Perspektywy dla wydobycia ropy naftowej na Bałtyku

Potencjał wydobywczy Morza Bałtyckiego

Morze Bałtyckie, mimo że nie należy do obszarów kojarzonych z bogatymi złożami węglowodorów, kryje w sobie znaczące zasoby ropy naftowej i gazu ziemnego. Według szacunków ekspertów, potencjał wydobywczy polskiej części Morza Bałtyckiego może wynosić od 30 do 50 mln ton ropy naftowej oraz około 50-80 mld m³ gazu ziemnego.

To surowce, które mogłyby pokryć krajowe zapotrzebowanie na ropę naftową przez około 2-3 lata oraz na gaz ziemny przez około 4-5 lat. Choć nie są to zasoby, które zapewniłyby Polsce pełną niezależność energetyczną, stanowią istotne uzupełnienie krajowego bilansu surowcowego i mogą przyczynić się do zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego kraju.

Historia poszukiwań i wydobycia na Bałtyku

Poszukiwania złóż węglowodorów na polskim szelfie bałtyckim mają długą historię sięgającą lat 70. XX wieku. Pierwsze przemysłowe złoże ropy naftowej na Bałtyku – B3 – zostało odkryte w 1981 roku i jest eksploatowane od 1992 roku. Kolejnym znaczącym odkryciem było złoże B8, którego eksploatację rozpoczęto w 2015 roku.

Obecnie na polskim szelfie bałtyckim eksploatowane są następujące złoża:

• B3 – eksploatowane przez Lotos Petrobaltic (obecnie część PKN Orlen) za pomocą platformy Baltic Beta
• B8 – eksploatowane przez Lotos Petrobaltic za pomocą platformy Petrobaltic

Łączne wydobycie ropy naftowej z tych złóż wynosi obecnie około 250 tys. ton rocznie, co stanowi około 1% krajowego zapotrzebowania.

Nowe projekty wydobywcze PKN Orlen na Bałtyku

Po przejęciu Grupy Lotos przez PKN Orlen, wszystkie aktywa wydobywcze na Bałtyku znalazły się w rękach zintegrowanego koncernu. PKN Orlen zapowiedział ambitne plany rozwoju działalności wydobywczej na polskim szelfie, które obejmują:

Projekt B3 Smart Field

Projekt B3 Smart Field to kompleksowy program zwiększenia efektywności wydobycia ze złoża B3. Zakłada on wykorzystanie zaawansowanych technologii cyfrowych do optymalizacji procesu eksploatacji. Dzięki zastosowaniu systemów monitorowania i sterowania w czasie rzeczywistym, możliwe będzie zwiększenie współczynnika sczerpania złoża z obecnych 30% do około 40%, co przełoży się na dodatkowe wydobycie rzędu 250 tys. ton ropy.

Rozbudowa infrastruktury złoża B8

PKN Orlen planuje dalszą rozbudowę infrastruktury wydobywczej na złożu B8, w tym budowę dodatkowych odwiertów eksploatacyjnych. Szacuje się, że dzięki tym inwestycjom wydobycie ze złoża B8 wzrośnie o około 30%, osiągając poziom 150 tys. ton ropy rocznie.

Zagospodarowanie złoża B4/B6

Złoża B4/B6 to odkryte, ale jeszcze niezagospodarowane złoża gazu ziemnego o zasobach szacowanych na około 4 mld m³. PKN Orlen planuje rozpoczęcie wydobycia z tych złóż w perspektywie najbliższych 3-4 lat. Projekt obejmuje budowę platformy wydobywczej oraz podmorskiego gazociągu łączącego złoża z lądem.

Poszukiwania w obszarze Grudziądz

PKN Orlen prowadzi również intensywne prace poszukiwawcze w rejonie koncesji Grudziądz, gdzie wstępne badania sejsmiczne wskazują na możliwość występowania znaczących złóż ropy naftowej i gazu ziemnego. W 2023 roku planowane jest wykonanie pierwszego odwiertu rozpoznawczego, który pozwoli na dokładniejsze określenie potencjału złożowego tego obszaru.

Technologie wydobywcze stosowane na Bałtyku

Wydobycie węglowodorów na Morzu Bałtyckim wymaga zastosowania specjalistycznych technologii dostosowanych do specyficznych warunków tego akwenu. Wśród najważniejszych rozwiązań stosowanych przez polskie firmy naftowe można wymienić:

Platformy wiertnicze i wydobywcze

Na Bałtyku wykorzystywane są głównie platformy typu jack-up (podnoszone) oraz platformy stałe. Platforma Baltic Beta działająca na złożu B3 to konstrukcja stała, osadzona na dnie morskim. Z kolei platforma Petrobaltic, która początkowo była wykorzystywana jako jednostka poszukiwawcza, a obecnie służy do eksploatacji złoża B8, to platforma typu jack-up.

Specyfika Morza Bałtyckiego, w tym stosunkowo niewielka głębokość (30-80 m w obszarach wydobywczych) oraz trudne warunki pogodowe (silne sztormy, częste oblodzenia w okresie zimowym), wymaga stosowania rozwiązań technicznych zwiększających bezpieczeństwo operacji.

Systemy podwodne

Coraz większą rolę w eksploatacji złóż bałtyckich odgrywają systemy podwodne (subsea), które umożliwiają prowadzenie wydobycia bez konieczności instalowania pełnowymiarowych platform. Technologia ta jest szczególnie przydatna w przypadku mniejszych złóż, których zagospodarowanie przy użyciu tradycyjnych platform byłoby nieopłacalne.

PKN Orlen planuje wykorzystanie systemów podwodnych przy zagospodarowaniu złoża B4/B6. Rozwiązanie to umożliwi znaczące obniżenie kosztów inwestycyjnych przy jednoczesnym zmniejszeniu wpływu na środowisko.

Technologie zwiększenia sczerpania złóż

W celu zwiększenia efektywności wydobycia z istniejących złóż, PKN Orlen wdraża zaawansowane technologie wspomagania wydobycia (Enhanced Oil Recovery - EOR). Na złożu B3 prowadzone są prace pilotażowe nad zastosowaniem zatłaczania wody z dodatkiem polimerów, co może zwiększyć współczynnik sczerpania złoża o dodatkowe 5-10%.

Testowane są również technologie zatłaczania gazu, które mogą być szczególnie efektywne w warunkach bałtyckich złóż.

Aspekty środowiskowe wydobycia na Bałtyku

Morze Bałtyckie to akwen o szczególnej wrażliwości ekologicznej. Zamknięty charakter, ograniczona wymiana wód z oceanem oraz wysokie zaludnienie zlewni sprawiają, że jest ono narażone na kumulację zanieczyszczeń. Dlatego też działalność wydobywcza na Bałtyku musi być prowadzona z zachowaniem najwyższych standardów ochrony środowiska.

Systemy zapobiegania wyciekom

Platformy wydobywcze operujące na Bałtyku są wyposażone w zaawansowane systemy zapobiegania wyciekom ropy naftowej. Obejmują one m.in.:

• Podwodne zawory bezpieczeństwa (Subsea Safety Valves), które automatycznie odcinają przepływ ropy w przypadku awarii
• Systemy wczesnego wykrywania wycieków wykorzystujące kamery termowizyjne i czujniki chemiczne
• Pełne obudowy głowic eksploatacyjnych chroniące przed mechanicznymi uszkodzeniami

Dodatkowo, wszystkie platformy posiadają plany reagowania na wypadek wycieku, a ich załogi są regularnie szkolone w zakresie procedur awaryjnych.

Monitoring środowiskowy

PKN Orlen prowadzi kompleksowy monitoring środowiskowy wokół swoich instalacji wydobywczych na Bałtyku. Obejmuje on regularne pobieranie próbek wody i osadów dennych, badanie bioróżnorodności oraz monitoring parametrów fizykochemicznych wody morskiej.

Wyniki monitoringu są regularnie przekazywane odpowiednim instytucjom nadzorującym stan środowiska Morza Bałtyckiego, w tym Głównemu Inspektoratowi Ochrony Środowiska oraz Komisji Ochrony Środowiska Morskiego Bałtyku (HELCOM).

Technologie przyjazne środowisku

W nowych projektach wydobywczych na Bałtyku PKN Orlen planuje zastosowanie rozwiązań minimalizujących wpływ na środowisko, takich jak:

• Systemy zamkniętego obiegu płynów wiertniczych eliminujące konieczność zrzutu odpadów do morza
• Technologie bezwykopowego układania rurociągów podmorskich, które minimalizują naruszenie dna morskiego
• Platformy bezzałogowe, które ograniczają ruch jednostek pływających w rejonie wydobycia

Ekonomiczne aspekty wydobycia na Bałtyku

Opłacalność wydobycia węglowodorów na Morzu Bałtyckim zależy od szeregu czynników, w tym cen ropy naftowej na rynkach światowych, kosztów technologii wydobywczych oraz skali operacji.

Według analiz PKN Orlen, próg rentowności dla projektów bałtyckich wynosi obecnie około 40-45 USD za baryłkę ropy. Przy aktualnych cenach ropy (około 70-80 USD za baryłkę), projekty te generują satysfakcjonujące stopy zwrotu, szczególnie że wydobyta ropa trafia bezpośrednio do krajowych rafinerii, eliminując koszty transportu międzynarodowego.

Istotnym czynnikiem zwiększającym opłacalność wydobycia na Bałtyku jest również fakt, że ropa z tego regionu charakteryzuje się niską zawartością siarki, dzięki czemu jest łatwiejsza i tańsza w przetwórstwie.

Plany rozbudowy aktywności wydobywczej na Bałtyku

PKN Orlen w swojej strategii do 2030 roku zakłada znaczące zwiększenie aktywności wydobywczej na Morzu Bałtyckim. Zgodnie z tymi planami, do 2030 roku wydobycie ropy naftowej z polskiej części Bałtyku ma wzrosnąć do około 500 tys. ton rocznie, a wydobycie gazu ziemnego do około 0,5 mld m³ rocznie.

Realizacja tych celów wymaga inwestycji rzędu 3-4 mld złotych w nowe projekty wydobywcze oraz modernizację istniejącej infrastruktury. PKN Orlen prowadzi również prace nad koncepcją budowy centralnej platformy przeładunkowej na Bałtyku, która umożliwiłaby efektywniejszy transport wydobytych surowców na ląd.

Wyzwania i perspektywy

Rozwój wydobycia węglowodorów na Morzu Bałtyckim stoi przed szeregiem wyzwań, które będą determinować przyszłość tego sektora:

Wyzwania technologiczne

Specyficzne warunki Morza Bałtyckiego, w tym silne sztormy, oblodzenia w okresie zimowym oraz stosunkowo płytkie wody, wymagają dostosowania technologii wydobywczych. PKN Orlen współpracuje z renomowanymi ośrodkami badawczymi i firmami technologicznymi nad rozwiązaniami dostosowanymi do tych warunków.

Wyzwania środowiskowe

Rosnąca świadomość ekologiczna oraz zaostrzone regulacje dotyczące ochrony środowiska morskiego wymagają stosowania coraz bardziej zaawansowanych rozwiązań minimalizujących wpływ działalności wydobywczej na ekosystem Bałtyku.

Wyzwania związane z transformacją energetyczną

W kontekście globalnej transformacji energetycznej i dążenia do gospodarki niskoemisyjnej, długoterminowe perspektywy dla wydobycia węglowodorów stają pod znakiem zapytania. PKN Orlen odpowiada na to wyzwanie poprzez dywersyfikację działalności oraz inwestycje w odnawialne źródła energii, w tym morskie farmy wiatrowe na Bałtyku.

Podsumowanie

Wydobycie ropy naftowej i gazu ziemnego na polskim szelfie Morza Bałtyckiego, mimo że nie jest w stanie zaspokoić całości krajowego zapotrzebowania, stanowi istotny element bezpieczeństwa energetycznego Polski. Krajowe surowce charakteryzują się wysoką jakością, a ich wydobycie generuje korzyści ekonomiczne i technologiczne.

PKN Orlen, który po przejęciu Grupy Lotos skonsolidował działalność wydobywczą na Bałtyku, realizuje ambitne plany rozwoju tego segmentu. Jednocześnie koncern dba o to, aby działalność ta była prowadzona z poszanowaniem wyjątkowego ekosystemu Morza Bałtyckiego i zgodnie z zasadami zrównoważonego rozwoju.

W perspektywie najbliższych lat można oczekiwać wzrostu aktywności wydobywczej na polskim szelfie, co przyczyni się do zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego kraju oraz rozwoju technologicznego krajowego sektora naftowego.