Wyniki wyszukiwania:

pl
Brak notatek
Koszyk jest pusty
Wyślij do drukarki
Usuń
A A A
Narzędzia

Koncesje krajowe

Według stanu na 1 stycznia 2017 r. PGNiG było w posiadaniu 53 koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego, a na dzień 31 grudnia 2017 r. PGNiG posiadało 48 koncesji.

W 2017 r. zakończono 33 postępowania w zakresie przedłużania, zmiany lub przekształcenia koncesji (przekształcono łącznie 21 koncesji). Zakończono również 40 postępowań w zakresie zatwierdzenia dodatków do projektów robót geologicznych. Wg stanu na 31 grudnia 2017 r. w Ministerstwie Środowiska na przekształcenie oczekują jeszcze łącznie 4 obszary koncesyjne oraz 2 koncesje oczekują na przedłużenie. Złożono również do zatwierdzenia 17 dodatków do projektów geologicznych.

 

Na dzień 31 grudnia 2017 r. liczba posiadanych krajowych koncesji eksploatacyjnych wyniosła 213.

W 2017 r. PGNiG nie przyznano nowych koncesji, 26 koncesji zostało zmienionych, a 12 koncesji zostało wygaszonych.

Rezultaty

Na koniec grudnia 2017 r. wyniki złożowe uzyskano z 22 odwiertów (12 poszukiwawczych i 10 rozpoznawczych), w tym 3, których wiercenie zakończono w 2016 r.

Prowadzone prace

W 2017 r. PGNiG zajmowało się poszukiwaniem i rozpoznawaniem złóż ropy naftowej i gazu ziemnego na terenie Karpat, Przedgórza Karpat, Monoklinie Sudeckiej i Niżu Polskim zarówno we własnym zakresie, jak i we współpracy z partnerami. Na obszarach koncesyjnych PGNiG prace wiertnicze w kraju prowadzone były w 33 otworach, w tym: 12 poszukiwawczych, 10 otworach rozpoznawczych i 11 eksploatacyjnych. W 30 z nich osiągnięto głębokość docelową, w tym: w 11 poszukiwawczych, 10 rozpoznawczych i 9 eksploatacyjnych.

Odwierty, na których trwały wiercenia w 2017 r.

eksploatacyjne
poszukiwawcze
rozpoznawcze
rekonstrukcje, zabiegi intensyfikacyjne, próby złożowe, likwidacje
koncesje poszukiwawcze i eksploatacyjne

W 2017 r. 14 otworów (poszukiwawczych i rozpoznawczych) zakwalifikowano jako otwory pozytywne: 5 poszukiwawczych i 9 rozpoznawczych. W 8 odwiertach nie uzyskano przemysłowego przypływu węglowodorów, w konsekwencji odwierty te zostały zlikwidowane. W 2017 r. 9 otworów eksploatacyjnych zakwalifikowano jako otwory pozytywne. W 2017 r. wykonane były również rekonstrukcje, zabiegi intensyfikacyjne i testy złożowe w otworach: w 8 otworach badawczych, w 4 otworach poszukiwawczych, w 2 otworach rozpoznawczych i w 2 otworach eksploatacyjnych.

Do nowych złóż w Sanoku podłączonych do eksploatacji w 2017 r. należą: nowe elementy na złożu Husów-Albigowa-Krasne – odwierty: Siedleczka-4, -5K, -6K,  odwierty na złożu Przeworsk: Przeworsk-17, -18, 19K, -20, 21K, -22,  odwierty na złożu Lubliniec-Cieszanów: Lubliniec-14, -15,  odwierty na złożu Pruchnik-Pantalowice: Pruchnik-28, -29K, 30K oraz odwiert na złożu Przemyśl: Przemyśl-258K. Do nowych złóż w Zielonej Górze podłączonych do eksploatacji w 2017 r. należy zaliczyć: Radoszyn (odwierty Radoszyn-2, -3, -4K, -5K), Miłosław E (odwiert Miłosław-4K – eksploatacja w ramach długotrwałego testu produkcyjnego) oraz odwierty na złożu Brońsko: Brońsko-23, -27, -28. W 2017 r. z krajowego bilansu złóż kopalin zostały skreślone złoża Porażyn i Brzeźnica.

