Orlen zwiększa możliwości wydobycia gazu. Zakończono budowę tłoczni

Złoża gazu ziemnego Kościan-Brońsko odkryto w drugiej połowie lat 90. XX wieku, a eksploatacja gazu ziemnego rozpoczęła się tam w 2002 r. Pierwotne zasoby obu złóż były szacowane na około 35 mld metrów sześc. Obecnie - jak poinformował Orlen - dzięki budowie tłoczni rozpoczyna się tam kolejny etap eksploatacji, „największego kompleksu złóż gazu ziemnego na Niżu Polskim.

Ogłaszając sfinalizowanie budowy tłoczni gazu ziemnego w Kopalni Kościan-Brońsko, koncern podkreślił, że uruchomienie zespołu sprężarek pozwoli tam „zwiększyć wydobycie gazu ziemnego z już eksploatowanych złóż o dodatkowe około 10 mld metrów sześciennych i wydłuży okres eksploatacji kopalni o kilkanaście lat”.

Jak podkreślił Wiesław Prugar z zarządu Orlen, który odpowiada za segment upstream - wydobycia i poszukiwań, koncern dąży do podniesienia krajowej produkcji gazu ziemnego. Zaznaczył przy tym, że tak określony cel „to podstawowy element zapewnienia nieprzerwanych dostaw tego surowca do odbiorców w Polsce”.

„Stale poszukujemy nowych złóż, ale też intensyfikujemy wydobycie ze złóż istniejących, co stanowi element optymalizacji wykorzystania już funkcjonującej infrastruktury wydobywczej. Budowa tłoczni gazu w Kopalni Kościan-Brońsko jest najlepszym przykładem sukcesu takiego projektu” - powiedział Prugar, cytowany w komunikacie Orlenu.

Ocenił, że segment poszukiwań i wydobycia w Grupie Orlen jest rozwijany przy wykorzystaniu najlepszych doświadczeń, wiedzy i technologii, czemu sprzyja integracja rozproszonych dotąd krajowych aktywów wydobywczych w jednej spółce, Orlen Upstream Polska.

Orlen zwrócił uwagę, że zrealizowana budowa tłoczni gazu ziemnego w Kopalni Kościan-Brońsko „wykorzystuje szereg synergii, takich jak odzysk ciepła wytwarzanego w procesach technologicznych, co wpisuje się w długofalowe cele strategii transformacji energetycznej”. Takie rozwiązanie - jak wyjaśnił koncern - pozwala na wyłączenie istniejącej kotłowni gazowej i oszczędności w zużyciu gazu na potrzeby grzewcze.

W listopadzie Orlen oznajmił, że jego spółka zależna Orlen Upstream Polska, działająca wcześniej jako Orlen Upstream, połączy rozproszone aktywa, przejęte przez koncern w wyniku fuzji z Grupą Lotos i PGNiG. Koncern zapowiedział, że efektem ma być poprawa efektywności operacyjnej, obniżenie kosztów i stabilizacja poziomu wydobycia gazu.

Orlen podkreśla, że jako koncern prowadzi działalność poszukiwawczą i wydobywczą, posiadając aktywa upstream na czterech kontynentach: w Europie, oprócz Polski, to Norwegia, Litwa i Ukraina, w Ameryce Północnej – Kanada, w Azji – Pakistan i Zjednoczone Emiraty Arabskie oraz w Afryce – Libia.

Udokumentowane zasoby węglowodorów, którymi koncern dysponował na koniec 2023 r., wyniosły ok. 1,3 mld boe (baryłek ekwiwalentu - PAP), a prace realizowane są w oparciu o ok. 360 koncesji na 239 złożach.

Według Orlenu, w 2023 r. jego produkcja krajowa gazu ziemnego wyniosła ok. 3,4 mld metrów sześc. gazu, pokrywając 20 proc. zapotrzebowania Polski. „Natomiast łącznie ze złóż krajowych i zagranicznych Grupy Orlen produkcja wyniosła ok. 7,1 mld metrów sześc., co odpowiadało 42 proc. zapotrzebowania naszego kraju” - wyliczył koncern.

Grupa Orlen to multienergetyczny koncern posiadający rafinerie w Polsce, Czechach i na Litwie, a także sieć stacji paliw, w tym również w Niemczech, na Słowacji, Węgrzech i w Austrii. Oprócz segmentu upstream, rozwija również segment petrochemiczny, a także odnawialnych źródeł energii. Planuje przy tym rozwój energetyki jądrowej opartej na małych reaktorach jądrowych SMR.