Działalność w 2015 r.

Grupa PGNiG zajmuje dominującą pozycję na krajowym rynku poszukiwania i wydobycia węglowodorów ze złóż. Od 1990 r. poszukiwanie węglowodorów w Polsce prowadzone jest na podstawie polityki koncesyjnej, która zapewnia wszystkim podmiotom równe szanse w dostępie do koncesji poszukiwawczych. Na dzień 31 grudnia 2015 r. PGNiG posiadało 61 koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż ropy naftowej i gazu. Na przestrzeni ostatnich 25 lat poszukiwanie w Polsce prowadziło kilkadziesiąt firm zagranicznych, w tym najbardziej znane na rynku, tj. Amoco, Texaco, Conoco, Exxon. Powstały również nowe, polskie spółki poszukiwawcze koncernów petrochemicznych PKN Orlen i Grupy LOTOS. Na koniec 2015 r. poszukiwaniem złóż w Polsce zajmowało się 14 firm. Pomimo bardzo silnej konkurencji Grupa PGNiG obroniła pozycję lidera – żadna firma zagraniczna w tym czasie nie dokonała samodzielnie znaczącego odkrycia i nie jest operatorem koncesji eksploatacyjnej. Na koniec 2015 r. PGNiG posiadało 227 koncesji eksploatacyjnych, czyli ok. 96% koncesji na wydobywanie gazu ziemnego i ropy naftowej. W Polsce działa również wiele międzynarodowych firm serwisowych, w tym m.in. Schlumberger, Halliburton, Weatherford, United Oilfield Services. Pomimo tak znacznej konkurencji spółki Grupy PGNiG (GEOFIZYKA Kraków, GEOFIZYKA Toruń, Exalo Drilling) utrzymują znaczącą pozycję w tym obszarze działalności.

Poszukiwanie

Poszukiwanie złóż w Polsce

W 2015 r. PGNiG zajmowało się poszukiwaniem i rozpoznawaniem złóż ropy naftowej i gazu ziemnego na terenie Karpat, Pogórza Karpackiego i na Niżu Polskim zarówno we własnym zakresie, jak i we współpracy z partnerami. Na obszarach koncesyjnych PGNiG prace wiertnicze w kraju prowadzone były w 26 otworach, w tym: 13 poszukiwawczych, 3 badawczych oraz 10 rozpoznawczych. W 2015 r. 11 otworów zakwalifikowano jako otwory pozytywne, w tym: 2 otwory poszukiwawcze na Niżu Polskim, 4 otwory poszukiwawcze na Pogórzu Karpackim i 5 otworów rozpoznawczych na Pogórzu Karpackim. W 9 odwiertach nie uzyskano przemysłowego przypływu węglowodorów i odwierty te zostały zlikwidowane. Stan zasobów wydobywalnych na dzień 31 grudnia 2015 r. wynosił:

• 78,1 mld m³ gazu ziemnego (w przeliczeniu na gaz wysokometanowy),
• 17,9 mln ton ropy naftowej (łącznie z kondensatem).

Partnerzy na koncesjach

W 2015 r. PGNiG współpracowało z innymi podmiotami na obszarach koncesyjnych PGNiG, FX Energy Poland Sp. z o.o., San Leon Energy PLC, LOTOS Petrobaltic SA i ORLEN Upstream Sp. z o.o. Ponadto we współpracy z innymi podmiotami PGNiG prowadziło prace poszukiwawcze w Pakistanie i Norwegii.

Zasoby

Poszukiwanie złóż za granicą

Libia

Polish Oil and Gas Company – Libya B.V., spółka Grupy PGNiG, prowadziła prace poszukiwawcze na koncesji numer 113 zlokalizowanej w basenie naftowym Murzuq w Libii na podstawie umowy EPSA z dnia 25 lutego 2008 r. zawartej z rządem Libii.

Dotychczas w ramach realizacji zobowiązań poszukiwawczych spółka wykonała ponad 3000 km sejsmiki 2D, ponad 1000 km2 sejsmiki 3D oraz zrealizowała dwa pozytywne odwierty poszukiwawcze. Wyniki wierceń zostały potwierdzone przez National Oil Corporation. Do realizacji pozostała jeszcze druga cześć sejsmiki 3D (blisko 500 km2) oraz 6 odwiertów poszukiwawczych.

Od stycznia 2014 r., ze względu na napiętą sytuację polityczną i wzrastające zagrożenie dla bezpieczeństwa pracowników, spółka nie realizuje prac poszukiwawczych w Libii. W marcu 2014 r. NOC podpisało drugą umowę prolongacyjną, która wydłużyła umowę EPSA łącznie o dodatkowe 830 dni.

Niemcy

4 sierpnia 2015 r. PGNiG przejęło udziały od firmy Central European Petroleum Gmbh i zostało stroną umowy o wspólnych operacjach na wydzielonej części koncesji Lubben we wschodnich Niemczech w landzie Brandenburgia. Przedmiotem współpracy jest poszukiwanie, rozpoznawanie i eksploatacja złóż ropy naftowej oraz gazu ziemnego. PGNiG objęło 36% udziałów w przyszłych przychodach z potencjalnej produkcji ropy naftowej i gazu ziemnego. Partnerami PGNiG w przedsięwzięciu są Central European Petroleum Gmbh (39% udziałów i operatorstwo koncesji) oraz austriacka firma Rohöl-Aufsuchungs AG (25% udziałów). W grudniu 2015 r. rozpoczęto wiercenie otworu poszukiwawczego Markische Heide-1.

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., zgodnie z podziałem udziałów i kosztów PGNiG (operator) – 70%, Pakistan Petroleum Ltd. – 30%.

W pierwszym półroczu 2015 r. zakończono wiercenie otworu Rizq-1 i przeprowadzono zabieg szczelinowania. Podczas testów uzyskano przypływ gazu w maksymalnej wysokości 206,5 m³/min. We wrześniu zakończono budowę instalacji napowierzchniowej umożliwiającej zwiększenie wydobycia do 800 m³/min. Otworem Rizq-1 dokonano odkrycia kolejnego złoża niekonwencjonalnego typu tight gas o zasobach 4,5 mld m³. W celu wykorzystania potencjału nowo odkrytego złoża opracowano koncepcję wspólnego zagospodarowania złóż Rehman i Rizq, która w pierwszym etapie uwzględnia podłączenie do eksploatacji otworu Rizq-1 oraz wykonanie dwóch kolejnych otworów: Rehman-2 i Rehman- 3 (rozpoczęcie wiercenia zaplanowano na pierwszą połowę 2016 r.). W 2015 r. prowadzono również budowę gazociągu, za pomocą którego otwór Rizq-1 zostanie podłączony do kopalni na złożu Rehman. Równocześnie w ramach dalszych prac poszukiwawczo-dokumentacyjnych rozpoczęto realizację nowego zdjęcia sejsmicznego 3D. Ponadto Spółka kontynuowała eksploatację odwiertów Rehman-1 i Hallel X-1.

Kopalnia na złożu Rehman została otwarta w listopadzie 2015 r. Jest to pierwsza kopalnia PGNiG za granicą. Po raz pierwszy w historii, poza granicami Polski, Spółka przeprowadziła projekt od momentu pozyskania koncesji przez poszukiwanie i rozpoznanie złóż do podłączenia złoża do produkcji. Wybudowanie kopalni jest jednym z etapów prac zmierzających do pełnego zagospodarowania złóż Rehman i Rizq.

Norwegia

PGNiG Upstream International AS, spółka Grupy PGNiG, posiada udziały w koncesjach poszukiwawczo- wydobywczych na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, zlokalizowanych na Morzach Północnym, Norweskim i Barentsa. Spółka wspólnie z partnerami zajmuje się wydobyciem węglowodorów ze złóż Skarv, Morvin, Vilje i Vale oraz bierze udział w projekcie zagospodarowania złóż Snadd na Morzu Norweskim i Gina Krog na Morzu Północnym. Na pozostałych koncesjach spółka realizuje projekty poszukiwawcze.

Głównym aktywem spółki jest złoże Skarv, zagospodarowane przy pomocy pływającej jednostki produkcyjnej FPSO. Jednostka ta stanowi własność udziałowców koncesji, w tym PGNiG Upstream International AS i zakłada się, że będzie kontynuowała pracę przez najbliższe 20 lat. Pozostałe złoża produkcyjne (Morvin, Vilje i Vale) obejmują zespół odwiertów, które zostały podłączone do istniejącej infrastruktury wydobywczej.

Na podstawie przeprowadzonych w 2015 r. badań i analiz sporządzono aktualizację modeli złożowych. W konsekwencji nastąpił istotny wzrost szacowanych wydobywalnych zasobów kontrolowanych przez PGNiG UI. Łączne zasoby netto spółki wzrosły z 80,9 mln boe na koniec 2014 r. do 87,3 mln boe (5,1 tys. ton ropy naftowej i 6,6 mln m³ gazu ziemnego) na koniec 2015 r. Wzrost ten nastąpił pomimo wyprodukowania 8,5 mln boe w ciągu 2015 r.

W 2015 r. ze złóż Skarv, Morvin, Vilje i Vale spółka wydobyła 664 tys. ton ropy naftowej wraz z innymi frakcjami (w przeliczeniu na tonę ekwiwalentu ropy naftowej) i 572,8 mln m³ (tj. 6,3 GWh) gazu ziemnego. Wydobycie ze wszystkich złóż było wyższe niż planowano i uzyskano je głównie przez zastosowanie na złożu Skarv techniki wydobycia polegającej m.in. na równoczesnym zatłaczaniu gazu ziemnego do złoża w celu zwiększenia współczynnika wydobycia ropy naftowej.

Ropa naftowa sprzedawana jest bezpośrednio ze złóż spółkom Shell International Trading and Shipping Company Ltd (ze złóż Skarv, Vilje i Vale) oraz Total Oil Trading (ze złoża Morvin). Na wszystkich złożach, z wyjątkiem Vilje, wraz z ropą naftową wydobywany jest również gaz ziemny, który w całości przesyłany jest gazociągiem do Niemiec, gdzie odbiera go spółka PGNiG Supply & Trading GmbH.

W 2015 r. PGNiG UI razem z partnerami kontynuowała, zgodnie z planem, zagospodarowanie złóż Gina Krog i Snadd. Do wiercenia otworów poszukiwawczych i produkcyjnych na projekcie Gina Krog wykorzystywana jest nowa platforma wiertnicza Maersk, która rozpoczęła prace na złożu w październiku 2015 r. Nad złożem Gina Krog została zainstalowana stalowa konstrukcja (jacket), na której zostanie umieszczona platforma wydobywcza. Ponadto w 2015 r. wykonano większość prac związanych z podłączeniem złoża Gina Krog do istniejącej infrastruktury. Uruchomienie wydobycia ze złoża Gina Krog planowane jest na 2017 r.

Ponadto spółka, będąca partnerem na koncesji PL029C (rejon złoża Gina Krog), uczestniczyła w 2015 r. w wierceniu otworu poszukiwawczego zlokalizowanego na strukturze East-3. Wyniki uzyskane z otworu potwierdzają występowanie złoża węglowodorów na tej strukturze.

Natomiast na złożu Snadd, będącym w fazie wyboru koncepcji zagospodarowania, prowadzane są prace projektowe w zakresie wyboru optymalnego scenariusza inwestycyjnego. Jednocześnie prowadzony jest długoterminowy test produkcyjny, który pozwoli na uzyskanie dalszych informacji geologicznych pozwalających na bardziej optymalne zagospodarowanie złoża.

W 2015 r. spółka przygotowała i złożyła wnioski koncesyjne w ramach dwóch rund koncesyjnych: APA 2015 oraz 23. Rundy Koncesyjnej. W styczniu 2016 r. spółka otrzymała, w wyniku rozstrzygnięcia rundy koncesyjnej APA 2015, udziały w 4 koncesjach poszukiwawczo-wydobywczych, w tym w jednej jako Operator. Dwie z pozyskanych koncesji (PL838 i PL839) zlokalizowane są na Morzu Norweskim, pozostałe na Morzu Północnym (PL813) oraz na Morzu Barentsa (PL850). Rozstrzygnięcie 23. Rundy Koncesyjnej nastąpi w 2016 r.

Po rozstrzygnięciu rundy koncesyjnej APA 2015 (styczeń 2016), pełen portfel koncesji posiadanych przez PGNiG UI prezentował się następująco:

Wydobycie

W 2015 r. Grupa PGNiG wydobyła łącznie 4,6 mld m³ gazu ziemnego (w przeliczeniu na gaz ziemny wysokometanowy), z czego wydobycie ze złóż krajowych wyniosło 4,0 mld m³, a z zagranicznych 624 mln m³. Natomiast wydobycie ropy naftowej wraz z innymi frakcjami osiągnęło poziom 1 429 tys. ton ropy naftowej, z czego 664 tys. ton na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Wzrost wydobycia na Norweskim Szelfie Kontynentalnym spowodowany został nabyciem w 2014 r. przez PGNiG UI udziałów w złożach w fazie eksploatacji (Morvin, Vale i Vilje) oraz zastosowaniem nowej techniki wydobycia na złożu Skarv.

Eksploatacja złóż gazu ziemnego i ropy naftowej na terenie Polski prowadzona jest przez dwa oddziały PGNiG: Oddział w Zielonej Górze oraz Oddział w Sanoku. Oddział w Zielonej Górze wydobywa ropę naftową i gaz ziemny zaazotowany w 21 kopalniach (12 gazowych, 6 ropno- -gazowych oraz 3 ropnych), natomiast Oddział w Sanoku pozyskuje gaz ziemny wysokometanowy i zaazotowany oraz ropę naftową w 36 kopalniach (18 gazowych, 13 ropno-gazowych i 5 ropnych).

W 2015 r. na terenie działania Oddziału PGNiG w Sanoku włączono do eksploatacji 6 odwiertów na złożach już eksploatowanych, 1 odwiert w ramach próbnej eksploatacji oraz 2 nowe złoża: Załęże i Białoboki. Łączny przyrost zdolności wydobywczych wyniósł około 7 tys. m³/h (w przeliczeniu na gaz wysokometanowy).

Na terenie działania Oddziału w Zielonej Górze podłączono 2 odwierty gazowe i 2 odwierty ropne na złożach już eksploatowanych, a także włączono do eksploatacji nowe złoże Grodzisk 26. Łączny przyrost zdolności wydobywczych wyniósł około 4,3 tys. m³/h (w przeliczeniu na gaz wysokometanowy).

Pojemności czynne magazynów segmentu Poszukiwanie i Wydobycie na dzień 31 grudnia 2015 r.

Podziemne magazyny gazu

W 2015 r. segment Poszukiwanie i Wydobycie na własne potrzeby wykorzystywał pojemności czynne podziemnych magazynów gazu zaazotowanego Daszewo i Bonikowo. Pojemności magazynowe wykorzystywane na potrzeby wydobycia są wyłączone z definicji instalacji magazynowej w rozumieniu ustawy Prawo energetyczne.