Świat musi szukać niezależnych od Rosji rezerw węglowodorów

Po raz pierwszy od 2020 roku Wielka Brytania zamierza wydawać licencje na eksploatację złóż na Morzu Północnym – podał serwis e-petrol.pl, powołując się na informacje „Financial Timesa”. Decyzja ma być podyktowana zamiarem odejścia od importu ropy i gazu ziemnego z Rosji oraz zwiększenia stabilności rynku surowców energetycznych. Także USA, które zadeklarowały uwolnienie 180 mln baryłek z rezerw strategicznych, mogą zwiększyć podaż ropy poprzez wzrost wydobycia. Kongres ma być wezwany przez prezydenta do nakładania dodatkowych opłat na koncerny, które nie korzystają z szybów naftowych i nie eksploatują pól roponośnych.

Uderzenie w podaż

Dywersyfikacja zaopatrzenia w surowce energetyczne oraz zwiększenie możliwości dodatkowego pozyskania ropy naftowej i gazu stały się jeszcze bardziej istotne wskutek destabilizacji rynku paliw wywołanej wojną w Ukrainie. Według Reutersa w końcu marca globalne zakłócenia dostaw ropy zbliżały się do 5–6 milionów baryłek dziennie. – Sankcje, konflikty i awarie infrastruktury uderzają w podaż, a popyt wraca do najwyższego poziomu w historii – informował e-petrol.pl. Już widać, że kraje importujące rosyjską ropę i gaz będą chciały zastąpić je dostawami z innych kierunków. W perspektywie może to przyspieszyć inwestycje w poszukiwania oraz eksploatację nowych złóż węglowodorów.

Światowe zasoby ropy naftowej wynoszą ok. 244,1 mld ton (szacunki z 2019 r.). Duża część eksploatowanej ropy pochodzi ze złóż niekonwencjonalnych – ropy ze skał łupkowych, ropy zamkniętej, ciężkiej ropy oraz piasków bitumicznych.

Największymi złożami ropy na świecie dysponuje Wenezuela – ich wielkość szacowana jest na ponad 3 mld baryłek. Na kolejnych miejscach znajdują się: Arabia Saudyjska (blisko 270 mld baryłek) oraz Iran (145 mld baryłek). Jednak największym producentem ropy są Stany Zjednoczone, które zarazem najwięcej jej konsumują. Drugim krajem w rankingu producentów jest Rosja, a trzecim Arabia Saudyjska. Przy tym wydobycie saudyjskiej ropy należy do najtańszych. Według analiz IHS Markit przygotowanych w 2019 r. dla prospektu Saudi Aramco koszt baryłki oszacowano na 17 dol. Na drugim biegunie znalazły się koszty wydobycia ropy ze złóż należących do Wenezueli – 63 dol. Drogo za wydobycie płaci także Rosja: 42 dol. za baryłkę w przypadku eksploatacji złóż lądowych oraz 44 dol. przy wydobyciu ropy z morza.

Gdzie ropa, tam gaz

Udokumentowane światowe zasoby gazu ziemnego wynoszą obecnie około 150 bln metrów sześciennych, co przy dzisiejszym poziomie wydobycia wystarczy na ponad 65 lat. W globalnym rankingu Międzynarodowej Agencji Energii, dotyczącym wydobycia błękitnego paliwa, przodują obecnie Stany Zjednoczone, Rosja i Katar. W Europie największym producentem gazu ziemnego jest Norwegia, eksploatująca go z pól wydobywczych pod dnem Morza Północnego i Norweskiego. Rozmieszczenie zasobów gazu na świecie zbiega się z występowaniem zasobów ropy naftowej. Największe udokumentowane zasoby gazu ziemnego skupione są na Bliskim Wschodzie (71, 8 mld m sześc.) i w Rosji (27,1 proc. zasobów światowych).

Pod dnem Bałtyku ropy nie jest za wiele. Jak podaje Państwowy Instytut Geologiczny, złoża węglowodorów pod dnem jego południowej części zazwyczaj znajdują na głębokości od 1200 m do 2300 m. Pierwsze poszukiwania jeszcze w latach 70. XX wieku prowadził Petrobaltic, będący wówczas Wspólną Organizacją Poszukiwań Naftowych na Morzu Bałtyckim założoną przez Polskę oraz ówczesne ZSRR i NRD. W Polskiej strefie ekonomicznej Bałtyku gaz ziemny występuje w złożach B4 i B6, ponadto współwystępuje z ropą naftową, tworząc złoża gazowo-kondensatowe: B3, B8, B16, B21 i B34. Obecnie eksploatacja złóż węglowodorów obejmuje tylko dwa złoża: B3 i B8, dla których łącznie zasoby nadające się do wydobycia wynoszą około 6,57 mln ton ropy i 764 mln m sześc. gazu ziemnego.

