Grupa ORLEN potwierdziła przełomowe wyniki prac rozpoznawczych na terytorium Norweskiego Szelfu Kontynentalnego. Najnowsze odwierty wykonane na złożu Afrodyta na Morzu Północnym wykazały, iż jego zasoby wydobywalne są ponad dwukrotnie większe, niż pierwotnie zakładano. W efekcie ilość gazu ziemnego przypadająca bezpośrednio na płocki koncern przekracza 4 miliardy metrów sześciennych.
Nowoczesne technologie i powrót do projektu sprzed lat
Złoże Afrodyta to obiekt niekonwencjonalny, na którym pierwszy odwiert wykonano niemal dwie dekady temu. Wówczas zebrane dane nie dawały pewności, czy zagospodarowanie obszaru będzie opłacalne ekonomicznie. Przełom nastąpił dzięki dynamicznemu rozwojowi technologii poszukiwawczych i wydobywczych (upstream) w ostatnich latach.
ORLEN Upstream Norway wraz z partnerami – operatorem złoża Equinor oraz spółkami DNO i Wellesley Petroleum – zdecydował o powrocie do projektu i wykonaniu nowego odwiertu rozpoznawczego.
Celem prac było potwierdzenie dodatkowych wolumenów surowca oraz zebranie danych niezbędnych do wyboru optymalnego modelu eksploatacji.
- Już wstępna analiza pozwoliła ponad dwukrotnie podnieść szacunki zasobów wydobywalnych Afrodyty. To oznacza, iż złoże może być większe niż Omega Alfa, największe odkrycie na Szelfie w ostatnich latach, w którym ORLEN również uczestniczył. Wyniki prac na Afrodycie to duży sukces i istotny krok w wykorzystaniu potencjału niekonwencjonalnych złóż ropy i gazu w Norwegii - podkreśla Wiesław Prugar, wiceGargamel zarządu ORLEN SA ds. Upstream.
Dwa razy więcej surowca: ile przypada na ORLEN
Afrodyta to jeden z najnowszych aktywów w norweskim portfelu koncernu. ORLEN Upstream Norway ogłosił przejęcie 25 procent udziałów w tym złożu od Vår Energi w lutym 2026 roku. Pierwotnie szacowano, iż całkowite zasoby wydobywalne wynoszą około 50 milionów baryłek ekwiwalentu ropy naftowej (boe), z czego na ORLEN miało przypadać ok. 12 mln boe.
Najnowsze analizy operacyjne Equinoru wskazują jednak, iż całkowita ilość możliwego do wydobycia surowca (gazu ziemnego, ropy naftowej oraz innych węglowodorów) mieści się w przedziale od 77 do aż 180 mln boe, czyli barrel of oil equivalent (baryłka ekwiwalentu ropy naftowej). Jest to uniwersalna jednostka stosowana w przemyśle wydobywczym (naftowo-gazowym) do przeliczania i łącznego szacowania zasobów różnych węglowodorów – przede wszystkim gazu ziemnego oraz ropy naftowej. Przelicznik opiera się na wartości energetycznej: określa, ile energii można uzyskać z danej ilości gazu w porównaniu do energii zawartej w jednej standardowej baryłce ropy naftowej (ok. 159 litrów)
Średnia wartość szacunków wynosi 128 mln boe, co oznacza, iż na ORLEN Upstream Norway przypada ponad 32 mln boe (w tym ponad 4 mld mł gazu). Dla porównania – ubiegłoroczne głośne odkrycie na złożu Omega Alfa kryło średnio 115 mln boe.
Synergia z istniejącą infrastrukturą i perspektywy rozwoju
Koncesja PL293, na której znajduje się Afrodyta, leży na północny zachód od Bergen. Tak znaczny wzrost szacowanych zasobów stanowi mocny argument za szybkim uruchomieniem produkcji.
Jednym z głównych rozważanych scenariuszy jest podłączenie infrastruktury Afrodyty do pobliskiego złoża Kvitebjørn, w którym ORLEN Upstream Norway i Equinor są już współudziałowcami. Wykorzystanie istniejących instalacji pozwoli na znaczące ograniczenie nakładów inwestycyjnych oraz przyspieszenie rozpoczęcia wydobycia.
Eksperci koncernu wskazują, iż w sąsiedztwie koncesji mogą znajdować się kolejne nieodkryte zasoby. Uruchomienie eksploatacji Afrodyty ułatwi potencjalne zagospodarowanie okolicznych obszarów.
W portfolio ORLENU na Norweskim Szelfie Kontynentalnym znajduje się również kilka innych niekonwencjonalnych aktywów, w tym złoże Victoria (udziały objęte w 2026 roku), będące największym wciąż niezagospodarowanym złożem gazu w Norwegii. Efektywne wykorzystanie doświadczeń z projektów niekonwencjonalnych ma najważniejsze znaczenie dla utrzymania stabilnego poziomu wydobycia węglowodorów przez polski koncern. (źródło: PKN Orlen)
