Krzysztof Fugiel
Sobota, 25 Listopada 2017 roku. Dzisiaj są imieniny: Elżbiety, Katarzyny, Klemensa
Flash Player

­­­­­­­­

­7 Cudownych Ocaleń pułkownika Woj­ska Polskiego w stanie spoczy­nku Antoniego Fugla.

Więcej na ­

youtube_logo

 

 

 

Materiały o walce

Antoniego Fugla w AK

przekazałem do:

Muzeum_AK_w_Krakowie 

Oil_is_ruling_the_World__250_px 

RATUJ EXALO CENTRUM KRAKÓW

­­

­­­­­Linkedin_250_px

­ ­

===========================

Flag Counter­­

­Mahatma_Ganghi

 

 

 

 

 

Herb_Pobog
­

 

 

 

 

 

­

 

Utwórz swoją wizytówkę  

Fugiel_animation

­­­ anima_pilsudski_fugiel_trans

Witam  na FORUM  KRZYSZTOFA A. FUGLA. W FORUM są następujące tematy które poruszam:

Współczesny Przemysł Naftowy
Health, Safety, Envinroment
Historia Nafty
O Świecie
Nie tylko Szkiełko i Oko
O Krakowie­
Foto

Zamieszczane tu materiały są prywatnymi tekstami i opiniami Autora FORUM z którymi można się nie zgadzać, jednakże Autor uważa je za swoje i niezmienne, aż do czasu poznania nowych faktów.

W przypadku innych artykułów, bądź notatek, Autor FORUM nie bierze odpowiedzialności za ich treść, jednakże zawsze są  zamieszczane dane osobowe Autora tekstu bądź dane źródłowe tekstu.

Wszelkie uwagi i propozycje tematyczne dotyczące FORU­M proszę przesyłać do mnie E-mailem ( patrz niżej ), lub wpisać swój komentarz ­na podstronie Księga.



Szukaj

Loading

Kontakt

chrisfugiel [at] hotmail.com

Imię i Nazwisko

E-mail

Treść

BELOW CHOOSE THE LANGUAGE TO TRANSLATE THE FORUM PAGES TO ANY OF 22 OTHER LANGUAGES !

© meteogroup.pl

Cena_Akcji­

­PGNIG notowania

logo_PGNIG

Kursy walut
Money.pl - Serwis Finansowy nr 1
NBP 2017-11-24
USD 3,5486 -0,20%
EUR 4,2116 +0,02%
CHF 3,6160 -0,23%
GBP 4,7295 -0,03%
Wspierane przez Money.pl

­

­­ Protected by Copyscape Plagiarism Check­

­­KRZYSZTOF A. FUGIEL FORUM

Wypromuj również swoją stronę­

SPE.Poland_web

SITPNiG_logo_V_small



­­­WNiG_120px

IPCC_logo_120px

Rat

 

  Polska_Walczaca_szara_GIF_animated_OK

 

 

prezydent_pl_120_px 

LechKaczynski_org 

Lech_Kaczynski_pl 

Telewizja_Republika

 

 

PodziemnaTV 

Niezalezna_pl­


Niepoprawni_pl

PCh24_pl

­

Akademia_Geopolityki

Poland_Current_Events_120_px

Mennica Skarbowa - Pewne inwestycje w metale szlachetne­


­

­
Oct 22, 2016

PKN Ortlen - Orlen Upstream and his activity in oil and gas exploration



Orlen




­

­

Orlen_upstream




2012_Orlen_Upstream_mapa_koncesji



Orlen: ponad 500 mln zł na łupki i wystarczy?

AUTOR: WNP.PL (PIOTR APANOWICZ) |     25-10-2016 13:53

PKN Orlen przeznaczył w sumie około 530 mln zł na poszukiwania węglowodorów z łupków. Wszystko wskazuje na to, że swoje wysiłki poszukiwawcze w kraju koncern skieruje teraz na złoża konwencjonalne.

- Wyciszyliśmy działania związane z poszukiwaniem gazu łupkowego - przyznaje Sławomir Jędrzejczyk, wiceprezes PKN Orlen ds. finansowych.

Wiceszef Orlenu zastrzega, że firma jeszcze nie rezygnuje całkowicie z tego rodzaju działalności, bo została jej jeszcze jedna, potencjalnie najbardziej obiecująca koncesja Lublin Shale, która nie została zamknięta.

- Trwają szczegółowe analizy przeprowadzonych tam odwiertów, potencjalnie możliwy jest powrót do prac jeżeli pojawi się jakaś nowa, bardziej efektywna technologia - wyjaśnia Sławomir Jędrzejczyk.

W praktyce wygląda jednak na to, że Orlen nie pokłada już specjalnych nadziei w sukcesie kampanii łupkowej, która rozpalała wyobraźnię zarówno rządzących, jak i przedstawicieli firm naftowych zaledwie kilka lat temu, kiedy opublikowane zostały szacunki, z których wynikało, że na terytorium Polski może kryć się nawet 5 bln m sześc. gazu z łupków.

Dość szybko okazało się jednak, że gaz, choć rzeczywiście zalega w skałach łupkowych, nie jest tak prosty do wydobycia jak w USA czy Kanadzie, z uwagi na fakt, że rezerwuary położone są głębiej, a ze względu na inne właściwości skał technologii zza oceanu nie da się w prosty sposób przenieść na rynek krajowy.

Orlen_Upstream

Fot. Orlen Upstream

Płocki koncern już jakiś czas temu dokonał zresztą odpisu aktywów łupkowych na kwotę 400 mln zł, podczas gdy łączne nakłady poniesione na ten cel przez Orlen zamknęły się kwotą 530 mln zł.

- To oznacza, ż gdybyśmy podjęli decyzję o definitywnej rezygnacji z poszukiwań węglowodorów ze skał łupkowych, ewentualnie do odpisu zostałoby jeszcze ponad 100 mln zł - przyznaje Sławomir Jędrzejczyk.

Materiał z portalu www.wnp.pl. - Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2016




Orlen Upstream bez zakupów złóż w tym roku

AUTOR: WNP.PL (PIOTR APANOWICZ) |     21-10-2016 12:53

Nie spodziewam się większych transakcji w obszarze wydobywczym przed końcem 2016 roku - przewiduje Jedrzejczyk-Slawomir_1Sławomir Jędrzejczyk, wiceprezes PKN Orlen ds. finansowych. Przyznaje jednocześnie, że dobry okres na ewentualne zakupy może powoli dobiegać końca.

Wiceprezes Orlenu zastrzega, że mówiąc o większych transakcjach w segmencie upstream nie ma na myśli ewentualnego dokupywania działek sąsiadujących z już posiadanymi przez Orlen Upstream Canada koncesjami, jeżeli mogłoby to poprawić efektywność realizowanych odwiertów poziomych. - Traktujemy to jako optymalizację posiadanych aktywów, co jest realizowane na bieżąco - mówi.

Natomiast w odniesieniu do bardziej znaczących potencjalnych zakupów wiceszef Orlenu przyznał, że dobry okres na tego typu transakcje może powoli dobiegać końca. Według niego jednym elementem takiej transakcji jest wycena danego złoża, w której sprzedający uwzględniają przewidywaną trajektorię wzrostu cen ropy, a drugim jest dostępność tego typu aktywów na rynku.

- Przy obecnej cenie ropy wiele firm naftowych ?krwawi?, natomiast przy cenie surowca rzędu 60-70 dolarów za baryłkę sytuacja na rynku się poprawi i dostępność aktywów wydobywczych spadnie - przyznaje Sławomir Jędrzejczyk.

Według niego obecnie na rynku od czasu do czasu pojawiają się okazje, ale rzadziej niż można by się spodziewać, ze względu na zachowanie banków finansujących wiercenia w USA czy Kanadzie, które - spodziewając się wzrostu notowań ropy - rolują kredyty zamiast je wypowiadać.

Przypomnijmy, że strategia Orlenu zakłada dokonywanie średnio jednej transakcji zakupu złóż produkcyjnych rocznie, a pod koniec 2015 roku koncern zrealizował dwie tego typu transakcje, kupując kanadyjską spółkę Kicking Horse Energy i amerykańską firmę FX Energy, z aktywami głównie na terenie Polski. Stąd prawdopodobny brak przejęć w tym obszarze w roku 2016.

Generalnie Orlen ocenia, że działalność wydobywcza w grupie jest coraz bardziej efektywna, w trzecim kwartale obecnego roku łączny poziom wydobycia wyniósł 14,2 tys. baryłek ekwiwalentu ropy dziennie (z tego 13 tys. boed w Kanadzie), łączne potwierdzone rezerwy grupy wynosiły 97 mln boe, a wynik EBITDA tego segmentu wyniósł 58 mln zł. - To w dużej mierze efekt wzrostu cen gazu na rynku kanadyjskim, jeśli pójdą one w górę jeszcze bardziej, segment wydobywczy ma szansę w znaczącym stopniu kontrybuować do naszego wyniku - ocenia Sławomir Jędrzejczyk.

Materiał z portalu www.wnp.pl. - Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2016





The Globe and Mail

October 13, 2015

Polish oil giant makes bid for Calgary's Kicking Horse

By KELLY CRYDERMAN

Orlen Upstream Canada said it would buy the junior producer for $293-million

Deals continue to trickle into Canada's bruised oil and gas sector as Poland's state-controlled oil company announced on Tuesday it wants to acquire Calgary-based junior producer Kicking Horse Energy Inc.

Orlen Upstream Canada Ltd., a subsidiary of PKN Orlen S.A., said it would buy Kicking Horse for $293-million ? or $4.75 an outstanding common share. The cash deal is subject to Kicking Horse shareholder approval later this year, but the stock jumped almost 45 per cent in Toronto Stock Exchange trading after the news on Tuesday.

"The strategy is to build a material upstream business here in Canada in order to provide a natural hedge against oil prices," Matt Rees, president of Orlen Upstream Canada, said in an interview.

"Because of the downstream position that we have and the margins that are gained from that business, we do have capital available at this point. And we do see that as a competitive advantage."

PKN Orlen chief executive Krawiec_JacekJacek Krawiec spoke openly earlier this year about wanting to take advantage of low oil prices to buy upstream North American assets, especially in Canada. But even before oil prices dropped last year, Poland's largest oil refiner, a major player in Europe's retail gasoline market, was slowly building a small cache of Canadian companies.

The European oil giant made its first Canadian investment two years ago, when it acquired TriOil Resources Ltd. In June, 2014, TriOil bought privately held Birchill Exploration LP for $256-million. Earlier this year, TriOil formally changed its name to Orlen Upstream Canada. Today, the Canadian subsidiary holds land positions in the Cardium, Dunvegan and Montney formations with production volumes of 7,000 barrels of oil equivalent a day.