Liczba kopalni Sanok Zielona Góra
Kopalnie gazu ziemnego 18 10
Kopalnie ropy naftowej 5 1
Kopalnie ropy naftowej i gazu ziemnego 13 7
Razem 36 18

PGNiG z produkcją ropy w Polsce na poziomie niemal 800 tys. ton w 2017 r. należy do największych firm specjalizujących się w wydobyciu tego surowca w kraju. W przypadku gazu ziemnego PGNiG posiada około 90% udziału w wydobyciu w Polsce.

Wydobycie gazu ziemnego w Polsce

mln m3 2017 2016 2015 2014 2013
Gaz wysokometanowy (E) 1 315 1 400 1 454 1 457 1 550
Oddział PGNiG w Zielonej Górze
Oddział PGNiG w Sanoku 1 315 1 400 1 454 1 457 1 550
Gaz zaazotowany (Ls/Lw przeliczony na E) 2 524 2 481 2 513 2 570 2 661
Oddział PGNiG w Zielonej Górze 2 467 2 422 2 441 2 490 2 574
Oddział PGNiG w Sanoku 56 59 72 80 87
Razem (przeliczony na E) 3 839 3 881 3 967 4 027 4 211

Wydobycie ropy naftowej* w Polsce (wraz z frakcjami)

tys. ton 2017 2016 2015 2014 2013
Oddział PGNiG w Zielonej Górze 747 719 719 742 766
Oddział PGNiG w Sanoku 40 44 46 47 49
Razem 787 763 765 789 815
* razem z kondensatem i NGL

Wydobycie pozostałych produktów

tys. ton 2017 2016 2015 2014 2013
Gaz propan-butan 38 37 35 32 30
LNG 22 26 25 30 32
mln m3
Hel 3 3 3 3 3

Współpraca z innymi podmiotami

W 2017 r. PGNiG współpracowało z innymi podmiotami na obszarach koncesyjnych PGNiG, FX Energy Poland sp. z o.o., LOTOS Petrobaltic S.A. i ORLEN Upstream sp. z o.o. Ponadto, we współpracy z innymi podmiotami, PGNiG prowadziło prace poszukiwawcze w Pakistanie i Norwegii.

Współpraca w Polsce

Na koncesjach PGNiG kontynuowane były prace na obszarach:

  • „Płotki” na podstawie umowy o wspólnych operacjach z dnia 12 maja 2000 r.; udziały wynoszą: PGNiG (operator) – 51%, FX Energy Poland sp. z o.o. – 49%; Zakończono prace sejsmiczne Radliniec 3D i rozpoczęto prace sejsmiczne Mechlin 3D.
  • „Płotki” – „PTZ” tzw. Poszerzony Teren Zaniemyśla na podstawie umowy operacyjnej użytkowników górniczych z dnia 26 października 2005 r.; udziały wynoszą: PGNiG (operator) – 51%, FX Energy Poland sp. z o.o. – 24,5%, „Calenergy Resources Poland” sp. z o.o. – 24,5%. Obecnie  PGNiG oczekuje na decyzję Ministerstwa Środowiska wygaszającą koncesję.
  • „Poznań” na podstawie umowy o wspólnych operacjach z dnia 1 czerwca 2004 r.; udziały wynoszą: PGNiG (operator) – 51%, FX Energy Poland sp. z o.o. – 49%. Kontynuowano budowę kopalni gazu Miłosław E. Zakończono wiercenie otworu poszukiwawczego Miłosław-5K/H, uzyskując komercyjny przypływ gazu ziemnego oraz rozpoczęto wiercenie otworu poszukiwawczego Kotlin-3. Zakończono również prace sejsmiczne Taczanów 3D.
  • „Bieszczady” na podstawie umowy o wspólnych operacjach z dnia 1 czerwca 2007 r.; udziały wynosiły: PGNiG (operator) – 51%, Eurogas Polska sp. z o.o. – 24% i Energia Bieszczady sp. z o.o. – 25%; w dniu 20 lipca 2015 r. ORLEN Upstream sp. z o.o. objęła 49% udziałów w blokach koncesyjnych numer: 437, 438, 456, 457, 458 oraz we fragmentach bloków 416, 417 i 436 należących do Eurogas Polska sp. z o.o. i Energia Bieszczady sp. z o.o. i tym samym została stroną umowy o wspólnych operacjach. Na obszarze zakończono przetwarzanie i interpretację danych sejsmicznych 2D Hoczew-Lutowiska. Zakończono wiercenie otworów Pisarowce-1 do głębokości 1700 m i Poraż południe-1 do głębokości  3000 m. Zakończono polowe prace sejsmiczne z tematu Barycz-Paszowa 2D. W 2017 r. wykonywano przetwarzanie i interpretację geologiczną na 2 tematach sejsmicznych: 2D Barycz-Paszowa i 3D Wańkowa-Bandrów. W listopadzie 2017 r. rozpoczęto likwidację odwiertu poszukiwawczego Niebieszczany-1.
  • „Sieraków” na podstawie umowy o wspólnych operacjach z dnia 22 czerwca 2009 r.; udziały wynoszą: PGNiG (operator) – 51%, ORLEN Upstream sp. z o.o. – 49%. Na obszarze trwają prace formalno- prawne związane z zagospodarowaniem złoża ropy naftowej Sieraków;
  • „Kamień Pomorski” na podstawie umowy z dnia 14 sierpnia 2013 r.; udziały wynoszą: PGNiG (operator) – 51%, LOTOS Petrobaltic S.A. – 49%. W okresie sierpień – październik 2017 r. odwiercono negatywny otwór Stawno-1 – trwają prace nad oceną dalszej perspektywiczności koncesji;
  • „Górowo Iławieckie” na podstawie umowy o wspólnych operacjach z dnia 31 grudnia 2014 r.; udziały wynoszą: PGNiG (operator) – 51%, LOTOS Petrobaltic S.A. – 49%. Rozpoczęto prace sejsmiczne Miłaki 3D, zawieszone w październiku 2017 r.;
  • Prace na koncesjach należących do FX Energy Poland sp. z o.o. prowadzone były na obszarze „Warszawa-Południe” (blok 255) na podstawie umowy o wspólnych operacjach z dnia 26 maja 2011 r. Udziały FX Energy Poland sp. z o.o. (operator) wynoszą 51%, a PGNiG – 49%. W maju 2017 r. zakończono interpretację danych sejsmicznych z tematu Potycz-Wilga 3D. W październiku PGNiG wypowiedziało Umowę o Wspólnych Operacjach.

