Raport
Zintegrowany 2018
Menu

Działalność w 2018 r.

Działalność w Polsce

Koncesje krajowe

Na dzień 1 stycznia 2018 r. PGNiG posiadało 48 koncesji: 22 na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego, 1 zawieszona (w związku z brakiem zakończenia procedury przekształcenia oraz wygaśnięciem koncesji po złożeniu wniosków do organu koncesyjnego) oraz 25 łącznych (na poszukiwanie, rozpoznawanie oraz wydobywanie). Na dzień 31 grudnia 2018 r. PGNiG posiadało 47 koncesji: 20 na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego oraz 27 łącznych (z 1 koncesji zrezygnowano).

W 2018 r. zakończono 24 postępowania w zakresie przedłużania, zmiany lub przekształcenia koncesji. Według stanu na dzień 31 grudnia 2018 r. w Ministerstwie Środowiska na przekształcenie oczekuje łącznie 6 obszarów koncesyjnych oraz 1 wniosek o zmianę koncesji. Zakończono również 32 postępowania w zakresie zatwierdzenia dodatków do projektów robót geologicznych. Procedowane są 2 dodatki do projektów geologicznych oraz 1 projekt badawczy.

Na dzień 31 grudnia 2018 r. liczba posiadanych krajowych koncesji eksploatacyjnych wyniosła 203. W 2018 r. PGNiG przyznano 2 nowe koncesje eksploatacyjne (Zbąszyń oraz Dzików Stary), 34 zostały zmienione, a 12 wygaszono.

Prowadzone prace

W 2018 r. PGNiG zajmowało się poszukiwaniem i rozpoznawaniem złóż ropy naftowej i gazu ziemnego na terenie Karpat, Przedgórza Karpat, Monokliny Sudeckiej i Niżu Polskiego zarówno we własnym zakresie, jak i we współpracy z partnerami. Z 36 otworów wierconych w 2018 r. głębokość końcową osiągnęły 32 otwory, w tym: 4 badawcze, 9 poszukiwawczych, 13 rozpoznawczych oraz 6 eksploatacyjnych.

Na koniec 2018 r. wyniki złożowe uzyskano z 21 odwiertów (1 badawczy, 9 poszukiwawczych, 5 rozpoznawczych i 6 eksploatacyjnych). Wśród 21 odwiertów o znanych wynikach złożowych znalazło się: 17 odwiertów pozytywnych, 3 negatywne (wszystkie to odwierty poszukiwawcze, które nie uzyskały przemysłowego przypływu węglowodorów i zostały zlikwidowane) oraz 1 badawczy (zlikwidowany, z uwagi na badawczy charakter prowadzonych prac nie podlega klasyfikacji złożowej).

Koncesje PGNiG i odwierty w 2018 r.

W 2018 r. wykonane były również rekonstrukcje, zabiegi intensyfikacyjne, testy złożowe oraz likwidacje otworów odwierconych we wcześniejszych latach – dotyczyło to: 6 otworów badawczych (1 odwiert znajduje się w procesie pompowania, a 5 otworów zostało zlikwidowanych), 18 poszukiwawczych (17 otworów zlikwidowanych, 1 znajduje się w trakcie próbnej eksploatacji) oraz 2 rozpoznawczych (w jednym otworze zakończony został I etap prób złożowych i oczekuje się na dalsze prace, drugi został zlikwidowany).

Do nowych odwiertów podłączonych do eksploatacji w Oddziale Sanok w 2018 r. należy: 6 odwiertów na złożu Husów-Albigowa-Krasne: (Siedleczka-8, Siedleczka-9, Siedleczka-10K, Siedleczka-11K, Siedleczka-12K, Siedleczka-13K), 1 odwiert na złożu Przeworsk (Przeworsk-23), 1 odwiert na złożu Zagorzyce (Sędziszów-37), 1 odwiert na złożu Pruchnik-Pantalowice (Pantalowice-7K), 1 odwiert na złożu Kowale (Kowale-3) oraz 2 odwierty na złożu Przemyśl – pole Wapowce (Przemyśl-283K, Przemyśl-66a – w ramach testu długotrwałego).

Do nowych odwiertów podłączonych do eksploatacji w Oddziale Zielona Góra w 2018 r. należą: 4 odwierty na złożu Paproć P1 (Paproć-61, Paproć-62, Paproć-64, Paproć-65), 3 odwierty na złożu BMB (Mostno-21H/K, Barnówko-21K, Barnówko-22K) oraz 3 odwierty na złożu Lubiatów (Sowia Góra-11K, Lubiatów-13K, Lubiatów-11H).

Z kolei do nowych złóż podłączonych do eksploatacji w Oddziale Zielona Góra w 2018 r. należą: złoże Czarna Wieś (odwierty: Czarna Wieś-4 i Czarna Wieś-5), a także Dargosław (odwiert Dargosław-1).

Liczba kopalni Sanok Zielona Góra
Kopalnie gazu ziemnego 18 10
Kopalnie ropy naftowej 5 1
Kopalnie ropy naftowej i gazu ziemnego 13 7
Razem 36 18

PGNiG, z produkcją ropy w Polsce na poziomie ponad 800 tys. ton w 2018 r., należy do największych firm specjalizujących się w wydobyciu tego surowca w kraju. W odniesieniu do gazu ziemnego PGNiG posiada około 90% udziału w łącznym wolumenie wydobycia w Polsce.

Wydobycie gazu ziemnego w Polsce
Wydobycie gazu ziemnego w Polsce mln m3 2018 2017 2016 2015 2014
Grupa  Kapitałowa PGNiG PGNiG Grupa  Kapitałowa PGNiG PGNiG Grupa  Kapitałowa PGNiG Grupa  Kapitałowa PGNiG Grupa  Kapitałowa PGNiG
Gaz wysokometanowy (E) 1 296 1 296 1 315 1 315 1 400 1 454 1 457
Oddział PGNiG w Zielonej Górze
Oddział PGNiG w Sanoku 1 296 1 296 1 315 1 315 1 400 1 454 1 457
Gaz zaazotowany (Ls/Lw przeliczony na E) 2 512 2 512 2 524 2 524 2 481 2 513 2 570
Oddział PGNiG w Zielonej Górze 2 458 2 458 2 467 2 467 2 422 2 441 2 490
Oddział PGNiG w Sanoku 54 54 56 56 59 72 80
Razem (przeliczony na E) 3 808 3 808 3 839 3 839 3 881 3 967 4 027
Wydobycie ropy naftowej w Polsce (wraz z frakcjami)
Wydobycie ropy naftowej* w Polsce tys. ton 2018 2017 2016 2015 2014
Grupa
Kapitałowa PGNiG
PGNiG Grupa
Kapitałowa PGNiG
PGNiG Grupa
Kapitałowa PGNiG
Grupa
Kapitałowa PGNiG
Grupa
Kapitałowa PGNiG
Oddział PGNiG w Zielonej Górze 780 780 747 747 719 719 742
Oddział PGNiG w Sanoku 38 38 40 40 44 46 47
Razem 818 818 787 787 763 765 789
* razem z kondensatem i NGL
Wydobycie pozostałych produktów
tys. ton 2018 2017 2016 2015 2014
Grupa
Kapitałowa PGNiG
PGNiG Grupa
Kapitałowa PGNiG
PGNiG Grupa
Kapitałowa PGNiG
Grupa
Kapitałowa PGNiG
Grupa
Kapitałowa PGNiG
Gaz propan-butan 39 39 38 38 37 35 32
LNGLNG – Liquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacji.LNG – Liquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacji. 21 21 22 22 26 25 30
mln m3
Hel 3 3 3 3 3 3 3

Współpraca z innymi podmiotami

W 2018 r. PGNiG współpracowało na posiadanych obszarach koncesyjnych z innymi podmiotami, takimi jak: LOTOS Petrobaltic SA i ORLEN Upstream Sp. z o.o. Ponadto, we współpracy z innymi podmiotami, PGNiG prowadziło prace poszukiwawcze w Pakistanie i Norwegii.

Współpraca w Polsce

Na koncesjach PGNiG kontynuowane były prace na obszarach:

51%, FX Energy Poland Sp. z o.o. – 49%. Zakończono wiercenie otworu Chwalęcin-1K, w którym uzyskano komercyjny przypływ gazu ziemnego. Zakończono także prace sejsmiczne Radliniec 3D i Mechlin 3D oraz rozpoczęto realizację zdjęcia sejsmicznego Rusocin 3D, a także przetwarzanie i interpretację archiwalnych danych sejsmicznych 3D w rejonie Boguszyn-Młodzikowo;

51%, FX Energy Poland Sp. z o.o. – 24,5%, „CalenergyResources Poland” Sp. z o.o. – 24,5%. Obecnie PGNiG oczekuje na decyzję Ministerstwa Środowiska wygaszającą koncesję (umowa w likwidacji);

51%, FX Energy Poland Sp. z o.o. – 49%. Zakończono budowę kopalni Miłosław E i rozpoczęto zagospodarowanie otworu Miłosław-5K/H (kopalnia Miłosław). Ponadto: zakończono wiercenie otworu poszukiwawczego Kotlin-3, który zlikwidowano z uwagi na negatywny wynik, rozpoczęto wiercenie otworu rozpoznawczego Miłosław-6H na złożu gazu Miłosław E, który, z uwagi na awarię wiertniczą, zlikwidowano w sposób umożliwiający kontynuowanie prac ratunkowych i odwiercenie otworu bocznego, a także rozpoczęto wiercenie otworu rozpoznawczego Komorze-3H na złożu gazu Komorze, który, z uwagi na komplikacje techniczne, zlikwidowano. Zakończono również prace sejsmiczne Sośnica 3D;

51%, Eurogas Polska Sp. z o.o. – 24% i Energia Bieszczady Sp. z o.o. – 25%. W dniu 20 lipca 2015 r. ORLEN Upstream sp. z o.o. objęła 49% udziałów w blokach koncesyjnych o numerach: 437, 438, 456, 457, 458 oraz we fragmentach bloków 417 i 436, należących do Eurogas Polska Sp. z o.o. i Energia Bieszczady Sp. z o.o. i tym samym została stroną umowy o wspólnych operacjach. Zakończono prace likwidacyjne w otworze poszukiwawczym Niebieszczany-1 oraz wykonano (w tym dokończono) prace sejsmiczne 2D Barycz-Paszowa, 3D Wańkowa-Bandrów oraz Leszczowate 2D. Pod koniec 2018 r. rozpoczęto wiercenie otworu Czarna Dolna-1 (planowana głębokość 4000 m). Podjęto decyzję o rezygnacji z koncesji na bloku 456 z powodu nieprzychylnego stanowiska regionalnej dyrekcji ochrony środowiska, dotyczącego realizacji prac poszukiwawczych na obszarze NATURA 2000Sieć obszarów określonych typów siedlisk przyrodniczych oraz gatunków, które uważa się za cenne i zagrożone w skali całej Europy, zajmujących prawie 20% powierzchni lądowej Polski.Sieć obszarów określonych typów siedlisk przyrodniczych oraz gatunków, które uważa się za cenne i zagrożone w skali całej Europy, zajmujących prawie 20% powierzchni lądowej Polski.;

51%, ORLEN Upstream Sp. z o.o. – 49%. Kontynuowano prace analityczne i formalno-prawne, dotyczące zagospodarowania złoża oraz zlikwidowano otwór Sieraków-4;

51%, LOTOS Petrobaltic SA – 49%. W maju 2018 r. LOTOS Petrobaltic SA wypowiedział umowę o wspólnych operacjach, która wygasła z końcem czerwca 2018 r.;

51%, LOTOS Petrobaltic S.A. – 49%. Wykonano prace sejsmiczne Miłaki 3D (od grudnia 2018 r. trwa interpretacja danych sejsmicznych);

 

Prace na koncesjach FX Energy Poland Sp. z o.o. prowadzone były na obszarze „Warszawa-Południe” (blok 255) na podstawie umowy o wspólnych operacjach z dnia 26 maja 2011 r. Udziały FX Energy Poland Sp. z o.o. (operator) wynoszą 51%, a PGNiG – 49%. W październiku 2017 r. PGNiG wypowiedziało Umowę o Wspólnych Operacjach. Do całkowitego zakończenia współpracy na tym obszarze pozostaje likwidacja infrastruktury na złożu, co planowane jest w 2019 r.

Zasoby wydobywalne udokumentowane przez PGNiG w Polsce w latach 2014-2018

* uwzględniono dodatkowo przyrosty zasobów z dokumentacji przyjętych przez Komisję Zasobów Kopalin, bez decyzji Ministra Środowiska.

** współczynnik wyrażający stosunek zasobów węglowodorów do poziomu produkcji.

 

Współpraca za granicą

Sprzedaż podstawowych produktów

Podstawowymi produktami sprzedawanymi przez segment jest ropa naftowa, 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, oprócz gazu wysokometanowego, uzyskuje się takie produkty, jak: LNGLNG – Liquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacji.LNG – Liquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacji., gazowy i ciekły hel oraz ciekły azot. Część gazu ziemnego wydobytego w Polsce sprzedawana jest bezpośrednio ze złóż do klientów spoza Grupy Kapitałowej PGNiG (tabela poniżej), jak również w ramach Grupy. Gaz ziemny wydobyty, a nie sprzedany w segmencie, przekazywany jest do sprzedaży do segmentu Obrót i Magazynowanie.

Sprzedaż gazu ziemnego w Polsce z segmentu poza Grupę PGNiG mln m3 2018 2017 2016 2015 2014
Grupa  Kapitałowa PGNiG PGNiG Grupa  Kapitałowa PGNiG PGNiG Grupa  Kapitałowa PGNiG Grupa  Kapitałowa PGNiG Grupa  Kapitałowa PGNiG
Gaz wysokometanowy (E) 26 26 30 30 53 52 33
Gaz zaazotowany (Ls/Lw przeliczony na E) 658 658 646 646 644 633 682
Razem (przeliczony na E) 684 684 676 676 697 685 715

W obszarze handlu ropą naftową, wydobywaną w Polsce w 2018 r., PGNiG kontynuuje swoją dotychczasową politykę sprzedażową współpracując z największymi podmiotami sektora paliwowego w Polsce i za granicą.

Koncesja Operator Udział Rodzaj Planowane działania
PL029C (Gina Krog) Equinor 29.63 % (8% w projekcie) Poszukiwawcza/ Zagospodarowanie Zagospodarowanie (Produkcja od
2017 r.), Poszukiwania
PL036D (Vilje) Aker BP 24.243 % Produkcja Produkcja
PL036 (Vale) Spirit 24.243 % Poszukiwawcza/ Produkcja Produkcja
PL249 (Vale)
PL044 ConocoPhilips 30% w licencji (42,38% w Tommeliten Alpha) Poszukiwawcza/ Zagospodarowanie Poszukiwania/ Zagospodarowanie
PL134B (Morvin) Equinor 6 % Produkcja Produkcja
PL134C (Morvin)
PL212 (Skarv) AkerBP 15 % (11.9175 w projekcie) Poszukiwawcza/ Zagospodarowanie/ Produkcja Produkcja, zagospodarowanie złoża Ærfugl, poszukiwania, planowany odwiert w 2018 r.
PL212B (Skarv)
PL262 (Skarv)
PL212E (Snadd Outer) AkerBP 15 % Poszukiwawcza Możliwe włączenie do Snadd
PL433 Spirit 20 % Poszukiwawcza/ Rozpoznanie Poszukiwania/ Rozpoznanie
PL460 (Skogul) Aker BP 35 % Poszukiwawcza/ Zagospodarowanie Poszukiwania/ Zagospodarowanie
PL813 (Elli) Equinor 8 % Poszukiwawcza Spodziewana decyzja DoD* Luty 2019
Op.PL838 (Shrek) PGNiG 40 % Poszukiwawcza Wiercenie w 2019 r.
PL839 (Nise/Storkobbe) AkerBP 11.9175 % Poszukiwawcza Interpretacja sejsmiki
PL850 (Ulv) Edison 20 % Poszukiwawcza decyzja DoD* Luty 2019, planowany wniosek o przedłużenie licencji
PL887 (Novus East) PGNiG 40 % Poszukiwawcza decyzja DoD* Luty 2019, planowany wniosek o przedłużenie licencji
PL891 (Slagugle) ConocoPhilips 30 % Poszukiwawcza decyzja DoD* Luty 2019
PL939 (Egyptian Vulter) Equinor 30 % Poszukiwawcza decyzja DoD* Marzec 2020
PL941 (Gronlifielet) AkerBP 20 % Poszukiwawcza decyzja DoD* Marzec 2020

Kolejowe dostawy ropy naftowej (65% sprzedaży) były realizowane do Grupy LOTOS – Rafineria w Gdańsku oraz do spółki Orlen Południe Zakład Trzebinia (Grupa PKN Orlen). Transportem samochodowym (5% sprzedaży) dostarczano surowiec do Orlen Południe Zakład Jedlicze. W 2018 r. dostawy ropy były realizowane również transportem rurociągowym (30% sprzedaży) do firmy TOTSA TOTAL Oil Trading SA przy wykorzystaniu ropociągu PERN. Sprzedaż ropy naftowej jest oparta o rynkowe notowania cen tego surowca.

Prace sejsmiczne i wiertnicze oraz usługi serwisowe

W 2018 r. w ramach realizacji zadań Oddziału Geologii i Eksploatacji PGNiG wykonano 470,78 km sejsmiki 2DBadania metodą refleksyjną w wyniku rejestracji fal sejsmicznych wzbudzonych punktowo i rejestrowanych wzdłuż wyznaczonej linii.Badania metodą refleksyjną w wyniku rejestracji fal sejsmicznych wzbudzonych punktowo i rejestrowanych wzdłuż wyznaczonej linii. oraz 1049,60 km2 sejsmiki 3DBadania sejsmiczne, w wyniku rejestracji fal sejsmicznych wzbudzonych punktowo i odbierania na określonym obszarze.Badania sejsmiczne, w wyniku rejestracji fal sejsmicznych wzbudzonych punktowo i odbierania na określonym obszarze.. Spółki należące do Grupy PGNiG świadczą usługi z zakresu prac sejsmicznych i serwisowych oraz wykonywania odwiertów zarówno wewnątrz Grupy, jak i na rzecz podmiotów zewnętrznych.

Podstawową działalnością EXALO jest świadczenie usług wiertniczych związanych z poszukiwaniem i udostępnianiem złóż ropy naftowej i gazu ziemnego oraz usług serwisowych, obejmujących wiercenia otworów, ich opróbowanie oraz eksploatację. Do najważniejszych kontraktów realizowanych w 2018 r. przez EXALO należały m.in.:

  • na rzecz spółek z Grupy PGNiG: obsługa zakupionego urządzenia wiertniczego klasy 2000 KM, świadczenie usług serwisowych w zakresie robót górniczych (Polska) oraz wykonanie odwiertów na rzecz PGNiG w Pakistanie;
  • na rzecz podmiotów zewnętrznych: wykonanie odwiertów na rzecz klientów w Pakistanie i Kazachstanie oraz zapewnienie serwisu cementacyjnego na Ukrainie.

Podstawową działalnością spółki GEOFIZYKA Toruń są usługi z zakresu geofizyki poszukiwawczej (akwizycja, przetwarzanie i kompleksowa interpretacja danych sejsmicznych) oraz geofizyki wiertniczej (pomiary geofizyczne w otworach i ich interpretacja). Do najważniejszych projektów z zakresu akwizycji danych sejsmicznych, realizowanych w 2018 r. przez spółkę GEOFIZYKA Toruń, należały m.in.:

  • w Polsce: 2D Leszczowate, 2D Wolin, 3D Kramarzówka, 3D Topoliny Biecz, 3D Chełmno, 3D Żarnowiec, Lubiatów i Kopalino oraz 3D TTZ-South;
  • za granicą: 2D w Chorwacji, 3D w Mjanmarze, 3D w Egipcie oraz 3D w Kolumbii.

Podziemne magazyny gazu

W systemie gazowniczym PGNiG w ramach segmentu Poszukiwanie i Wydobycie funkcjonują dwa magazyny gazu grupy L (PMG Daszewo i PMG Bonikowo), których głównymi zadaniami jest regulowanie pracy systemu gazu zaazotowanego oraz zagospodarowanie gazu z kopalń gazu zaazotowanego.

Podstawowe parametry podziemnych magazynów gazu

Podziemne Magazyny Gazu (PMG) Pojemność czynna Maksymalna moc odbioru Maksymalna moc zatłaczania
mln m3 mln m3/dobę mln m3/dobę
Bonikowo 200 2,4 1,7
Daszewo 60 0,4 0,2

Poszukiwanie, rozpoznawanie oraz wydobywanie złóż metanu z pokładów węgla

W ramach realizacji II etapu (badawczo-demonstracyjnego) projektu poszukiwania, rozpoznawania oraz wydobywania złóż metanu z pokładów węgla Geo-Metan w 2018 r. określono szczegółowe kryteria wyboru lokalizacji wierceń w ramach przedeksploatacyjnego odmetanowania pokładów węgla, zaadresowane do trzech spółek górniczych: Jastrzębskiej Spółki Węglowej SA (dalej: JSW), PGG i Tauron Wydobycie SA Partnerzy przekazali PGNiG listę kopalń spełniających kryteria, a podczas spotkań roboczych gromadzono informacje geologiczno-górnicze, formalno-prawne oraz analizowano dane w celu wytypowania kopalń do dalszych prac w ramach projektu. Skutkiem tego był wybór 3 obiektów: Kopalni Węgla Kamiennego Budryk (JSW), Kopalni Węgla Kamiennego Ruda Ruch Bielszowice (PGG) oraz Zakładu Górniczego Brzeszcze (Tauron Wydobycie). W 2018 r. rozpoczęto proces negocjacji porozumień:

  • z JSW – w październiku 2018 r. przygotowano projekt robót geologicznych, który zakłada wiercenie podwójnego systemu otworów badawczych w zakładach: Budryk-1, Budryk-2H i Budryk-3H pod odmetanowanie pokładów węgla w obrębie KWK Budryk;
  • z PGG – realizowany jest projekt robót geologicznych, obejmujący wiercenie pojedynczego systemu otworów badawczych Bielszowice-1/1K i Bielszowice-2H. Na chwilę obecną finalizacja projektu uzależniona jest od finalnego porozumienia z PGG oraz podpisania umów z właścicielami gruntów;
  • z Tauron Wydobycie SA – trwają negocjacje warunków umowy, prace zakładają wykonanie podwójnego systemu otworów Brzeszcze-1, Brzeszcze-2H i Brzeszcze-3H.

Niezależnie od postępu w powyższych projektach zdecydowano o rozpoczęciu projektu robót geologicznych na obszarze koncesyjnym, który według obecnych założeń objąć ma niezagospodarowane złoże węgla kamiennego wraz z towarzyszącym gazem – Śmiłowice. Trwa ustalanie obszaru wnioskowanej koncesji.

W ramach prac wykonywanych w otworach Gilowice-1 i Gilowice–2H oraz na koncesji Międzyrzecze, w 2018 r. do otworu Gilowice-1 zainstalowano zestaw pomp wgłębnych, a następnie rozpoczęto pompowanie odwiertu. Po uzyskaniu przez PGNiG koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż z pokładów węgla oraz wydobywanie metanu w obszarze Międzyrzecze w 2018 r., odwiercono otwory Gilowice-3K i Gilowice-4H (otwory intersekcyjnie połączone). W otworze Gilowice-4H wykonano zabieg hydraulicznego szczelinowania i rozpoczęto prace związane z przygotowaniem otworu do instalacji zestawu pompowego. Na początek 2019 r. planowane jest rozpoczęcie pompowania w obu otworach (Gilowice-3K i Gilowice-4H). Na obszarze koncesji Międzyrzecze w 2018 r. zrealizowano również wiercenie otworu Międzyrzecze-4, który został czasowo zabezpieczony i oczekuje na dalsze prace.

Działalność zagraniczna

Podziemne Magazyny Gazu (PMG)
Wydobycie gazu ziemnego za granicą mln m3 2018 2017 2016 2015 2014
Grupa  Kapitałowa PGNiG PGNiG Grupa  Kapitałowa PGNiG PGNiG Grupa  Kapitałowa PGNiG Grupa  Kapitałowa PGNiG Grupa  Kapitałowa PGNiG
Gaz wysokometanowy (E) 538 548 517 573 419
w Norwegii 538 548 517 573 419
Gaz zaazotowany (Ls/Lw przeliczony na E) 200 200 150 150 59 52 58
Oddział PGNiG w Pakistanie 200 200 150 150 59 52 58
Razem (przeliczony na E) 738 738 698 698 576 625 477
Wydobycie gazu ziemnego za granicą mln m3
Sprzedaż poza Grupę PGNiG mln m3 2018 2017 2016 2015 2014
Grupa  Kapitałowa PGNiG PGNiG Grupa  Kapitałowa PGNiG PGNiG Grupa  Kapitałowa PGNiG Grupa  Kapitałowa PGNiG Grupa  Kapitałowa PGNiG
Gaz wysokometanowy (E) 24 1
w Norwegii 24 1
Gaz zaazotowany (Ls/Lw przeliczony na E) 199 199 149 149 56 51 56
Oddział PGNiG w Pakistanie 199 199 149 149 56 51 56
RAZEM (przeliczony na E) 199 199 149 149 80 52 56
Sprzedaż poza Grupę PGNiG mln m3
Ropa naftowa *
tys. ton
2018 2017 2016 2015 2014
GK PGNiG PGNiG GK PGNiG PGNiG GK PGNiG GK PGNiG GK PGNiG
Wydobycie w Norwegii 527 470 555 664 418
Sprzedaż w Norwegii 593 479 593 619 389

Norwegia

PGNiG UN posiada udziały w koncesjach poszukiwawczo-wydobywczych na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, zlokalizowanych na Morzach Norweskim, Północnym i Barentsa. Wspólnie z partnerami zajmuje się wydobyciem węglowodorów ze złóż Skarv, Morvin, Vilje, Vale i Gina Krog oraz zagospodarowaniem złóż Ærfugl (wcześniej Snadd) i Skogul (wcześniej Storklakken). Dodatkowo PGNiG UN przygotowuje się do zagospodarowania nabytego w 2018 r. złoża Tommeliten Alpha oraz rozpatruje możliwość zagospodarowania złoża Fogelberg. Na pozostałych koncesjach spółka realizuje projekty poszukiwawcze.

Głównym aktywem PGNiG UN jest złoże Skarv, zagospodarowane przy pomocy pływającej jednostki produkcyjnej (FPSOFPSO (ang. Floating Production, Storage and Offloading Unit) – Pływający Punkt Produkcji, Przechowywania i Załadunku. Jednostka pływająca przeznaczona do wydobywania, przechowywania i przeładunku ropy naftowej ze złóż podmorskich.FPSO (ang. Floating Production, Storage and Offloading Unit) – Pływający Punkt Produkcji, Przechowywania i Załadunku. Jednostka pływająca przeznaczona do wydobywania, przechowywania i przeładunku ropy naftowej ze złóż podmorskich.). Od 2017 r. PGNiG UN prowadzi wydobycie ze złoża Gina Krog, które zostało zagospodarowane przy wykorzystaniu nowej platformy wydobywczej na Morzu Północnym. Pozostałe złoża (Morvin, Vilje i Vale) obejmują zespół odwiertów, które zostały podłączone do istniejącej infrastruktury wydobywczej.

W 2018 r. ze złóż Skarv, Morvin, Vilje, Vale i Gina Krog PGNiG UN wydobyło 527 tys. ton ropy naftowej wraz z innymi frakcjami (w przeliczeniu na tonę ekwiwalentu ropy naftowej) i 538 mln m3 gazu ziemnego. Wydobycie ze złóż było wyższe niż planowano, głównie ze względu na lepszą niż zakładano produkcję złóż Skarv, Morvin, Vilje i Gina Krog. Negatywny wpływ na poziom wydobycia miał przestój technologiczny na złożu Vale. W 2018 r., razem z partnerami, kontynuowano zagospodarowanie złoża Gina Krog. Główne prace obejmowały wiercenie kolejnych otworów eksploatacyjnych.

 

W 2018 r. PGNiG UN osiągnęło także istotny wzrost udokumentowanych zasobów w Norwegii, które wzrosły z 83 mln boe(ang. barrel of oil equivalent) – ekwiwalent baryłki ropy naftowej (1 baryłka to ok. 0,136 tony).(ang. barrel of oil equivalent) – ekwiwalent baryłki ropy naftowej (1 baryłka to ok. 0,136 tony). na początku roku do 142 mln boe(ang. barrel of oil equivalent) – ekwiwalent baryłki ropy naftowej (1 baryłka to ok. 0,136 tony).(ang. barrel of oil equivalent) – ekwiwalent baryłki ropy naftowej (1 baryłka to ok. 0,136 tony). na koniec 2018 r. Zmiana wynika głównie z nabycia udziałów w licencji PL044, w ramach której znajduje się złoże Tommeliten Alpha (umowa, podpisana w październiku 2018 r., objęła zakup 30% udziałów w koncesji PL044 od Equinor Energy AS, co jest równoznaczne z przejęciem 42,38% udziałów w złożu Tommeliten Alpha). Cena zakupu udziałów w koncesji wyniosła ok. 220 mln dolarów przy umownej dacie transakcji 1 stycznia 2018 r.

PGNiG UN w 2018 r. wraz z partnerami kontynuowało zagospodarowanie dwóch złóż: Ærfugl i Skogul. Rozpoczęcie wydobycia planowane jest na 2020 r. Inwestycja w złoże gazowe Ærfugl oznacza wypełnienie celów strategicznych poprzez istotne zwiększenie produkcji gazu ziemnego, który ma zostać przesyłany z Norwegii do Polski planowanym połączeniem gazociągowym przez Danię. Obie inwestycje zostaną sfinansowane ze środków pochodzących z działalności operacyjnej Grupy PGNiG w Norwegii.

W 2018 r. została rozstrzygnięta runda koncesyjna APA 2017 (Awards in Predefined Areas), w wyniku której PGNiG UN otrzymało udziały w 2 koncesjach poszukiwawczych:

  • 30% udziałów jako partner w koncesji PL939 na Morzu Norweskim; koncesja ta jest położona w okolicy złoża Åsgard; operatorem koncesji jest Equinor (70% udziałów);
  • 20% udziałów jako partner w koncesji PL941 na Morzu Norweskim; koncesja jest położona w okolicy złoża Skarv: operatorem na tej koncesji został AkerBP (50% udziałów), a drugim partnerem spółka Wellesley Petroleum (30% udziałów).

Na początku 2019 r. została z kolei rozstrzygnięta runda koncesyjna APA 2018, w wyniku której PGNiG UN otrzymało udziały w 3 nowych koncesjach poszukiwawczych:

  • 40% udziałów jako operator w koncesji PL838B na Morzu Norweskim; pozostali udziałowcy to: Aker BP (30% udziałów) i DEA (30% udziałów);
  • 50% udziałów jako operator w koncesji PL1017 na Morzu Norweskim; pozostałe udziały objął Equinor (50%);
  • 35% udziałów jako partner w koncesji PL1009 na Morzu Norweskim; pozostałe udziały objęło ConocoPhillips (65%).

W przypadku koncesji PL1009 w ciągu 2 lat odwiercony zostanie odwiert poszukiwawczy. Koncesje PL838B oraz PL1009 są zlokalizowane w pobliżu złoża Skarv, co pozwoli PGNiG UN korzystać z własnych doświadczeń w poszukiwaniu ropy i gazu w tym obszarze. Koncesje, jakie PGNiG UN otrzymało w ramach ostatnich dwóch rund koncesyjnych APA, charakteryzują się potencjałem gazowym, co jest bezpośrednio związane z planami dotyczącymi importu gazu z Norwegii do Polski. Koncesje są zlokalizowane w pobliżu istniejącej infrastruktury produkcyjnej i gazociągów, co zdecydowanie ułatwia i przyspiesza proces inwestycyjny.

PGNiG UN wspólnie z partnerami kontynuowało również prace na pozostałych koncesjach poszukiwawczych. Prowadzono m.in. ocenę perspektywiczności koncesji PL839, PL850 i operatorskiej PL887. Partnerzy koncesyjni obecni na koncesjach poszukiwawczych wykonują stosowne analizy geologiczne i geofizyczne, których celem jest dokładne oszacowanie potencjału objętych koncesjami obszarów. Po tym okresie podejmowane są decyzje o wierceniu otworów poszukiwawczych lub zwolnieniu koncesji bez wykonywania wierceń (drill or drop decision). W wyniku przeprowadzonych analiz geologiczno-ekonomicznych PGNiG UN i partnerzy podjęli decyzję o zwolnieniu w 2018 r. koncesji PL856.

W 2018 r. PGNiG UN kontynuowało działania w kierunku umożliwienia importu norweskiego gazu do Polski. W tym celu kontynuowano rozmowy z operatorami systemów przesyłowych w Polsce, Danii i w Norwegii mające doprowadzić do powstania nowego połączenia infrastrukturalnego między Norwegią a Polską (Korytarz Norweski). PGNiG UN brało aktywny udział w procesach konsultacji uruchomionych przez operatorów i złożyło szereg propozycji dotyczących rozwiązań prawno-regulacyjnych dotyczących tego połączenia.

PGNiG UN posiada zdywersyfikowany portfel koncesji wydobywczych i poszukiwawczych. Na dzień 31 grudnia 2018 r. PGNiG UN posiadało udziały w 21 koncesjach poszukiwawczo-wydobywczych, w tym w 2 operatorskich.

Złoża produkcyjne PGNiG UN

Złoża w fazie produkcji

rozpoczęło produkcję w grudniu 2012 r. Obecnie zagospodarowane jest 16 odwiertami podłączonymi do pięciu podmorskich płyt fundamentowych, przygotowanych do podłączenia kolejnych 7 odwiertów, co zapewnia dużą elastyczność do dalszych prac związanych z licencją Skarv. Skarv FPSOFPSO (ang. Floating Production, Storage and Offloading Unit) – Pływający Punkt Produkcji, Przechowywania i Załadunku. Jednostka pływająca przeznaczona do wydobywania, przechowywania i przeładunku ropy naftowej ze złóż podmorskich.FPSO (ang. Floating Production, Storage and Offloading Unit) – Pływający Punkt Produkcji, Przechowywania i Załadunku. Jednostka pływająca przeznaczona do wydobywania, przechowywania i przeładunku ropy naftowej ze złóż podmorskich. ma założony długi okres użytkowania — platforma stanowi atrakcyjne centrum wydobywczo–transportowe dla kolejnych odkryć w regionie.

Zasoby: 20,9 mln boe(ang. barrel of oil equivalent) – ekwiwalent baryłki ropy naftowej (1 baryłka to ok. 0,136 tony).(ang. barrel of oil equivalent) – ekwiwalent baryłki ropy naftowej (1 baryłka to ok. 0,136 tony)., w tym 12,4 mln boe gazu ziemnego i 8,5 mln boe ropy naftowej + NGL

to złoże ropno-gazowe, na którym produkcja rozpoczęła się w czerwcu 2017 r. przy wykorzystaniu 5 odwiertów. Wiercenie kolejnych odwiertów będzie kontynuowane w 2019 r. i pozwoli na zwiększenie możliwości produkcyjnych. Równoczesna produkcja i prowadzenie wierceń pozwala na optymalizację finansowania projektu. Koncepcja zagospodarowania złoża zakłada budowę nowej platformy oraz wykorzystanie pływającej jednostki o pojemności 850 tys. bbl do magazynowania ropy naftowej. Następnie ropa transportowana jest tankowcami z pośrednim przeładunkiem na morzu. Surowy gaz przesyłany jest z kolei na platformę Sleipner. Po przeróbce gaz jest ekspediowany do gazociągu Gassled. Kondensat oraz NGL przesyłane są do instalacji Kårstø w Norwegii.

Zasoby: 14,8 mln boe(ang. barrel of oil equivalent) – ekwiwalent baryłki ropy naftowej (1 baryłka to ok. 0,136 tony).(ang. barrel of oil equivalent) – ekwiwalent baryłki ropy naftowej (1 baryłka to ok. 0,136 tony)., w tym 6,6 mln boe gazu ziemnego i 8,2 mln boe ropy naftowej + NGL

jest usytuowane w centralnej części Morza Północnego. W sąsiedztwie złoża znajdują się instalacje Alvheim oraz Heimdal. Złoże zagospodarowane jest metodą podmorską z 3 odwiertami połączonymi rurociągami z pływającą platformą Alvheim FPSOFPSO (ang. Floating Production, Storage and Offloading Unit) – Pływający Punkt Produkcji, Przechowywania i Załadunku. Jednostka pływająca przeznaczona do wydobywania, przechowywania i przeładunku ropy naftowej ze złóż podmorskich.FPSO (ang. Floating Production, Storage and Offloading Unit) – Pływający Punkt Produkcji, Przechowywania i Załadunku. Jednostka pływająca przeznaczona do wydobywania, przechowywania i przeładunku ropy naftowej ze złóż podmorskich..

Zasoby ropy naftowej: 3,7 mln boe(ang. barrel of oil equivalent) – ekwiwalent baryłki ropy naftowej (1 baryłka to ok. 0,136 tony).(ang. barrel of oil equivalent) – ekwiwalent baryłki ropy naftowej (1 baryłka to ok. 0,136 tony).

jest złożem gazowo-kondensatowym, zlokalizowanym na obszarze Morza Północnego i zostało odkryte w 1991 r. Mimo przestojów, jakie miały miejsce w 2018 r., w najbliższych latach zakłada się zwiększony poziom produkcji ze złoża Vale w związku z ostatnimi inwestycjami dokonanymi w ramach platformy Heimdal.

Zasoby: 1,3 mln boe(ang. barrel of oil equivalent) – ekwiwalent baryłki ropy naftowej (1 baryłka to ok. 0,136 tony).(ang. barrel of oil equivalent) – ekwiwalent baryłki ropy naftowej (1 baryłka to ok. 0,136 tony)., w tym 0,7 mln boe gazu ziemnego i 0,6 mln boe ropy naftowej

zlokalizowane na obszarze Morza Norweskiego zostało odkryte w 2001 r. Wydobycie realizowane jest poprzez dwie płyty fundamentowe na dnie morza. Wspólny rurociąg łączy Morvin z platformą Åsgard B.

Zasoby: 1,2 mln boe(ang. barrel of oil equivalent) – ekwiwalent baryłki ropy naftowej (1 baryłka to ok. 0,136 tony).(ang. barrel of oil equivalent) – ekwiwalent baryłki ropy naftowej (1 baryłka to ok. 0,136 tony)., w tym 0,4 mln boe gazu ziemnego i 0,8 mln boe ropy naftowej + NGL

Złoża w fazie zagospodarowania

jest złożem gazowo-kondensatowym, zlokalizowanym na Morzu Północnym w bezpośrednim sąsiedztwie złoża Ekofisk. Charakteryzuje się możliwością dalszego zwiększenia zasobów, a koncesja PL044 posiada znaczny potencjał do prowadzenia dalszych poszukiwań złóż. Według obecnego harmonogramu rozpoczęcie produkcji zakładane jest w 2024 r.

Zasoby Tommeliten Alpha: 54,1 mln boe(ang. barrel of oil equivalent) – ekwiwalent baryłki ropy naftowej (1 baryłka to ok. 0,136 tony).(ang. barrel of oil equivalent) – ekwiwalent baryłki ropy naftowej (1 baryłka to ok. 0,136 tony)., w tym 36,1 mln boe gazu ziemnego i 18 mln boe ropy naftowej + NGL

jest złożem gazowo-kondensatowym, odkrytym w ramach obszaru licencyjnego Skarv. Zakłada się podłączenie 6 dodatkowych odwiertów do Skarv FPSOFPSO (ang. Floating Production, Storage and Offloading Unit) – Pływający Punkt Produkcji, Przechowywania i Załadunku. Jednostka pływająca przeznaczona do wydobywania, przechowywania i przeładunku ropy naftowej ze złóż podmorskich.FPSO (ang. Floating Production, Storage and Offloading Unit) – Pływający Punkt Produkcji, Przechowywania i Załadunku. Jednostka pływająca przeznaczona do wydobywania, przechowywania i przeładunku ropy naftowej ze złóż podmorskich. z wykorzystaniem obecnie istniejącej infrastruktury do dalszego przesyłu i uruchomienie produkcji z nowych instalacji w 2020 r.

Zasoby Ærfugl: 30,5 mln boe(ang. barrel of oil equivalent) – ekwiwalent baryłki ropy naftowej (1 baryłka to ok. 0,136 tony).(ang. barrel of oil equivalent) – ekwiwalent baryłki ropy naftowej (1 baryłka to ok. 0,136 tony)., w tym 21,4 mln boe gazu ziemnego i 9,1 mln boe ropy naftowej + NGL

to złoże ropne zlokalizowane na obszarze Morza Północnego w pobliżu złoża Vilje. Plan zagospodarowania zakłada wykonanie 1 odwiertu podłączonego do instalacji podmorskiej na złożu Vilje, a następnie wykorzystanie istniejącej infrastruktury, w tym platformy Alvheim FPSOFPSO (ang. Floating Production, Storage and Offloading Unit) – Pływający Punkt Produkcji, Przechowywania i Załadunku. Jednostka pływająca przeznaczona do wydobywania, przechowywania i przeładunku ropy naftowej ze złóż podmorskich.FPSO (ang. Floating Production, Storage and Offloading Unit) – Pływający Punkt Produkcji, Przechowywania i Załadunku. Jednostka pływająca przeznaczona do wydobywania, przechowywania i przeładunku ropy naftowej ze złóż podmorskich.. Wiercenie odwiertu eksploatacyjnego i instalację urządzeń wydobywczych na złożu zaplanowano na 2019 r.

Zasoby: 3,2 mln boe(ang. barrel of oil equivalent) – ekwiwalent baryłki ropy naftowej (1 baryłka to ok. 0,136 tony).(ang. barrel of oil equivalent) – ekwiwalent baryłki ropy naftowej (1 baryłka to ok. 0,136 tony)., w tym 0,3 mln boe gazu ziemnego i 2,9 mln boe ropy naftowej

Złoża w fazie poszukiwania / rozpoznania

jest złożem kondensatowo-gazowym na obszarze Morza Norweskiego, zlokalizowanym na północny wschód od złoża Morvin. Wiercenie otworu rozpoznawczego prowadzone było za pomocą platformy pływającej Island Innovator i miało na celu wykonanie otworu bocznego oraz testu produkcyjnego. Na koniec 2018 r. nadal trwały analizy wyniku odwiertu rozpoznawczego oraz możliwości zagospodarowania złoża. Wyniki z odwiertu rozpoznawczego pozwolą uściślić zasoby wydobywalne gazu ziemnego i kondensatu.

Zasoby Fogelberg (dane wstępne): 12,2 mln boe(ang. barrel of oil equivalent) – ekwiwalent baryłki ropy naftowej (1 baryłka to ok. 0,136 tony).(ang. barrel of oil equivalent) – ekwiwalent baryłki ropy naftowej (1 baryłka to ok. 0,136 tony)., w tym 8,8 mln boe gazu ziemnego i 3,4 mln boe ropy naftowej + NGL

 

 

Sprzedaż węglowodorów

Ropa naftowa sprzedawana jest bezpośrednio ze złóż spółkom Shell International Trading and Shipping Company Ltd (ze złóż Skarv, Vilje, Vale i Gina Krog) i TOTSA Total Oil Trading S.A. (ze złoża Morvin). Na wszystkich złożach, z wyjątkiem Vilje, wraz z ropą naftową wydobywany jest również gaz ziemny, który przesyłany jest gazociągami głównie do Niemiec, gdzie odbiera go spółka PSTPGNiG Supply & TradingPGNiG Supply & Trading.

Pakistan

PGNiG prowadzi prace poszukiwawcze w Pakistanie na podstawie umowy na poszukiwanie i eksploatację węglowodorów na obszarze koncesji Kirthar z 18 maja 2005 r. pomiędzy PGNiG a rządem Pakistanu. Poszukiwania w obszarze bloku Kirthar prowadzone są wspólnie z Pakistan Petroleum Ltd. (PPL), zgodnie z podziałem udziałów i kosztów PGNiG (operator) – 70%, PPL – 30%. W toku dotychczasowych prac poszukiwawczych na terenie koncesji odkryto dwa złoża gazu ziemnego Rehman i Rizq.

Zasoby gazu ziemnego (zaazotowanego) przypadającego dla PGNiG: 6,96 mld m3(35,7 mln boe(ang. barrel of oil equivalent) – ekwiwalent baryłki ropy naftowej (1 baryłka to ok. 0,136 tony).(ang. barrel of oil equivalent) – ekwiwalent baryłki ropy naftowej (1 baryłka to ok. 0,136 tony).) na złożu Rehman i 2,44 mld m3 (13,7 mln boe(ang. barrel of oil equivalent) – ekwiwalent baryłki ropy naftowej (1 baryłka to ok. 0,136 tony).(ang. barrel of oil equivalent) – ekwiwalent baryłki ropy naftowej (1 baryłka to ok. 0,136 tony).) na złożu Rizq

Eksploatacja ze złóż Rehman i Rizq prowadzona jest za pomocą kopalni na złożu Rehman. Udział PGNiG w produkcji ze złóż Rehman i Rizq, prowadzonej 7 odwiertami w 2018 r., wyniósł 200 mln m3w przeliczeniu na gaz wysokometanowy. W lutym 2018 r. podłączony został do eksploatacji odwiert Rizq-2, a w maju odwiert Rehman-4. W lutym 2018 r. PGNiG zakończyło także wiercenie odwiertu Rehman-4, a we wrześniu odwiertu Roshan-1. Obecnie kontynuowane jest wiercenie otworu Rehman-5 (rozpoczęte we wrześniu 2018 r.), a także prowadzone są prace przygotowawcze do wiercenia otworów Rehman-6 i Rizq-3.

Zjednoczone Emiraty Arabskie

W grudniu 2018 r. PGNiG wygrało przetarg na nabycie praw w zakresie poszukiwania, rozpoznawania i wydobywania węglowodorów na lądowym bloku nr 5 w emiracie Ras Al Khaimah. W ramach wygranej rundy Spółka objęła 90% udziałów w tym bloku. W styczniu 2019 r. PGNiG podpisało umowy z Ras Al Khaimah Petroleum Authority i RAK GAS LLC.

Libia

Wobec gwałtownego pogorszenia się sytuacji bezpieczeństwa w Libii, jakie miało miejsce z początkiem drugiej połowy 2014 r., PGNiG UNA zgłosiło do National Oil Corporation (NOC) Siłę Wyższą i rozpoczęła ograniczanie polowej działalności operacyjnej.

W 2018 r. PGNiG UNA prowadziło uzgodnione z NOC działania zmierzające do ograniczenia wpływu siły wyższej. W ramach realizowanych działań wykonano m.in.: analizę danych sejsmicznych formacji ordowik, zweryfikowano perspektywiczność geologiczną oraz możliwości utylizacji węglowodorów z licencji LC113. Dodatkowo zabezpieczano aktywa zgromadzone w Libii –  dotyczy to zarówno biura, wyposażenia wgłębnego znajdującego się w magazynie, jak i magazynu rdzeni pochodzących z dwóch pozytywnych odwiertów A1 i B1 wykonanych w latach 2013-2014.

Iran

W 2018 r. PGNiG podjęło decyzję o zaniechaniu prowadzenia działań w Islamskiej Republice Iranu.

Usługi geologiczne i prace sejsmiczne

W 2018 r. należąca do Grupy PGNiG spółka Geofizyka Toruń realizowała zadania:

  • w zakresie akwizycji danych sejsmicznych w: Polsce, Chorwacji, Bułgarii, Mjanmarze, Egipcie, Tunezji, Kolumbii oraz na Ukrainie;
  • w zakresie przetwarzania i interpretacji danych sejsmicznych w: Polsce, Francji, Indiach, Pakistanie oraz Kolumbii;
  • w zakresie geofizyki wiertniczej i pomiarów parametrów wiertniczo-gazowych rynkiem na terytorium Polski.

W przypadku EXALO rynkami zagranicznymi o największej aktywności w 2018 r. były: Pakistan, Kazachstan oraz Ukraina.

Wyniki wyszukiwania: