Poszukiwanie i wydobycie

W 2013 roku GK PGNiG zanotowała rekordowe wydobycie ropy naftowej i kondensatu – wzrost o 124% względem 2012 roku. Jest to rezultat włączenia do eksploatacji złóż Lubiatów, Międzychód i Grotów (LMG), a także złoża na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Prace poszukiwawcze były prowadzone zarówno w Polsce, jak i poza nią: w Norwegii, Pakistanie, Danii, Egipcie i Libii.

Najważniejsze osiągnięcia:

W ramach segmentu Poszukiwanie i Wydobycie Grupa PGNiG podejmuje działania obejmujące badania geofizyczne i geologiczne, wiercenie otworów i eksploatację złóż gazu ziemnego oraz ropy naftowej. Obecnie Grupa PGNiG wydobywa gaz ziemny i ropę naftową w Polsce, Norwegii oraz gaz ziemny w Pakistanie. Na potrzeby segmentu wydobycia wykorzystuje się również pojemności magazynów gazu w Bonikowie, Brzeźnicy, Daszewie, Strachocinie i Swarzowie.

Wyniki finansowe w 2013 roku

Segment Poszukiwanie i Wydobycie generuje przychody głównie z nieregulowanej sprzedaży gazu ziemnego i ropy naftowej, a także ze świadczonych usług geologiczno-geofizycznych oraz wiertniczych i serwisowych.

Zysk operacyjny segmentu Poszukiwanie i Wydobycie wyniósł 2 331 mln zł i był wyższy o 977 mln zł w relacji do 2012 roku. Wzrost wyniku segmentu był efektem sfinalizowania znaczących inwestycji w Grupie: projektu budowy kopalni gazu i ropy Lubiatów, Międzychód i Grotów (LMG) oraz projektu wydobycia ropy i gazu ze złoża Skarv na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Spowodowało to, że w relacji do 2012 roku wolumen sprzedaży ropy naftowej wzrósł o 128%, czyli o 621 tys. ton. Wzrost skali działalności segmentu przełożył się na zwiększenie poziomu kosztów operacyjnych o 32%, głównie z powodu wyższej amortyzacji. Wzrost kosztów nastąpił również wskutek utworzenia odpisu aktualizującego aktywa poszukiwawcze Grupy ulokowane w Libii o wartości 292 mln zł oraz ujęcie rezerwy na pokrycie zobowiązań koncesyjnych w tym rejonie w kwocie 137 mln zł, co było rezultatem przeprowadzonych analiz efektywności projektu i niepewności co do przedłużenia koncesji.

Prace geologiczne, geofizyczne oraz wiertnicze i serwisowe

Poszukiwanie złóż gazu ziemnego i ropy naftowej prowadzone jest zarówno w Polsce, jak i za granicą. Prace w tym zakresie dotyczą analizy danych historycznych, analizy danych geologicznych, badań sejsmicznych oraz wierceń.

Na koniec 2013 roku PGNiG posiadało 85 koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż gazu ziemnego i ropy naftowej o łącznej powierzchni około 58,8 tys. km², 227 koncesji na wydobywanie gazu ziemnego i ropy naftowej w kraju, 9 koncesji na podziemne magazynowanie gazu (1 koncesja została wygaszona, 1 udzielona) a także 3 koncesje na składowanie odpadów. Koncesja na rozpoznawanie złoża soli kamiennej wygasła w dniu 16 września 2013 roku.

W roku 2013 Ministerstwo Środowiska prowadziło procedury zmiany koncesji dla 38 obszarów koncesyjnych (na poszukiwanie i rozpoznawanie). PGNiG złożyło wnioski o rezygnację z poniższych koncesji: 1 dla koncesji na poszukiwanie, 1 na rozpoznawanie oraz 8 na poszukiwanie, rozpoznawanie i wydobywanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego. Ponadto 4 koncesje eksploatacyjne zostały zmienione, 3 nowe udzielone, 1 wygasła. Łącznie prowadzono 26 postępowań dla koncesji eksploatacyjnych, 11 postępowań zostało zakończonych (1 postępowanie zakończone podpisaniem umowy o ustanowieniu użytkowania górniczego bez wydanej decyzji koncesyjnej).

Grupa PGNiG prowadziła, na terenie kraju, prace w 27 otworach na terenie Karpat, Przedgórza Karpat oraz na Niżu Polskim. Spośród 12 odwiertów o znanych wynikach złożowych, 7 odwiertów zakwalifikowano jako pozytywne, a pozostałe 5 odwiertów uzyskało ocenę negatywną. Ponadto w okresie sprawozdawczym wyniki złożowe uzyskano z dwóch odwiertów, których wiercenie zakończono w roku 2012, a próby złożowe wykonano w 2013. Jeden z nich zakwalifikowano jako pozytywny, drugi – negatywny.

W 2013 roku na obszarach koncesyjnych PGNiG na terenie Karpat, Przedgórza Karpat i na Niżu Polskim prowadzone były prace geofizyczne, w ramach których wykonano 535,1 km prac sejsmicznych 2D oraz sejsmikę 3D na powierzchni 969,0 km².

Poszukiwanie i wydobycie

 

Gaz ze złóż niekonwencjonalnych

W Polsce obserwuje się znaczące zainteresowanie gazem z łupków, który według szacunków zalega na głębokościach od 3000 m do 4500 m w strefie ciągnącej się skośnym pasem od środkowego Pomorza po Lubelszczyznę, a także na obszarze leżącym na przedpolu Sudetów. W ostatnich latach Ministerstwo Środowiska wydało około 40 podmiotom ponad 100 koncesji na poszukiwanie gazu niekonwencjonalnego w Polsce, z czego 15 koncesji posiada PGNiG.

W roku 2011 wykonano odwiert Lubocino 1. Wstępne wyniki zabiegu szczelinowania oraz analiz prowadzonych w tym otworze, wskazały na występowanie gazu w łupkach na Pomorzu. W roku 2012 w tym samym otworze przeprowadzono zabieg szczelinowania utworów syluru. Również w 2012 roku wykonano otwór poziomy Lubocino 2-H, w którym w grudniu tego samego roku rozpoczęto zabiegi szczelinowania hydraulicznego utworów ordowiku, zakończone już w roku 2013. Na koncesji Tomaszów Lubelski w roku 2012 wykonano odwiert Lubycza Królewska 1, który był pierwszym otworem ukierunkowanym na rozpoznanie możliwości występowania gazu w łupkach na koncesjach posiadanych przez PGNiG na obszarze południowej Lubelszczyzny.

Również w 2012 roku, na koncesji Wejherowo, wykonano odwiert Opalino 2, z którym wiązały się dwa cele poszukiwawcze: zlokalizowanie gazu z łupków w utworach dolnego paleozoiku (sylur i ordowik) oraz gazu konwencjonalnego w piaskowcach górnego kambru. Otworem tym odkryto złoże gazu w piaskowcach kambryjskich, a także pobrano materiał do badań dotyczących potencjału występowania gazu z łupków w wyżej zalegających skałach syluru i ordowiku.

W roku 2013 na koncesjach pomorskich przeprowadzono kolejne prace ukierunkowane na poszukiwania węglowodorów w łupkach, wykonano odwierty: Opalino-3, Lubocino-3H, Borcz-1, Wysin-1, ponadto rozpoczęto otwór Opalino-4. Równolegle były prowadzone i projektowane badania sejsmiczne 3D (Opalino–Lubocino, Kochanowo–Tępcz–Częstkowo, Hopowo–Borcz, Wysin).