Dla polskich koncernów inwestujących w poszukiwania oraz wydobycie ropy i gazu z podmorskich złóż – Grupy Lotos oraz PGNiG – szczególnie atrakcyjne są podmorskie złoża na norweskim szelfie kontynentalnym. W 2021 r. wydobycie węglowodorów na tym obszarze wzrosło w porównaniu z rokiem poprzednim, a wielkość produkcji w połączeniu z wysokimi cenami surowców, szczególnie rekordowo wysokimi notowaniami gazu ziemnego, wywindowały przychody z norweskiego szelfu do najwyższego poziomu w historii.

Została jeszcze połowa

Według norweskiego serwisu Nettavisen produkcja ropy i gazu pochodzących z 94 złóż norweskiego szelfu sięgnęła w ubiegłym roku poziomu 645 mln baryłek ropy i 113 mld m sześc. gazu. – Spodziewamy się stabilnej wysokiej produkcji również w najbliższych latach. Z powodu odkryć nowych złóż do 2024 roku zakładany jest stały wzrost produkcji – powiedziała Ingrid Solvberg, generalny dyrektor Norweskiego Dyrektoriatu ds. Ropy.

Firmy naftowe zainwestowały w 2021 r. na norweskim szelfie ok. 150 mld koron w pola naftowe i poszukiwanie nowych złóż. To nieco mniej niż w 2020 roku, a prognozy pokazują, że poziom inwestycji w 2022 r. też będzie niższy. – Zakłada się, że ponowny wzrost nakładów na inwestycje będzie zauważalny w 2025 r. – informuje Nettavisen.

Szacuje się, że zasoby szelfu norweskiego wynoszą około 15,8 mld m sześc. o.e (ekwiwalentu ropy – oil equivalents), z czego blisko połowa została wydobyta ze złóż. Druga połowa, uwzględniająca zarówno potwierdzone rezerwy w złożach produkcyjnych i złożach będących w fazie zagospodarowania, jak i odkryte zasoby warunkowe, a także zasoby perspektywiczne w obszarach poszukiwawczych, wciąż ma być dostępna.

Największe udziały w eksploatacji na norweskim szelfie kontynentalnym, sięgające jednej trzeciej łącznego wydobycia, ma Equinor (dawny Statoil), w którym norweskie państwo ma dwie trzecie udziałów. W 2020 r. wydobywał on dziennie ponad 2 mln baryłek ropy. Jest największym operatorem instalacji wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego w Norwegii i drugim pod względem wielkości dostawcą gazu w Europie, pokrywającym przeszło jedną piątą jej zapotrzebowania na gaz.

Grzegorz Strzelczyk prezes zarządu spółki LOTOS Petrobaltic

LOTOS Petrobaltic jako jedyne polskie przedsiębiorstwo zajmuje się eksploatacją podmorskich złóż ropy i gazu w polskiej strefie ekonomicznej Morza Bałtyckiego. Morscy górnicy naftowi stawiają czoło ekstremalnym warunkom pogodowym na platformach wiertniczych i wydobywczych, a także trudnościom wynikającym z sytuacji geopolitycznej i ekonomicznej na świecie, transformacji energetycznej i pandemii. Wychodząc zwycięsko z tych zmagań, w ostatnich latach firma uruchomiła nowoczesne centrum produkcyjne na złożu B8 i nadal będzie rozwijać swą podstawową działalność – jeszcze w tym roku mają rozpocząć się wiercenia na strukturze B101, których celem jest potwierdzenie nowych zasobów węglowodorów. Jednocześnie spółka wykorzystuje swój potencjał i kompetencje, aby zdywersyfikować obszary działalności i jeszcze lepiej dostosować je do potrzeb narodowych i światowych trendów.

Ostatnie dwa lata były okresem wzmożonej działalności operacyjnej. Firma wykonała szereg prac rekonstrukcyjnych na złożu B3, znacznie zwiększając produkcję. Zakończono również proces zagospodarowania drugiego złoża spółki, złoża B8, gdzie stanęło wspomniane już centrum produkcyjne Petrobaltic. Przeprowadzono skomplikowany proces jego rozruchu, test 30-dniowy i prace związane z modyfikacją systemu zatłaczania wody morskiej umożliwiające podniesienie wolumenu zatłaczania z projektowanych 2200 do 2800–2900 m3/d. LOTOS Petrobaltic jest polskim liderem w stosowaniu na dużą skalę drugiej metody eksploatacji wydobycia, jaką jest zatłaczanie wody. Spółka uruchomiła także system osuszania, sprężania i eksportu gazu na morskiej kopalni ropy Petrobaltic. Gaz towarzyszący ropie wydobywanej ze złoża płynie już podwodnym rurociągiem o długości 75 km do Władysławowa, do spółki Energobaltic.

Wśród nowych celów i zadań, wykraczających poza górnictwo morskie, wskazać należy realizację programu morskiej energetyki wiatrowej (MEW) oraz aktywne uczestnictwo w transformacji energetycznej i skuteczne przeciwdziałanie zmianom klimatycznym. Wiąże się to z poszerzaniem zakresu działania w sferze logistyki morskiej oraz potencjalnym udziałem LPB w łańcuchu dostaw dla inwestycji w MEW.

Zaangażowanie w łańcuch dostaw pozwoli firmie w sposób zrównoważony poszerzać obszary swojej działalności. Spółka realizuje już kompleksowe usługi dla sektora offshore w zakresie badań dna morskiego. Kolejne projekty z obszaru offshore wind obejmą budowę jednostek instalacyjnych i serwisowych, dzięki którym firma będzie działać jako narodowy operator przy stawianiu, uruchamianiu i serwisowaniu morskich farm wiatrowych.

Inne projekty, jakie LOTOS Petrobaltic zamierza rozwijać, to projekt budowy demonstratora pływającej turbiny wiatrowej oraz projekt podziemnego składowania dwutlenku węgla w strukturach geologicznych zlokalizowanych pod dnem Morza Bałtyckiego, gdzie urządzenia będą zasilane ze wspomnianej turbiny.

Opinia partnera Cyklu "Rzeczpospolitej": Paliwa Przyszłości

Grzegorz Strzelczyk, prezes zarządu spółki LOTOS Petrobaltic

LOTOS Petrobaltic jako jedyne polskie przedsiębiorstwo zajmuje się eksploatacją podmorskich złóż ropy i gazu w polskiej strefie ekonomicznej Morza Bałtyckiego. Morscy górnicy naftowi stawiają czoło ekstremalnym warunkom pogodowym na platformach wiertniczych i wydobywczych, a także trudnościom wynikającym z sytuacji geopolitycznej i ekonomicznej na świecie, transformacji energetycznej i pandemii.

Wychodząc zwycięsko z tych zmagań, w ostatnich latach firma uruchomiła nowoczesne centrum produkcyjne na złożu B8 i nadal będzie rozwijać swą podstawową działalność – jeszcze w tym roku mają rozpocząć się wiercenia na strukturze B101, których celem jest potwierdzenie nowych zasobów węglowodorów. Jednocześnie spółka wykorzystuje swój potencjał i kompetencje, aby zdywersyfikować obszary działalności i jeszcze lepiej dostosować je do potrzeb narodowych i światowych trendów.

Ostatnie dwa lata były okresem wzmożonej działalności operacyjnej. Firma wykonała szereg prac rekonstrukcyjnych na złożu B3, znacznie zwiększając produkcję. Zakończono również proces zagospodarowania drugiego złoża spółki, złoża B8, gdzie stanęło wspomniane już centrum produkcyjne Petrobaltic. Przeprowadzono skomplikowany proces jego rozruchu, test 30-dniowy i prace związane z modyfikacją systemu zatłaczania wody morskiej umożliwiające podniesienie wolumenu zatłaczania z projektowanych 2200 do 2800–2900 m3/d. LOTOS Petrobaltic jest polskim liderem w stosowaniu na dużą skalę drugiej metody eksploatacji wydobycia, jaką jest zatłaczanie wody. Spółka uruchomiła także system osuszania, sprężania i eksportu gazu na morskiej kopalni ropy Petrobaltic. Gaz towarzyszący ropie wydobywanej ze złoża płynie już podwodnym rurociągiem o długości 75 km do Władysławowa, do spółki Energobaltic.