Koncesje zagraniczne
Koncesje PGNiG poza Europą
Egipt
| Koncesja: | Bahariya (wygaszona) |
|---|---|
| Udziały: | PGNiG (100%) |
PGNiG prowadziło prace poszukiwawcze w Egipcie na koncesji Bahariya (Blok nr 3) na podstawie umowy koncesyjnej z dnia 17 maja 2009 roku, podpisanej z rządem Egiptu. Spółka posiadała 100% udziałów w wymienionej wyżej koncesji.
W 2013 roku odwiercono dwa otwory poszukiwawcze. W związku z brakiem przemysłowego przypływu węglowodorów otwory zlikwidowano. Na bazie nowych danych geologicznych wykonano rewaluację potencjału naftowego koncesji Bahariya. Rewaluacja wykazała brak uzasadnienia ekonomicznego do kontynuowania prac. Koncesję wygaszono, a oddział w Egipcie postawiono w stan likwidacji.
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 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 2012 roku PGNiG podjęło decyzję o wejściu w II etap poszukiwawczy na koncesji Kirthar, w ramach którego do lipca 2014 roku odwiercony zostanie nowy otwór poszukiwawczy. W 2013 roku zakończono budowę gazociągów i tymczasowych instalacji napowierzchniowych oraz rozpoczęto testowe wydobycie otworów Rehman-1 i Hallel X-1. Wydobyty gaz sprzedawany jest do pakistańskiej sieci przesyłowej. Równocześnie trwały przygotowania do wiercenia otworu Rizq-1, którego wykonanie planowane jest na 2014 rok.
Libia
| Koncesja: | blok nr 113 |
|---|---|
| Udziały: | PGNiG (100%) |
W lutym 2008 roku spółka Polish Oil and Gas Company - Libya B.V., podpisała umowę EPSA (Exploration and Production Sharing Agreement) z libijską firmą National Oil Corporation, 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 Libii, w lutym 2011 roku podjęto decyzję o ewakuacji z terenu tego kraju wszystkich zagranicznych pracowników. W porozumieniu z National Oil Corporation realizacja umowy EPSA została zawieszona z uwagi na zaistnienie siły wyższej. W drugiej połowie 2012 roku stan siły wyższej został zniesiony, tym samym wznowione zostały prace poszukiwawcze.
W 2013 roku spółka zakończyła prace przygotowawcze i rozpoczęła pierwszą fazę wierceń obejmującą wykonanie czterech odwiertów poszukiwawczych. Pierwszy odwiert poszukiwawczy wykonany przez spółkę przyniósł odkrycie gazu ziemnego uznane przez libijskiego partnera National Oil Corporation. Wiercenie i testy produkcyjne drugiego odwiertu zostały zakończone w grudniu 2013 roku. Ponadto w 2013 roku spółka zakończyła prace przygotowawcze dla trzeciego odwiertu. Natomiast zaplanowane do realizacji w 2013 roku prace sejsmiczne drugiej fazy zdjęcia 3D zostały przesunięte na kolejne lata.
W wyniku przeprowadzonej analizy efektywności inwestycji, w której wzięto pod uwagę prognozowane zasoby węglowodorów na koncesji libijskiej oraz wpływ niepewnej sytuacji politycznej, Zarząd PGNiG podjął decyzję o utworzeniu na dzień 31 grudnia 2013 roku odpisu na wartość udziałów i dopłat do kapitału POGC Libya BV oraz zawiązaniu rezerwy na pokrycie niezrealizowanych jeszcze zobowiązań koncesyjnych projektu Murzuq w Libii.
Decyzja o prowadzeniu dalszych prac zostanie podjęta w zależności od wyników kolejnych analiz geologicznych i ekonomicznych oraz od rozwoju sytuacji politycznej w Libii.
Koncesje PGNiG w Europie
Norwegia
| Koncesja: | PL159, PL212, PL212B, PL262 – PROJEKT SKARV |
|---|---|
| Udziały: | PGNiG UI (11,9%) |
| BP Norge (23,8%) – operator | |
| Statoil Petroleum (36,2%) | |
| E.ON Ruhrgas Norge (28,1%) |
Pod koniec 2012 roku spółka PGNiG Upstream International AS, wspólnie z partnerami, uruchomiła wydobycie ropy i gazu ze złóż wchodzących w skład Projektu Skarv. 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 a 450 m. Złoże zostało odkryte w 1998 roku, a szacunkowe zasoby wydobywalne w złożu Skarv wynoszą (stan na 31.12.2013): 44,5 mld m3 gazu ziemnego, 13,6 mln m³ ropy naftowej i kondensatu oraz 5,4 mln ton NGL. PGNiG UI posiada prawa do wydobycia 11,9% tych zasobów.
Do października 2013 roku złoże znajdowało się w fazie rozruchu (tzw. ramp up phase), gdzie prowadzone były prace związane z oczyszczaniem, testowaniem i włączaniem kolejnych odwiertów do produkcji. Po zakończeniu tej fazy, złoże eksploatowane jest z wykorzystaniem 16 otworów.
Na koncesjach obejmujących projekt Skarv, w płycej zalegających utworach kredowych, odkryto dodatkowo dwa duże złoża gazu ziemnego i kondensatu: Snadd South i Snadd Outer. Istnieje duże prawdopodobieństwo, że złoża Snadd South, North i Outer stanowią jedną, ciągnącą się przez ponad 60 km pułapkę stratygraficzną. Jeżeli to założenie się potwierdzi, będzie to najdłuższe złoże węglowodorów odkryte na szelfie norweskim.
Produkcja węglowodorów z projektu Skarv prowadzona jest z wykorzystaniem nowoczesnej, pływającej platformy produkcyjnej (FPSO – floating production, storage and offloading vessel), zacumowanej na morzu w rejonie złoża. Jednostka została od podstaw zbudowana w Korei Południowej i jest największą na świecie jednostką FPSO, operującą w trudnych warunkach pogodowych. Długość kadłuba wynosi 295 m, a jego szerokość to 51 m. Ładowność jednostki Skarv FPSO to 140 tys. m³ (880 tys. baryłek).
| Koncesja: | PL212E |
|---|---|
| Udziały: | PGNiG UI (15%) |
| BP Norge AS (30%) – operator | |
| Statoil Petroleum AS (30%) | |
| E.ON E&P Norge AS (25%) |
Koncesja została nabyta przez PGNiG UI w roku 2007 wspólnie z projektem Skarv.
W roku 2012, na koncesji tej odwiercono otwór, w którym odkryto złoże gazu ziemnego i kondensatu Snadd Outer w formacji kredowej Lysing. Wstępnie oszacowane zasoby geologiczne złoża w wariancie wynoszą: gaz ziemny – 3,7 mld m³, kondensat – 0,23 mld m³.
Aktualnie planuje się udokumentowanie zasobów tego złoża wspólnie ze złożami Snadd South i Snadd North, zlokalizowanymi w rejonie Projektu Skarv i opracowanie planu jego zagospodarowania (PDO – Dokumentacji Geologicznej Złoża wraz z Planem Zagospodarowania).
| Koncesja: | PL558 |
|---|---|
| Udziały: | PGNiG UI (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, w przypadku odkrycia węglowodorów, może zapewnić rentowny eksport gazu ziemnego i ropy naftowej.
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, z wykorzystaniem platformy wiertniczej Borgland Dolphin, rozpoczęcie prac zaplanowano na połowę maja 2014 roku.
| Koncesja: | PL646 |
|---|---|
| Udziały: | PGNiG UI (20%) |
| Wintershall Norge (40%) – operator | |
| Lundin Norway (20%) | |
| Norwegian Energy Company Noreco (20%) |
Na początku 2012 roku PGNiG UI pozyskało udziały w koncesji PL646 na Morzu Norweskim. Obszar tej koncesji jest zlokalizowany w bezpośrednim sąsiedztwie złoża Skarv, co jest zgodne ze strategią spółki.
Od czasu przyznania koncesji do chwili obecnej zakupiono i wykonano interpretacje zdjęcia sejsmicznego 3D oraz wykonano dodatkowe studia geologiczne, potwierdzające perspektywiczność obszaru. W oparciu o wykonane prace geologiczne zdecydowano się na przesunięcie decyzji o wierceniu otworu do lutego 2015 roku. W przypadku pozytywnej decyzji, odwiert powinien zostać wykonany w terminie dwóch lat od jej podjęcia.
| Koncesja: | PL648S |
|---|---|
| Udziały: | PGNiG UI (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, które podkreśla rolę PGNiG Norway jako centrum kompetencyjnego w pracach typu „offshore” w Grupie PGNiG.
Obszar tej koncesji jest zlokalizowany w bezpośrednim sąsiedztwie złoża Skarv i posiada duży potencjał poszukiwawczy z prawdopodobieństwem odkrycia gazu ziemnego. W 2012 roku wykonane zostało nowe zdjęcie sejsmiczne 3D, a aktualnie trwa jego processing. Dodatkowo, partnerzy przeprowadzą analizy geologiczno-geofizyczne w celu określenia perspektywiczności tego obszaru.
