Szwedzi pozazdrościli Polakom odkrycia złóż ropy naftowej pod dnem Bałtyku. Niemal natychmiast po oficjalnym ogłoszeniu przez Grupę Lotos przystąpienia do eksploatacji drugiego po B-3 złoża B-8 oraz rozpoczęcia prac przygotowawczych zmierzających do eksploatacji trzeciego złoża B-23 o łącznych zasobach szacowanych na co najmniej 16 mln m sześc.(110 mln baryłek), szwedzka prasa, przypominała z goryczą, że Svenska Petroleum Exploration (SPE), kontrolowana przez etiopsko-saudyjskiego miliardera Mohammeda Al-Amoudi (znanego także w Polsce ze sprzedanej wprawdzie już Statoilowi sieci stacji benzynowych Preem) bezskutecznie szukała ropy na dnie Bałtyku przez blisko 30 lat - od 1969 do 1999 roku.

Pomimo wykonania w tym czasie 17 głębokich odwiertów, nie znaleziono zasobów, których eksploatacja byłaby opłacalna. Również państwowa spółka Svenska Petroleum, operująca także na Bałtyku od 1967 roku nie mogła pochwalić się spektakularnymi sukcesami. Jedynie przez pewien czas prowadzono niewielkie wydobycie ropy na Gotlandii. Teraz szwedzkie firmy chcą wrócić na Bałtyk, licząc na podobne jak polski sukcesy. Nie wyklucza się, że prace poszukiwawcze, wraz z wierceniem otworów, zostaną zlecone właśnie „Petrobalticowi”. Szwedzi przy okazji przypominają, że równo 90 lat temu, w 1906 roku, ziemie polskie (Polski jako państwa nie było wtedy na oficjalnych mapach Europy) były największym dostawcą ropy naftowej na świecie.

- Dla wąskiego kręgu geologów naftowych komunikat „Lotosu” nie jest zaskoczeniem – mówi dr inż. Kazimierz Słupczyński z Zakładu Surowców Energetycznych Wydziału Geologii Geofizyki i Ochrony Środowiska AGH, jeden z najlepszych w Polsce specjalistów z zakresu szacowania zasobów. Jest tylko potwierdzeniem tego, o czym mówiliśmy od wielu lat. To bardzo dobra, lekka niskosiarkowa ropa o ciężarze właściwym 0,81, pochodząca ze złóż gazokondensatowych, ulokowanych w wykliniającym się w tym miejscu pod Bałtykiem piaskowcu. Każde odkryte złoże cieszy, a jeszcze bardziej cieszy jego eksploatacja, która przynosi spółkom wydobywczym wymierne korzyści zwłaszcza teraz, kiedy światowe ceny ropy naftowej bija rekordy.

Ale trzeba jednak rozwiać wszelkie euforyczne oczekiwania: Polska nigdy nie będzie drugim Kuwejtem, Arabią Saudyjską, ani też Norwegią. Wielkich złóż, które pozwoliłby na całkowite uzależnienie się od importu surowca bodaj tylko dla jednej rafinerii nie odkryjemy, bo ich nie mamy. Dla wykształcenia się dużych złóż potrzebne są struktury geologiczne odpowiedniej wielkości. Wystarczy tylko przypomnieć, że słynne rosyjskie złoże gazowe Urengoje przypomina z lotu ptaka elipsę, której wielka oś ma 350 km długości czyli tyle ile wynosi odległość z Zakopanego do... Warszawy. A tymczasem na terenie Polski mamy do czynienia z dwoma graniczącymi ze sobą strukturami geologicznymi tzw. młodą i starą platformą; konsekwencją tego są znacznie mniejsze jednostki geologiczne.

Już 40 lat temu

Pierwsze prace związane z poszukiwaniami naftowymi prowadzonymi w polskiej strefie ekonomicznej Morza Bałtyckiego rozpoczęto jeszcze w połowie lat sześćdziesiątych. Wyniki pomiarów morskich powiązano z danymi lądowymi, co w sumie pozwoliło na wyznaczenie kilku regionalnych dyslokacji i wydzielenie następujących bloków tektonicznych: Słupska (A), Łeby (B), Gdańska (C), Kurska (D), Wolina (H), Gryfic (K), Kołobrzegu (L), Darłowa (M). Dalsze kontynuowane do 1990 r. badania sejsmiczne – przy wykorzystaniu przez toruńską „Geofizykę” okrętu Marynarki Wojennej „Kopernik” - pozwoliły na rozpoznanie budowy tektoniczno-strukturalnej oraz wskazanie potencjalnych pułapek złożowych. Łącznie wykonano 33.000 km linii sejsmicznych, które obecnie poddawane są ponownej obróbce reprocessingowej i reinterpretacyjnej.

Właściwe prace poszukiwawcze na Obszarze Morskim Rzeczypospolitej Polskiej rozpoczęły się w 1975 roku. Początkowo były to jedynie prace kameralne, mające na celu dogłębną analizę posiadanego materiału geologicznego, ocenę celowości poszukiwań i ponoszonego z nimi ryzyka. Informacje, jakimi dysponowano, pochodziły z wierceń i prac geologicznych, prowadzonych na obszarze lądowym oraz sejsmicznych prac morskich. Regionalne pomiary sejsmiczne pozwoliły na wytypowanie obiektów do szczegółowego rozpoznania sejsmicznego i geologiczno-inżynierskiego, co w konsekwencji zaowocowało pierwszymi pracami wiertniczymi w 1980 roku. Odkrycie w 1981 roku złoża ropy naftowej B3 i złoża gazowo-kondensatowego B4 było pierwszym namacalnym dowodem istnienia przemysłowych akumulacji węglowodorów na obszarze Syneklizy Bałtyckiej.

Dalsze prace wiertnicze przynosiły - obok rozpoznania geologicznego - sukcesywny przyrost odkrytych zasobów ropy i gazu. Potwierdziła się wtedy stara teza, że porządnie zrobiona „geofizyka” musi zaowocować sukcesem poszukiwawczym. W 1982 roku odkryto gazowo–kondensatowe złoże - B6 - 1, w 1983 roku złoże ropy naftowej - B8 - 1, w 1985 roku - złoże gazowo-kondensatowe - B16 – 1 i złoże ropy naftowej - B34-1, a w 1996 roku - złoże gazowo-kondensatowe - B21-1 dzisiaj nazywane B-22. Ogółem odkryto złoża prawie 10 mld m sześc. gazu i około 30 mln m sześc. ropy. Całkowity potencjał polskiego szelfu bałtyckiego szacowany jest na 100 mld m sześc. gazu i 0,5 mld m sześc. ropy. Prace poszukiwawcze prowadzone w latach 1986 - 1989, na obszarze Platformy Epikaledońskiej, otworami K1-1, K9-1, L2-1, nie przyniosły wprawdzie oczekiwanych dalszych odkryć akumulacji przemysłowych, ale potwierdziły jednak istnienie kompleksów osadowych skał macierzystych i zbiornikowych o stwierdzonych już akumulacjach ropy i gazu na lądzie.

Podobnie otwory A8-1 i A23-1, odwiercone na bloku Słupska, nie przyniosły sukcesów złożowych, potwierdziły występowanie podobnej sekwencji osadowej jak na bloku Łeby. Po wstępnej analizie odkrytych obiektów złożowych do szczegółowego rozpoznania i zagospodarowania wybrano złoże ropy naftowej B3, które dało łącznie do dzisiaj ponad 3 mln m sześc. ropy przy zasobach możliwych do eksploatacji szacownych na dalsze 2 mln m sześc.

B - 8

Złoże B - 8 jest położone 68 km od brzegu, na wysokości Helu. Znajduje się 2,1 km pod dnem morza. Projekt zagospodarowania złoża przewiduje prowadzenie wydobycia ropy naftowej trzema odwiertami eksploatacyjnymi z platformy usytuowanej w centrum złoża. W ciągu kilku najbliższych tygodni Petrobaltic powinien uzyskać koncesję na eksploatację tego złoża. Początek eksploatacji na skalę przemysłową planowany jest na 2008 roku. Zakłada się, że eksploatacja ta będzie trwać 10 lat. Z badań i analiz prowadzonych przed rozpoczęciem testu produkcyjnego na złożu B-8 wynikało, że tzw. zasoby wydobywalne wynoszą blisko 1 mln m sześciennych ropy naftowej i ponad 100 mln m sześciennych gazu ziemnego.

Jednak wyniki tzw. próbnych pompowań wskazują jednak na to, że realne zasoby ropy w złożu mogą być większe od przewidywanych. Pozyskiwana ze złoża ropa naftowa i towarzyszący jej gaz będą przesyłane 35-kilometrowym podwodnym rurociągiem do Centrum Eksploatacyjnego na platformie „Baltic Beta” na złożu B3, a stamtąd - po separacji - ropa będzie wysyłana na ląd tankowcem, a gaz - po obróbce - będzie przesyłany podwodnym rurociągiem do działającej już od kilku lat Elektrociepłowni Władysławowo, gdzie zostanie dokonana powtórna separacja, w wyniku której metan przetworzony będzie na energię elektryczną i ciepło, a LPG przekazany dystrybutorom zaopatrującym stacje tankowania samochodów.

B - 23

Trzecie złoże, które będzie eksploatowane w następnej kolejności to B - 23 zlokalizowane najdalej, bo 135 km na północ od Półwyspu Helskiego. Ropa znajduje się tutaj 1,6 km pod dnem morza, przy głębokości wody rzędu 105-125 metrów. Najnowsze szacunki mówią o zasobach rzędu ok. 15 mln m sześciennych. W zależności od terminu rozpoczęcia wiercenia otworów, a przede wszystkim pozyskania nowej platformy wiertniczej (wszak dotychczas eksploatowana platforma „Petrobaltic” dobiega już trzydziestki), zakłada się rozpoczęcie prac najpóźniej do 2010 roku, zaś eksploatację do roku 2033. Podjęcie decyzji o udostępnieniu i eksploatacji nowych podmorskich złóż to konsekwencja zatwierdzonej w czerwcu tego roku strategii Grupy Kapitałowej LOTOS.

– W ramach rozwoju segmentu wydobywczego planujemy do 2012 roku trzykrotne zwiększenie wydobycie ropy naftowej na Morzu Bałtyckim, do 1 miliona ton rocznie – mówi Paweł Olechnowicz, prezes Grupy LOTOS S.A. Spółka chce być liderem w wydobyciu ropy na Bałtyku, ułatwić to mają udziały, które od kilku już lat Petrobaltic posiada w międzynarodowym konsorcjum Naftos Gavyba, które z kolei jest większościowym właścicielem litewskiej kompanii naftowej AB Geonafta, a ta - wraz z podmiotami powiązanymi - jest jedynym holdingiem mającym koncesję na wydobycie ropy na Litwie. Wprawdzie na razie prowadzi wydobycie wyłącznie z kurczących się zasobów lądowych, ale struktury geologiczne, w których znaleziono polskie złoża ropy i gazu pod dnem Bałtyku przebiegają dalej także w głąb litewskiej strefy ekonomicznej.

W tym miejscu warto dodać, iż pozycje „Petrobalticu” mającego wyłączność na poszukiwanie i wydobycie ropy i gazu w polskiej strefie ekonomicznej Morza Bałtyckiego wzrosła w momencie kiedy na początku lutego 2005 roku Grupa LOTOS S.A. kupiła od Nafty Polskiej S.A. 69 proc. jej akcji. „Petrobaltic” ma docelowo dostarczać co najmniej 1 mln ton pochodzącej z rodzimych złóż ropy typu „Rozewie”. Jest to jednak zbyt mało dla pełnego wypełnienia przyjętej niedawno przez „Lotos” strategii zakładającej dywersyfikację dostaw w ten sposób, aby z jednego kierunku pochodziło maksymalnie 60 proc. surowca. Dlatego też - oprócz pochodzącego z Morza Północnego kondensatu SLEIPNER - trzeba będzie sprowadzać ropę arabską. Zwiastunem tego kierunku zaopatrzenia jest podpisany z końcem sierpnia pierwszy od wielu lat kontrakt z Kuwait Petroleum Corporation na dostawę 1 mln baryłek ropy. Przyjmując, że zgodnie ze swoimi strategicznymi planami, Grupa LOTOS chce przerabiać w perspektywie roku 2012 - 10,5 mln ton ropy, to 6,3 mln ton (czyli tyle ile przerobi w bieżącym roku) będzie mogło pochodzić z dostaw rosyjskich, 1 mln ton z własnych złóż pod Bałtykiem, zaś 3,2 mln ton trzeba będzie kupić na rynkach trzecich.

Dokończenie znajdziesz w wydaniu papierowym. Zamów prenumeratę miesięcznika ENERGIA GIGAWAT w cenie 108 zł za cały rok, 54 zł - za pół roku lub 27 zł - za kwartał. Możesz skorzystać z formularza, który znajdziesz tutaj

Zamów prenumeratę