MATERIAŁ POWSTAŁ WE WSPÓŁPRACY Z GRUPĄ ORLEN
Tradycja Barbórki pojawiła się na ziemiach polskich już w XVIII wieku. Górnicy rozpoczynali dzień mszą św. Od XIX wieku świętujący szli w pochodzie z kościoła na teren kopalni przy akompaniamencie orkiestry. Punktem centralnym obchodów była uroczysta akademia. Na tym kończyły się obchody formalne, ale górnicy świętowali dalej, tyle że w karczmach, do których wstęp mieli wyłącznie mężczyźni. Zasiadali za stołem w odświętnych mundurach, raczyli się piwem i biesiadowali.
Tradycja przetrwała do dziś również w tak nowoczesnym koncernie jak Orlen, gdzie wdrażane są najnowocześniejsze technologie i rozwiązania. Spółka czerpie wciąż z własnej historii i wartości, które stały się częścią jej tożsamości. A historia ta jest długa…
Kolebka przemysłu wydobywczego
Pierwszy komercyjny biznes naftowy na świecie uruchomiono w 1854 roku. Wtedy to w Bóbrce koło Krosna aptekarz Ignacy Łukasiewicz uruchomił pierwszą na świecie kopalnię ropy naftowej. Ten moment uznano za narodziny światowego przemysłu naftowego i gazowniczego. Pośrodku terenu dzisiejszego Muzeum Przemysłu Naftowego i Gazowniczego w Bóbrce znajduje się kamienny obelisk upamiętniający założenie kopalni, postawiony przez Łukasiewicza w 1872 roku. Kopalnia, na terenie której zachowało się wiele historycznych obiektów i elementów infrastruktury, w 2018 roku została wpisana na listę pomników historii. Teraz trafiła też na krajową listę informacyjną UNESCO jako kandydat do wpisu na listę światowego dziedzictwa. To milowy krok w kierunku starań o międzynarodowe uznanie dla tego historycznego miejsca.
Dziś w Bóbrce oglądać można zabytkowe szyby wydobywcze i urządzenia do produkcji ropy, między innymi stare pompy, wieże wiertnicze, kolekcję starych lamp naftowych, archiwalne fotografie i dokumenty oraz interaktywne ekspozycje. Na terenie kopalni do dziś produkuje się ropę naftową.
Na tych podwalinach powstała także polska branża, która przez dekady zajmowała się poszukiwaniem i wydobyciem ropy i gazu na terenie kraju, a później również poza jego granicami, także na innych kontynentach. Dziś jest kluczowym elementem Segmentu Upstream, jednego z filarów strategii rozwoju Grupy Orlen.
Gaz wciąż potrzebny
Polska, podobnie jak Europa, jest w trakcie procesu transformacji. Celem jest dekarbonizacja krajowej gospodarki. Inwestycje postępują, coraz większą rolę w miksie energetycznym kraju odgrywają odnawialne źródła energii. Na koniec zeszłego roku stanowiły one blisko 30 proc. całości miksu. Ale zależne od aury źródła oparte na słońcu czy wietrze wymagają stabilizacji. Węgiel odchodzi do przeszłości, konieczne jest więc zastępowanie elektrowni węglowych jednostkami nowoczesnymi zasilanymi gazem. Ich emisyjność jest znacząco niższa niż węglówek. To oznaczać będzie wzrost popytu na gaz. Dodatkowo popyt na błękitne paliwo generuje też przemysł, między innymi chemiczny i nawozowy. Gaz jest bowiem surowcem w procesach przemysłowych. Szacuje się, że zapotrzebowanie na surowiec wzrośnie z około 18 mld m sześc. obecnie do 27 mld m sześc. w 2030 roku.
Strategia koncernu na najbliższą dekadę uwzględnia te trendy. Orlen zakłada zwiększanie produkcji gazu w kraju i za granicą do 12 mld m sześc. w 2030 roku. W samej Polsce wydobycie ma wzrosnąć do 4 mld m sześc. Orlen ma także ambitne plany związane ze zwiększeniem wydobycia ropy. Pomoże w tym również proces integracji krajowych aktywów w spółce Orlen Upstream Polska. Zwiększenie efektywności zarządzania, będące efektem zmian struktury, w połączeniu z wykorzystaniem najnowocześniejszych technologii, w tym opartych na AI, przyniesie wymierne owoce już w najbliższych latach.
Polska i Norwegia w centrum uwagi
Przychody Segmentu Upstream & Supply ze sprzedaży wyniosły w ubiegłym roku ok. 110 mld zł, a na inwestycje w Segmencie grupa wydała 10,5 mld zł.
W kraju Segment Upstream w Grupie Orlen koncentruje swoją działalność poszukiwawczo-wydobywczą w województwach: lubuskim, kujawsko-pomorskim, wielkopolskim, zachodniopomorskim, podkarpackim i małopolskim. I mimo że działalność wydobywcza na terenie Polski prowadzona jest od bardzo dawna, wciąż udaje się odkrywać nowe, perspektywiczne złoża. Grupa ma w Polsce łącznie 238 koncesji związanych z poszukiwaniem i wydobyciem węglowodorów. Kluczowym regionem jest Wielkopolska. To właśnie tutaj Orlen wydobywa największe ilości błękitnego paliwa w kraju. Znajduje się tam 37 złóż, na których wywiercono 144 otwory. W 2024 roku produkcja gazu w tym regionie osiągnęła poziom około 1,64 mld m sześc., czyli prawie połowę ubiegłorocznej krajowej produkcji (wyniosła ona 3,3 mld m sześc.). Potwierdzeniem perspektywiczności tego obszaru jest choćby odkrycie ostatniej zimy złoża gazu w pobliżu Jarocina. Jego zasoby oszacowano na ponad 235 mln m sześc.
Orlen działa też w segmencie wydobywczym za granicą. Najważniejszym rynkiem poza Polską jest Norwegia, gdzie koncern prowadzi wydobycie z dwudziestu jeden złóż, a na kolejnych siedmiu trwają prace zmierzające do rozpoczęcia eksploatacji. Tylko w 2024 roku firma wyprodukowała tam ponad 4,5 mld m sześc. gazu, który wysyłany jest do Polski podmorskim gazociągiem Baltic Pipe.
Poza Norwegią Orlen działa też w Kanadzie, gdzie prowadzi działalność za pośrednictwem spółki zależnej Orlen Upstream Canada. Obecnie najważniejsze aktywa wydobywcze firmy znajdują się w prowincji Alberta w zachodniej części kraju. To rejon najbardziej perspektywicznych złóż gazu i ropy z łupków na świecie. Grupa Orlen wydobycie realizuje też w Pakistanie. W 2024 r. średnia produkcja gazu ze złóż w tych dwóch krajach wyniosła w każdym z nich po około 0,4 mld m sześc.
Nowe narzędzia w użyciu
Szyby z kopalni w Bóbrce: Franek (z 1860 roku) i Janina (z 1878 roku), wykopano ręcznie, pierwszy do głębokości 49 metrów, drugi – do 132 metrów. Następnie pogłębiano je ręcznymi wiertnicami. Były drewniane wieże do wydobycia ropy, wóz z beczką do transportu surowca. Od tamtego momentu dzieli nas 165 lat i przepaść technologiczna.
Beczki i wiaderka szybko przeszły do historii, a w ostatnich latach przemiany stają się coraz bardziej gwałtowne. Segment przechodzi obecnie jedną z największych przemian technologicznych w historii. Normą jest zagospodarowywanie złóż położonych nawet 3 tys. metrów pod ziemią, a nie są wyjątkiem sytuacje, w których wydobycie odbywa się nawet z odwiertów znajdujących się 2 kilometry pod dnem oceanu. Za świdrem wiertniczym mocuje się specjalne czujniki, które pozwalają na bieżąco modyfikować trajektorię odwiertu, by nie wyjść ze strefy roponośnej także na bardzo długich odcinkach, nawet rzędu 10–12 kilometrów. Pojawiają się podwodne platformy i sprężarki obsługiwane zdalnie z lądu. Po morskim dnie potrafią krążyć samojezdne maszyny, które wspomagają prace przy zagospodarowywaniu złóż.
Inżynierowie w codziennej pracy wykorzystują narzędzia oparte na sztucznej inteligencji. Rozwiązania bazujące na AI pomagają analizować dane sejsmiczne 3D, dzięki czemu udaje się szybciej i skuteczniej lokalizować nowe złoża ropy i gazu. Uczenie maszynowe otwiera przed inżynierami nowe możliwości, pozwala błyskawicznie prognozować zachowanie się złóż, unikając błędów. W odwiertach montuje się światłowody, które umożliwiają śledzenie na bieżąco procesów zachodzących w złożu i jego okolicach. Poszukiwanie i wydobycie stają się bardziej efektywne, bezpieczne i innowacyjne.
Orlen od lat inwestuje w nowe technologie, w innowacyjne rozwiązania i cyfrowe narzędzia zmieniające oblicze współczesnego biznesu, ale nie odżegnuje się od tradycji. W koncernie przeszłość i przyszłość wzajemnie się uzupełniają, tworząc spójną wizję rozwoju opartego na wartościach. Wszak przyszłość wyrasta na gruncie historii, a poczucie ciągłości organizacji jest gwarantem stabilności i równowagi.
MATERIAŁ POWSTAŁ WE WSPÓŁPRACY Z GRUPĄ ORLEN
