Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo z zainteresowaniem przygląda się swej koncesji o numerze PL 1017. Gdyby spełniły się oczekiwania z nią związane, to – jak mówi PAP prezes spółki Piotr Woźniak – udałoby się „tchnąć nowe życie” w norweski szelf.
PGNiG Upstream Norway – spółka córka PGNiG – na początku 2019 roku otrzymała koncesję o numerze PL 1017 w ramach tzw. rundy APA 2018, organizowanej przez Norweskie Ministerstwo Ropy i Energii. Woźniak powiedział PAP, że dalsze analizy geologiczne na tej koncesji będą prowadzone głównie pod kątem oszacowania wielkości nagromadzenia węglowodorów oraz ryzyka poszukiwawczego w utworach kenozoicznych, czyli z ery geologicznej, która zaczęła się ok. 66 mln lat temu.
„Z geologicznego punktu widzenia utwory kenozoiczne, z górnego trzeciorzędu i czwartorzędu, są bardzo młode” – podkreślił. Wyjaśnił, że w geologii naftowej istnieje wiele przykładów na występowanie złóż węglowodorów w górnym trzeciorzędzie i czwartorzędzie, chociażby w Polsce, gdzie w Zapadlisku Przedkarpackim odkryto duże złoża gazu biogenicznego w utworach miocenu.
„Na szelfie norweskim, inaczej niż w Polsce, te płytsze formacje były i ciągle są traktowane głównie jako tzw. shallow hazard, czyli swoiste utrudnienie przy wierceniu otworów do formacji głębszych, w których istnieje większe prawdopodobieństwo odkrycia ropy naftowej. Z tego względu, przy wierceniach na szelfie, młodsze formacje, w których może występować gaz biogeniczny, nie były dotąd z reguły odpowiednio badane, a to stwarza szansę dla nas” – tłumaczy Piotr Woźniak, z wykształcenia geolog.
Jak dotąd poszukiwania gazu z tzw. utworów młodych na norweskim szelfie to nowość, ale – jak podkreślił – plan PGNiG przeszedł już pierwsze weryfikacje. „Koncepcja geologiczna została zatwierdzona przez firmę Equinor, która wspólnie z nami złożyła wniosek o koncesję. Drugim testem była pozytywna ocena naszego pomysłu przez Norwegian Petroleum Directorate (NPD), które rozpatruje wnioski koncesyjne. W NPD projekt trzeba obronić zarówno merytorycznie, jak i ekonomicznie” – tłumaczył Woźniak. Ostatecznie polska spółka otrzymała 50 proc. udziałów jako operator i 50 proc. odpowiedzialności. „Sukces tego projektu umocniłby naszą pozycję w Norwegii. Mamy nadzieję tchnąć nowe życie w szelf norweski” – przekonuje.
PGNiG Usptream Norway posiada w tym kraju łącznie 24 koncesje. W ubiegłym roku spółka wydobyła z nich 0,54 mld m sześć gazu. Zgodnie ze strategią, Grupa Kapitałowa PGNiG chce po 2022 roku produkować w Norwegii 2,5 mld gazu ziemnego rocznie, który będzie przesyłać do Polski gazociągiem Baltic Pipe. PGNiG działa za granicą nie tylko na północy Europy. „Cały czas pracujemy nad własnym wydobyciem na świecie, z tym że nie ze wszystkich miejsc możemy sprowadzać gaz do kraju” – podkreślił szef PGNiG. W Pakistanie, w którym spółka działa od 20 lat, w 2018 roku wydobyła 0,2 mld m sześc. gazu ze złóż Rehman i Rizq na koncesji Kirthar. Na złożu Rehman PGNiG planuje w 2019 roku odwiercenie dwóch odwiertów eksploatacyjnych i jednego eksploatacyjnego na złożu Rizq. Obecnie wydobycie prowadzone jest tam z pięciu odwiertów, a na złożu Rizq – z dwóch.
Piotr Woźniak widzi realne szanse na nowe projekty na koncesji Kirthar. Na jej obszarze PGNiG zakończyło w lutym prace sejsmiczne tzw. 2D i 3D, by wytypować kolejne złoża do eksploatacji. Obecnie trwa przetwarzanie pozyskanych danych. „Chcemy rozszerzać działalność wydobywczą w Pakistanie ze względu na bardzo dobre warunki geologiczne i bardzo dobre regulacje. Tamtejszego gazu do Polski nie sprowadzimy. Nie wchodzą w grę rurociągi, a jedynie dostępne terminale LNG służą do importu surowca. Pakistan kupuje od nas gaz na własne potrzeby – w ubiegłym roku dostarczyliśmy 200 mln m sześc. paliwa w przeliczeniu na gaz wysokometanowy. Liczymy na kolejne koncesje w Pakistanie – jesteśmy tam odbierani jako bardzo dobrzy fachowcy. To również zasługa naszych spółek zależnych – Exalo Drilling i bardzo cenionej i rozpoznawalnej Geofizyki Toruń, które działają na całym w świecie, m.in. na Bliskim Wschodzie” – wyjaśnił prezes Woźniak.
Właśnie na Bliskim Wschodzie, w Zjednoczonych Emiratach Arabskich, PGNiG wygrało w grudniu przetarg na objęcie udziałów w bloku nr 5 w emiracie Ras al-Chajma. Na obszarze 619 km kw. spółka będzie rozpoznawać, szukać i wydobywać węglowodory. Prace będą prowadzone na podstawie umowy EPSA (ang. Exploration and Production Sharing Agreement), w której zdefiniowano trzy 2-letnie okresy poszukiwawcze oraz 30-letni okres produkcji. Po każdym z okresów poszukiwawczych istnieje możliwość rezygnacji z udziałów w bloku. Za realizację zadań będzie opowiadał nowoutworzony oddział PGNiG z siedzibą w Ras al-Chajma. Wygrana w Emiratach – zdaniem szefa PGNiG – oznacza wejście do „pierwszej ligi” firm działających na bogatym w węglowodory obszarze Półwyspu Arabskiego.
Jak mówi prezes, do rozpoznania – pod kątem prowadzenia działalności – są jeszcze pozostałe Emiraty i Oman. Jednak spółka „na razie” takich planów nie ma. „Najpierw musimy udokumentować, to co mamy. Nasza nowa koncesja jest położona na przedgórzu, a głębokości na których będziemy wiercić, to 3,5 – 4 km. Nie jest to dla nas szczególnie duże wyzwanie. Większym wydaje się logistyka, dostarczenie sprzętu na miejsce. Na szczęście to dobrze skomunikowany kraj” – mówi.
Polska Agencja Prasowa