Zasoby wydobywalne udokumentowane przez PGNiG w Polsce w latach 2013-2017.

*uwzględniono dodatkowo przyrosty zasobów z dokumentacji przyjętych przez Komisję Zasobów Kopalin, bez decyzji Ministra Środowiska.

Sprzedaż podstawowych produktów

Podstawowymi produktami sprzedawanymi przez segment jest ropa naftowa, gaz ziemny wysokometanowy i gaz ziemny zaazotowany. W wyniku oczyszczania ropy naftowej do parametrów handlowych uzyskiwane są produkty: kondensat ropny siarka oraz mieszanina propan-butan. Część wydobywanego gazu zaazotowanego podlega dalszemu przetworzeniu na gaz wysokometanowy w odazotowniach w Odolanowie oraz Grodzisku Wielkopolskim. W wyniku kriogenicznego przetwarzania gazu zaazotowanego, oprócz gazu wysokometanowego, uzyskuje się takie produkty jak: skroplony gaz ziemny LNG, gazowy i ciekły hel oraz ciekły azot.

Część gazu ziemnego wydobytego w Polsce sprzedawana jest bezpośrednio ze złóż do klientów poza Grupą PGNiG (tabela poniżej), jak również w ramach Grupy. Gaz ziemny wydobyty, a nie sprzedany w segmencie, przekazywany jest do sprzedaży do segmentu Obrót i Magazynowanie.

Sprzedaż gazu ziemnego w Polsce z segmentu poza Grupą PGNiG

mln m3 2017 2016 2015 2014 2013
Gaz wysokometanowy (E) 30 53 52 33 36
Gaz zaazotowany (Ls/Lw przeliczony na E) 646 644 633 682 658
Razem (przeliczony na E) 676 697 685 715 694

W obszarze handlu ropą naftową wydobywaną w Polsce w 2017 r., PGNiG kontynuowało swoją dotychczasową politykę sprzedażową, współpracując z największymi podmiotami sektora paliwowego w Polsce i za granicą.

Ropa naftowa* w Polsce w Grupie PGNiG

 tys. ton 2017 2016 2015 2014 2013
Oddział PGNiG w Zielonej Górze 747 719 719 742 766
Oddział PGNiG w Sanoku 40 44 46 47 49
Wydobycie ropy naftowej* 787 763 765 789 815
Sprzedaż ropy naftowej* z wydobycia w Polsce 791 753 772 780 809
* razem z kondensatem

Kolejowe dostawy ropy naftowej (67% sprzedaży) były realizowane do Grupy LOTOS S.A. – Rafineria w Gdańsku oraz do spółki Orlen Południe S.A. Zakład Trzebinia (Grupa PKN Orlen). Transportem samochodowym (5% sprzedaży) PGNiG dostarczało surowiec do Orlen Południe S.A. Zakład Jedlicze. W 2017 r. dostawy ropy były realizowane również transportem rurociągowym (28% sprzedaży) do firmy TOTSA TOTAL Oil Trading S.A. przy wykorzystaniu ropociągu PERN. Sprzedaż ropy naftowej w PGNiG jest oparta o rynkowe notowania cen tego surowca.

Prace sejsmiczne

W 2017 r. wykonano 335,17 km sejsmiki 2D oraz 650,74 km2 sejsmiki 3D. Do największych projektów 2D i 3D realizowanych w  Polsce w ciągu roku należy zaliczyć projekty: Barycz-Paszowa 2D (288 km) oraz Robotycze-Fredropol 3D (246 km2), Kramarzówka 3D (146 km2), Mechlin 3D (110 km2), Taczanów 3D (56 km2).

Podziemne magazyny gazu

W systemie gazowniczym PGNiG w ramach segmentu Poszukiwanie i Wydobycie funkcjonują dwa magazyny gazu grupy L (PMG Daszewo i PMG Bonikowo), których głównymi zadaniami jest regulowanie pracy systemu gazu zaazotowanego oraz zagospodarowanie gazu z kopalń gazu zaazotowanego.

Podstawowe parametry podziemnych magazynów gazu:

Podziemne Magazyny Gazu

Pojemność czynna Maksymalna moc odbioru Maksymalna moc zatłaczania
mln m3 mln m3/dobę mln m3/dobę
Bonikowo 200 2,4 1,7
Daszewo 30 0,4 0,2

Poszukiwanie, rozpoznawanie oraz wydobywanie złóż metanu z pokładów węgla

W ramach realizacji projektu poszukiwania, rozpoznawania oraz wydobywania złóż metanu z pokładów węgla Geo-Metan w 2017 r. zakończono prace w dwóch otworach wiertniczych Gilowice-1 oraz Gilowice-2H w rejonie Górnośląskiego Zagłębia Węglowego. Prace były zatwierdzone decyzją Ministra Środowiska z dnia 24 czerwca 2016 r.

W 2017 r. wykonane zostały prace badawczo-testowe w celu określenia potencjału przepływowego gazu z pokładów węgla po wykonanym zabiegu hydraulicznego szczelinowania w odwiercie Gilowice-2H. W efekcie przeprowadzonych testów złożowych uzyskano zadawalające wyniki produkcyjne – wydobyto ok. 880 tys. m3 gazu przy średniej wydajności gazu w końcowym etapie testu ok. 3,7 m3/min, potwierdzając skuteczność wykonanych zabiegów intensyfikacyjnych. Pod koniec I kwartału 2017 r. PGNiG otrzymało koncesję na rozpoznawanie i poszukiwanie, a także wydobycie metanu z pokładów węgla, na obszarze prawie 19 km2. Obszar koncesji obejmuje tereny gmin Miedźna, Bojszowy, Pszczyna oraz miasta i gminy Brzeszcze. Testowe wydobycie z pokładów węgla przyniosło obiecujące wyniki, dodatkowo wydobywany pilotażowo surowiec jest bardzo dobrej jakości (97% metanu). Na początku 2018 r. planowane są kolejne odwierty na tych obszarach.

Działalność zagraniczna

Wydobycie gazu ziemnego za granicą mln m3

mln m3 2017 2016 2015 2014 2013
Gaz wysokometanowy (E) 548 517 573 419 340
w Norwegii 548 517 573 419 340
Gaz zaazotowany (Ls/Lw przeliczony na E) 150 59 52 58 25
Oddział PGNiG w Pakistanie 150 59 52 58 25
Razem (przeliczony na E) 698 576 625 477 365

Sprzedaż poza Grupą PGNiG

mln m3 2017 2016 2015 2014 2013
Gaz wysokometanowy (E) 24 1
w Norwegii 24 1
Gaz zaazotowany (Ls/Lw przeliczony na E) 149 56 51 56 25
Oddział PGNiG w Pakistanie 149 56 51 56 25
RAZEM (przeliczony na E) 149 80 52 56 25

Ropa naftowa*

tys. ton 2017 2016 2015 2014 2013
Wydobycie w Norwegii 470 555 664 418 283
Sprzedaż w Norwegii 479 593 619 389 297
* razem z NGL

Norwegia

PGNiG UN posiada udziały w koncesjach poszukiwawczo-wydobywczych na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, zlokalizowanych na Morzach Norweskim, Północnym i Barentsa. Wspólnie z partnerami zajmuje się wydobyciem węglowodorów ze złóż Skarv, Morvin, Vilje, Vale i Gina Krog oraz zagospodarowaniem złóż Ærfugl (wcześniej Snadd) i Skogul (wcześniej Storklakken). Na pozostałych koncesjach spółka realizuje projekty poszukiwawcze.

Głównym aktywem PGNiG UN jest złoże Skarv, zagospodarowane przy pomocy pływającej jednostki produkcyjnej (FPSO). Od 2017 r. PGNiG UN prowadzi wydobycie z nowego złoża Gina Krog, które zostało zagospodarowane przy wykorzystaniu nowej platformy wydobywczej na Morzu Północnym. Pozostałe złoża (Morvin, Vilje i Vale) obejmują zespół odwiertów, które zostały podłączone do istniejącej infrastruktury wydobywczej. W 2017 r. PGNiG UN wraz z partnerami uruchomił dwa projekty inwestycyjne na złożach Ærfugl oraz Skogul. Preferowany scenariusz inwestycyjny zakłada wykonanie trzech nowych odwiertów produkcyjnych i uruchomienie wydobycia od 2020 r.

W 2017 r. ze złóż Skarv, Morvin, Vilje, Vale i Gina Krog PGNiG UN wydobyło 470 tys. ton ropy naftowej wraz z innymi frakcjami (w przeliczeniu na tonę ekwiwalentu ropy naftowej) i 548 mln m3 gazu ziemnego. Wpływ na poziom wydobycia miało czasowe wyłączenie z eksploatacji dwóch z piętnastu odwiertów na złożu Skarv oraz przestój technologiczny na złożu Vale w II połowie roku. Wpływ tych wydarzeń został częściowo zrekompensowany wyższym poziomem produkcji z innych złóż oraz zwiększoną regularnością wydobycia z pozostałych odwiertów na złożu Skarv.

W 2017 r., razem z partnerami, kontynuowano zagospodarowanie złoża Gina Krog obejmujące wiercenie otworów eksploatacyjnych, testy instalacji produkcyjnej oraz odbiory techniczne. W pobliżu złoża zainstalowana została jednostka FSO, pełniąca funkcję magazynu ropy. Przeprowadzone prace umożliwiły uruchomienie wydobycia ze złoża Gina Krog na koniec czerwca 2017 r.

W 2017 r. PGNiG UN osiągnęło wzrost udokumentowanych zasobów w Norwegii, z 78 mln boe na początku roku do 83 mln boe na koniec 2017r.

W 2017 r. PGNiG UN osiągnęło wzrost udokumentowanych zasobów w Norwegii, z 78 mln boe na początku roku do 83 mln boe na koniec 2017 r. w wyniku pozytywnego przeszacowania zasobów na złożach Ærfugl oraz Vilje oraz akwizycji złoża Skogul. Zgodnie z przyjętą Strategią Grupy PGNiG, PGNiG UN prowadziło analizy innych projektów, które mogą doprowadzić do dalszego wzrostu wydobycia. W I półroczu 2017 r. nabył od Aker BP ASA 35% udziałów w złożu Skogul (licencja PL460), którego wielkość zasobów wydobywalnych przypadających na udział PGNiG UN wynosi 3,55 mln boe. PGNiG UN nabyło również 20% udziałów w licencji PL433, zawierającej złoże kondensatowo-gazowe Fogelberg (trwa proces zatwierdzenia transakcji przez władze norweskie). Operatorem licencji PL433 jest Spirit Energy (dawniej Centrica), która posiada 51,7% udziałów a partnerem w projekcie jest Faroe Petroleum (28,3% udziałów). Udziałowcy licencji podjęli decyzję o wierceniu odwiertu rozpoznawczego w 2018 r., który ma stanowić podstawę decyzji o zagospodarowaniu złoża. Zgodnie z danymi norweskiego Ministerstwa Ropy i Gazu szacowane wydobywalne zasoby złoża Fogelberg wynoszą 64 mln boe.

W 2017 r. została rozstrzygnięta kolejna runda koncesyjna APA 2016 (Awards in Predefined Areas), w wyniku której PGNiG UN otrzymało udziały w 2 nowych koncesjach poszukiwawczych:

  • 40% udziałów jako operator w koncesji PL887 na Morzu Norweskim; koncesja ta jest położona w okolicy złoża Åsgard, partnerami tej koncesji zostały spółki Concedo ASA, Skagen44 AS oraz Petrolia NOCO AS, które otrzymały po 20% udziałów;
  • 30% udziałów jako partner w koncesji PL891 na Morzu Norweskim; operatorem na tej koncesji został ConocoPhilips (40% udziałów), a drugim partnerem spółka Aker BP ASA, która otrzymała 30% udziałów.

W ciągu dwóch lat, partnerzy koncesyjni wykonają stosowne analizy geologiczne i geofizyczne, których celem będzie dokładne oszacowanie potencjału naftowego objętych koncesjami obszarów. Po tym okresie zostaną podjęte decyzje o wierceniu otworów poszukiwawczych lub zwolnieniu koncesji bez wykonywania wierceń (drill or drop decision). Nowe koncesje charakteryzują się potencjałem gazowym, co jest bezpośrednio związane z planami dotyczącymi importu gazu z Norwegii do Polski. Obie koncesje są zlokalizowane w pobliżu istniejącej infrastruktury produkcyjnej i gazociągów, co zdecydowanie ułatwia i przyspiesza proces inwestycyjny. Są one także zlokalizowane odpowiednio w pobliżu złoża Skarv oraz Åsgard.

PGNiG UN wspólnie z partnerami kontynuowało również prace na pozostałych koncesjach poszukiwawczych. Spółka prowadziła m.in. ocenę perspektywiczności koncesji PL839, PL850 i operatorskiej PL838. Po wynikach przeprowadzonych analiz geologiczno-ekonomicznych wraz z partnerami podjęto decyzję o zwolnieniu koncesji PL703 oraz operatorskiej PL799 bez wiercenia otworu.

W 2017 r. PGNiG UN kontynuował działania w kierunku umożliwienia importu norweskiego gazu do Polski. W tym celu kontynuowano rozmowy z operatorami systemów przesyłowych w Polsce, Danii i w Norwegii mające doprowadzić do powstania nowego połączenia infrastrukturalnego między Norwegią a Polską (Korytarz Norweski). PGNiG UN brało aktywny udział w procesach konsultacji uruchomionych przez operatorów i złożyła szereg propozycji dotyczących rozwiązań prawno-regulacyjnych dotyczących tego połączenia.

PGNiG UN posiada zdywersyfikowany portfel koncesji wydobywczych i poszukiwawczych na Morzach Północnym, Norweskim i Barentsa. Utrzymanie tej dywersyfikacji postrzegane jest jako istotny element zarządzania portfelem projektów. Na dzień 31 grudnia 2017 r. PGNiG UN posiadało udziały w 18 koncesjach poszukiwawczo-wydobywczych, w tym w 2 operatorskich.

 Złoża produkcyjne PGNiG UN

Koncesja Operator Udział Rodzaj Planowane działania
PL029C (Gina Krog) Statoil 29.63 %

(8% w projekcie)

Poszukiwawcza/ zagospodarowanie Zagospodarowanie (Produkcja od 2017), Poszukiwania
PL036D (Vilje) Det norske 24.243 % Produkcja Produkcja
PL036 (Vale) Centrica 24.243 % Poszukiwawcza/ Produkcja Produkcja
PL249 (Vale)
PL134B (Morvin) Statoil 6 % Produkcja Produkcja
PL134C (Morvin)
PL212 (Skarv) BP 15 % (11.9175 w projekcie) Poszukiwawcza/ zagospodarowanie/ Produkcja Produkcja, zagospodarowanie złoża Ærfugl, poszukiwania, planowany odwiert w 2018 r.
PL212B (Skarv)
PL262 (Skarv)
PL460 (Skogul) Aker BP 35% Zagospodarowanie Zagospodarowanie (Planowana produkcja od 2020)
PL212E (Snadd Outer) BP 15 % Poszukiwawcza Możliwe włączenie do Snadd
PL813 (Elli) Statoil 8% Poszukiwawcza Spodziewana decyzja DoD* Luty 2019
Op.PL838 (Tunfisk/Shrek) PGNiG 40% Poszukiwawcza decyzja DoD* Sierpień 2018
PL839 (Nise/Storkobbe) BP 11.9175% Poszukiwawcza Interpretacja sejsmiki
PL850 (Ulv) Edison 20% Poszukiwawcza decyzja DoD* Luty 2019
PL856 (Princesse) Capricorn 25% Poszukiwawcza decyzja DoD* Lipiec 2018
PL887 (Novus East) PGNiG 40% Poszukiwawcza decyzja DoD* Luty 2019
PL891 (Tunfisk South) ConocoPhilips 30% Poszukiwawcza decyzja DoD* Luty 2019
*Drill or Drop – decyzja o dalszym zaangażowaniu w projekt i odwierceniu otworów poszukiwawczych lub zrezygnowanie z koncesji

 

Złoże Skarv rozpoczęło produkcję w grudniu 2012 r. Obecnie zagospodarowane jest 16 odwiertami podłączonymi do pięciu podmorskich płyt fundamentowych przygotowanych do podłączenia kolejnych 7 odwiertów, co zapewnia dużą elastyczność do dalszych prac związanych z licencją Skarv. Skarv FPSO ma założony długi okres użytkowania – platforma stanowi atrakcyjne centrum wydobywczo transportowe dla kolejnych odkryć w regionie.

Złoże Ærfugl – złoże gazowo-kondensatowe odkryte w ramach obszaru licencyjnego Skarv. Zakłada się podłączenie 6 dodatkowych odwiertów do Skarv FPSO z wykorzystaniem obecnie istniejącej infrastruktury do dalszego przesyłu i uruchomienie produkcji z nowych instalacji w 2020 r.
Zasoby Skarv i Ærfugl: 54,7 mln boe, w tym 37,1 mln boe gazu ziemnego i 17,6 mln boe ropy naftowej + NGL

Złoże Morvin zlokalizowane na obszarze Morza Norweskiego zostało odkryte w 2001 r. Wydobycie realizowane jest poprzez dwie płyty fundamentowe na dnie morza (North oraz South). Wspólny rurociąg łączy Morvin z platformą Åsgard B. Złoże charakteryzuje się bardzo stabilnym i przewidywalnych profilem produkcji.
Zasoby: 1,2 mln boe, w tym 0,4 mln boe gazu ziemnego i 0,8 mln boe ropy naftowej + NGL

Złoże Vilje jest usytuowane w centralnej części Morza Północnego. W sąsiedztwie złoża znajdują się instalacje Alvheim oraz Heimdal. Złoże zagospodarowane jest metodą podmorską z 3 odwiertami połączonymi rurociągami z pływającą platformą Alvheim FPSO.
Zasoby ropy naftowej: 4,5 mln boe

Gina Krog to złoże ropno-gazowe, na którym produkcja rozpoczęła się w czerwcu 2017 r. przy wykorzystaniu 5 odwiertów. Wiercenie kolejnych odwiertów będzie kontynuowane do 2019 r. i pozwoli na zwiększenie możliwości produkcyjnych. Złoże zostało zagospodarowane przy wykorzystaniu platformy oraz pływającej jednostki magazynowej (FSO) do magazynowania ropy naftowej, która jest transportowana tankowcami z pośrednim przeładunkiem na morzu. Surowy gaz jest przesyłany na platformę Sleipner. Po przeróbce gaz jest eksportowany do Europy przy wykorzystaniu sieci Gassled. Kondensat oraz NGL przesyłane będą do instalacji Kårstø w Norwegii.
Zasoby: 17,4 mln boe, w tym 5,5 mln boe gazu ziemnego i 11,9 mln boe ropy naftowej + NGL

Złoże Vale jest złożem gazowo-kondensatowym zlokalizowanym na obszarze Morza Północnego. Złoże Vale zostało odkryte w 1991 r. W najbliższych latach zakłada się zwiększony poziom produkcji ze złoża Vale w związku z ostatnimi inwestycjami dokonanymi w ramach platformy Heimdal.
Zasoby: 2,0 mln boe, w tym 1,2 mln boe gazu ziemnego i 0,8 mln boe ropy naftowej

Złoże Skogul to złoże ropne zlokalizowane na obszarze Morza Północnego w pobliżu złoża Vilje. Plan zagospodarowania zakłada wykonanie 1 odwiertu podłączonego do instalacji podmorskiej na złożu Vilje, a następnie wykorzystanie istniejącej infrastruktury, w tym platformy Alvheim FPSO.
Zasoby: 3,5 mln boe, w tym 0,3 mln boe gazu ziemnego i 3,2 mln boe ropy naftowej

Sprzedaż

Ropa naftowa sprzedawana jest bezpośrednio ze złóż spółkom Shell International Trading and Shipping Company Ltd (ze złóż Skarv, Vilje, Vale i Gina Krog) i TOTSA Total Oil Trading S.A. (ze złoża Morvin). Na wszystkich złożach, z wyjątkiem Vilje, wraz z ropą naftową wydobywany jest również gaz ziemny, który przesyłany jest gazociągiem głównie do Niemiec, gdzie odbiera go spółka PST. Głównymi rynkami zbytu są Norwegia, Niemcy i Wielka Brytania.