Kicking Horse ? focused on the tight gas production in Alberta's Montney formation ? is not likely to be the last of PKN Orlen's Canadian purchases. Mr. Rees says it is looking at several opportunities "and we'll continue to work that list."

Although the Polish government is the biggest shareholder in PKN Orlen, the purchase price for Kicking Horse is below Investment Canada's foreign state-owned enterprise review threshold.

With Kicking Horse, PKN Orlen is buying a greater foothold in a liquids and condensate-rich area of the Montney, but also furthers its on-the-ground experience in the upstream business as it seeks to capitalize on Poland's nascent shale gas sector. Kicking Horse was not its only proposed acquisition in North America on Tuesday ? it also offered to buy U.S.-based FX Energy, Inc., with production in both the United States and Poland, for $119-million (U.S.).

The Kicking Horse deal follows last week's relative flurry of merger and acquisition activity in the energy sector, which many hope is a sign deep-pocketed investors believe oil prices are slowly on their way up after months of lows.

Activity just this month includes Suncor Energy Inc.'s $4.3-billion hostile offer for Canadian Oil Sands Ltd., Encana Corp.'s $900-million (U.S.) decision to sell Colorado oil and gas properties to a partnership led by Canada Pension Plan Investment Board and the Superior Plus Corp. play for Canexus Corp.

ConocoPhillips is expected to finalize deals shortly with buyers for a large package of oil and gas assets in Alberta and northeastern B.C., comprising 3.9 million gross acres.

Also last week, the Delek Group said it would invest $66-million (U.S.) in Calgary-based Ithaca Energy Inc., which operates in the North Sea. The deal gives the Israeli exploration and production company a stake of nearly 20 per cent in Ithaca.

http://www.theglobeandmail.com/report-on-business/industry-news/energy-and-resources/polish-oil-giant-makes-bid-for-calgarys-kicking-horse/article26793096/



Bloomberg_Business

Orlen Buys Oil and Gas Assets in Canada, Poland for $392 Million

Maciej Martewicz

October 13, 2015 ? 11:13 AM CEST

PKN Orlen SA, Poland?s biggest oil company, is expanding its Canadian and Polish operations through two $392 million acquisitions, taking advantage of plunging crude prices.

State-controlled Orlen said on Tuesday it will buy Kicking Horse Energy Inc. in a C$356 million ($273 million) transaction to increase its Canada production by more than 4,000 barrels of oil equivalent, or about 60 percent. The refiner also agreed to purchase Salt Lake City-based FX Energy Inc. in a $119 million deal, including debt. FX Energy, which focuses its operations on Poland, will give Orlen its first domestic upstream production.

The company is sticking to its strategy of buying at least one production asset a year in a bid to diversify its revenue stream away from its refining and retail businesses. In 2013 and 2014 it bought Canada?s TriOil and Birchill for a total of $413 million. Orlen said on Tuesday the announced purchases, which will be financed from existing cash reserves and loans, won?t affect its dividend policy and financial fundamentals. The deals are ?satisfying PKN Orlen?s appetite for inorganic growth in the near term,? according to its presentation for investors.

Other government-owned companies are also on the lookout for takeovers beyond Poland. PGNiG SA, the nation?s dominant gas company, said earlier this month it is in preliminary talks to buy production assets in North America, while second-biggest oil refiner Grupa Lotos SA may announce an acquisition in days, Dziennik Gazeta Prawna newspaper said on Monday.

Orlen has been drilling for both conventional and shale gas in Poland, but has yet to start production. FX Energy owns stakes in several production and exploration licenses in Poland and also has output in the U.S., according to Orlen?s statement. FX Energy?s natural gas production in Poland stands at about 350,000 cubic meters a day, or 2,135 boe with reserves amounting to 8.4 million boe. Orlen?s total reserves will rise 76 percent to 88 million boe after the deals are completed.

Crude oil prices declined amid a global growth slowdown and traded at an average of $50.85 a barrel so far this year, compared with an average of $92.93 last year. Shares in Orlen dropped 3 percent to 62.61 zloty as of 11:11 a.m. in Warsaw, curbing this year?s advance to 28 percent and valuing it at $7.2 billion.





Prezes Orlen Upstream: polskie łupki wciąż mają przyszłość

Autor: wnp.pl (Piotr Apanowicz) | 27-06-2014 13:18

Po okresie młodzieńczej fascynacji, polski projekt łupkowy wchodzi w okres dojrzałości, gdzie najważniejsze będą rozwaga, cierpliwość i konsekwencja - uważa Wiesław Prugar, prezes spółki Orlen Upstream.

- W kwestii prawodawstwa wiele kwestii udało się poprawić, zniknęło niepotrzebne przeregulowanie, choć wciąż należy szukać rozwiązań, które będą zachęcać polskie i zagraniczne firmy do zaangażowania w ten ryzykowny, ale bardzo perspektywiczny obszar. Im prostsze prawo, tym lepiej dla wszystkich stron tego procesu: i biznesu, i administracji - przekonuje Wiesław Prugar.

Prugar_Wieslaw

Wiesław Prugar, prezes spółki Orlen Upstream.

Prezes Orlen Upstream zwraca uwagę, że to z punktu widzenia biznesowego dobrze, że opadła pierwsza fala, nierzadko nadmiernie rozbudzonych, nadziei związanych z gazem łupkowym w Polsce. - Za nami faza niemowlęcej euforii i fascynacji, obecnie polski projekt łupkowy wchodzi w stan dojrzałości. Wszystkie strony procesu rozumieją, że teraz potrzebna jest rozwaga, cierpliwość, konsekwencja, racjonalizm - mnóstwo ciężkiej pracy, by na tak rozległym obszarze znaleźć zasoby o najwyższym potencjale komercjalizacji - tłumaczy.

Orlen Upstream, spółka z Grupy Orlen, jest liderem w Polsce pod względem liczby dokonanych odwiertów. - Za nami dziesięć otworów, dwa duże szczelinowania, w sierpniu przygotujemy się do kolejnego, trzeciego szczelinowania ? zapowiedział szef spółki realizującej prace poszukiwawcze.

W latach 2010-2013 działające w Polsce firmy wydały ponad 2 mld zł na poszukiwanie i wydobycie gazu łupkowego. Szacunki Organizacji Polskiego Przemysłu Poszukiwawczo-Wydobywczego (OPPW) przewidują, że do 2021 roku kwota inwestycji sięgnie 14 mld zł. - Na świecie nie brakuje kapitału akceptującego ten poziom ryzyka i gotowego finansować tego typu projekty. Wędruje on jednak tam, gdzie premia jest największa. W USA są stany, które realizują rocznie 1600 odwiertów - i nie ma problemów z ich sfinansowaniem - mówi Wiesław Prugar.

Jego zdaniem aby przyciągnąć ten kapitał do Polski, musimy zadbać o odpowiedni klimat dla gazu łupkowego i przyjazne otoczenie prawne, regulacyjne i podatkowe.

Materiał z portalu www.wnp.pl. - Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2014





Pierwsze zyski Orlenu z wydobycia

Autor: wnp.pl (Piotr Apanowicz) | 25-04-2014 14:01

Pierwszy kwartał 2014 roku był dla PKN Orlen historyczny pod wieloma względami. Jednym z nich jest osiągnięcie po raz pierwszy w historii firmy zysków z działalności wydobywczej. Zgodnie z zapowiedziami koncernu, w tym roku poziom wydobycia ma się systematycznie zwiększać.

W ciągu pierwszych trzech miesięcy 2014 roku PKN Orlen zanotował 31 mln zł EBITDA (zysk operacyjny przed amortyzacją) z działalności wydobywczej przejętej w ubiegłym roku kanadyjskiej spółki TriOil. To zaledwie 3,2 proc. łącznej wielkości EBITDA grupy Orlen w pierwszym kwartale (953 mln zł), ale Sławomir Jędrzejczyk, wiceprezes koncernu ds. finansowych, ma nadzieję, że kontrybucja tego segmentu działalności do wyniku firmy będzie systematycznie rosnąć.

Średnie wydobycie kanadyjskiej spółki, przejętej przez Orlen w listopadzie 2013 roku, wyniosło w ubiegłym roku 3,8 tys. baryłek ekwiwalentu ropy naftowej dziennie. W pierwszym kwartale średni poziom wydobycia nieznacznie spadł, do 3,7 tys. baryłek dziennie, w efekcie czego spółka wyprodukowała łącznie 330 tys. baryłek ekwiwalentu ropy.

- Na spadek wydobycia miała wpływ m.in. mroźna zima w Kanadzie - wyjaśnia Sławomir Jędrzejczyk. Zapewnia jednocześnie, że firma TriOil zgodnie z założeniami będzie realizować plan zwiększenia wydobycia do poziomu 5 tys. baryłek dziennie pod koniec 2014 roku. - Planujemy wykonać w Kanadzie 18 odwiertów netto, które przyczynią się do wzrostu produkcji - mówi.

Tym samym w całym 2014 roku średnie wydobycie TriOil powinno oscylować między 4 a 5 tys. baryłek dziennie (200-250 tys. ton ekwiwalentu ropy w skali roku).

PKN Orlen ujawnił również, że rozważa nieorganiczne możliwości rozwoju w segmencie upstream na rynku kanadyjskim. - Monitorujemy ten rynek, ale nie będziemy mówić o szczegółach potencjalnych akwizycji - zastrzega Jacek Krawiec, prezes PKN Orlen.

Według obecnych wyliczeń, aktualne rezerwy węglowodorów należących do spółki TriOil wynoszą ok. 22 mln baryłek (3 mln ton) ekwiwalentu ropy.

Materiał z portalu www.wnp.pl. - Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2014




wnp

Trzeci otwór horyzontalny Orlenu

Autor: wnp.pl (Piotr Apanowicz) | 10-02-2014 15:56

Orlen Upstream wykona kolejny odwiert poziomy w miejscowości Kisielsk w gminie Stoczek Łukowski - poinformował płocki koncern.

Stoczek-OU1K to już dziesiąty odwiert koncernu wykonywany w poszukiwaniu niekonwencjonalnych złóż węglowodorów. Zlokalizowany jest on na terenie koncesji ?Wodynie-Łuków?, znajdującej się na granicy województw lubelskiego i mazowieckiego.

Całkowita długość otworu Stoczek-OU1K, wraz z wykonywanym odcinkiem horyzontalnym, wyniesie około 4200 m. Poziomy odcinek otworu ma na celu zbadanie perspektywicznej warstwy łupków gazonośnych, zalegającej na głębokości przekraczającej 3100 m p.p.t i osiągnie długość 1100 m. Prace nad otworem horyzontalnym Stoczek-OU1K potrwają około 30 dni i zakończą się jeszcze w I kwartale 2014 roku.

