Zanim złoże stanie się przedmiotem eksploatacji, należy je odnaleźć, rozpoznać i zagospodarować. PGNiG przedstawiło dziennikarzom Zintegrowany System Zarządzania Złożem. To połączona platforma pozwalająca na zintegrowane zarządzanie wydobyciem ze złoża.
Jak utrzymać wydobycie?
PGNiG planuje utrzymać wydobycie gazu w Polsce w okolicach 4 mld m sześc. rocznie. Nie może liczyć na znaczące odkrycia nowych złóż w kraju, ale może lepiej wykorzystać to, co już ma w dyspozycji. Doświadczenia może przenieść także za granicę, a już teraz dzieli się nimi z największymi graczami na rynku.
– 70 procent EBITDA PGNiG pochodzi z wydobycia – zdradził prezes Piotr Woźniak. Nie mógł powiedzieć więcej, bo informacje na ten temat znajdą się w następnym raporcie zintegrowanym firmy. PGNiG podkreśla, że można zaoszczędzić na odwiertach, jeżeli dojdzie do odpowiedniego rozpoznania petrofizycznego złoża. Potem następuje wiercenie poszukiwawcze, dające najważniejsze informacje – gazonośność, roponośność, itp. – potrzebne do stworzenia cyfrowego modelu złoża. – Koniec z intuicyjnym podejściem! – zadeklarował Woźniak.
– To nie jest nasz wynalazek. Modele złóż można robić na różne sposoby – zdradził prezes Woźniak. Firma zastosowała narzędzia informatyczne znane od dawna. – Nasz pomysł polegał na tym, aby zestawić wszystkie narzędzia z rynku w jeden cyfrowy model, który pozwoli zestawić informacje od momentu rozpoznania złoża do etapu zagospodarowania.
Dzięki temu firma z wyprzedzeniem wie, jakich musi użyć maszyn i rurociągów przy maksymalnej wydajności, czyli „maksymalnego sczerpania złoża”. – To jak ze słoikiem z dżemem. Dziecko wyjada większość, a resztę zostawia. Dorosły bierze łyżkę i oskrobuje krawędzie. Przychodzi babcia i na pozostałościach robi kompot – żartował prezes.
Operatorzy złoża włączają rozwiązania PGNiG do metodologii działania, za co spółka nie może wziąć pieniędzy, bo prawa autorskie pozostają przy firmach sprzedających oprogramowanie. Są to duże firmy. Prezes Woźniak wymienił m.in. Standard Oil i Baker Hughes.
– Trzy lata temu większość oprogramowania, czyli co najmniej pięć systemów, miała wykupioną licencję, ale nie była wykorzystywana. To marnowanie ekspertyzy w firmie – zdradził Woźniak. To ma tłumaczyć, że nie PGNiG nie odkrywa nowych złóż, „bo ich po prostu nie ma”. – Na odkrycie dużych złóż nie bardzo są szanse. Możemy za to poprawić poziom sczerpania istniejących złóż, jak w przypadku Przemyśla.
PGNiG informuje, że posiada trzy zbudowane modele złóż, a buduje jeszcze pięć, co potrwa 6-24 miesięcy. Firma chce także zbudować Zintegrowaną Bazę Danych, która pozwoli skrócić czas pozyskiwania danych do budowy modeli złóż z trzech miesięcy do kilku dni.
Woźniak tłumaczy, że nie chodzi o odkrywanie tego samego złoża po raz drugi, ale lepszą analizę jego zasobów w celu weryfikacji i uszczegółowienia wyników. Potem następuje stymulacja złoża, m.in. dzięki szczelinowaniu hydraulicznemu stosowanego także przy wydobyciu gazu łupkowego. – Cyfrowe złoże zastosujemy także za granicą. Na pewno wykorzystamy je na wygranej koncesji w Zjednoczonych Emiratach Arabskich. Stosujemy je także w Pakistanie. Ale nie wszędzie można i wszędzie warto stosować to narzędzie. W Norwegii korzystamy w dużej części z symulacji pozyskać od spółek. Nie przymierzamy się do zastosowania tej metody na Tommaliten Alpha – powiedział Woźniak.
Jak dobrze wydać pieniądze?
Złoża są symulowane etapami: najpierw odwierty, potem potrzebna infrastruktura, model całej instalacji procesowej wraz z sprężarkami niezbędnymi do przystosowania gazu na potrzeby rynkowe. Symulacja pozwala przewidzieć jakie kontrakty będzie mogła zawrzeć spółka w przyszłości. To wszystko pozwala obliczyć „ekonomię” wydobycia, czyli tempo wydobycia prognozowane na następne lata, by zaobserwować proces zczerpywania, czyli starzenia się złoża. Możliwe jest efektywne planowanie wydobycia, zarządzanie złożem, a także jego rewitalizacja. Chodzi o oszczędzanie energii i racjonowanie eksploatacji, aby nie zepsuć złoża, na przykład „zaciągnięciem wody”.
Cyfrowe złoże przydało się na złożu Załęcze. – Projekt który kosztował nas 11 mln złotych, czyli dodanie sprężarek, pozwoliło nam zwiększyć wydobycie – zdradza PGNiG. Dodanie tych elementów wspomagających było możliwe dzięki prognozie złoża cyfrowego. W jej ramach firma prognozuje, że mogłoby wzrosnąć z 20,233 mld m sześc. rocznie obecnie do 21,491 mld m sześc.. Oznaczałoby to wzrost zczerpania złoża z 92,41 do 95,98 procent. Efektm wdrożenia ma być wrost wydobycia o 800 mln m sześc. rocznie a współczynnika sczerpania o 3,57 procent. Zanotowany wzrost wartości inwestycji netto (NPV) o 200 procent do 218 mln zł.
– Mieliśmy świadomość, że ta inwestycja da nam stopę zwrotu. Zanim wydaliśmy te pieniądze, pomysł trafił na komitet oceny inwestycji – zastrzegł prezes Piotr Woźniak. Model cyfrowy złoża pozwolił ocenić, że warto ponieść te koszty.
Perspektywy na Podkarpaciu
Z kolei w maju 2018 roku PGNiG uzyskało przemysłowe przypływy gazu z odwiertu Królewska Góra-1K zlokalizowanego w miejscowości Budy Głogowskie (powiat rzeszowski). O lokalizacji odwiertu poszukiwawczego Królewska Góra-1K zadecydowały dane uzyskane w trakcie badań prowadzonych metodą zdjęcia sejsmicznego 3D. PGNiG korzysta z niej na coraz większą skalę.
To dzięki badaniom 3D spółka odkryła nowe horyzonty gazowe w złożu Przemyśl. Ze wstępnych szacunków wynika, że mogą one zawierać ok. 20 mld m3 zasobów wydobywalnych. Dla porównania – wykonane przed laty szacunki wskazywały, że zasobność złoża to 72 mld m3 gazu, z czego 65 mld m3 zostało już wydobyte. Surowiec zawarty w nowych horyzontach pozwoli więc przedłużyć eksploatację złoża o kilkadziesiąt lat.