Pakistan

PGNiG prowadzi prace poszukiwawcze w Pakistanie na podstawie umowy na poszukiwanie i eksploatację węglowodorów na obszarze koncesji Kirthar, zawartej 18 maja 2005 r. pomiędzy PGNiG a rządem Pakistanu. Prace poszukiwawcze w obszarze bloku Kirthar prowadzone są wspólnie z Pakistan Petroleum Ltd. (PPL), zgodnie z podziałem udziałów i kosztów PGNiG (operator) – 70%, PPL – 30%. W toku dotychczasowych prac poszukiwawczych na terenie koncesji odkryto dwa złoża gazu ziemnego Rehman i Rizq.

Zasoby gazu ziemnego (zaazotowanego): 6,96 mld m3 (35,7 mln boe) na złożu Rehman i 2,44 mld m3 (13,7 mln boe) na złożu Rizq

 

6,96 mldm3
Zasoby gazu ziemnego (zaazotowanego) na złożu Rehman
2,44mldm3
Zasoby gazu ziemnego (zaazotowanego) na złożu Rizq
150mlnm3
Udział PGNiG w produkcji ze złóż Rehman i Rizq

Eksploatacja ze złóż Rehman i Rizq prowadzona jest za pomocą kopalni na złożu Rehman. Udział PGNiG w produkcji ze złóż Rehman i Rizq, prowadzonej 5 odwiertami w 2017 r., wyniósł 150 mln m3 w przeliczeniu na gaz wysokometanowy.

W marcu 2017 r. PGNiG zakończyło wiercenie odwiertu Rehman-3, a w październiku odwiertu Rizq-2. Obecnie trwa wiercenie, rozpoczętego w listopadzie, otworu Rehman-4 i prowadzone są  prace przygotowawcze do wiercenia otworów Roshan-1 i Rehman-5. W marcu 2017 r. podłączony został do eksploatacji odwiert Rehman-2, a w sierpniu odwiert Rehman-3. Trwają prace przyłączeniowe na odwiercie Rizq-2, co jest planowane na I kwartał 2018 r. Pierwsze testy złożowe na odwiercie rozpoznawczym Rizq-2 wykonane zostały w październiku 2017 r. Uzyskano wówczas wstępnie wynik przepływów na poziomie ok. 28 m³/min. Po przeprowadzeniu zabiegu szczelinowania hydraulicznego na przełomie listopada i grudnia 2017 r. pomiary dały wynik ok. 128 m³/min.

Libia

Wobec gwałtownego pogorszenia się sytuacji bezpieczeństwa w Libii, jakie miało miejsce w połowie 2014 r., PGNiG Upstream North Africa w dniu 12 sierpnia 2014 r. notyfikowało National Oil Corporation (NOC) Siłę Wyższą i rozpoczęło ograniczanie działalności operacyjnej.

W okresie 2017 r. spółka PGNiG UNA kontynuowała działania ograniczające wpływ siły wyższej na projekt, uzgodnione z NOC: analizy danych sejsmicznych i weryfikacja perspektywiczności licencji LC113. Zabezpieczano aktywa: biura, wyposażenie wgłębne w magazynie oraz magazyn rdzeni z dwóch pozytywnych odwiertów A1 i B1 z lat 2013 i 2014.

Iran

W 2017 r. PGNiG zrealizowało zadania związane z przygotowaniem Wstępnej Koncepcji Zagospodarowania Złoża Soumar (Technical Proposal), która została przedstawiona i przyjęta przez National Iranian Oil Company (NIOC) oraz Iranian Central Oil Fields Company. Spółka analizuje możliwości dalszej współpracy z partnerami.

Prace sejsmiczne

W 2017 r. Grupa PGNiG realizowała prace akwizycji danych sejsmicznych głównie w Polsce oraz za granicą, tj.: Chorwacji, Myanmarze (Birmie), Egipcie, Tunezji, Algierii, Niemczech oraz Austrii. W zakresie przetwarzania i interpretacji danych sejsmicznych spółki Grupy PGNiG realizowały kontrakty w Polsce, Pakistanie i Maroku.