Spółka PGNiG Norway, wspólnie z partnerami, prowadzi na Norweskim Szelfie Kontynentalnym projekt zagospodarowania złóż Skarv, Snadd i Idun. Według stanu na 31.12.2011, wielkość wydobywalnych zasobów na wskazanych koncesjach wynosi 60,1 mld m³ gazu ziemnego, 16,5 mln m³ ropy naftowej i kondensatu oraz 7,9 mln ton NGL (czyli 595 milionów baryłek ekwiwalentu ropy i gazu). PGNiG Norway posiada prawa do wydobycia 11,9% tych zasobów, czyli do 70,9 milionów baryłek ekwiwalentu ropy i gazu.

Eksploatacja złoża będzie się odbywać przy wykorzystaniu pływającej jednostki wydobywczej, magazynowania i przeładunku (Skarv FPSO). Wydobyta ropa będzie transportowana za pośrednictwem operującego wahadłowo zespołu tankowców, a gaz ziemny przesyłany będzie podmorskim systemem gazociągów na europejskie rynki gazu.

Projekt Skarv jest jednym z największych projektów inwestycyjnych prowadzonych w Norwegii. Obejmuje on 17 odwiertów, w tym 7 do eksploatacji ropy, 6 – gazu ziemnego i 4 odwierty iniekcyjne (do zatłaczania). W późniejszej fazie odwierty iniekcyjne zostaną przekształcone w gazowe otwory eksploatacyjne w celu pełnego wyeksploatowania złoża.

Jednostka Skarv FPSO została od podstaw zbudowana w Korei Południowej i jest największą na świecie jednostką FPSO, operującą w trudnych warunkach pogodowych. Długość kadłuba wynosi 292 metry, a jego szerokość to 52 metry. Ładowność jednostki Skarv FPSO to 140 tys. m³ (880 tys. baryłek). Przewidywana ładowność tankowców wahadłowych obsługujących złoże Skarv wynosi ok. 135 tys. m³ (850 tys. baryłek).

W pierwszym kwartale 2011 roku jednostka Skarv FPSO została przetransportowana z Korei Południowej do Norwegii. W sierpniu 2011 roku jednostka FPSO została zainstalowana na pełnym morzu bezpośrednio nad złożem Skarv. Ponadto, w 2011 roku zakończono instalację wszystkich podmorskich struktur na złożach Skarv i Idun (płyty fundamentowe, gazociągi itp.).

Produkcja ropy i gazu ze złoża Skarv ma się rozpocząć w 2012 roku.

Koncesja zlokalizowana jest ok. 10 km od złóż Skarv/Idun. Na jej obszarze w trakcie 2009 i 2010 roku wykonano badania sejsmiczne, analizy i interpretacje geologiczne i geofizyczne. Ponadto, w wyniku rundy licencyjnej APA 2011 pozyskano uzupełniający obszar licencyjny PL350B, który obejmuje pozostałą część obiektów poszukiwawczych zlokalizowanych na koncesji PL350.

W końcu 2011 roku wykonany został pierwszy odwiert poszukiwawczy na tej koncesji. Potwierdził on w pełni założenia geologiczne penetrując niezbadane dotychczas utwory permskie. Wykazał on obecność tzw. „gorących” łupków oraz warstw dolomitowych. Odwiert poszukiwawczy wykazał także niekorzystne warunki zbiornikowe tych skał. W chwili obecnej prowadzone są dalsze prace, polegające na szczegółowej analizie wyników odwiertu oraz określeniu potencjału poszukiwawczego koncesji.

Koncesja została pozyskana w ramach 20 rundy licencyjnej. W trakcie 2010 roku zakończono badania sejsmiczne 3D. W trakcie 2011 roku przeprowadzono interpretacje pozyskanych danych sejsmicznych. Ewentualna decyzja o wykonaniu odwiertu poszukiwawczego zapadnie w 2012 roku. Operatorem koncesji jest Statoil.

Koncesja została pozyskana w ramach rozstrzygnięcia rundy licencyjnej APA 2009 na początku 2010 roku i jest zlokalizowana w bezpośrednim sąsiedztwie złoża Skarv oraz graniczy z wcześniej pozyskaną koncesją PL350. Bliskość platformy Skarv FPSO może zapewnić rentowny eksport gazu ziemnego i ropy naftowej wydobytych na obszarze koncesji PL558.

Od czasu przyznania koncesji do chwili obecnej wykonano reprocessing zdjęcia sejsmicznego 3D wraz z jego interpretacją oraz dodatkowe studia geologiczne potwierdzające perspektywiczność obszaru. Obszar objęty koncesją posiada duży potencjał poszukiwawczy z prawdopodobieństwem odkrycia ropy naftowej i gazu ziemnego. Na początku 2012 roku udziałowcy koncesji podjęli decyzję o wierceniu odwiertu poszukiwawczego na tej koncesji. Operatorem koncesji jest E.ON Ruhrgas Norge.

Koncesje PL599 oraz PL600 zostały przyznane PGNiG Norway w kwietniu 2011 roku przez norweskie Ministerstwo ds. Węglowodorów i Energii w wyniku rozstrzygnięcia dwudziestej pierwszej rundy licencyjnej. Obie koncesje są zlokalizowane w basenie Vøring, w zachodniej części Morza Norweskiego.

Na przyznanych koncesjach PGNiG Norway wraz z partnerami zobligowało się ponownie przetworzyć istniejące profile sejsmiczne 3D i przeprowadzić badania geologiczno-geofizyczne w celu stwierdzenia konieczności uzyskania stosownych danych geofizycznych, a w ciągu dwóch lat podjąć decyzję o rozpoczęciu wierceń lub zaprzestaniu prac (zwrocie praw do obszaru). W przypadku pozytywnej decyzji o rozpoczęciu wierceń, udziałowcy wykonają odwiert w terminie czterech lat od daty przyznania powyższych koncesji.

Na początku 2012 roku PGNiG Norway pozyskało udziały w koncesjach PL646 oraz PL648S na Morzu Norweskim. Obszar tych koncesji jest zlokalizowany w bezpośrednim sąsiedztwie złoża Skarv, co jest zgodne ze strategią spółki. PGNiG Norway koncentruje swoją działalność wokół kluczowych obszarów, jak złoże Skarv i buduje tam swoją pozycję.

Na przyznanych koncesjach PGNiG Norway wraz z partnerami zobligowało się ponownie przetworzyć istniejące dane sejsmiczne lub zakupić profile sejsmiczne 3D. Dodatkowo, partnerzy przeprowadzą analizy geologiczno-geofizyczne w celu stwierdzenia konieczności uzyskania nowych danych geofizycznych. W ciągu dwóch lat partnerzy koncesji mają podjąć decyzję o rozpoczęciu wierceń lub zaprzestaniu prac (zwrócić prawa do obszaru). W przypadku pozytywnej decyzji o rozpoczęciu wierceń, odwiert powinien zostać wykonany w terminie czterech lat od daty przyznania powyższych koncesji.

Koncesja PL 648S ma szczególne znaczenie: po raz pierwszy w historii PGNiG będzie pełnił niezwykle odpowiedzialną rolę operatora na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Przyznanie statusu operatora stanowi istotny krok dla Grupy PGNiG. To pierwsze operatorstwo w projekcie podmorskiego poszukiwania ropy i gazu, które podkreśla rolę PGNiG Norway jako centrum kompetencyjnego w pracach typu „offshore” w Grupie PGNiG.

Od podpisania umowy cesji udziałów w 2007 roku PGNiG prowadzi działalność poszukiwawczą na terenie koncesji 1/05 w Danii. W 2011 roku rozpoczęto wiercenie otworu poszukiwawczego Felsted-1. Wykonane na początku 2012 roku pomiary geofizyczne nie wykazały przemysłowego przypływu węglowodorów. Otwór został zlikwidowany. W związku z negatywnym wynikiem odwiertu PGNiG podjęło decyzję o nieprzedłużaniu koncesji 1/05 w Danii.

W lutym 2008 roku spółka z Grupy PGNiG – POGC Libya podpisała umowę EPSA (Exploration and Production Sharing Agreement), pozwalającą na prowadzenie prac poszukiwawczych na koncesji poszukiwawczo-wydobywczej nr 113 o powierzchni 5,5 tys. km². Licencja zlokalizowana jest w basenie naftowym Murzuq w rejonie zachodniej Libii.

W 2011 roku spółka uzyskała zgodę National Oil Corporation na realizację dwóch odwiertów poszukiwawczych na terenie koncesji, w tym jedną zgodę warunkową. Ponadto złożone zostały dwa kolejne projekty wierceń do akceptacji przez NOC. Do lutego 2011 roku spółka wykonała akwizycję 3 000 km profili 2D oraz 1 087 km² profili 3D i szereg analiz geologicznych. Rozpoczęto przygotowania do wiercenia.

W związku z wybuchem wojny domowej w lutym 2011 roku wycofano z Libii wszystkich, poza miejscowymi, pracowników POGCLibya W marcu 2011 roku spółka złożyła do National Oil Corporation informację o zaistnieniu siły wyższej. Złożenie informacji o sile wyższej spowodowało zawieszenie realizacji umowy EPSA do chwili ustąpienia sytuacji, będącej podstawą złożenia tego oświadczenia. W październiku 2011 roku wojna domowa w Libii zakończyła się i spółka wznowiła pracę biura dla pracowników lokalnych.

W 2011 roku, spółka we współpracy z PGNiG zakończyła w Polsce interpretację geologiczną danych sejsmicznych 2D oraz przygotowała projekt akwizycji na pozostałą do zrealizowania drugą fazę zdjęcia 3D.

W 2012 roku POGCLibya planuje powrót do Libii pozostałych pracowników, a po ustabilizowaniu się sytuacji w zakresie bezpieczeństwa w rejonie koncesji spółka planuje przywrócenie realizacji umowy EPSA.

Egipt

W Egipcie PGNiG prowadzi prace poszukiwawcze na koncesji Bahariya (Blok nr 3) na podstawie umowy EPSA (Exploration and Production Sharing Agreement) z dnia 17 maja 2009 roku, podpisanej z rządem Egiptu. W związku z niestabilną sytuacją polityczną w Egipcie na początku 2011 roku wycofano czasowo polskich pracowników Oddziału PGNiG w Egipcie, co jednak nie wpłynęło na postęp prac poszukiwawczych. W 2011 roku zostały zakończone polowe badania grawimetryczne wraz z ich interpretacją. Ponadto rozpoczęto realizację zaplanowanych 1 600 km profili 2D, z czego w 2011 roku wykonano 516 km. Wydłużenie procedury administracyjnej w zakresie akceptacji przetargu spowodowało przesunięcie wykonania pozostałej części sejsmiki 2D na następny rok. W 2012 roku planowane jest również przetwarzanie danych sejsmicznych oraz rozpoczęcie prac wiertniczych.

Pakistan

Prace poszukiwawcze w Pakistanie PGNiG prowadzi na podstawie umowy na poszukiwanie i eksploatację węglowodorów na obszarze koncesji Kirthar, zawartej 18 maja 2005 roku pomiędzy PGNiG a rządem Pakistanu. Prace poszukiwawcze w obszarze bloku Kirthar prowadzone są wspólnie z Pakistan Petroleum Ltd. W 2011 roku prowadzono rekonstrukcję otworu Hallel-1. Ponadto wykonano przetwarzanie danych sejsmicznych 2D i 3D oraz ich interpretację, której wyniki potwierdziły obecność struktury budującej złoże Rehman. W roku 2012 planowana jest budowa infrastruktury i przyłącza do sieci przesyłowej niezbędnej dla rozpoczęcia próbnej eksploatacji.