Decyzja o wierceniu otworu została przesunięta na trzeci kwartał 2014 roku. W przypadku pozytywnej decyzji o rozpoczęciu wierceń, odwiert powinien zostać wykonany w terminie dwóch lat od daty podjęcia decyzji.
| Koncesja: | PL702 |
|---|---|
| Udziały: | OMV Norge (60%) – operator |
| PGNiG UI (40%) |
Koncesja ta została pozyskana w ramach 22. Rundy Koncesyjnej w czerwcu 2013 roku. Zlokalizowana jest w basenie Vøring, gdzie głębokość wody morskiej przekracza 1000 m. Szacuje się, że na obszarze tej koncesji istnieje możliwość odkrycia dużego złoża gazu ziemnego w osadach piaszczystych kredy.
W 2013 roku wykonane zostało zdjęcie sejsmiczne 3D, na bazie którego przeprowadzane są obecnie niezbędne analizy geologiczno-geofizyczne.
Końcowa ocena potencjału koncesji wraz z określeniem ryzyk poszukiwawczych zostanie wykonana w pierwszym kwartale 2015 roku, przed decyzją o rozpoczęciu wierceń, której podjęcie planuje się na drugi kwartał 2015 roku.
| Koncesja: | PL703 |
|---|---|
| Udziały: | OMV Norge (60%) – operator |
| PGNiG UI (40%) |
Koncesja ta została pozyskana w ramach 22. Rundy Koncesyjnej w czerwcu 2013 roku. Zlokalizowana jest w basenie Vøring, gdzie głębokość wody morskiej przekracza 1000 m. Szacuje się, że na obszarze tej koncesji istnieje możliwość, podobnie jak na licencji PL702, odkrycia złoża gazu ziemnego w osadach piaszczystych kredy.
W 2013 roku wykonane zostało zdjęcie sejsmiczne 3D, na bazie którego przeprowadzane są obecnie niezbędne analizy geologiczno-geofizyczne.
Końcowa ocena potencjału koncesji, wraz z określeniem ryzyk poszukiwawczych, zostanie wykonana w pierwszym kwartale 2015 roku, przed decyzją o rozpoczęciu wierceń, której podjęcie planuje się na drugi kwartał 2015 roku.
| Koncesja: | PL707 |
|---|---|
| Udziały: | Edison (50%) – operator |
| PGNiG UI (30%) | |
| North Energy (10%) | |
| Lime Petroleum (10%) |
Koncesja ta została pozyskana w ramach 22. Rundy Koncesyjnej w czerwcu 2013 roku. Zlokalizowana jest w basenie Morza Barentsa, gdzie głębokość wody morskiej wynosi około 400m. Szacuje się, że na obszarze tej koncesji istnieje możliwość odkrycia złoża ropy naftowej i gazu ziemnego w utworach karbonu, permu i triasu.
W 2013 roku wykonane zostało zdjęcie sejsmiczne 3D, na bazie którego przeprowadzane są obecnie niezbędne analizy geologiczno-geofizyczne.
Planuje się, że decyzja o rozpoczęciu wierceń podjęta zostanie w drugim kwartale 2015 roku.
| Koncesja: | PL711 |
|---|---|
| Udziały: | Repsol (40%) – operator |
| PGNiG UI (20%) | |
| OMV (20%) | |
| Idemitsu (20%) |
Koncesja ta została pozyskana w ramach 22. Rundy Koncesyjnej w czerwcu 2013 roku. Zlokalizowana jest w zachodniej części basenu Morza Barentsa, gdzie głębokość wody morskiej wynosi około 400 m. Szacuje się, że na obszarze tej koncesji istnieje możliwość odkrycia dużego złoża gazu ziemnego w utworach trzeciorzędowych.
W 2013 roku wykonane zostało zdjęcie sejsmiczne 3D, na bazie którego przeprowadzane są obecnie niezbędne analizy geologiczno-geofizyczne.
Planuje się, że decyzja o rozpoczęciu wierceń podjęta zostanie w drugim kwartale 2015 roku.
| Koncesja: | PL756 |
|---|---|
| Udziały: | PGNiG UI (50%) – operator |
| Rocksource (25%) | |
| Idemitsu (25%) |
Koncesja PL756 jest drugą koncesją operatorską PGNiG UI na offshore. Została pozyskana w ramach rundy APA2013, w styczniu 2014 roku. Znajduje się w odległości kilkudziesięciu kilometrów na południe od złoża Skarv, gdzie głębokość wody morskiej wynosi około 400 m. Szacuje się, że na obszarze tej koncesji istnieje możliwość odkrycia ropy naftowej i gazu ziemnego w utworach jury i kredy.
Obecnie prowadzone są prace związane z kompletowaniem danych geologicznych, po czym wykonane zostaną szczegółowe analizy geologiczno-geofizyczne w celu podjęcia decyzji o rozpoczęciu wierceń. Planuje się, że decyzja podjęta zostanie w pierwszym kwartale 2016 roku.