Nowoczesne metody wydobycia ropy i gazu w Polsce

Autor: Dr inż. Piotr Kowalczyk Data publikacji: 03.03.2023 Kategoria: Technologie wydobywcze

Wydobycie węglowodorów w Polsce, choć nie tak rozwinięte jak w krajach takich jak Norwegia czy Rosja, stanowi ważny element bezpieczeństwa energetycznego kraju. W ostatnich latach polskie firmy naftowe zainwestowały znaczące środki w nowoczesne technologie wydobywcze, które pozwalają na zwiększenie efektywności eksploatacji istniejących złóż oraz umożliwiają dostęp do zasobów wcześniej uznawanych za nieekonomiczne. W niniejszym artykule przedstawiamy przegląd najnowszych metod i technologii stosowanych przez polskie koncerny naftowe w obszarze wydobycia ropy i gazu.

Stan zasobów węglowodorów w Polsce

Zanim przejdziemy do analizy technologii wydobywczych, warto krótko scharakteryzować stan zasobów węglowodorów w Polsce:

• Ropa naftowa - udokumentowane zasoby wydobywalne wynoszą około 23 mln ton, głównie w obszarze Niżu Polskiego i polskiej strefie ekonomicznej Bałtyku
• Gaz ziemny - zasoby wydobywalne szacowane są na około 110 mld m³, głównie w południowo-zachodniej części kraju
• Stopień rozpoznania - polska strefa ekonomiczna Bałtyku oraz niektóre obszary lądowe nadal nie są w pełni rozpoznane
• Wydobycie własne - pokrywa około 3-4% zapotrzebowania na ropę naftową i 20-25% zapotrzebowania na gaz ziemny

Główne podmioty prowadzące działalność wydobywczą w Polsce to PGNiG (obecnie część Grupy Orlen), PGNiG Upstream Norway (na norweskim szelfie kontynentalnym) oraz Lotos Petrobaltic (obecnie również część Grupy Orlen).

Zaawansowane technologie wiertnicze

Polskie firmy naftowe systematycznie wdrażają nowoczesne technologie wiertnicze, które pozwalają na zwiększenie efektywności działań poszukiwawczych i eksploatacyjnych:

1. Wiercenia kierunkowe i poziome

Technologia wierceń kierunkowych i poziomych umożliwia dostęp do złóż trudnodostępnych lub rozproszonych bez konieczności wykonywania wielu odwiertów pionowych. W Polsce technologia ta jest stosowana m.in. przez:

• PGNiG - na złożach Lubiatów-Międzychód-Grotów, gdzie wykonano odwierty poziome o długości do 1500 m
• Lotos Petrobaltic - na złożu B8 na Bałtyku, gdzie zastosowano odwierty kierunkowe, pozwalające na dotarcie do różnych części złoża z jednej platformy

Zalety wierceń kierunkowych i poziomych:

• Zwiększenie powierzchni kontaktu odwiertu ze złożem, co przekłada się na wyższe wydajności
• Mniejsza ingerencja w środowisko dzięki możliwości wykonania wielu odwiertów z jednej lokalizacji
• Możliwość dotarcia do rozproszonych akumulacji węglowodorów
• Lepsza ekonomika wydobycia dzięki mniejszej liczbie otworów wiertniczych

2. Wielodennicze odwierty (multilateral wells)

Technologia odwiertów wielodennicowych to rozwinięcie koncepcji wierceń poziomych, gdzie z jednego otworu głównego wykonuje się kilka odgałęzień (bocznych odwiertów), docierających do różnych części złoża.

W Polsce metodę tę zastosowano po raz pierwszy na złożu Barnówko-Mostno-Buszewo (BMB), gdzie PGNiG wykonało odwiert z trzema odgałęzieniami, co pozwoliło na zwiększenie wydajności wydobycia o ponad 40% w porównaniu do standardowego odwiertu poziomego.

"Technologia odwiertów wielodennicowych to przełom w eksploatacji złóż o skomplikowanej budowie geologicznej. Pozwala nam dotrzeć do kilku stref złożowych z jednego otworu głównego, co znacząco zwiększa efektywność ekonomiczną." - fragment wypowiedzi dyrektora ds. wydobycia PGNiG

3. Systemy wiertnicze Coiled Tubing

Technologia Coiled Tubing (CT) wykorzystuje elastyczną, zwiniętą rurę zamiast klasycznych przewodów wiertniczych. W Polsce jest stosowana głównie w pracach rekonstrukcyjnych na starszych odwiertach, ale także w niektórych nowych projektach.

Korzyści z zastosowania systemów CT:

• Szybsza operacja wiercenia i mniejsze koszty
• Możliwość pracy pod ciśnieniem, bez konieczności zabijania odwiertu
• Mniejsze zużycie płuczki wiertniczej
• Większe bezpieczeństwo operacji

PGNiG wdrożyło technologię CT na złożach Pomorza i Podkarpacia, gdzie przeprowadzono rekonstrukcje starszych odwiertów, znacząco przedłużając ich żywotność i zwiększając wydajność.

Technologie intensyfikacji wydobycia

W celu zwiększenia wydobycia z istniejących złóż, polskie firmy naftowe wdrażają zaawansowane metody intensyfikacji produkcji:

1. Szczelinowanie hydrauliczne

Metoda szczelinowania hydraulicznego polega na wtłaczaniu pod wysokim ciśnieniem płynu szczelinującego (woda, środki chemiczne, materiał podsadzkowy) w celu wytworzenia szczelin w skale zbiornikowej, co zwiększa przepuszczalność złoża i poprawia przepływ węglowodorów.

W Polsce technologia ta jest stosowana m.in. przez:

• PGNiG - na złożach tight gas w rejonie Wielkopolski (Ujście, Winna Góra), gdzie przeprowadzono wielosekcyjne szczelinowania w odwiertach poziomych
• Orlen Upstream - w ramach projektów poszukiwawczych w formacjach łupkowych, choć obecnie prace te zostały znacząco ograniczone

Nowoczesne podejście do szczelinowania w Polsce charakteryzuje się:

• Wykorzystaniem zaawansowanych symulacji numerycznych do projektowania zabiegów
• Stosowaniem monitoringu mikrosejsmicznego w czasie rzeczywistym
• Minimalizacją wpływu na środowisko poprzez recykling płynów szczelinujących
• Precyzyjnym doborem parametrów zabiegu do specyfiki konkretnego złoża

2. Metody EOR (Enhanced Oil Recovery)

Metody EOR (wspomagane wydobycie ropy) to zaawansowane techniki pozwalające na zwiększenie współczynnika sczerpania złoża, często stosowane w późnych fazach eksploatacji.

W Polsce stosowane są następujące metody EOR:

• Zatłaczanie CO2 - na złożu Borzęcin, gdzie PGNiG prowadzi projekt pilotażowy zatłaczania CO2 w celu zwiększenia wydobycia gazu i jednoczesnego składowania dwutlenku węgla
• Zatłaczanie wody - na złożach B3 i B8 na Bałtyku, gdzie Lotos Petrobaltic stosuje wtłaczanie wody morskiej w celu utrzymania ciśnienia złożowego
• Metody termiczne - testy z wykorzystaniem pary wodnej na wybranych złożach ropy o wysokiej lepkości w rejonie Karpat

Najnowocześniejszym projektem EOR w Polsce jest pilotażowe zatłaczanie CO2 na złożu Borzęcin, które łączy korzyści ekonomiczne (zwiększenie wydobycia) z ekologicznymi (sekwestracja CO2).

3. Artificial Lift Systems - systemy sztucznego podnoszenia

Nowoczesne systemy sztucznego podnoszenia są kluczowe dla efektywnej eksploatacji złóż o niskim ciśnieniu złożowym. W Polsce wykorzystuje się:

• Pompy wgłębne ESP (Electrical Submersible Pumps) - wysokowydajne pompy elektryczne stosowane na złożach Niżu Polskiego
• Systemy Gas Lift - wykorzystanie zatłaczanego gazu do zmniejszenia gęstości kolumny płynu w odwiercie, stosowane na złożach bałtyckich
• Pompy wgłębne PCP (Progressive Cavity Pumps) - wydajne pompy ślimakowe stosowane na złożach o wysokiej zawartości piasku

PGNiG w ostatnich latach zainwestowało w najnowocześniejsze systemy ESP z zaawansowanym monitoringiem i sterowaniem, co pozwoliło na zwiększenie wydajności wydobycia na dojrzałych złożach o 15-25%.

Cyfryzacja i automatyzacja procesów wydobywczych

Polskie firmy naftowe intensywnie inwestują w cyfryzację i automatyzację procesów wydobywczych, wdrażając systemy z obszaru Industry 4.0:

1. Inteligentne systemy zarządzania złożem (Smart Fields)

Koncepcja Smart Fields obejmuje kompleksowe podejście do zarządzania złożem z wykorzystaniem zaawansowanych czujników, komunikacji w czasie rzeczywistym i algorytmów optymalizacyjnych.

W Polsce przykładem wdrożenia tej koncepcji jest:

• Projekt Smart Field na złożu LMG - PGNiG wdrożyło system zaawansowanego monitoringu i sterowania pracą odwiertów, co pozwoliło na optymalizację wydobycia w czasie rzeczywistym
• System zdalnego sterowania platformą Baltic Beta - Lotos Petrobaltic zaimplementował zaawansowany system monitoringu i częściowego sterowania procesami wydobywczymi z lądu

2. Cyfrowe bliźniaki złóż (Digital Twins)

Technologia cyfrowych bliźniaków polega na stworzeniu kompletnego, dynamicznego modelu cyfrowego złoża, który pozwala na symulowanie różnych scenariuszy eksploatacji i optymalizację procesów wydobywczych.

PGNiG wdrożyło tę technologię dla złoża Lubiatów, tworząc zintegrowany model obejmujący geologię złoża, charakterystykę płynów złożowych, parametry odwiertów i infrastruktury naziemnej. System pozwala na:

• Optymalizację parametrów pracy odwiertów
• Przewidywanie problemów eksploatacyjnych
• Symulację różnych strategii eksploatacji
• Efektywniejsze planowanie nowych odwiertów

3. Zaawansowana analityka danych

Polskie firmy naftowe wdrażają systemy zaawansowanej analityki danych, wykorzystujące algorytmy sztucznej inteligencji i uczenia maszynowego do optymalizacji procesów wydobywczych.

Przykłady zastosowań obejmują:

• Predykcyjne utrzymanie infrastruktury - systemy przewidujące awarie sprzętu przed ich wystąpieniem
• Optymalizacja parametrów wydobycia - algorytmy samouczące dostosowujące parametry pracy pomp i innych urządzeń do zmieniających się warunków złożowych
• Inteligentna interpretacja danych geofizycznych - wspomaganie procesów interpretacji pomiarów geofizycznych algorytmami AI

Technologie offshore na Bałtyku

Polskie wydobycie offshore ogranicza się do akwenu Bałtyku, gdzie Lotos Petrobaltic (obecnie część Grupy Orlen) eksploatuje kilka złóż. W ostatnich latach wdrożono tam szereg nowoczesnych technologii:

1. Platformy samopodnośne nowej generacji

Lotos Petrobaltic inwestuje w nowoczesne jednostki wiertnicze typu jack-up, przystosowane do trudnych warunków Bałtyku. Najnowsza platforma "Petrobaltic" wyposażona jest w:

• System pozycjonowania dynamicznego klasy DP2
• Zautomatyzowany system zarządzania ryzykiem wiertniczym
• Wysokowydajny system uzdatniania płuczki wiertniczej
• Technologie ograniczające wpływ na środowisko (zero discharge)

2. Podwodne systemy produkcyjne (Subsea)

W ramach rozwoju złoża B8, Lotos Petrobaltic wdrożył elementy technologii podwodnych systemów produkcyjnych, obejmujące:

• Głowice podwodne (wellheads)
• Systemy zdalnego sterowania instalacjami podwodnymi
• Podwodne systemy separacji wody złożowej

Technologie te pozwalają na zwiększenie efektywności wydobycia przy jednoczesnej minimalizacji kosztów infrastruktury nawodnej.

3. Zaawansowane technologie wydobywcze

Na złożach bałtyckich wdrożono również zaawansowane technologie wydobywcze, m.in.:

• Systemy wielofazowego przepływu - umożliwiające transport nieodseparowanej mieszaniny ropy, gazu i wody na większe odległości
• Technologie zatłaczania wody morskiej - zaawansowane systemy uzdatniania i zatłaczania wody w celu podtrzymania ciśnienia złożowego
• Metody zapobiegania hydratom - nowoczesne systemy zapobiegania tworzeniu się hydratów w rurociągach podmorskich

Porównanie technologii stosowanych przez różne firmy

Wyzwania i perspektywy rozwoju

Mimo wdrażania nowoczesnych technologii, sektor wydobywczy w Polsce stoi przed szeregiem wyzwań:

• Geologiczne - większość łatwo dostępnych złóż jest już w zaawansowanej fazie eksploatacji
• Ekonomiczne - wysokie koszty wydobycia w porównaniu z importem
• Środowiskowe - coraz bardziej restrykcyjne wymogi dotyczące ochrony środowiska
• Transformacyjne - konieczność dostosowania strategii do celów neutralności klimatycznej

Perspektywy rozwoju technologii wydobywczych w Polsce obejmują:

1. Dalszą cyfryzację i automatyzację - wdrażanie technologii IoT, AI i uczenia maszynowego
2. Rozwój metod EOR - zwiększenie współczynnika sczerpania istniejących złóż
3. Technologie niskoemisyjne - redukcja śladu węglowego procesów wydobywczych
4. Integrację z odnawialnymi źródłami energii - wykorzystanie OZE do zasilania infrastruktury wydobywczej
5. Technologie wychwytywania CO2 - połączenie wydobycia z sekwestracją dwutlenku węgla

Wnioski

Analiza nowoczesnych metod wydobycia stosowanych przez polskie firmy naftowe prowadzi do następujących wniosków:

1. Polskie firmy naftowe systematycznie wdrażają zaawansowane technologie wydobywcze, choć w niektórych obszarach nadal występuje luka technologiczna w porównaniu z liderami branży
2. Największy postęp osiągnięto w obszarze wierceń kierunkowych, cyfryzacji procesów wydobywczych oraz metod intensyfikacji wydobycia
3. Technologie offshore na Bałtyku rozwijają się, ale nadal są na wcześniejszym etapie zaawansowania niż rozwiązania stosowane na Morzu Północnym
4. Narastające wyzwania związane z transformacją energetyczną wymuszają nie tylko optymalizację procesów wydobywczych, ale także poszukiwanie synergii z odnawialnymi źródłami energii
5. Konsolidacja sektora naftowego w Polsce (fuzja Orlenu, Lotosu i PGNiG) stwarza szansę na przyspieszenie wdrażania innowacyjnych technologii dzięki większym możliwościom finansowym i kadrowym połączonego podmiotu

Mimo że Polska nie należy do czołowych producentów ropy i gazu, krajowe firmy naftowe sukcesywnie implementują nowoczesne rozwiązania technologiczne, które pozwalają na optymalizację procesu wydobycia i zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego kraju.