Materiał powstał we współpracy z ORLEN SA
Przez lata działalności wydobywczej prowadzonej na terenie kraju koncern zdobył kompetencje umożliwiające rozwój również za granicą. Dziś grupa prowadzi wydobycie w Norwegii, w Polsce, a na mniejszym poziomie również w Kanadzie.
Dalszy rozwój działalności wydobywczej jest elementem strategii grupy. Na realizację inwestycji w segmencie obejmującym upstream w ciągu najbliższej dekady, do 2035 roku, Orlen planuje wydać uśrednioną kwotę 7–8 mld zł rocznie.
Własne zasoby na wagę złota
W dobie zawirowań geopolitycznych szczególny nacisk kładziony jest na rozwój produkcji krajowej. To ważne z kilku powodów – bezpieczeństwa dostaw, ograniczenia kosztów związanych z transportem, korzyści podatkowych dla budżetu centralnego oraz budżetów lokalnych, a także tworzenia miejsc pracy. Krajowe złoża są dobrze poznane i trudno się spodziewać nowych, spektakularnych odkryć, dlatego należy dokładać starań, by eksploatować je maksymalnie, uzyskując jak najwyższe wskaźniki sczerpania. Spółka realizuje ten cel, używając najnowszych technologii, w tym narzędzi cyfrowych.
Do 2035 roku produkcja krajowa gazu ma osiągnąć około 4 mld m sześc. rocznie. W 2024 roku wyniosła 3,3 mld m sześc. i była zbliżona do poziomu z 2023 roku. Cały czas trwają prace nad rozwojem potencjału krajowego. W sierpniu tego roku spółka potwierdziła 700 mln m sześc. zasobów wydobywalnych gazu w Zachodniopomorskiem (w efekcie wzrosły one w tym rejonie do 2,3 mld m sześc.). Wiosną z kolei uruchomiono eksploatację złoża Grodzewo w województwie wielkopolskim, z zasobami szacowanymi na blisko ćwierć miliarda metrów sześciennych. Surowiec w tym miejscu będzie można pozyskiwać przez kolejne kilkanaście lat.
Grupa posiada w Polsce w sumie 238 koncesji związanych z poszukiwaniem i wydobyciem węglowodorów. Koncentruje swoją działalność poszukiwawczo-wydobywczą w zachodniej części kraju, zwłaszcza w województwie lubuskim, kujawsko-pomorskim, wielkopolskim i zachodniopomorskim oraz na południowym wschodzie, obejmując Podkarpacie, ale też część sąsiednich województw – małopolskiego czy lubelskiego.
Norweska baza
Największy wkład we wzrost wydobycia daje obecnie rozwój działalności w Norwegii, z którą Polska połączona jest gazociągiem Baltic Pipe. Zdolności przesyłowe rurociągu wynoszą około 10 mld m sześc. rocznie, z czego Orlen ma zarezerwowane ponad 80 proc. Wydobyty na północy gaz można więc sprowadzać bezpośrednio do Polski. Norwegia to dobry rynek do inwestowania ze względu na stabilne otoczenie regulacyjne oraz równy dostęp do informacji dla wszystkich jego uczestników. Orlen Upstream Norway współpracuje w regionie ze sprawdzonymi partnerami. W 2024 roku wydobycie koncernu w tym kraju wyniosło ponad 4,5 mld m sześc. gazu. Orlen Upstream Norway ma tam około 100 koncesji i prowadzi wydobycie na 21 złożach. Do 2030 roku wydobycie na szelfie ma wzrosnąć do około 6 mld m sześc. gazu rocznie.
W zeszłym roku firma wykonała w Norwegii sześć odwiertów poszukiwawczych i rozpoznawczych – o cztery więcej niż rok wcześniej. Dzięki tym pracom, prowadzonym wspólnie z partnerami, udało się odkryć lub też potwierdzić zasoby ropy, gazu i kondensatu szacowane nawet na 129 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej, z czego do 22,3 mln przypada na Orlen. Zakończono m.in. wiercenia rozpoznawcze na złożu Sabina znajdującym się na Morzu Norweskim. Partnerami spółki przy tym przedsięwzięciu są: Harbour Energy, Aker BP i Petoro. Potwierdzono tym samym zasoby na poziomie 17–39 mln baryłek (z czego na Orlen przypada 2–4,7 mln boe). Wcześniej realizowano prace na złożu Adriana, na tym samym obszarze, tyle że na płytszych strukturach geologicznych. W tym przypadku potwierdzono zasoby gazu i kondensatu na poziomie 28–43 mln boe (3,3–5,1 mln boe przypada na Orlen).
Strategia inwestycyjna
W styczniu koncern pozyskał od norweskiej administracji osiem nowych koncesji – siedem na Morzu Północnym i jedną na Morzu Norweskim. Są one położone w pobliżu złóż, na których trwa produkcja, lub złóż dopiero zagospodarowywanych. Takie podejście pozwala dyskontować znajomość geologii danego obszaru, co zwiększa szanse na odkrycie nowych zasobów przy ograniczeniu kosztów inwestycji. Koncern podczas ostatniej rundy koncesyjnej postawił na obszary, które dają dużą szansę na okrycie pokładów ropy i gazu i zapewniają możliwość szybkiego uruchomienia ewentualnej produkcji.
W maju tego roku norweska spółka Orlenu wraz z partnerami koncesyjnymi odkryła nowe zasoby węglowodorów na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Wielkość złoża o nazwie E-prospect szacowana jest na 3 do 7 mln baryłek ropy. Przy czym w trakcie wiercenia zidentyfikowano złoże, które zawiera do 2 mln baryłek ropy. Zasoby znajdują się na obszarze Skarv będącym ważnym hubem produkcyjnym Orlenu. Odległość złoża od najbliższej infrastruktury produkcyjnej wynosi niecałe 8 km.
Tutejszy hub, poza złożem Skarv, obejmuje włączone do produkcji złoża Ærfugl Nord i Gråsel oraz złoża będące w zagospodarowaniu: Alve Nord, Idun Nord i Ørn. Wspomniane nowo odkryte złoże wraz z kilkoma innymi czeka teraz na decyzję o ewentualnym zagospodarowaniu. Zasoby pierwotne obszaru Skarv przekraczają 700 mln baryłek ekwiwalentu ropy. Wydobycie realizowane jest tu za pomocą pływającej jednostki produkcyjno-magazynowo-przeładunkowej Skarv. Ropa i gaz są przesyłane na statek za pomocą podmorskich rurociągów podpiętych do obrotowej wieży umiejscowionej w środku kadłuba statku.
Nowe rekordy, nowe technologie
W sierpniu grupa wraz z partnerami zakończyła kolejną fazę zagospodarowania norweskiego złoża Ormen Lange, dzięki czemu produkcja gazu zwiększy się o połowę. To oznacza, że Orlen będzie pozyskiwał z tego źródła około 1,5 mld m sześc. surowca rocznie. Głębokość morza w tym miejscu wynosi 850–1000 m, a samo złoże znajduje się około 3000 m pod dnem. W ramach projektu zamontowano na dnie morskim cztery sprężarki, które rekompensują spadek ciśnienia gazu będący efektem wieloletniej eksploatacji. Wykorzystano przy realizacji tej inwestycji najnowsze technologie, w tym cyfrowe. Ze względu na głębokość morza wszystkie prace montażowe były realizowane za pomocą zdalnie sterowanych pojazdów podwodnych.
Również w sierpniu koncern informował o dużym odkryciu ropy na Morzu Północnym, w ramach projektu Omega Alfa wraz z partnerami. Zasoby wydobywalne złoża szacowane są na około 134 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej. To największe odkrycie na Norweskim Szelfie Kontynentalnym w tym roku. Konieczne było wykonanie odwiertu pionowego do głębokości 2250 m, z którego w dalszej kolejności odwiercono kilka odwiertów horyzontalnych w różnych kierunkach. Trzy z nich przekroczyły 10 km! Pobiły tym samym rekord długości odwiertów horyzontalnych na Szelfie.
Zastosowano technologię geo-steeringu umożliwiającą prowadzenie bardzo precyzyjnych odwiertów, których trajektoria modyfikowana jest w czasie rzeczywistym na podstawie danych odbieranych z czujników znajdujących się tuż za świdrem wiertniczym. Dzięki temu można poprowadzić odwiert w taki sposób, by cały czas znajdował się w warstwie roponośnej. Skuteczność tej metody potwierdza fakt, że w trakcie wiercenia Omega Alfa kontakt ze złożem uzyskano na łącznym odcinku aż 40 km.
Najnowszym projektem Orlenu u wybrzeży Norwegii było uruchomienie wydobycia ze złoża Andvare. Tym samym liczba złóż eksploatowanych przez koncern w Norwegii wzrosła do 21. Andvare zapewni Orlenowi ok. 300 mln m sześc. gazu ziemnego. Nowo uruchomione złoże znajduje się na Morzu Norweskim, ok. 300 km na południowy zachód od Bodø, w pobliżu złoża Norne. Przy zagospodarowaniu złoża jego udziałowcy wykorzystali dostępną infrastrukturę, aby ograniczyć czas i koszty inwestycji.
Wydobycie a emisje
W Norwegii w 2024 roku mniej więcej dwie trzecie wydobycia gazu realizowane było z wykorzystaniem instalacji zasilanych z lądu. W tym kraju 95 proc. elektryczności pochodzi z odnawialnych źródeł energii.
Z lądu zasilane jest m.in. złoże Gina Krog (od jesieni 2023 roku). Także podwodne sprężarki zamontowane na złożu Ormen Lange działają w oparciu o prąd z norweskiej sieci. Takie rozwiązania będą też stosowane przy uruchamianiu produkcji z nowych pokładów. I tak na przykład złoże Fenris czy obszar wydobywczy Yggdrasil od początku funkcjonowania będą zasilane energią z lądu.
Materiał powstał we współpracy z ORLEN SA