Na koncesjach lubelskich, w roku 2013, wykonano i rozpoczęto otwory: Wojcieszków-1 i Kościaszyn-1. Dla koncesji warmińskich przeprowadzono kompleksowe analizy geologiczne, na podstawie których został zaprojektowany program prac poszukiwawczych, które zostaną przeprowadzone w latach następnych. Na koncesjach w centralnej Polsce rozpoczęto badania sejsmiczne 2D. Poza projektami prowadzonymi samodzielnie, w dniu 4 lipca 2012 roku PGNiG podpisało umowę ramową w zakresie poszukiwania i wydobycia gazu ziemnego oraz ropy naftowej z łupków na obszarze koncesji Wejherowo z czterema innymi polskimi spółkami: Tauron Polska Energia SA, KGHM Polska Miedź SA, PGE Polska Grupa Energetyczna SA i Enea SA. Zgodnie z umową wspólne prace będą prowadzone między innymi w rejonie Kochanowa, Częstkowa i Tępcza, na części należącej do PGNiG koncesji Wejherowo, na której wstępne badania potwierdziły występowanie niekonwencjonalnych złóż gazu. Współpraca spółek na koncesji Wejherowo obejmie obszar o powierzchni około 160 km². Szacowane nakłady na projekt Kochanowo–Częstkowo–Tępcz (KCT) wyniosą maksymalnie 1,7 mld zł. Na etapie prac poszukiwawczo-rozpoznawczych operatorem będzie PGNiG. Z końcem roku 2013 współpraca z firmami energetycznymi i KGHM SA została zaniechana. PGNiG kontynuuje samodzielnie prace objęte poprzednio projektem KCT.

Zasoby

Wielkość zasobów w Polsce jest oceniana przez Komisję Zasobów Kopalin i zatwierdzana przez Ministerstwo Środowiska. Całkowity stan zasobów gazu ziemnego i ropy naftowej na koniec 2013 roku (stan zasobów wydobywalnych) wynosił łącznie 688 mln boe, z czego 548 mln boe (85 mld m³) to gaz ziemny, a 140 mln boe (19,2 mln ton) to ropa naftowa łącznie z kondensatem. Wskaźnik R/P obrazujący całkowite rezerwy do wielkości produkcji wyniósł w 2013 roku 20,6.

Wydobycie

W 2013 roku GK PGNiG zanotowała istotny wzrost wydobycia węglowodorów w stosunku do lat poprzednich. Wzrost wydobycia gazu ziemnego do poziomu 4,6 mld m³ spowodowany został włączeniem do eksploatacji złoża na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. GK PGNiG odnotowała również znaczny wzrost wydobycia ropy naftowej (o około 124%). Wzrost ten nastąpił przede wszystkim w rezultacie włączenia do eksploatacji złóż Lubiatów, Międzychód i Grotów (LMG), a także złoża na Norweskim Szelfie Kontynentalnym.

W 2013 roku łączne wydobycie ze złóż krajowych gazu ziemnego oraz ropy naftowej wraz z kondensatem osiągnęło poziom 33,10 mln boe, z czego 82% stanowił gaz ziemny, a 18% ropa naftowa wraz z kondensatem. Wielkości produkcji wynoszą odpowiednio 4,21 mld m³ gazu ziemnego – 27,83 mln boe, w przeliczeniu na gaz wysoko-metanowy o cieple spalania 39,5 MJ/m³ oraz 815,42 tys. ton ropy naftowej wraz z kondensatem (5,95 mln boe). Krajowe wydobycie węglowodorów odbywa się na terenie północno-zachodniej i południowo-wschodniej Polski w ramach dwóch oddziałów PGNiG – w Zielonej Górze i Sanoku.

PGNiG wydobywa, w kraju, dwa rodzaje gazu ziemnego, różniące się pomiędzy sobą kalorycznością – gaz wysokometanowy oraz gaz zaazotowany – w 60 kopalniach zlokalizowanych na terenie Polski. W 2013 roku Oddział w Sanoku pozyskiwał gaz ziemny wysokometanowy i zaazotowany oraz ropę naftową w 38 kopalniach, w tym 20 kopalniach gazowych i 18 ropno-gazowych. Oddział w Zielonej Górze wydobywa ropę naftową i gaz ziemny zaazotowany w 22 kopalniach, w tym 13 gazowych i 9 ropno-gazowych. Część gazu zaazotowanego podlega dalszej obróbce w odazotowniach w Odolanowie oraz w Grodzisku Wielkopolskim. Po zakończeniu procesu odazotowania gaz ziemny przesyłany jest do systemu gazu wysokometanowego. W 2013 roku, w wyniku przetwarzania gazu ziemnego zaazotowanego otrzymano 1,2 mld m³ gazu ziemnego wysokometanowego. W wyniku powyższego procesu technologicznego otrzymuje się także produkty uboczne, tj.: skroplony gaz ziemny (LNG), ciekły i gazowy hel, a także ciekły azot.

Dla utrzymania poziomu wydobycia węglowodorów lub ograniczenia jego naturalnego spadku, w 2013 roku przeprowadzono łącznie remonty 22 odwiertów (w tym 4 przechodzące z 2012 roku), których stan techniczny nie pozwalał na dalszą eksploatację. Z 21 odwiertów uzyskano przemysłowy przypływ węglowodorów, zaś w 1 odwiercie prace remontowe wykonano na potrzeby PMG. Ponadto w 2013 roku wykonano łącznie 68 obróbek odwiertów, których głównym celem było utrzymanie lub poprawa zdolności wydobywczych odwiertów eksploatacyjnych lub przywrócenie sprawności technicznej wgłębnych urządzeń wydobywczych. Obróbki wykonywano również w odwiertach na rzecz PMG oraz w odwiertach do zatłaczania wód złożowych.

Ropa naftowa wydobywana jest głównie na terenie zachodniej Polski, w tym z 3 największych obecnie złóż: BMB (Barnówko–Mostno–Buszewo), Lubiatów i Grotów, w 2013 roku pochodziło 87% całkowitej produkcji krajowej tego surowca (676,7 tys. ton). W 2013 roku łączne wydobycie ropy naftowej wraz z kondensatem ze złóż krajowych wyniosło 815,4 tys. ton. Oznacza to wzrost w stosunku do roku ubiegłego o  323,8 tys. ton (65%), kiedy to wydobycie wyniosło 491,6 tys. ton.

Od kilku lat jednym z głównych projektów realizowanych w Polsce, który miał na celu zwiększenie wydobycia ropy naftowej, było zagospodarowanie złóż Lubiatów-Międzychód-Grotów (LMG) w okolicach Gorzowa Wielkopolskiego, z których eksploatacja rozpoczęła się na przełomie 2012 i 2013 r. (oficjalne otwarcie kopalni LMG nastąpiło w połowie 2013 r.) W ramach tego projektu PGNiG prowadziło budowę Ośrodka Centralnego LMG, który jest miejscem zbioru, rozdziału i uzdatniania płynów złożowych, a także budowę terminalu ekspedycyjnego w miejscowości Wierzbno, który umożliwia odbiór i wysyłkę ropy naftowej. Surowiec ten jest transportowany cysternami kolejowymi oraz tłoczony do rurociągu „Przyjaźń”, którym płynie do Niemiec. Dodatkowo nadwyżki produkcji gazu ziemnego są przekazywane gazociągiem łączącym kopalnię z odazotownią w Grodzisku Wielkopolskim.

Poza Polską PGNiG prowadzi również eksploatację węglowodorów w Norwegii i Pakistanie.

Ekspansja zagraniczna Grupy PGNiG rozpoczęła się w 2007 roku wraz z zakupem udziałów w koncesji poszukiwawczo-wydobywczej Skarv/Snadd/Idun na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. W grudniu 2012 roku rozpoczęto produkcję z tego złoża. W 2013 roku osiągnięto wydobycie na poziomie 340 mln m3 gazu ziemnego oraz 283 tys. ton ropy naftowej wraz z innymi frakcjami. Gaz ziemny będzie transportowany do Europy kontynentalnej, a ropa naftowa sprzedawana od razu „na głowicy”.

W roku 2013 PGNiG rozpoczęło produkcję (testową) ze złoża Rehman w Pakistanie. Na koniec roku 2013 w ramach testu ze złoża wyprodukowano 31,1 mln m³ gazu ziemnego (w przeliczeniu na gaz wysokometanowy o cieple spalania 39,5MJ/m³). W roku 2014 planowane jest kontynuowanie testowego wydobycia gazu ze złoża Rehman na poziomie 50 mln m³ (w przeliczeniu na gaz wysokometanowy). Gaz z testu jest sprzedawany do pakistańskiej sieci przesyłowej.

Sprzedaż

W ramach segmentu Poszukiwanie i Wydobycie, sprzedaż gazu ziemnego i ropy naftowej, realizowana jest bezpośrednio ze złóż (z pominięciem systemu przesyłowego) dedykowanymi gazociągami do konkretnych klientów, a w przypadku ropy naftowej – za pośrednictwem tankowców.

Bezpośrednia sprzedaż GK PGNiG, w 2013 roku, wyniosła łącznie 748,6 mln m³ gazu ziemnego (w tym 717,8 mln m³ dotyczyło rynku krajowego, natomiast 30,8 mln m³ Pakistanu). Sprzedaży bezpośrednio ze złóż podlega zarówno gaz wysokometanowy, jak i zaazotowany – w 2013 roku było to odpowiednio 72,1 mln m³ oraz 676,5 mln m³ (w przeliczeniu na gaz ziemny wysokometanowy).

Sprzedaż gazu ziemnego odbywa się na zasadach wolnorynkowych, a warunki dostaw (w tym cena gazu) są indywidualnie negocjowane w zależności od charakterystyki danego projektu.

Głównymi odbiorcami gazu ziemnego bezpośrednio ze złóż są przedsiębiorstwa przemysłowe (w tym między innymi: Elektrociepłownia Zielona Góra SA, PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna SA, Zakłady Azotowe w Tarnowie-Mościcach SA, Arctic Paper Kostrzyn SA), których udział w wolumenie sprzedaży w 2013 roku stanowił 80%. W większości zakupem gazu ziemnego bezpośrednio ze złóż zainteresowani są klienci zlokalizowani w bliskiej odległości od kopalń gazu ziemnego. Dodatkowo taka sprzedaż gazu ziemnego pozwala na ekonomicznie korzystne zagospodarowanie złóż gazu o jakości odbiegającej od standardów sieciowych oraz na pozyskanie klientów, dla których dostawy gazu systemowego są technicznie lub ekonomicznie niemożliwe.

W 2013 roku bezpośrednia sprzedaż gazu ziemnego przez PGNiG stanowiła około 5% całkowitego wolumenu sprzedaży i wyniosła 754,6 mln m³, czyli o 4,3% więcej niż w 2012 roku. Sprzedaży bezpośrednio ze złóż podlega zarówno gaz wysokometanowy, jak i zaazotowany – w 2013 roku było to odpowiednio 72,2 mln m³ oraz 682,4 mln m³ (w przeliczeniu na gaz ziemny wysokometanowy).

Sprzedaż ropy naftowej przez PGNiG odbywa się na warunkach wolnorynkowych, a cena jest ustalana w odniesieniu do aktualnych notowań tego surowca na rynkach międzynarodowych. PGNiG realizowała sprzedaż ropy naftowej w 2013 roku jako:

W 2013 roku 49,7% wolumenu sprzedaży ropy naftowej trafiło poprzez ropociąg PERN „Przyjaźń” do niemieckich rafinerii.

Oprócz pozataryfowej sprzedaży gazu ziemnego bezpośrednio ze złóż oraz ropy naftowej PGNiG realizuje także sprzedaż innych produktów, takich jak hel, azot, siarka, kondensat, mieszanina propan-butan.

Uruchomienie projektu Lubiatów – Międzychód – Grotów (LMG) pozwoliło na zwiększenie produkcji ropy naftowej w 2013 roku przez PGNiG o około 360 tys. ton.

Wzrost wydobycia ropy naftowej był przyczyną aneksowania obecnych umów sprzedaży oraz podpisania nowych. PGNiG w 2013 roku kontynuowało dostawy rurociągowe dla TOTSA TOTAL, do których włączono surowiec z nowej kopalni Lubiatów. Aneks w tej sprawie podpisano w listopadzie 2013 roku. Również od listopada 2013 roku, PGNiG rozpoczęło dostawy ropy poprzez Przedsiębiorstwo Eksploatacji Rurociągów Naftowych „Przyjaźń” S.A. dla BP Europa SE. Nowy kontrakt z BP będzie obowiązywał do końca 2014 roku. W grudniu 2013 roku została zawarta z Grupą LOTOS S.A umowa na sprzedaż ropy naftowej, wydobywanej przez PGNiG. Surowiec będzie dostarczany do rafinerii LOTOSU w Gdańsku od 1 stycznia 2015 roku. Umowa będzie obowiązywać w latach 2015–2019 z możliwością jej przedłużenia na czas nieokreślony. Surowiec będzie odbierany przez kupującego  koleją z terminali kolejowych PGNiG zlokalizowanych na terenie Oddziału PGNiG w Zielonej Górze. Za transport surowca odpowiedzialna będzie spółka LOTOS Kolej.

W 2013 roku spółka PGNiG Upstream International AS rozpoczęła sprzedaż ropy naftowej ze złoża Skarv na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, bezpośrednio z platformy spółce Shell International Trading and Shipping Company Ltd. Wydobyty surowiec transportowany jest przez kontrahenta za pośrednictwem operującego wahadłowo zespołu tankowców.

W wyniku włączenia do eksploatacji w 2013 roku złóż Lubiatów, Międzychód i Grotów (LMG), a także złoża na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, sprzedaż ropy naftowej wzrosła o 128%.

Inwestycje

W 2013 roku w GK PGNiG w segmencie Poszukiwanie i Wydobycie poniesiono nakłady inwestycyjne w wysokości 1,45 mld zł.

Nakłady inwestycyjne na terytorium Polski zostały poniesione głównie na prace geofizyczne oraz prace wiertnicze, w ramach których zakończono wiercenie 28 odwiertów oraz rozpoczęto wiercenie 5, których kontynuacja przewidziana jest w roku 2014. Poza granicami Polski GK PGNiG prowadziła działanie w ramach posiadanych koncesji w Pakistanie, Libii, Egipcie i Norwegii.

Kluczową inwestycją w kraju był projekt LMG, którego założeniem było zagospodarowanie i włączenie do eksploatacji złóż ropy naftowej i gazu ziemnego Lubiatów, Międzychód i Grotów. Projekt LMG obejmuje:

W 2013 roku oddano do eksploatacji Ośrodek Centralny LMG oraz zakończono budowę gazociągu wysokiego ciśnienia relacji Terminal Ekspedycyjny Wierzbno – KGZ Paproć i tym samym zakończono realizację projektu.

Kluczowa inwestycja zagraniczna to projekt Skarv prowadzony przez spółkę PGNiG Upstream International. Inwestycja polega na zagospodarowaniu i eksploatacji złóż ropy naftowej i gazu ziemnego na Norweskim Szelfie Kontynentalnym przy wykorzystaniu pływającej jednostki wydobywczej, magazynowania i załadunku (FPSO). W 2013 roku prowadzono prace związane z zakończeniem ostatniej fazy zagospodarowania złoża Skarv. Zakres prac obejmował głównie kontynuację programu wierceń oraz odbiór techniczny platformy FPSO (pływającej jednostki wydobywczej, magazynowania i załadunku). Włączenie złoża Skarv do eksploatacji nastąpiło na przełomie 2012 i 2013 roku.

Pozostałe inwestycje obejmują zadania związane z zagospodarowaniem udokumentowanych bądź eksploatowanych złóż gazu ziemnego, utrzymaniem i odtworzeniem wydajności produkcji węglowodorów oraz funkcjonowaniem obszaru wydobycia. Do najważniejszych projektów, prowadzonych w 2013 roku, należały: