Działalność w Polsce
Grupa PGNiG zajmuje dominującą pozycję na krajowym rynku poszukiwania i wydobycia węglowodorów ze złóż. Spółka posiada około 90-procentowy udział w wydobyciu w Polsce. W przypadku ropy naftowej Grupa PGNiG z produkcją ropy na poziomie 750 tys. ton w 2016 r. posiadała około 20-procentowy udział w wydobyciu tego surowca w Polsce.
Na koniec 2016 r. PGNiG posiadało 48 koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego. W 2016 r. PGNiG zajmowało się poszukiwaniem i rozpoznawaniem złóż ropy naftowej i gazu ziemnego na terenie Karpat, Przedgórza Karpat 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 19 otworach, w tym: 12 poszukiwawczych oraz 7 otworach rozpoznawczych. Na koniec grudnia 2016 r. wyniki złożowe uzyskano z 14 odwiertów (10 poszukiwawczych i 4 rozpoznawczych), w tym 2, których wiercenie zakończono w 2015 r.
Mapa koncesji i odwiertów
W 2016 r. 12 otworów (poszukiwawczych i rozpoznawczych) zakwalifikowano jako otwory pozytywne: 8 poszukiwawczych i 4 rozpoznawcze. W 2 odwiertach poszukiwawczych nie uzyskano przemysłowego przypływu węglowodorów i odwierty te zostały zlikwidowane.
W 2016 r. 9 otworów eksploatacyjnych zakwalifikowano jako otwory pozytywne. W tym okresie zlikwidowane zostały 3 odwierty.
W 2016 r. wykonane były również rekonstrukcje, zabiegi intensyfikacyjne i testy złożowe w otworach: 4 otworach badawczych, 3 otworach poszukiwawczych, 2 otworach rozpoznawczych i 4 otworach eksploatacyjnych.
Liczba kopalni
Pasek przewijania znajduje się pod tabelą
| Sanok | Zielona Góra | |
|---|---|---|
| Kopalnie gazu ziemnego | 18 | 11 |
| Kopalnie ropy naftowej | 5 | 2 |
| Kopalnie ropy naftowej i gazu ziemnego | 13 | 5 |
| Razem | 36 | 18 |
W 2016 r. PGNiG współpracowało z innymi podmiotami na obszarach koncesyjnych. Spółka współpracowała m.in. z: FX Energy Poland Sp. z o.o., LOTOS Petrobaltic S.A. i ORLEN Upstream Sp. z o.o. We współpracy z innymi podmiotami PGNiG prowadziło również prace poszukiwawcze w Pakistanie i Norwegii.
Udokumentowane zasoby wydobywalne w Polsce w latach 2012–2016
mln boe
Zasoby udokumentowane i planowane do udokumentowania w latach 1989-2018 w Polsce
mln boe
Sprzedaż podstawowych produktów
Podstawowymi produktami sprzedawanymi przez segment jest ropa naftowa oraz gaz ziemny wysokometanowy i gaz ziemny zaazotowany. W wyniku oczyszczania ropy naftowej do parametrów handlowych uzyskiwane są produkty: kondensat ropny, siarka oraz mieszanina propan-butan. Część wydobywanego gazu zaazotowanego podlega dalszemu przetworzeniu na gaz wysokometanowy w odazotowniach w Odolanowie oraz Grodzisku Wielkopolskim. W wyniku kriogenicznego przetwarzania gazu zaazotowanego Spółka, oprócz gazu wysokometanowego, uzyskuje takie produkty jak: skroplony gaz ziemny LNG, gazowy i ciekły hel oraz ciekły azot.
W obszarze handlu ropą naftową PGNiG w 2016 r. kontynuowało swoją dotychczasową politykę sprzedażową, współpracując z największymi podmiotami sektora paliwowego w Polsce i za granicą.
Kolejowe dostawy ropy naftowej (64% sprzedaży surowca) były realizowane do Grupy LOTOS – Rafineria w Gdańsku oraz do spółki Orlen Południe Zakład Trzebinia (Grupa Orlen). Transportem samochodowym (6% sprzedaży) PGNiG dostarczało surowiec do Orlen Południe Zakład Jedlicze. W 2016 r. dostawy ropy były realizowane również transportem rurociągowym (30% sprzedaży) do firmy TOTSA TOTAL Oil Trading S.A. przy wykorzystaniu ropociągu PERN.
Sprzedaż ropy naftowej w PGNiG jest oparta na rynkowych notowaniach cen tego surowca. Ropa typu Brent w 2016 r. średnio kosztowała 43,74 USD za baryłkę przy rozpiętości cen między 28 USD/bbl w styczniu a 55 USD/bbl w grudniu 2016 r.
Prace sejsmiczne
W 2016 r. Grupa PGNiG – przede wszystkim przez spółki GEOFIZYKA Toruń i GEOFIZYKA Kraków – wykonały 168,5 km sejsmiki 2D i 576,7 km2 sejsmiki 3D. Do największych projektów realizowanych w ciągu roku należy zaliczyć projekty Korczowa 2D (76,5 km), Hoczew-Lutowiska 2D (60,9 km) oraz Przemyśl 3D (164,6 km2) i Wańkowa-Bandrów 3D (120,5 km2).
Proces poszukiwania gazu łupkowego
Pomimo braku sukcesu geologicznego w dotychczasowych poszukiwaniach złóż niekonwencjonalnych typu shale na obszarze Polski, pozyskano umiejętności wykorzystania nowych technologii wiercenia i udostępniania do eksploatacji formacji uznawanych dotychczas za nieproduktywne głównie ze względu na bardzo słabe własności zbiornikowe.
Uwarunkowania geologiczne na obszarze Polski sprawiają, że istnieje konieczność rozwoju poszukiwań węglowodorów w formacjach, które dotychczas nie były eksploatowane na szeroką skalę, głównie ze względu na ograniczenia technologiczne. Wiedza uzyskana w trakcie trwania programu poszukiwania złóż niekonwencjonalnych typu shale otwiera możliwości eksploracji i eksploatacji gazu z formacji typu tight (gaz zaciśnięty) oraz z pokładów węgla (Coal bed methane – CBM). Obecnie prowadzone projekty w Karpatach (np. Siedleczka – tight gas) czy na Górnym Śląsku (Gilowice – metan z pokładów węgla) są na to dowodem. Udostępnienie nowych horyzontów (tight) do eksploatacji w projektach Siedleczka i Kramażówka dało wymierne efekty w postaci zwiększenia zasobów gazu.
Stosowane na szeroką skalę wiercenia kierunkowe i horyzontalne w połączeniu z nowoczesnymi metodami udostępniania stref złożowych o niskiej lub bardzo niskiej przepuszczalności, są coraz częściej wykorzystywane i otwierają nowe perspektywy na pozyskanie nowych obszarów do prospekcji naftowej w Polsce. Zastosowanie systemu „Daily Rate” w procesie wiercenia dało możliwości przyciągnięcia do Polski najnowszych technologii. Otwarcie się na szeroki rynek usług pozwoliło specjalistom PGNiG na zapoznanie się z tymi technologiami i pozyskanie umiejętności ich praktycznego zastosowania.
