[b]Ile pieniędzy zamierza przeznaczać grupa PGNiG na poszukiwania gazu ziemnego i ropy naftowej na zagranicznych koncesjach?[/b]

W tym roku chcemy wydać na ten cel około 350 mln zł. Większość przeznaczymy na badania geofizyczne i wiercenia.

[b]W których krajach prowadzicie poszukiwania?[/b]

Przede wszystkim w Libii, Egipcie, Danii i oczywiście w Norwegii.

[b]Zacznijmy od Afryki Północnej. Jaki jest postęp prac poszukiwawczych?[/b]

W Libii zakończyliśmy trójwymiarowe badania geofizyczne 3D na obszarze 1,5 tys. kilometrów kwadratowych. Sfinalizowaliśmy też dwuwymiarowe badania geofizyczne 2D. Obejmowały one 2,5 tys. kilometrów kwadratowych. Teraz przystępujemy do ich interpretacji.

[b]Już coś ustalono?[/b]

Wszystkie badania prowadzimy w ramach koncesji Murzuq, na południowym zachodzie Libii. Dotychczasowe wyniki są obiecujące i jest duża szansa, że potwierdzą się wcześniejsze szacunki mówiące o 140–150 mld metrów sześciennych gazu na tym obszarze.

[b]Kiedy te zasoby będą potwierdzone?[/b]

Pierwsze wiercenia poszukiwawcze chcemy przeprowadzić na przełomie 2010 i 2011 roku. Jeśli od razu natrafimy na gaz w ilościach nadających się do eksploatacji, to będziemy musieli jeszcze położyć około 80 kilometrów gazociągu, który połączy złoże z libijską siecią. Przy sprzyjających warunkach wydobycie na skalę przemysłową mogłoby ruszyć w 2015 r.

[b]Dla odmiany w Egipcie poszukujecie głównie ropy naftowej.[/b]

Szacunkowe zasoby w naszej koncesji Bahariyja, w prowincji naftowej Pustyni Zachodniej, wynoszą 22 mln ton ropy. Poszukiwania jednak dopiero rozpoczynamy. Mamy rozstrzygnięty przetarg na wtórne przetwarzanie danych sejsmicznych. Za dwa tygodnie ogłosimy kolejny, tym razem na badania grawimetryczne.

[b]PGNiG szuka też ropy w Danii.[/b]

W tym kraju zakończyliśmy już sejsmikę 3D. Teraz prowadzimy analizę pozyskanych danych. Na początku przyszłego roku chcemy wykonać pierwszy otwór poszukiwawczy. Szacunkowe ilości ropy w duńskiej koncesji o numerze 1/05 wynoszą 3,5 mln ton ropy.

[ramka][b]Czytaj także:[/b]

[link=http://www.parkiet.com/artykul/923273.html]» Gaz niekonwencjonalny to odległa perspektywa[/link]

[link=http://www.parkiet.com/artykul/923258.html]» Coraz więcej firm szuka w Polsce gazu ziemnego[/link][/ramka]

[b]Najwięcej koncesji poszukiwawczych PGNiG posiada jednak w Norwegii, a dokładniej na Morzu Norweskim...[/b]

Tak, są to koncesje oznaczone jako PL 350, PL 419 i PL 521. We wszystkich mamy mniejszościowe udziały. Znajdują się w niedalekiej odległości od złóż Skarv, Snadd i Idun, z których wkrótce rozpoczniemy wydobycie. Obecnie na koncesjach poszukiwawczych prowadzimy badania geofizyczne. Na ich podstawie współudziałowcy licencji podejmą decyzję o przeprowadzeniu ewentualnych wierceń.

[b]Zdecydowanie najwięcej uwagi PGNiG zawsze poświęca jednak poszukiwaniom w Polsce. Ile gazu można wydobyć w naszym kraju?[/b]

Udokumentowane zasoby gazu w Polsce, które znajdują się w ramach koncesji należących do PGNiG, to około 100 mld metrów sześciennych. Poza tym około 3,5 mld metrów sześciennych udokumentowanych zasobów posiada jeszcze tylko Lotos Petrobaltic.

[b]Polska rocznie zużywa 14 mld metrów sześciennych gazu, z czego 4,1 mld pochodzi z wydobycia krajowego. Czy jest szansa na wzrost tego udziału?[/b]

Mimo że cały czas zagospodarowujemy kolejne złoża, wydobycie w następnych latach utrzyma się raczej na dotychczasowym poziomie. Być może coś się zmieni po wprowadzeniu nowych koncepcji poszukiwawczych.

[b]Na czym będą polegać?[/b]

Przede wszystkim gazu będziemy szukać na większych głębokościach niż dotychczas – od 4 do 6,5 kilometrów. Oznacza to wzrost kosztów.

[b]O ile?[/b]

Teraz tradycyjny odwiert do głębokości 3,5 kilometra kosztuje 25–35 mln zł. Gdy będziemy wiercili głębiej, trzeba będzie ponieść koszt rzędu 50–80 mln zł.