Odkręcając kurek w kuchence lub podnosząc temperaturę ogrzewania w domu, nie wiemy, skąd dotarło błękitne paliwo. Możliwych kierunków jest kilka. Mogło przypłynąć gazowcem zza oceanu, ale mogło także być wydobyte z własnych źródeł. Polska czerpie gaz ze złóż na Podkarpaciu i na tzw. Niżu Polskim, ale połowa wydobycia pochodzi z norweskiego szelfu kontynentalnego, gdzie spółki Grupy Orlen, skonsolidowane w ramach PGNiG Upstream Norway, mają swoje koncesje. Obecnie Grupa posiada w Norwegii 98 koncesji i prowadzi wydobycie na 17 złożach, z których wydobywa ok. 88 tys. baryłek ekwiwalentu ropy dziennie. Jest to najbardziej rozwojowy kierunek, dający duże możliwości zwiększenia produkcji. Do 2030 roku własne wydobycie w kraju i za granicą powinno osiągnąć 12 mld m sześc., z czego połowę z samych złóż norweskich.

Kierunek norweski

Szelf kontynentalny to zalane wodą przedłużenie kontynentu. Zgodnie z prawem należy więc do państwa, przy którym się znajduje, stąd wydawaniem koncesji na poszukiwania i wydobycie zajmuje się rząd Norwegii. Pierwsze złoże gazowe na szelfie norweskim Midgard odkryto w 1981 roku. Od tego czasu obszar ten jest intensywnie badany i zagospodarowywany. Od lat na obszarze tym działają również spółki z Grupy ORLEN. Z końcem maja tego roku PGNiG ­Upstream Norway nabyło udziały w koncesji obejmującej dwa nowe złoża Adriana i Sabina. Znajdują się one na Morzu Norweskim około 20 km na południowy zachód od obszaru wydobywczego Skarv, który stanowi główny ośrodek działalności Grupy ORLEN na norweskim szelfie kontynentalnym. Adriana to złoże gazowo-kondensatowe. Oznacza to, że znajduje się w nim gaz zawierający rozpuszczone lekkie frakcje ropy. Z takiego złoża otrzymuje się gaz kondensatowy i kondensat. Sabina to złoże, które zawiera zarówno gaz, jak i ropę naftową. Są to złoża odkryte na początku 2021 roku. Według szacunków mogą zawierać od 38 do nawet 88 milionów baryłek ekwiwalentu ropy naftowej. Pod koniec tego roku zostanie wykonany odwiert rozpoznawczy, który dostarczy bardziej precyzyjnych danych na temat zasobów. Dzięki temu, że złoża można podłączyć do istniejącej w tym rejonie infrastruktury wydobywczej złoża Ærfugl, także eksploatowanego przez Polaków, produkcja na złożu Adriana może ruszyć w 2029 roku, a na Sabinie w 2033 roku. Będą one mogły zastąpić wyczerpywane inne złoża. Dzięki wykorzystaniu istniejących instalacji, poza szybkim czasem rozpoczęcia wydobycia, zmniejszy się także koszt rozpoczęcia produkcji.

W czerwcu tego roku parlament norweski zaakceptował także nowe plany zagospodarowania obszaru Yggdrasil. Jest to o tyle istotne, że w maju w wyniku odwiertu rozpoznawczego na złożu Øst Frigg odkryto, że jego zasoby są dwa razy większe niż zakładano. Orlen posiada prawie 13 proc. udziałów w koncesjach obszaru Yggdrasil, co oznacza, że ma dostęp do 30 mln baryłek ropy i 2 mld m sześc. gazu ziemnego.

Łączne zasoby ropy i gazu, którymi dysponuje PGNiG Upstream Norway, to 346,6 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej. Po sfinalizowaniu nabycia udziałów w najnowszej koncesji Grupa ORLEN będzie posiadała udziały w 99 koncesjach na norweskim szelfie kontynentalnym, będąc jednym z największych graczy zaraz za firmami norweskimi. Cała produkcja z norweskich złóż, w której udziały ma polski koncern, może być przesyłana do kraju otwartym pod koniec ubiegłego roku gazociągiem Baltic Pipe.

Prosto z platformy

Górnictwo morskie, czyli sposób wydobycia gazu czy ropy z dna morskiego, jest procesem skomplikowanym. Rozpoczyna się pracami badawczymi i poszukiwaniem złóż. Gdy natrafi się na miejsce, gdzie mogą znajdować się pokłady węglowodorów, do działania przystępują platformy wiertnicze. Ich głównym elementem jest wysoka wieża wiertnicza. Po dokonaniu odwiertu rozpoznawczego bada się złoże i opracowuje najlepszą metodę jego eksploatacji. Do ostatecznego wydobycia ze złoża wykorzystuje się inne platformy wydobywcze, które mogą obsługiwać rury z kilku odwiertów. Po wstępnej separacji i stabilizacji ropy i gazu surowiec jest przesyłany na statki lub bezpośrednio rurociągami.

Podziemne skarby

Ubiegłoroczna produkcja gazu ziemnego w kraju pokryła ponad jedną piątą zapotrzebowania na błękitne paliwo. Głównymi obszarami, gdzie znajdują się rodzime złoża, są Podkarpacie oraz tereny obejmujące województwo lubuskie, Wielkopolskę, część Dolnego Śląska i Pomorza Zachodniego. W ciągu najbliższych trzech lat krajowe wydobycie dzięki nowym odkryciom zwiększy się do ok. 4 mld m sześc. rocznie. Największa pod względem wydobycia kopalnia gazu ziemnego w Polsce – Kościan-Brońsko znajduje się w Wielkopolsce, na północ od Leszna. Pracując na 36 odwiertach, sama dostarcza ponad 1 mld m sześc. gazu rocznie. Proces wydobycia, odseparowania wody, osuszania czy odrtęciania jest w pełni automatyczny.

Cały czas prowadzone są badania i poszukiwania nowych złóż. Wykonuje się je za pomocą badań sejsmicznych 3D. Na wytypowanym terenie rozkładane są geofony połączone z aparaturą rejestrującą. Następnie za pomocą specjalnych pojazdów, zwanymi wibrosejsami, wzbudzane są drgania ziemi, czyli wysyłane są fale sejsmiczne. W różnych warstwach skał rozchodzą się one z różną prędkością, co po powrocie do geofonu i analizie przez geologów pozwala określić potencjalne miejsce złoża. Metoda umożliwia tworzenie map geologicznych do głębokości kilku kilometrów. Aby potwierdzić przypuszczenia naukowców, dokonuje się następnie odwiertu. Sukcesem zakończyły się latem zeszłego roku poszukiwania prowadzone w powiatach średzkim i kościańskim w Wielk opolsce. W obu miejscach łącznie odkryto złoża o wolumenie 600 mln m sześc. gazu. Surowiec znajduje się w warstwach czerwonego spągowca, który ma bardzo dobre właściwości zbiornikowe. Eksploatacja złóż powinna wystartować za 3 lata, dając 20 mln m sześc. gazu rocznie. W tym samym czasie odwiert rozpoznawczy o długości ponad 3640 metrów potwierdził istnienie bogatego złoża w miejscowości Sierosław, również w Wielkopolsce. Jego zasoby szacowane są na 650 mln m sześc. gazu. Po podłączeniu ze złoża będzie można uzyskiwać 40 mln m sześc. gazu ziemnego zaazotowanego, czyli o mniejszej zawartości metanu. W przeliczeniu na gaz wysokometanowy, czyli taki, jaki dostarczany jest do domów, oznacza to 32 mln m sześc. paliwa rocznie. Każde odkrycie, poza oszczędnościami, dzięki posiadaniu własnego gazu daje także duże korzyści lokalnej społeczności. 60 proc. opłaty koncesyjnej i eksploatacyjnej trafia do gminy, po 15 proc. do powiatu i województwa, a 10 proc. do Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej.

Poza Polską i Norwegią spółki z Grupy ORLEN prowadzą poszukiwania i wydobycie także w Kanadzie, Pakistanie, w Zjednoczonych Emiratach i na Litwie. W zeszłym roku udokumentowane rezerwy węglowodorów wynosiły łącznie 1279,6 mln boe (baryłek ekwiwalentu ropy), w tym udział gazu ziemnego stanowił 73 proc. Z tego 733,6 mln boe to źródła krajowe.•