Koncesje zagraniczne
Koncesje PGNiG w Europie
Dania
| Koncesja: | 1/05 |
|---|---|
| Udziały: | PGNiG (80%) |
| Nordsofonden (20%) |
Od podpisania umowy cesji udziałów w 2007 roku, PGNiG prowadzi działalność poszukiwawczą na terenie koncesji 1/05 w Danii. Ostatecznie udziały wynosiły: PGNiG (operator) – 80%, Nordsøfonden – 20%. Na początku 2012 roku zakończono wiercenie otworu poszukiwawczego Felsted-1. Ze względu na brak przemysłowego przypływu węglowodorów zadecydowano o likwidacji odwiertu. Pierwszy zabieg likwidacji okazał się nieskuteczny, w związku z czym PGNiG uzyskało zgodę Duńskiej Agencji Energii (DEA) na przedłużenie koncesji. Ostatecznie zlikwidowano odwiert, koncesja 1/05 została wygaszona, a oddział w Danii przeznaczono do likwidacji, która ma zostać przeprowadzona do końca I półrocza 2013 roku.
Norwegia
| Koncesja: | PL159, PL212, PL212B, PL212E, PL262 |
|---|---|
| Udziały: | PGNiG Norway (11,9%) |
| BP Norge (23,8% – operator) | |
| Statoil Petroleum (36,2%) | |
| E.ON Ruhrgas Norge (28,1%) |
Pod koniec 2012 roku spółka PGNiG Norway, wspólnie z partnerami, uruchomiła wydobycie ropy i gazu ze złóż Skarv, Idun oraz Snadd. W ten sposób PGNiG stało się pierwszą polską spółką ze znaczącym wydobyciem ropy i gazu w ramach międzynarodowego projektu. To również pierwszy morski projekt wydobywczy PGNiG.
Złoże Skarv położone jest na Morzu Norweskim, około 210 km na zachód od wybrzeża Norwegii, gdzie głębokość wody waha się pomiędzy 350 m a 450 m. Złoże zostało odkryte w 1998 roku, a szacunkowe zasoby wydobywalne na koncesjach wynoszą około 57,1 mld m³ gazu ziemnego, 16,5 mln m³ ropy naftowej i kondensatu oraz 7,8 mln ton NGL (czyli 576 milionów baryłek ekwiwalentu ropy i gazu). PGNiG Norway posiada prawa do wydobycia 11,9% tych zasobów, czyli do 68,6 milionów baryłek ekwiwalentu ropy i gazu.
Projekt Skarv zaliczany jest do grupy największych projektów inwestycyjnych, prowadzonych obecnie w Norwegii. Obejmuje on 17 głębokich odwiertów, w tym 7 do eksploatacji ropy (odwierty horyzontalne), 6 odwiertów gazu ziemnego oraz 4 zatłaczające. W późniejszej fazie odwierty zatłaczające przekształcone będą w gazowe otwory eksploatacyjne.
Eksploatacja złoża odbywa się przy pomocy nowej, geostacjonarnej, pływającej platformy produkcyjnej FPSO. Jednostka 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 około 135 tys. m³ (850 tys. baryłek).
| Koncesja: | PL521 |
|---|---|
| Udziały: | PGNiG Norway (35%) |
| Statoil (40% – operator) | |
| Statoil Petroleum (36,2%)Svenska Petroleum Exploration Norge (25%) |
Koncesja została pozyskana w ramach 20 rundy licencyjnej. Koncesja jest zlokalizowana w obrębie basenu Helgeland. W basenie Helgeland, zlokalizowanym we wschodniej części Morza Norweskiego, nie prowadzono do tej pory intensywnych prac poszukiwawczych.
W okresie od 2010 do końca 2012 roku wykonano i przetworzono nowe zdjęcia 3D, opracowano jego interpretacje oraz wykonano analizy geologiczno-geofizyczne, niezbędne do podjęcia decyzji o wierceniu otworu lub zwolnienia tej koncesji.
Decyzja ta zostanie podjęta w pierwszej połowie 2013 roku. Operatorem koncesji jest Statoil.
| Koncesja: | PL558 |
|---|---|
| Udziały: | PGNiG Norway (30%) |
| E.ON Ruhrgas Norge (30% – operator) | |
| Det norske oljeselskap (20%) | |
| Petoro (20%) |
Koncesja została pozyskana w ramach rozstrzygnięcia rundy licencyjnej APA 2009 na początku 2010 roku i jest zlokalizowana w bezpośrednim sąsiedztwie złoża Skarv. 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. Teren 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. Planowany termin jego wykonania to 2014 rok.
Operatorem koncesji jest E.ON Ruhrgas Norge.
| Koncesja: | PL599 |
|---|---|
| Udziały: | PGNiG Norway (20%) |
| BG Norge AS (40% – operator) | |
| Idemitsu Petroleum Norge AS (20%) | |
| Norwegian Energy Company ASA (20%) |
| Koncesja: | PL600 |
|---|---|
| Udziały: | PGNiG Norway (30%) |
| Dana Petroleum Norway AS (70% – operator) |
Koncesje PL599 oraz PL600 zostały przyznane PGNiG Norway w kwietniu 2011 roku przez norweskie Ministerstwo ds. Węglowodorów i Energii w wyniku rozstrzygnięcia 21 rundy licencyjnej. Obie koncesje są zlokalizowane w basenie Vøring, w zachodniej części Morza Norweskiego, w bezpośrednim sąsiedztwie złoża gazu ziemnego Aasta Hansteen.
Na przyznanych koncesjach PGNiG Norway, wraz z partnerami, zobligowało się ponownie przetworzyć istniejące zdjęcia sejsmiczne 3D. Zaawansowany processing sejsmiczny oraz planowane analizy geologiczno-geofizyczne umożliwią ocenę perspektywiczności tych obszarów oraz podjęcie decyzji o rozpoczęciu wierceń lub zaprzestaniu prac. Decyzja zostanie podjęta w 2013 roku. W przypadku pozytywnej decyzji o rozpoczęciu wierceń, udziałowcy powinni wykonać odwiert w terminie czterech lat od daty przyznania powyższych koncesji.
| Koncesja: | PL646 |
|---|---|
| Udziały: | PGNiG Norway (20%) |
| Wintershall Norge (40% – operator) | |
| Lundin Norway (20%) | |
| Norwegian Energy Company (Noreco – 20%) |
Na początku 2012 roku PGNiG Norway pozyskało udziały w koncesji PL646 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.
Od czasu przyznania koncesji do chwili obecnej zakupiono i wykonano interpretacje zdjęcia sejsmicznego 3D oraz wykonano dodatkowe studia geologiczne, potwierdzające perspektywiczność obszaru. Decyzja o kontynuacji prac zostanie podjęta w pierwszym kwartale 2014 roku. W przypadku pozytywnej decyzji o rozpoczęciu wierceń odwiert powinien zostać wykonany w terminie czterech lat od daty przyznania koncesji.
| Koncesja: | PL648S |
|---|---|
| Udziały: | PGNiG Norway (50% – operator) |
| OMV Norge (50%) |
Koncesja PL648S ma szczególne znaczenie, ponieważ po raz pierwszy w historii PGNiG będzie pełniło 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, podkreślające rolę PGNiG Norway jako centrum kompetencyjnego w pracach typu „offshore” w Grupie PGNiG.
Obszar tej koncesji jest zlokalizowany w bezpośrednim sąsiedztwie złoża Skarv. Obszar ten posiada duży potencjał poszukiwawczy z prawdopodobieństwem odkrycia gazu ziemnego. Na obszarze koncesji wykonane zostało nowe zdjęcie sejsmiczne 3D, a aktualnie trwa jego processing. Dodatkowo partnerzy przeprowadzą analizy geologiczno-geofizyczne w celu określenia perspektywiczności tego obszaru.
W pierwszym kwartale 2014 roku partnerzy podejmą decyzję o rozpoczęciu wierceń lub zaprzestaniu prac. W przypadku pozytywnej decyzji o rozpoczęciu wierceń odwiert powinien zostać wykonany w terminie czterech lat od daty przyznania koncesji.
Koncesje PGNiG poza Europą
Libia
| Koncesja: | blok nr 113 |
|---|---|
| Udziały: | PGNiG (100%) |
W lutym 2008 roku spółka 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. Koncesja zlokalizowana jest w basenie naftowym Murzuq w rejonie zachodniej Libii.
W związku z wybuchem wojny domowej w lutym 2011 roku wycofano z Libii wszystkich, poza miejscowymi, pracowników POGC Libya, a w marcu 2011 roku złożono do National Oil Corporation informację o zaistnieniu siły wyższej. Spowodowało to zawieszenie realizacji umowy EPSA. W 2012 roku spółka wznowiła pracę oddziału w Trypolisie oraz rozpoczęła wdrażanie procedur bezpieczeństwa, niezbędnych do zapewnienia bezpieczeństwa pracownikom biura oddziału spółki w Trypolisie oraz wykonawcom prac terenowych. W drugiej połowie 2012 roku został zniesiony stan siły wyższej i wznowione zostały prace poszukiwawcze. Wraz ze wznowieniem prac spółka uzyskała wszystkie niezbędne zgody na wiercenia otworów i zleciła wykonanie prac przygotowawczych do planowanych wierceń.
Egipt
| Koncesja: | Bahariya |
|---|---|
| Udziały: | PGNiG (100%) |
PGNiG prowadzi prace poszukiwawcze w Egipcie 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. Spółka posiada 100% udziałów w wymienionej wyżej koncesji. W 2012 roku zakończono polowe prace sejsmiczne 2D (łącznie 2.300 km) i wykonano przetwarzanie i interpretację zdjęcia sejsmicznego 2D. Wiercenie pierwszych otworów poszukiwawczych przewidywane jest w I półroczu 2013 roku.
Pakistan
| Koncesja: | Kirthar |
|---|---|
| Udziały: | PGNiG (70%) |
| Pakistan Petroleum Limited (30%) |
PGNiG prowadzi prace poszukiwawcze w Pakistanie na podstawie umowy na poszukiwanie i eksploatację węglowodorów na obszarze koncesji Kirthar, zawartej w dniu 18 maja 2005 roku pomiędzy PGNiG a rządem Pakistanu. Prace poszukiwawcze w obszarze bloku Kirthar prowadzone są wspólnie z Pakistan Petroleum Ltd., zgodnie z podziałem udziałów i kosztów PGNiG (operator) – 70%, Pakistan Petroleum Ltd. – 30%. W 2012 roku zakończono rekonstrukcję otworu Hallel-1 oraz wiercenie z niego otworu poziomego Hallel-X1. Po uzyskaniu z tej lokalizacji przypływu gazu rozpoczęto budowę instalacji niezbędnej do przeprowadzenia wspólnego testu produkcyjnego dla otworów Rehman-1 i Hallel-X1. Ponadto wykonano dodatkową interpretację danych sejsmiki 3D, która potwierdziła obecność potencjalnych obiektów złożowych na północnej części koncesji. W dniu 6 lipca 2012 roku pakistański organ koncesyjny (Directorate General of Petroleum Concessions) zakwalifikował złoże Rehman jako niekonwencjonalne (tight gas). Uprawnia to udziałowców do zwiększenia ceny gazu o 50% w stosunku do ceny gazu ze złóż konwencjonalnych. W oparciu o wycenę koncesji Kirthar, dokonaną przez kanadyjską firmę DeGolyer&McNaughton w 2012 roku, operator podjął decyzję o wejściu w II etap poszukiwawczy, w ramach którego do sierpnia 2014 roku zostanie odwiercony nowy otwór poszukiwawczy.