PKN Orlen wykonał dotychczas 9 otworów w poszukiwaniu gazu ziemnego z łupków, w tym 2 horyzontalne w miejscowościach Syczyn i Berejów na Lubelszczyźnie. Równolegle do prac wiertniczych w gminie Stoczek Łukowski, trwają także przygotowania do wykonania kolejnego otworu w powiecie świdnickim (woj. lubelskie). Koncern, w oparciu o przyjęty harmonogram prac, planuje wykonać w 2014 roku co najmniej 4 otwory poszukiwawcze.

Materiał z portalu www.wnp.pl. - Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2014




Inwestycje Orlenu rosną o 25 proc.

Autor: wnp.pl (Piotr Apanowicz) | 24-01-2014 15:15

W 2013 roku PKN Orlen wydał na inwestycje 3,04 mld zł, zgodnie z wcześniejszymi założeniami. Tegoroczne nakłady inwestycyjne koncernu mają wzrosnąć o jedną czwartą, do 3,8 mld zł - poinformował Sławomir Jędrzejczyk, wiceprezes PKN Orlen.

Spośród kwoty inwestycji w roku 2013, 52 proc. (1,58 mld zł) zostało przeznaczone na inwestycje rozwojowe, a 48 proc. (1,46 mld zł) na utrzymanie i modernizacje istniejącej infrastruktury. W części rozwojowej ponad połowa środków trafiła do segmentu upstream, przede wszystkim na zakup kanadyjskiej spółki TriOil (535 mln zł) oraz prace poszukiwawcze gazu łupkowego w Polsce (219 mln zł). Pozostałe nakłady przeznaczone zostały na segment downstream (podobne środki na rafinerię, detal i petrochemię) oraz energetykę.

- Inwestycja energetyczna we Włocławku realizowana jest zgodnie z harmonogramem, zgodnie z którym największe nakłady przewidujemy w latach 2014-2015, a oddanie elektrociepłowni do użytku nastąpi w IV kwartale 2015 roku - powiedział Sławomir Jędrzejczyk. Piotr Chełmiński, członek zarządu PKN Orlen ds. rafinerii dodał, że koncern jest pozytywnie nastawiony do planów budowy elektrociepłowni w Płocku. - Trwa studium wykonalności tego przedsięwzięcia, decyzja w tej sprawie powinna zapaść w połowie obecnego roku - powiedział.

Wstępne szacunki PKN Orlen dotyczące nakładów inwestycyjnych w roku 2014 zakładają CAPEX na poziomie 3,8 mld zł, o 25 proc. więcej niż w roku 2013. Udział wydatków rozwojowych ma wzrosnąć do 53 proc. (2,01 mld zł), a udział części utrzymaniowej zmniejszy się do 47 proc., co i tak oznacza wzrost nakładów do 1,79 mld zł.

- W części rozwojowej przewidujemy ok. 1 mld zł na segment energetyki, w związku z wejściem inwestycji we Włocławku w decydującą fazę, a także po ok. 500 mln zł na wydobycie na segment downstream, ponownie po równo na rafinerię, detal i petrochemię - zapowiada Sławomir Jędrzejczyk.

Materiał z portalu www.wnp.pl. - Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2013





Orlen szuka gazu łupkowego na Mazowszu

Autor: PAP | 16-07-2012 13:07

PKN Orlen rozpoczął prace nad pierwszym odwiertem w poszukiwaniu gazu łupkowego na terenie województwa mazowieckiego. Spółka w ciągu ok. 60 dni wykona prace wiertnicze we wsi Goździk w powiecie garwolińskim - poinformował PKN Orlen w komunikacie prasowym.

Przeprowadzone badania geologiczne wykazały, że gaz w łupkach na tym obszarze może występować na głębokości ok. 4.000 m.

W komunikacie napisano, że prace wiertnicze na koncesji "Garwolin" potrwają około 60 dni. Po wykonaniu otworu zostanie pobranych ok. 300 metrów rdzeni wiertniczych (próbek skał), które zostaną poddane analizie laboratoryjnej.

Wyniki badań będą znane pod koniec 2012 roku. Na ich podstawie Orlen Upstream podejmie decyzje o kontynuacji prac poszukiwawczych w Goździku.

PKN Orlen otrzymał także wyniki analiz materiału skalnego pobranego pod koniec 2011 r. z otworu Syczyn-OU1 na terenie lubelskiej koncesji "Wierzbica". W komunikacie prasowym spółka poinformowała, że wyniki są na tyle obiecujące, że na ich podstawie podjęto decyzję o wykonaniu w tej lokalizacji otworu horyzontalnego.

PKN Orlen posiada osiem koncesji na poszukiwanie ropy naftowej i gazu ziemnego na terenie całego kraju: sześć na terenie Lubelszczyzny i Mazowsza oraz dwie w okolicach Łodzi i Sieradza. Obecnie prowadzone są również prace przygotowawcze do wykonania pierwszego otworu poszukiwawczego na Morzu Bałtyckim. Firma podpisała już kontrakt na półzanurzalną platformę wiertniczą, która zostanie posadowiona w łotewskiej strefie ekonomicznej Bałtyku.

Materiał z portalu www.wnp.pl. - Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2012





Awaria opóźnia kolejny łupkowy odwiert Orlenu

Autor: wnp.pl (Marcin Szczepański) | 27-06-2012 14:42

28 czerwca rozpocząć miał się trzeci odwiert w poszukiwaniu gazu łupkowego na koncesji PKN Orlen. Z powodu awarii sprzętu rozpoczęcie wiercenia zostało przesunięte na nieokreślony termin.

?Ze względu na awarię elektroniki sterującej, która uniemożliwiła uruchomienie urządzenia wiertniczego, firma PNIG_JasloPoszukiwania Nafty i Gazu Jasło S.A. z Grupy PGNiG poinformowała nas o konieczności przełożenia terminu rozpoczęcia prac wiertniczych na otworze Goździk? ? poinformowało w komunikacie biuro prasowe koncernu.

Spółka nie poinformowała jednak jak poważna jest awaria i kiedy można spodziewać się rozpoczęcia prac nad odwiertem.

Odwiert Goździk jest pierwszym, który dla PKN-u ma wykonać PNiG Jasło. Dwa wcześniejsze otwory na Lubelszczyźnie wywierciła czeska spółka MND Drilling & Services.

W tym roku Orlen ma wykonać przynajmniej sześć odwiertów poszukiwawczych, z czego jeden lub dwa horyzontalne.

Materiał z portalu www.wnp.pl. - Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2012





Orlen rozmawia o łupkowym partnerstwie z BNK Petroleum

Autor: wnp.pl (Marcin Szczepański) | 21-06-2012 05:46

Cały czas rozmawiamy z polskimi i zagranicznymi spółkami o potencjalnym partnerstwie przy poszukiwaniu gazu łupkowego - powiedział podczas Polsko-Amerykańskiego Szczytu Gospodarczego prezes Orlen Upstream Prugar_WieslawWiesław Prugar. Faworytem spółki wydaje się być amerykańska firma BNK Petroleum.

- Są w Polsce firmy, które byłyby zainteresowane współpracą na swoich koncesjach. Przykładem może być BNK Petroleum, z którą również prowadzimy rozmowy ? potwierdził nam w kuluarach imprezy prezes Orlen Upstream. Nie sprecyzował jednak jaka miałaby być formuła tej współpracy, choć wykluczył możliwość wymiany udziałów w koncesjach między spółkami. ? Obecne prawo geologiczne i górnicze raczej wyklucza taki mechanizm poprzez zdefiniowanie użytkowania górniczego jako umowy dzierżawy ? podkreślił Prugar.

Z problemem obejścia tego zapisu ustawy mają problem także inne spółki poszukujące partnerów do prac poszukiwawczych. Najprostsze byłoby przekazanie użytkowania górniczego do spółki celowej, której udziałami można podzielić się z partnerem. Nie jest to jednak droga, którą chciałyby pójść spółki. ? Przynajmniej nie na etapie poszukiwawczym ? dodaje prezes Orlen Upstream.

BNK Petroleum, poprzez swoje spółki zależne posiada w Polsce sześć koncesji poszukiwawczych. Trzy z nich są w rękach spółki Saponis Investments, której współudziałowcami są obok BNK także LNG Energy Ltd., Sorgenia E&P S.p.A. oraz Rohol-Aufsuchungs Aktiengesellschaft. Wejście Orlenu do tego projektu byłoby więc możliwe poprzez odkupienie udziałów od jednej lub kilku z nich.

Druga ze spółek zależnych ? Indiana Investments, jest w całości własnością BNK. Amerykańska spółka deklarowała jednak chęć znalezienia partnera do poszukiwania gazu łupkowego na trzech koncesjach w ramach tego podmiotu. Być może tutaj kryje się szansa dla Orlenu. ? Chcielibyśmy poszukać aktywów na północy kraju by zdywersyfikować swoje aktywa na Lubelszczyźnie ? mówi Wiesław Prugar.

Przed kilkoma miesiącami sporo mówiło się o rozmowach Orlenu z kanadyjskim potentatem łupkowym ? firmą Encana. W grę wchodziła wówczas wymiana udziałów w polskich koncesjach PKN-u za złoża w Kanadzie i USA, gdzie już prowadzone jest wydobycie. Do podpisania porozumienia ostatecznie nie doszło. Choć żadna ze stron tego nie potwierdza, to spekuluje się również, że prowadzone są rozmowy między Orlenem i PGNiG.

Szef Orlen Upstream wykluczył natomiast możliwość ubiegania się o koncesje, z których wycofuje się ExxonMobil. ? Mamy w tej chwili wystarczająco dużo pracy na własnych koncesjach. Nie jesteśmy zainteresowani ? zapewnił. W tym roku Orlen ma wykonać sześć odwiertów poszukiwawczych, z czego jeden lub dwa horyzontalne.

Materia z portalu www.wnp.pl. - Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2012




Orlen: partnerzy do łupków czekają na regulacje prawne

Autor: wnp.pl (Marcin Szczepański) | 25-04-2012 13:11

PKN Orlen rozmawia obecnie zarówno z polskimi jak i zagranicznymi podmiotami w sprawie partnerstwa przy poszukiwaniu i eksploatacji gazu łupkowego w Polsce - powiedział prezes koncernu Jacek Krawiec. Zaznaczył jednak, że żadne decyzje nie zapadną przed wejściem w życie nowych regulacji prawnych w tym zakresie.

- Trudno rozmawiać z potencjalnymi partnerami nie mając pewności co do kształtu przyszłego prawodawstwa dotyczącego tej kwestii. Dlatego konkretne rozmowy będą możliwe dopiero, gdy nowe przepisy zostaną przyjęte - powiedział prezes Orlenu.

Według niego nie zmienia to planów Orlenu na najbliższe miesiące. - Pierwszy etap prac na złożach łupkowych możemy wykonać samodzielnie - nasza sytuacja finansowa na to pozwala. Wyzwaniem będzie dopiero faza eksploatacyjna - zaznaczył Krawiec. Podkreślił również, że gaz łupkowy pozostaje strategicznym obszarem inwestycji dla spółki.

Zgodnie z wcześniejszymi zapowiedziami Orlen zamierza znacząco zwiększyć nakłady inwestycyjne na poszukiwanie gazu łupkowego. - W strategii zapisano na ten cel 700 mln zł. W tej chwili mogę powiedzieć, że będzie to kilka razy więcej. Szczegóły przedstawione zostaną w aktualizacji naszej strategii - dodał.

Według wiceprezesa Orlen Sławomira Jędrzejczyka, Orlen może zwiększać swoje zaangażowanie w gaz łupkowy poprzez przejmowanie nowych koncesji. - Nie wykluczamy takiego scenariusza. Jeśli uda nam się pozyskać partnerów na nasze koncesje, to zyski możemy przeznaczyć na nabycie udziałów w nowych licencjach - powiedział. Zaznaczył przy tym, że nie muszą być to koncesje polskie. - Nie wykluczamy także zaangażowania w krajach ościennych, ale póki co wolelibyśmy skupić się na tym co mamy i wykorzystać ten potencjał - podkreślił Jędrzejczyk.

Orlen posiada łącznie osiem koncesji na poszukiwanie ropy naftowej i gazu ziemnego w Polsce. Aż sześć bloków koncesyjnych znajduje się na terenie Lubelszczyzny (Bełżyce, Garwolin, Lubartów, Lublin, Wierzbica, Hrubieszów). Koncesje dotyczą zarówno węglowodorów ze złóż konwencjonalnych, jak i niekonwencjonalnych, w tym tzw. gazu łupkowego.

Materiał z portalu www.wnp.pl. - Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2012



Orlen wykona w tym roku kolejne odwierty poszukiwawcze

Autor: wnp.pl (Marcin Szczepański) | 25-04-2012 09:15

PKN Orlen przygotowuje się do kolejnych odwiertów poszukiwawczych, które zostaną wykonane jeszcze w tym roku - poinformowała spółka. Będą to zarówno wiercenia w poszukiwaniu złóż niekonwencjonalnych (w tym horyzontalne) jak i tradycyjnych.

Jednocześnie trwa analiza próbek pobranych w minionym roku z dwóch pionowych odwiertów zrealizowanych w ramach poszukiwania gazu łupkowego - w Lubartowie i Wierzbicy. Na obu tych koncesjach, w przypadku uzyskania pozytywnych wyników badań, planowane jest rozpoczęcie w tym roku odwiertów horyzontalnych.

Na koncesji Garwolin prowadzone są prace analityczno-badawcze zmierzające do wyznaczenia miejsca pierwszego odwiertu pionowego. Z kolei teren koncesji Hrubieszów zostanie poddany w tym roku badaniom sejsmicznym.

PKN Orlen planuje również na ten rok prace w zakresie konwencjonalnych projektów poszukiwawczych obejmujących gaz i ropę naftową. Trwają ostateczne interpretacje badań dna morskiego na szelfie łotewskim, gdzie w tym roku planowane jest wykonanie pierwszych odwiertów. Jednocześnie na terenie pięciu koncesji na Lubelszczyźnie zrealizowane będą prace sejsmiczne 3D i w przypadku pozytywnych wyników zostanie wykonany odwiert poszukiwawczy. Na terenie koncesji Sieraków, gdzie PKN Orlen realizuje projekt wspólnie z PGNiG, wybrano już miejsce kolejnego odwiertu rozpoznawczego, który jest planowany do wykonania w tym roku.

Materiał z portalu www.wnp.pl. - Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2012


­ World_Oil_Online

World Oil News Center

Poland's PKN Orlen to intensify drilling for shale gas in 2012

02/09/2012

BY MARYNIA KRUK and MARCIN SOBCZYK

WARSAW -- Polish state-controlled oil firm PKN Orlen SA plans to significantly intensify work on its shale gas concessions in Poland this year and has enough resources to continue exploration without partners, company executive told a press conference Thursday.

PKN Orlen holds eight exploration licenses for shale gas in Poland, mostly in the country's eastern part. It finished vertical drilling on Wierzbica, one of the licences, last year and plans to drill horizontally and start hydraulic fracturing of shale rock--a process known as fracking--this year.

The company also plans to enter gas-fired power generation to increase the stability of its revenue and profits, Chief Financial Officer Slawomir Jedrzejczyk said.

"The project aims to stabilize cashflows because refining margins are low, so we're looking for other businesses that are complementary and ensure much more stable cashflows. Power generation is a business that ensures much bigger stability and returns," he said.

On upstream projects, PKN Orlen could look to team up with partners, and such partnerships would be aimed at sharing risk.

"At this stage we have the know-how and investment capacity to do it alone," Jedrzejczyk said.




Orlen ma już osiem koncesji na poszukiwanie ropy i gazu

wnp (Marcin Szczepański) - 08-08-2011 08:49

PKN Orlen, przez swoją spółkę zależną Orlen Upstream, posiada już osiem koncesji na poszukiwanie złóż ropy i gazu w naszym kraju. Pod koniec lipca spółka uzyskała dwa nowe pozwolenia na poszukiwania.

Nowe koncesje, przyznane przez Ministerstwo Środowiska, dotyczą obszarów Sieradz (część bloku koncesyjnego 270 i 290) oraz Łódź (część bloku koncesyjnego 270 i 271). Oba pozwolenia zostały wydane na trzy lata. Koncesja Sieradz ma powierzchnię ponad 900 km2, a Łódź blisko 700 km2.

Sześć pozostałych koncesji Orlenu położonych jest na Lubelszczyźnie.

Wszystkie koncesje przyznane do tej pory spółce obejmują poszukiwania zarówno ropy, jak i gazu ze złóż konwencjonalnych oraz niekonwencjonalnych. Orlen zamierza na jesieni przedstawić nową strategię, w której zdradzi swoje plany dotyczące poszukiwań węglowodorów, w tym także gazu łupkowego.

Materiał z portalu www.wnp.pl. - Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2011




Orlen szuka gazu łupkowego - w br. mają być dwa odwierty

PAP - 05-08-2011 10:33

PKN Orlen planuje rozpoczęcie dwóch odwiertów na koncesjach gazu łupkowego na Lubelszczyźnie w drugiej połowie tego roku i kolejnego w pierwszej połowie 2012 roku - poinformowała spółka w prezentacji.

Na koncesjach poszukiwawczych gazu łupkowego na Lubelszczyźnie trwają prace sejsmiczne. Spółka jeszcze w tym roku zamierza wykonać tu dwa odwierty. Trzeci zaplanowany jest na pierwszą połowę 2012 roku.

Orlen podał też, że trwa analiza nowo pozyskanych danych sejsmiki 3D na szelfie łotewskim, gdzie koncern szuka ropy naftowej. Odwiert zaplanowany jest na pierwszą połowę 2012 roku.

Z kolei na Niżu Polskim realizowany jest odwiert rozpoznawczy. Dwa kolejne w tym obszarze zaplanowane są na przyszły rok.

Na Lubelszczyźnie, na koncesjach poszukiwawczych ropy naftowej, zakończono badania i pozyskano dane sejsmiczne. Trwa analiza danych, prowadzone są prace nad wyborem miejsca odwiertów. Pierwszy zaplanowany jest na 2012 rok.

Materiał z portalu www.wnp.pl. - Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2011




Orlen pracuje nad aktualizacją strategii upstreamowej

wnp.pl (Marcin Szczepański) - 29-04-2011 13:47

W drugim półroczu 2011 roku PKN Orlen zamierza przedstawić zaktualizowane założenia swojej strategii inwestycyjnej na najbliższych pięć lat. - Rozpoczęliśmy już prace nad tym dokumentem - poinformował wiceprezes spółki Sławomir Jędrzejczyk.

Według niego jednym z głównych elementów nowej strategii będzie aktualizacja zamierzeń spółki w sektorze poszukiwań i wydobycia. - Póki co nic w tym zakresie się nie zmieniło. Kontynuujemy cztery rozpoczęte już projekty, na które przeznaczymy w tym roku 200 mln zł ? powiedział Jędrzejczyk.

Wszelkie dodatkowe projekty w tym obszarze wymagać będą dodatkowego finansowania, które mogłoby pochodzić z dezinwestycji (sprzedaż Polkomtelu, Anwilu i zapasów obowiązkowych). - Wszelkie inwestycje typu M&A wymagać będą znacznie większych nakładów niż założone 200 mln zł. Pracujemy obecnie nad kilkoma tego typu projektami, ale żadne ostateczne decyzje jeszcze nie zapadły ? potwierdził wiceprezes Orlenu.

PKN zaangażowany jest obecnie w poszukiwania złóż ropy i gazu na szelfie Morza Bałtyckiego (wspólnie ze spółką Kuwait Energy), na Niżu Polskim (we współpracy z PGNiG) oraz na Lubelszczyźnie, gdzie poszukuje zarówno gazu łupkowego jak i tradycyjnego.

To właśnie w tym ostatnim projekcie koncernowi najbardziej zależy na znalezieniu partnera. - Poszukujemy partnera, który wniósłby swoje doświadczenie w projektach nad złożami niekonwencjonalnymi ? potwierdził Jędrzejczyk. Jego zdaniem w grę wchodzi zarówno sprzedaż udziałów w polskich koncesjach, jak również ich wymiana na udziały w już operujących złożach w USA.

Koncern wyraża ponadto wstępne zainteresowanie prowadzeniem projektów upstreamowych na Ukrainie oraz w Afryce Północnej.

Materiał wydrukowany z portalu www.wnp.pl. ? Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2011





PKN Orlen zyska dostęp do gazu z łupków w USA

Rzeczpospolita_logo_small - 29-04-2011 05:51

PKN Orlen jest bliski porozumienia z amerykańską firmą, w sprawie wymiany udziałów w złożach gazu łupkowego - ustaliła "Rzeczpospolita".

Jak czytamy w dzienniku koncern zostanie udziałowcem znaczącego złoża gazu łupkowego w USA. W zamian oferuje dostęp do swoich koncesji w Polsce. Umowa w tej sprawie możliwa jest już w czerwcu.

Mimo, iż Orlen nie chce zdradzać szczegółów, to prezes Orlen Upstream Wiesław Prugar przyznaje w "Rz", że takie porozumienie jest możliwe, a firma nie ukrywa, że poszukuje partnerów do poszukiwań i eksploatacji złóż gazu łupkowego w Polsce, mających doświadczenie w tej konkretnej dziedzinie.

Według informacji dziennika PKN zaoferował partnerowi pakiet ok. 20 ? 30 proc. udziałów i nadal pozostanie operatorem na swoich koncesjach. W zamian zyska także dostęp do know-how partnera i może liczyć na wsparcie technologiczne. Poza tym partnerzy podzielą się ryzykiem wynikającym z prowadzenia prac poszukiwawczych w Polsce.

Materiał z portalu www.wnp.pl. - Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2011




Orlen ma koncesję shale gas na poszukiwanie złóż gazu na Lubelszczyźnie

pap__logo- 08-04-2011 10:54

Orlen Upstream otrzymał koncesję shale gas na poszukiwanie i rozpoznanie złóż gazu ziemnego na Lubelszczyźnie - poinformowała spółka w komunikacie prasowym.

Obszar objęty koncesją, nazwany roboczo Hrubieszów, obejmuje powierzchnię 414,5 km2 i zlokalizowany jest w obrębie południowo-wschodniej części Lubelskiego Zagłębia Węglowego, w powiatach chełmskim i hrubieszowskim.

Resort środowiska udzielił spółce koncesji na 5 lat. W tym czasie Orlen Upstream planuje realizację trzech etapów prac geologicznych - analizę archiwalnych danych geologicznych, wykonanie i zinterpretowanie zdjęcia sejsmicznego 2D o długości 50 km i 3D o powierzchni 30 km2 oraz wykonanie odwiertów rozpoznawczych.

Materiał z portalu www.wnp.pl. - Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2011




Orlen ma kolejną koncesję na poszukiwania gazu łupkowego

wnp(Marcin Szczepański) - 05-04-2011 13:36

Ministerstwo Środowiska przyznało Orlen Upstream, spółce zależnej PKN Orlen, koncesję na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż gazu ziemnego w obszarze "Hrubieszów". Koncesja obowiązywać będzie przez pięć lat.

Jest to już szósta koncesja przyznana Orlenowi na poszukiwanie gazu łupkowego na terenie Lubelszczyzny.

- Cieszymy się z kolejnej koncesji, ale póki co skupiamy się na pracach na wcześniej przyznanych obszarach - powiedział nam prezes Orlen Upstream Wiesław Prugar.

Obecnie spółka prowadzi prace na bloku koncesyjnym Garwolin. Obejmują one wykonanie terenowych, refleksyjnych badań sejsmicznych 2D wzdłuż wytypowanych uprzednio profili. Profile te, o łącznej długości 53 km wyznaczono w oparciu o archiwalne dane geologiczno ? złożowe oraz analizę materiałów geofizycznych, które zostały uprzednio zreprocesowane i przeinterpretowane.

Wyniki wykonywanych obecnie prac sejsmicznych wraz z interpretacją oczekiwane są w czerwcu 2011. Pozwolą one zweryfikować posiadane informacje o budowie geologicznej tego rejonu oraz posłużą do wytypowania miejsca pod ewentualne prace wiertnicze.

Prace terenowe, na pozostałych czterech blokach rozpoczęły się w kwietniu 2011. Ich wyniki oczekiwane są we wrześniu 2011 roku. Wtedy też podjęta zostanie decyzja o przebiegu dalszych badań w tym rejonie.

Materiał z portalu www.wnp.pl. - Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2011




Orlen Upstream stara się o kolejne koncesje

wnp (Marcin Szczepański) - 13-01-2011 09:24

Orlen Upstream, spółka zależna PKN Orlen, złożyła w Ministerstwie Środowiska trzy kolejne wnioski o koncesje poszukiwawcze. Wnioski dotyczą rejonów "Hrubieszów". "Łódź" oraz "Sieradz".

Wnioski dotyczą poszukiwań zarówno złóż niekonwencjonalnych jak i tradycyjnych.

Orlen Upstream ma obecnie w Polsce sześć koncesji poszukiwawczych - jedną w Wielkopolsce (Wronki - 49 proc. udziałów) oraz pięć na Lubelszczyźnie.

? Trwają prace mające na celu potwierdzenie występowania złóż. Wydobycie ma szansę rozpocząć się w 2016 roku ? powiedział ostatnio o koncesji wielkopolskiej prezes Orlen Upstream Wiesław Prugar. Szacowana wielkość złoża to 26 mln baryłek ropy. W Sierakowie już ruszył pierwszy ?rozpoznawczy? odwiert, kolejne dwa zaplanowano jeszcze w tym roku.

Koncesje na Lubelszczyźnie (Bełżyce, Garwolin, Lubartów, Lublin i Wierzbica) mają łączną powierzchnię 4,7 tys. km kw. Spółka poszukuje tam zarówno konwencjonalnych złóż ropy i gazu, jak i niekonwencjonalnego gazu uwięzionego w skale łupkowej (koncesje Garwolin, Lubartów i Wierzbica).

? Od jesieni 2007 roku do końca 2009 roku wykonywano tam liczne analizy geologiczne. Pozwoliły one wytypować kilkanaście perspektywicznych miejsc, gdzie mogą znajdować się złoża ropy lub gazu, zarówno typu konwencjonalnego, jak i niekonwencjonalnego ? powiedział prezes Prugar.

? Pierwsze wnioski i rekomendacje co do dalszych poszukiwań gazu łupkowego powinny pojawić się w połowie roku ? dodał. W latach 2011-2013 Orlen Upstream zaplanował 6 odwiertów rozpoznawczych w okolicach Lublina. W tym i następnym roku spółka będzie też wiercić w poszukiwaniu konwencjonalnych złóż ropy i gazu w tym rejonie.

Materiał  z portalu www.wnp.pl. - Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2011





Orlen: 420 mln zł w ciągu trzech lat na poszukiwania ropy i gazu

pap__logo - 09-01-2011 11:58

PKN Orlen chce przeznaczyć ok. 420 mln zł w ciągu najbliższych trzech lat na poszukiwania gazu oraz ropy w kraju i za granicą - powiedział PAP prezes PKN ORLEN Jacek Krawiec. Koncern poszukuje m.in. gazu łupkowego w rejonie Lublina.

Jak wyjaśnił PAP Wiesław Prugar, prezes Orlen Upstream, spółki zależnej odpowiedzialnej w koncernie za poszukiwanie i wydobycie, obecnie realizowane są łącznie cztery projekty, trzy w Polsce oraz jeden projekt zagraniczny. Wraz z Kuwait Energy Company (KEC) polska spółka poszukuje ropy i gazu na łotewskim szelfie Morza Bałtyckiego.

"Orlen Upstream i Kuwait Energy Company posiadają 90 proc. udziałów w dwóch koncesjach poszukiwawczo-wydobywczych. Do pozostałych 10 proc. prawa posiada rząd łotewski" - powiedział Prugar. Dodał, że pierwsze odwierty na terenie jednej bądź obu koncesji zaplanowane są na przełom 2011 i 2012 roku. Operator projektu, należąca do Orlenu i KEC spółka Balin Energy SIA, nabyła już dane sejsmiczne 3D wykonane na 300 km kw. obszaru koncesji, które są teraz interpretowane.

W kraju koncern m.in. poszukuje ropy - wraz z PGNiG - w okolicy Sierakowa (woj. wielkopolskie). Orlen Upstream ma 49 proc. udziałów w koncesji poszukiwawczo-wydobywczej Wronki, zlokalizowanej na wschód od największego, odkrytego w ostatnich latach kompleksu złóż ropy naftowej i gazu ziemnego Lubiatów-Międzychód-Grotów.

"Trwają prace mające na celu potwierdzenie występowania złóż, wydobycie ma szansę rozpocząć się w 2016 roku" - powiedział Prugar. Szacowana wielkość złoża to 26 mln baryłek ropy. W Sierakowie już ruszył pierwszy "rozpoznawczy" odwiert, kolejne dwa zaplanowano jeszcze w tym roku.

Z kolei w tzw. basenie lubelskim Orlen Upstream posiada 5 koncesji poszukiwawczo-wydobywczych ropy i gazu (Bełżyce, Garwolin, Lubartów, Lublin i Wierzbica) o powierzchni 4,7 tys. km kw. Spółka poszukuje tam zarówno konwencjonalnych złóż ropy i gazu, jak i niekonwencjonalnego gazu uwięzionego w skale łupkowej (koncesje Garwolin, Lubartów i Wierzbica).

"Od jesieni 2007 roku do końca 2009 roku wykonywano tam liczne analizy geologiczne. Pozwoliły one wytypować kilkanaście perspektywicznych miejsc, gdzie mogą znajdować się złoża ropy lub gazu, zarówno typu konwencjonalnego, jak i niekonwencjonalnego - shale gas (gaz łupkowy - PAP)" - powiedział prezes Prugar.

"Pierwsze wnioski i rekomendacje co do dalszych poszukiwań gazu łupkowego powinny pojawić się w połowie roku" - dodał. W latach 2011-2013 Orlen Upstream zaplanował 6 odwiertów rozpoznawczych w okolicach Lublina. W tym i następnym roku spółka będzie też wiercić w poszukiwaniu konwencjonalnych złóż ropy i gazu w tym rejonie. "Największe perspektywy wiążemy z piaszczysto-mułowcowymi utworami karbonu, zalegającymi na głębokości od około 1200 do ponad 3000 metrów" - powiedział Prugar.

Poinformował, że do września ministerstwo środowiska wydało 70 koncesji na poszukiwania gazu niekonwencjonalnego (tight i shale gas) w Polsce. 11 z nich dotyczyło poszukiwań gazu niekonwencjonalnego, a 59 było koncesjami łącznymi - na poszukiwanie konwencjonalnych i niekonwencjonalnych węglowodorów. "Pięć spośród 59 wspólnych koncesji na poszukiwanie konwencjonalnych i niekonwencjonalnych węglowodorów uzyskał Orlen Upstream" - podkreślił.

Materiał z portalu www.wnp.pl. - Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2011





Prezes Orlen Upstream o krajowych projektach wydobywczych

wnp (Marcin Szczepański) - 30-12-2010 20:09

PKN Orlen jest obecnie zaangażowany w dwa projekty poszukiwawczo-wydobywcze na terenie naszego kraju. - Nie wykluczany jednak złożenia wniosków o kolejne koncesje w Polsce - powiedział nam prezes Orlen Upstream Wiesław Prugar.

- W tej chwili wspólnie z PGNiG zaczynamy wiercenie otworu Sieraków-5 na złożu Sieraków. W przyszłym roku wykonamy dwa kolejne odwierty i będziemy w zasadzie gotowi do przygotowania planu zagospodarowania tego złoża - mówi prezes Orlen Upstream.

Drugim polskim projektem jest poszukiwanie złóż gazu na Lubelszczyźnie, szczególnie pod kątem złóż niekonwencjonalnych. - W przypadku projektu Lublin Shale wykonujemy dodatkowe badania sejsmiczne i ich interpretację oraz jednocześnie prowadzimy rozmowy z potencjalnymi partnerami, które powinny się w przyszłym roku zmaterializować - przyznaje Wiesław Prugar.

Lubelszczyzna to jednak nie tylko gaz łupkowy, ale również konwencjonalne złoża. - Jeśli chodzi o poszukiwania struktur konwencjonalnych w rejonie naszych pięciu koncesji mazowiecko-lubelskich,to zakończyliśmy już analizę zdjęcia 2D na wszystkich blokach i przygotowujemy się do dwóch pierwszych odwiertów. Myślę, że docelowo będziemy chcieli wywiercić otwory na wszystkich pięciu koncesjach - mówi Wiesław Prugar. - Na pierwsze odwierty mamy już zatwierdzone środki, więc nie jesteśmy uzależnieni od pozyskania partnera. Oczywiście jeśli udałoby się podpisać taką umowę wcześniej, to te środki moglibyśmy przeznaczyć na coś innego - zaznacza.

Poszukiwania wspomnianego partnera prowadzone są wśród firm amerykańskich, które dla Orlenu oprócz doświadczenia z projektów w USA mają także inną zaletę - podążają za nimi zazwyczaj firmy usługowe, które pod względem posiadanych technologii przewyższają w zakresie gazu łupkowego polskie spółki. Według zapewnien naszego rozmówcy niejednokrotnie są też tańsze od polskich odpowiedników.

Materiał z portalu www.wnp.pl. - Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2010






W. Prugar, Orlen Upstream: Bałtyk jest perspektywicznym miejscem do poszukiwania węglowodorów

wnp(Marcin Szczepański) - 27-12-2010 11:49

PKN Orlen ogłosił niedawno plany zaistnienia na rynku poszukiwań ropy i gazu na Ukrainie. Warto jednak pamiętać, że płocki koncern jest już obecny na rynku upstream poza Polską. - Właśnie zakończyliśmy prace sejsmiczne 3D, pozwalające na trójwymiarowe odwzorowanie warstw geologicznych wewnątrz ziemi, na szelfie łotewskim - mówi portalowi wnp.pl prezes spółki Orlen_upstreamOrlen Upstream Prugar_WieslawWiesław Prugar.

- Zostały one przeprowadzone w celu uzupełnienia posiadanych już przez nas danych o potencjale tych struktur i póki co rezultaty wyglądają obiecująco. Planujemy wywiercenie pierwszego otworu na przełomie lat 2011-2012 - kontynuuje prezes Orlen Upstream.

Według niego zostały już wyznaczone dwie lokalizacje przyszłych otworów. - Po dokładnej analizie zebranych danych p

Oct 22, 2016

Kulczyk Oil Ventures - KOV obecnie SERINUS ENERGY

­




Kulczyk_Oil_Ventures­

serinus_energy




­


Kulczyk-Jan_1





wnp

Rezygnacja w zarządzie Serinusa

AUTOR: WNP.PL (DM) |     21-10-2016 12:14

Aaron LeBlanc złożył rezygnację z funkcji członka kadry zarządzającej i wiceprezesa ds. poszukiwań Serinus Energy.

Zaprzestanie pracy w spółce będzie miało miejsce z dniem 22 października obecnego roku. Aaron LeBlanc pełnił wymienione funkcje od dnia 26 marca 2014 r. Jak podała spółka, rezygnacja związana jest z planami podjęcia przez LeBlanc_AaronAarona LeBlanc nowych wyzwań zawodowych.


Serinus Energy jest międzynarodową spółką zajmującą się produkcją i poszukiwaniami ropy naftowej oraz gazu, posiadającą zróżnicowany portfel aktywów, w tym udziały w aktywach produkcyjnych w Tunezji oraz perspektywiczną koncesję poszukiwawczą w Rumunii.

Od maja 2010 roku akcje Serinus Energy (dawniej Kulczyk Oil Ventures) są notowane na Giełdzie Papierów Wartościowych w Warszawie, a od czerwca 2013 roku także na kanadyjskim parkiecie TSX w Toronto. Większościowym akcjonariuszem spółki jest Kulczyk Investments SA, posiadająca ok. 50 proc. akcji spółki.

Materiał z portalu www.wnp.pl. - Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2016



wnp

Kulczyk zrezygnował z poszukiwawczej spółki Ophir

Autor: Przegląd prasy Rzeczpospolita | 04-05-2015 06:39

Kulczyk Investments, inwestycyjna grupa należąca do Jana Kulczyka, sprzedała za 79,3 mln funtów (441 mln zł) pakiet akcji ophir_energy_logoOphir Energy stanowiących 8 proc. udziałów w kapitale tej firmy. Jak czytamy w "Rzeczpospolitej", w wyniku transakcji Kulczyk Investments nie posiada już żadnych akcji Ophir Energy.

Ophir Energy, specjalizuje się w poszukiwaniach i wydobyciu ropy i gazu w Afryce i Azji. Firma ma koncesje w Gwinei Równikowej, Gabonie, Kenii, na Seszelach, w Tanzanii, Indonezji, Birmie i Tajlandii.

Jak wyjaśniła w dzienniku rzeczniczka Kulczyk Investments, Marta Wysocka-Antonsen, sprzedaż pakietu akcji Ophiru jest wynikiem strategii grupy, która skupić się teraz ma zamiar na energetyce. Nie bez znaczenia na decyzję była również bieżąca sytuacja w sektorze ropy naftowej i gazu.

Materiał z portalu www.wnp.pl. - Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2015



Serinus: niemal 30-procentowy wzrost i rekord produkcji w 2014 r.

19.03.2015  Wyniki finansowe   

Serinus Energy uzyskał w 2014 roku rekordowy poziom wydobycia ­- 5.219 baryłek ekwiwalentu ropy naftowej dziennie. Zanotowano również istotny wzrost przychodów brutto do 164,3 mln USD, czyli o 12 proc. więcej niż w 2013 r. Spółka planuje do końca roku przeznaczyć na inwestycje 17 mln USD.

?Serinus ma za sobą udany rok ? konsekwentnie zwiększamy rok do roku naszą produkcję i przychody z wydobycia ropy i gazu. W 2014 r. dokonaliśmy znaczącego odkrycia ropy w Tunezji, na Ukrainie kontynuując zyskowną działalność pomimo trwającej na wschodzie kraju wojny oraz zwiększenia obciążeń fiskalnych. W Rumunii przeprowadziliśmy dwa odwierty poszukiwawcze, które najprawdopodobniej odkryły nowe złoża gazu. Decyzja EBOiR o przyznaniu Spółce kredytu na dokończenie prac, potwierdza naszą pozytywną ocenę perspektyw rozwoju w Rumunii. ? powiedział Korczak_Jakub_sJakub Korczak, Wiceprezes ds. Relacji Inwestorskich i Dyrektor Operacji w Europie Środkowo-Wschodniej.

Podsumowanie ? produkcja

  • Średnia produkcja w ciągu 12 miesięcy wyniosła 5.219 boe/d, czyli o 28 proc. więcej niż w 2013 r., (odpowiednio 4.081 boe/d);
  • Poziom wydobycia na zakończenie roku wyniósł 5.428 boe/d, czyli 9 proc. więcej niż wynik na zamknięcie 2013 r. Najwyższy poziom produkcji Spółka zanotowała we wrześniu, gdy wyniósł on niemal 6.000 boe/d;

Podsumowanie ? wyniki finansowe

  • Przychody brutto w 2014 r. wyniosły 164,3 mln USD, co oznacza wzrost o 12 proc. w porównaniu do 2013 r.;
  • Średnia wartość retroaktywna netto (netback) na Ukrainie w 2014 r. wyniosła 31,05 USD/boe, natomiast w Tunezji 53,18 USD/boe, w porównaniu do 41,69 USD/boe oraz 68,68 USD/boe odpowiednio na Ukrainie i w Tunezji w 2013 r. Wpływ na jej spadek miały załamanie cen ropy, dewaluacja ukraińskiej hrywny o niemal 50% w stosunku do dolara amerykańskiego oraz znaczny wzrost opłat koncesyjnych na Ukrainie;
  • Serinus zanotował w 2014 r. znaczący wzrost środków z działalności operacyjnej - 65,3 mln USD w porównaniu do 58,4 mln USD w 2013 r. Na akcjonariuszy SEN przypadło 49,4 mln USD (0,63 USD na akcję) w porównaniu do 38 mln USD (0,59 USD na akcję) w 2013 r.;
  • Dzięki przychodom uzyskanym na Ukrainie, Serinus spłacił 3,6 mln USD wewnątrzgrupowych pożyczek. Spółka zależna ? KUB-Gas wypłaciła dywidendy w kwocie 29,1 mln USD;
  • Serinus dokonał korekt aktualizacyjnych tunezyjskich i ukraińskich aktywów na łączną kwotę 53,7 mln USD, w tym 49,3 mln USD ze względu na spadek cen ropy (Tunezja). Odpis aktualizacyjny nie ma wpływu na obecną wartość aktywów i planowane są kolejne prace, zarówno w Tunezji jak i na Ukrainie;

?Mając na uwadze dobro akcjonariuszy i rzetelne odniesienie do aktualnej sytuacji rynkowej, podejmujemy szereg decyzji chroniących nasze inwestycje. Dlatego też dokonaliśmy korekt aktualizacyjnych naszych aktywów w Tunezji i na Ukrainie ? na co wpływ miał światowy spadek cen ropy, nowe uwarunkowania podatkowe na Ukrainie i dewaluacja hrywny. Jesteśmy przekonani, że są to tymczasowe trudności ? naszym zdaniem ropa naftowa jest fundamentalnie niedoszacowana? ? komentuje dalej Jakub Korczak.

Podsumowanie ? aktywa

Ukraina

  • Pomimo niespokojnej sytuacji, produkcja na głównych polach ? Olgowskoje i Makiejewskoje, trwała nieprzerwanie;
  • W czerwcu podłączono do produkcji odwiert M-17, który początkowo uzyskał poziom wydobycia brutto średnio 170 tys. m sześc. gazu dziennie. Odwiert stopniowo oczyszczał się i stabilizował, a jego średni poziom produkcji brutto do końca 2014 r. osiągnął ponad 311 tys. m sześc. gazu dziennie;

Tunezja

  • W listopadzie, głębokość końcową uzyskał odwiert WIN-12bis na terenie pola Sabria. Po jego uzbrojeniu i testach, rozpoczęto wydobycie na wstępnym poziomie 635 boe/d. Odwiert stopniowo oczyszczał się i stabilizował, a w pierwszych dwóch miesiącach 2015 r. jego produkcja wyniosła średnio 1.033 boe/d. W połączeniu z lepszymi wynikami produkcyjnymi odwiertów CS-1 i CS-2, miał on duży wpływ na wzrost ogólnego poziomu wydobycia w Tunezji;
  • W grudniu rozpoczęto prace nad odwiertem WIN-13 na polu Sabria. W marcu 2015 osiągnął on głębokość końcową. Zakończenie uzbrajania i testów przewiduje się na początek kwietnia br.;

Rumunia

  • W Rumunii Spółka wykonała dwa odwierty poszukiwawcze: Moftinu-1001 oraz Moftinu-1002bis. Pierwszy z nich natrafił na trzy strefy z gazem opłacalnym do wydobycia o łącznej miąższości 17 metrów, zaś drugi na 22-metrową warstwę w siedmiu strefach. Uzbrajanie oraz testy trwają i oczekuje się, że będą gotowe do końca marca 2015 r;
  • W lutym 2015 r. Spółka poinformowała o zawarciu umowy na kredyt w kwocie 10 mln EUR z Europejskim Bankiem Odbudowy i Rozwoju. Środki zostaną wykorzystane do sfinansowania programu nakładów inwestycyjnych, prowadzonego aktualnie w Rumunii, obejmującego dwa odwierty poszukiwawcze oraz badanie sejsmiczne 3D.

Produkcja 2015

Średnia produkcja netto w okresie od początku 2015 r. do końca lutego wyniosła ok. 4.680 boe/d. Składały się na nią 1.325 baryłek ropy, 558 m tys. m sześc. gazu oraz 76 baryłek kondensatu. Spółka oczekuje wzrostu wydobycia w maju, po zainstalowaniu na polu Olgowskoje nowych sprężarek.   

Perspektywy 2015

W ciągu 2015 r. Serinus planuje przeznaczyć na inwestycje 17 mln USD. Program prac obejmuje: na Ukrainie: uzbrojenie, testowanie i podłączenie odwiertu M-22 oraz instalację sprężarek na polu Olgowskoje; wiercenie, uzbrojenie i podłączenie odwiertu WIN-13 oraz instalację urządzenia coiled tubing w odwiercie ECS-1 w Tunezji, a także uzbrojenie i testowanie odwiertów Moftinu-1001 i Moftinu-1002bis w Rumunii. Działania te powinny zostać zakończone do maja 2015.

O Serinus Energy

Serinus Energy to międzynarodowa spółka wydobywająca oraz poszukująca ropy naftowej i gazu, posiadająca zdywersyfikowany portfel projektów na Ukrainie, w Brunei, Tunezji i Rumunii: 12 koncesji na 3 kontynentach. Średnia miesięczna produkcja z aktywów na Ukrainie (gaz ziemny) i w Tunezji (ropa naftowa) wynosi ponad 5.000 baryłek ekwiwalentu ropy dziennie (boepd), zaś rezerwy 2P dla Ukrainy i Tunezji wynoszą 20,6 milionów baryłek ekwiwalentu ropy (MMboe). W ciągu 3 lat od rozpoczęcia inwestycji na Ukrainie produkcja wzrosła ponad pięciokrotnie. Serinus Energy jest notowany na dwóch parkietach: na Giełdzie Papierów Wartościowych w Warszawie (GPW) oraz na Giełdzie Papierów Wartościowych w Toronto (TSX). Głównym akcjonariuszem Spółki jest Kulczyk Investments S.A. ? międzynarodowy dom inwestycyjny, założony przez polskiego przedsiębiorcę dr. Jana Kulczyka.

Stwierdzenia dotyczące przyszłości (Forward-looking Statements)

Niniejsza informacja zawiera stwierdzenia dotyczące przyszłych zdarzeń, prezentowane z perspektywy dnia publikacji niniejszej informacji, odnoszące się do przyszłych działań Spółki lub jej spółek zależnych, jak też odnoszących się do określonych odwiertów wykonanych lub które będą wykonywane, lub do badań sejsmicznych, które nie stanowią lub nie mogą stanowić danych historycznych. Mimo, że przedstawiciele Spółki uznają założenia zawarte w stwierdzeniach dotyczących przyszłości za racjonalne, potencjalne wyniki sugerowane w powyższych stwierdzeniach odznaczają się znacznym poziomem ryzyka i niepewności, i nie można stwierdzić, że faktyczne rezultaty okażą się zgodne z powyższymi stwierdzeniami dotyczącymi przyszłości. Do czynników, które mogą uniemożliwić bądź utrudnić ukończenie spodziewanych działań Spółki, zaliczają się: prawdopodobieństwo wystąpienia problemów technicznych i mechanicznych w trakcie realizacji projektów, zmiany cen produktów, nieuzyskanie wymaganych prawem zgód, sytuacja finansowa na rynku lokalnym i międzynarodowym, jak również ryzyka związane z ropą naftową i gazem, ryzyka finansowe, polityczne i gospodarcze występujące na obszarach działania Spółki oraz wszelkie inne ryzyka nieprzewidziane przez Spółkę albo nieujawnione w dokumentach przez nią opublikowanych. Ze względu na fakt, że stwierdzenia dotyczące przyszłości odnoszą się do przyszłych wydarzeń i uwarunkowań, z natury odznaczają się one z ryzykiem i niepewnością, a faktyczne rezultaty mogą się znacznie różnić od informacji zawartych w niniejszych stwierdzeniach dotyczących przyszłości. Spółka nie jest zobowiązana do aktualizacji lub korekty stwierdzeń dotyczących przyszłości zawartych w niniejszej informacji, tak żeby odzwierciedlały one stan po publikacji niniejszej informacji, chyba że jest to wymagane przepisami prawa.

 http://media.serinusenergy.com/pr/293914/serinus-niemal-30-procentowy-wzrost-i-rekord-produkcji-w-2014-r



wnp

Serinus z kredytem na wiercenia w Rumunii

Autor: wnp.pl (PA) | 23-02-2015 15:15

Serinus Energy pozyskał nowy kredyt w kwocie 10 mln euro z Europejskiego Banku Odbudowy i Rozwoju (EBOR). Środki wykorzystane zostaną do sfinansowania programu nakładów inwestycyjnych spółki na koncesji Satu Mare, zlokalizowanej w północno-zachodniej Rumunii.

Satu_Mare

Program obejmuje prace wiertnicze, uzbrajanie i testowanie odwiertów Moftinu-1001 oraz Moftinu-1002bis. Wraz z przeprowadzonym w ostatnim kwartale 2014 r. na obszarze Santau programem badań sejsmicznych 3D, stanowi wypełnienie minimalnych zobowiązań Etapu 2 w zakresie prac na koncesji Satu Mare.

Pożyczka ma zostać spłacona w dziesięciu półrocznych ratach, począwszy od pierwszej rocznicy zawarcia umowy kredytowej.

Strony uzgodniły także dodatkowe warunki wcześniejszej spłaty, bez dodatkowych opłat, w przypadku możliwości transferu środków pieniężnych z Ukrainy, lub z nadwyżki środków pieniężnych wypracowanych w Tunezji. Ustalono również zmianę kwoty drugiej transzy kredytu dla Tunezji, z 20 mln dol. na 8,72 mln dol., dzięki czemu ustanowienie kredytu dla Rumunii nie przyniesie żadnej zmiany w łącznej kwocie zadłużenia Spółki.

- Przyznanie kredytu z EBOR to jednoznaczne potwierdzenie, że nie tylko my jako spółka, ale również zewnętrzni eksperci, są przekonani o atrakcyjności i potencjale naszych aktywów w Rumunii. Dzięki finansowaniu możemy zrealizować wszystkie zaplanowane inwestycje i mamy realną szansę na powtórzenie sukcesu produkcyjnego osiągniętego na Ukrainie - komentuje Jakub Korczak, wiceprezes Serinus Energy ds. relacji inwestorskich i dyrektor operacji w Europie Środkowo-Wschodniej.

Satu Mare to blok poszukiwawczy o powierzchni 3095,85 km kw., a właścicielem 60 proc. bloku i jego operatorem jest Winstar Satu Mare SRL - spółka całkowicie zależna Serinus (100 proc. udziału). Koncesja obejmuje znaczną liczbę odkryć węglowodorów, w tym złoże ropy Santau. Spółka wytypowała ponad 50 obiektów poszukiwawczych i potencjalnie poszukiwawczych do wierceń.

Materiał z portalu www.wnp.pl. - Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2014


Serinus Energy bije rekordy produkcji

Autor: wnp.pl (Dariusz Malinowski) | 10-10-2014 16:51

Kontrolowana przez Jana Kulczyka spółka Serinus Energy ustanowiła w trzecim kwartale obecnego roku, nowe rekordy produkcji. Obecna produkcja Serinus Energy wynosi 5.696 baryłek ekwiwalentu ropy naftowej dziennie. Na wynik składa się rekordowo wysokie wydobycie na Ukrainie: 745 tys. m sześc. gazu oraz 86 baryłek kondensatu dziennie, oraz w Tunezji: 1.183 baryłek na dobę.

Średnia produkcja ze wszystkich aktywów Serinus Energy osiągnęła w trzecim kwartale poziom 5.696 baryłek ekwiwalentu ropy naftowej dziennie. Spółka poprawiła zatem wynik z drugiego kwartału o 15 proc. Średnia produkcja w ciągu pierwszych ośmiu dni października wyniosła 5.821 baryłek na dobę.

Na Ukrainie Serinus w trzecim kwartale produkował średnio 745 tys. m sześc. gazu oraz 86 baryłek kondensatu dziennie. Najważniejszym czynnikiem wzrostu był odwiert M-17, z którego wydobycie wyniosło średnio 337 m sześc. gazu dziennie (235 m sześc. netto dla Serinus). W październiku produkcja na Ukrainie osiągnęła poziom 1,06 mln m sześc. gazu i 121 baryłek kondensatu dziennie (742 tys. m sześc. gazu i 85 baryłek kondensatu netto dla Serinus). W porównaniu do wyniku na zakończenie 2013 roku, to wzrost o 24 proc. Za tysiąc stóp sześciennych gazu płacono w trzecim kwartale 10,16 dol., a za baryłkę kondensatu 81,47 dol.

W Tunezji Serinus produkował w trzecim kwartale średnio 1.183 baryłek na dobę (9 proc. mniej niż w drugim kwartale). Na wynik ten złożyło się wydobycie ropy ? 889 baryłek dziennie, oraz gazu ? 48 tys. m sześc. dziennie. Za baryłkę ropy płacono średnio 99,54 dol., a za tysiąc stóp sześciennych gazu 14,56 dol.. W październiku, średnia produkcja na tunezyjskich aktywach wynosiła 1.379 baryłek na dobę: 1.055 baryłek ropy i 54 tys. m sześc. gazu dziennie.

Nowym odwiertem Makiejewskoje-22, Serinus wznowił prace wiertnicze na Ukrainie. Głównym celem M-22 jest strefa S-6, której dużą zasobność w węglowodory potwierdziły odwierty M-16, M-17 oraz O-15. Przewiduje się, że łącznie z testami prace potrwają około 80 dni. W ramach zaplanowanego programu prac, Serinus wykona w dalszej kolejności jeszcze cztery odwierty odwierty. Decyzja o dodatkowych wierceniach zostanie podjęta najprawdopodobniej w grudniu, po zatwierdzeniu budżetu inwestycyjnego na 2015 rok.

17 lipca Serinus rozpoczął prace nad odwiertem Win-12bis na polu Sabria w Tunezji. Osiągnął on obecnie głębokość 3.681 m. Tempo prac było niższe niż pierwotnie zakładano ze względu na usterki wiertnicy na przełomie sierpnia i września oraz początku października.

Wykonywana jest komuna pośrednia, a planowaną głębokość 3.840 m osiągnie przed końcem października. Po zakończeniu prac, wiertnica zostanie przetransportowana na teren kolejnego odwiertu Serinus ? Win-13. Celem obu odwiertów są formacje Hamra i El Atchane, z których obecnie prowadzone jest wydobycie w ramach innych odwiertów na polu Sabria.

Odwierty EC-4 i ECS-1 zostały oczyszczone z zanieczyszczeń pozostawionych przez poprzedniego operatora pola Ech Chouech oraz perforowane w formacji Ouan Kasa. Rozpoczęto przygotowania do stymulacji odwiertu ECS-1, po którym technologia ta zostanie zastosowana na EC-4. Obydwa odwierty zostaną następnie poddane testom przepływu.

W odwiercie CS-8bis na polu Chouech Es Saida trwa wymiana pompy wgłębnej. Zostanie on uruchomiony ponownie po zakończeniu modernizacji. Z kolei w odwiercie CS-11 trwa wymiana pompy ręcznej na elektryczną pompę głębinową.

Materiał z portalu www.wnp.pl. - Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2014





Security situation in and around Makeevskoye, Olgovskoye and North Makeevskoye licences improves

Thursday, October 2, 2014

  • M-22 is the first of five wells currently planned which will continue into mid 2015.


Serinus Energy Inc. (TSX:SEN)(WARSAW:SEN) announce that the security situation in and around the Makeevskoye, Olgovskoye and North Makeevskoye licences has improved, and that KUB-Gas LLC ("KUB-Gas"), Serinus' 70% indirectly owned subsidiary which owns and operates the Ukraine licences, has resumed its drilling program with the spud of the Makeevskoye-22 ("M-22") well. M-22 is the first of five wells currently planned which will continue into mid 2015.

M-22 is located on the southwest side of the major fault that runs through the Makeevskoye and Olgovskoye licences and is a near offset to the M-2 well drilled in 1991 which tested 300 Mcf/d from the S5 in the Serpukhovian section and is currently production approximately 272 Mcf/d. The primary target in M-22 is the S6 zone which has proven very prolific in the M-16, M-17, and O-15 wells. There are secondary targets in the S5 and S7 zones as well. Total time to drill, test and complete is expected to be approximately 80 days. In the event of a successful well, tie-in will follow very shortly as several flowlines were constructed earlier this year in anticipation of future drilling. M-22 will qualify for the reduced royalty rate of 30.25% for its first two years of production.

The remaining wells currently planned include M-15, M-24, M-25 and North Makeevskoye-4 ("NM-4"). M-15 is a development well targeting the S5, S6 and S7 zones discovered and appraised by the M-16 and M-17 wells. M-24 and M-25 are potential appraisal/development locations to M-22. The NM-4 well, an exploration well that will test a Moscovian stratigraphic play, had reached a depth of 102 metres in June prior to the cessation of the Company's drilling and workover activities in the area. If successful, NM-4 would validate a new play type and potentially expand KUB-Gas' drilling inventory significantly.


? OilVoice - http://www.oilvoice.com/n/Security situation in and around Makeevskoye, Olgovskoye and North Makeevskoye licences improves/31fb6af4add5.aspx



Serinus: nie wycofujemy się z prognoz

Autor: wnp.pl (Piotr Apanowicz) | 15-09-2014 10:11

Ze względu na niepewną sytuację na Ukrainie zostaliśmy zmuszeni do obniżenia prognoz dotyczących wzrostu wydobycia w 2015 roku, ale jeśli sytuacja się ustabilizuje jesteśmy w stanie bardzo szybko wrócić do prac wiertniczych - mówi Korczak_JakubJakub Korczak, wiceprezes Serinus Energy ds. relacji inwestorskich.

Kilka miesięcy temu spółka przewidywała, że na koniec 2015 roku podwoi poziom wydobycia, do ok. 10 tys. baryłek ekwiwalentu ropy dziennie. Obecnie mowa jest już jedynie o wzroście do ok. 6 tys. baryłek.

- Nie wycofujemy się z naszych prognoz, ale produkcja na koniec przyszłego roku to wynikowa kolejnych prac, które musimy zrealizować na Ukrainie i w Tunezji. Dopóki nie będziemy wiedzieć kiedy będziemy w stanie wznowić prace na Ukrainie, trudno konkretnie mówić o planach wzrostu wydobycia - wyjaśnia wiceprezes Serinus Energy.

Zapewnia jednocześnie, że jeżeli sytuacja na Ukrainie pozostanie stabilna, firma jest w stanie wznowić prace wiertnicze w ciągu zaledwie dwóch tygodni.

Materiał z portalu www.wnp.pl. - Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2014






Serinus produkuje już niemal milion m sześc. gazu dziennie

Autor: wnp.pl (Dariusz Malinowski) | 10-07-2014 17:19

Dzięki podłączeniu do produkcji odwiertu M-17 na Ukrainie, aktualny poziom wydobycia Serinus Energy wynosi 991 tys. m sześc. gazu i 120 baryłek kondensatu dziennie.

Średnia dzienna produkcja ze wszystkich aktywów w II kwartale 2014 r. wyniosła 4.964 baryłki ekwiwalentu ropy naftowej. Na wynik składa się wydobycie z Ukrainy - ponad 603 tys. m sześc. gazu i 102 baryłki kondensatu dziennie - oraz Tunezji - 1.310 baryłki ekwiwalentu ropy naftowej.

Poziom wydobycia w II kwartale - 4.964 baryłek na dobę był o 2 proc. wyższy niż w I kwartale br.

Produkcja netto Serinus na Ukrainie wyniosła ponad 603 tys. m sześc. gazu i 102 baryłki kondensatu dziennie, odpowiednio 4 i 3 proc. więcej niż w pierwszych trzech miesiącach roku. Należy zaznaczyć, że udział odwiertu M-17, który rozpoczął produkcję 26 czerwca jest jedynie śladowy w wynikach drugiego kwartału.

Wydobycie z niego obecnie utrzymuje się na poziomie 181,2 tys. m sześc. gazu dziennie (124,6 tys. m sześc. netto dla Serinus), zatem wynik Spółki w III kwartale najprawdopodobniej będzie odpowiednio wyższy. W czerwcu, produkcja na Ukrainie wyniosła 991 tys. m sześc. gazu i 120 baryłek kondensatu dziennie (netto: 693,8 tys. m sześc. gazu i 84 baryłki kondensatu).

W porównaniu do danych z końca ubiegłego roku, wydobycie wzrosło zatem o 15 proc. Za tysiąc stóp sześciennych gazu płacono w II kwartale 10,23 dolarów za baryłkę kondensatu 79,86 dol. (w I kwartale odpowiednio: 8,67 dol. oraz 78,2 dol.). Wzrost cen wynikał z zakończenia okresu obowiązywania zniżek na rosyjski surowiec oraz ustabilizowanie się kursu ukraińskiej hrywny względem amerykańskiego dolara.

Średnia produkcja spółki w Tunezji wyniosła 1,310 baryłek na dobę czyli 3 proc. mniej niż w I kwartale br. Na wynik złożyło się 1,005 baryłek ropy oraz 50 tys. m sześc. gazu dziennie. Za baryłkę ropy płacono średnio 105,34 dol., a za tysiąc stóp sześciennych gazu 14,35 dol.. Średnia produkcja w Tunezji w czerwcu wyniosła 1.288 baryłek na dobę, na którą złożyło się 978 baryłek ropy oraz 53,8 tys. m sześc. gazu dziennie.

Mając na uwadze bezpieczeństwo zarówno załogi, jak i prowadzonych operacji, spółka zdecydowała się na czasowe zawieszenie działań związanych z zagospodarowaniem pól na Ukrainie. Produkcja oraz sprzedaż gazu są kontynuowane bez zmian, również zapłaty za sprzedany surowiec wpływają terminowo, zgodnie z umowami.

W II kwartale ukończono prace wiertnicze przy odwiercie M-17. Dwie potencjalne strefy produkcyjne - S6 oraz S7 poddano testom. Najwyższy przepływ gazu uzyskany z pierwszej z nich wynosił niemal 187 tys. m sześc. i została ona podłączona do produkcji. Do tej pory, średnie wydobycie ze strefy S6 wynosi 181,2 tys. m sześc. (124,6 tys. m sześc. netto dla Serinus). Podczas testów strefy S7, bez stymulacji, uzyskano przepływ 25,5 tys. m sześc. gazu. Gdy spółka wznowi prace wiertnicze, S7 zostanie poddana stymulacji, a odwiert M-17 podłączony do produkcji z obydwu stref.

W czerwcu rozpoczęto testy odwiertu O-11. Obecnie został on zamknięty w celu odbudowy ciśnienia. W najbliższym czasie nad tym odwiertem nie będą podejmowane prace.

16 czerwca rozpoczęto prace nad odwiertem NM-4. Po osiągnięciu głębokości 102 m, został on orurowany. