 vjet nga Data Efektive

Shënim: Marreveshja “Për zhvillimin dhe prodhimin e hidrokarbureve në vendburimin e Amonicës” mbyllet më datë 17 Maj, 2014.

 

Emanuelle Adriatic Energy Ltd. (offshore, 1 Marrëveshje Hidrokarbure)

Data e hyrjes në fuqi: 06.06.2012

Periudha e Kërkimit:

Faza I: 2.5 vjet + 180 ditë nga Data Efektive

Faza II: 2.5 vjet + 180 ditë nga Data Efektive

Faza II: 2 vjet + 180 ditë nga Data Efektive

Periudha e Vlerësimit: Periudhë x e përcaktuar në varësi të disa rrethanave + 6 muaj nga Data Efektive

Periudha e Zhvillimit dhe Prodhimit: 25+5 vjet nga Data Efektiv

 

Royal Dutch Shell dhe Petromanas

Dy shoqëritë kanë njoftuar se testimet e kryera në zonën e Shpiragut (Berat) kanë dhënë rezultate shumë pozitive. Për këtë arsye po kryhen operacionet e kërkimit në një pus të tretë në zonën e Mulishtit. Në rast se operacionet rezultojnë me sukses, rezervat naftëmbajtëse të Shqipërisë mund të dyfishohen. Royal Dutch Shell zotëron 75% të aksioneve dhe ka statusin e investitorit ndërsa Petromanas zotëron 25% të aksioneve dhe ka statusin e operatorit.

Albpetrol sh.a. është një shoqëri aksionere me 100% të aksioneve të zotëruara nga shteti shqiptar. Selia qendrore e kompanisë ndodhet në qytetin e Patosit. Në vitin 2014, Albpetrol sh.a ka hapur edhe një zyrë përfaqësimi në Tiranë. Roli kryesor i shoqërisë është prodhimi dhe tregtimi i produkteve të naftës si dhe monitorimi i Marrëveshjeve Hidrokarbure.

Historia e naftës shqiptare fillon në vitin 1918, kur gjeologu italian Leo Madalena kreu shpimin e pusit të parë në Drashovicë (Vlorë). Pusi arriti thellësinë 200 metra dhe pati rezultate pozitive, pavarësisht se përfitoi sasi të vogla nafte. Rezultatet e pusit të parë nxitën interesin e kompanive më të mëdha të kohës si anglo-persianët e “APOC Oil Company” dhe amerikanët e “Standard Oil”. Që nga kjo kohë, në Shqipëri janë shpuar më shumë se 5650 puse nafte dhe gazi. Në vendburimet e gazit natyror nga rreth 500 puse të shpuar, kanë rezultuar me gaz rreth 255 puse. Në 5 vendburimet e naftës rezultojnë  4 728 puse me naftë.

Aktualisht në Shqipëri ka 12 vendburime të njohura nafte dhe 5 vendburime gazi natyror. Vetëm në zonën e Patos-Marinzës, në një sipërfaqe prej 44 mijë hektarësh, ndodhet zona më e madhe naftëmbajtëse në Europën kontinentale. Nëntoka e Patos-Marinzës llogaritet të ketë rreth 5.4 miliardë fuçi nafte bruto.

Shoqëria Albpetrol sh.a është krijuar me Vendim të Qeverisë Nr. 159 datë 20.03.1993, me kapital 100% shtetëror, e cila vepron sipas normave dhe rregullave të ekonomisë së tregut, me objekt: Kërkimin dhe prodhimin e hidrokarbureve, që përfshinte ciklin e plotë të punimeve sizmike, gjeologjike, mekanike, gjeofizike, kërkimin, nxjerrjen, përpunimin dhe marketingun e nënprodukteve të naftës.”

Sot selia e shoqërisë Albpetrol sh.a është Kilometri 7 i rrugës Fier-Patos dhe ka vartësi direkte nga Ministria e Energjisë dhe Industrisë.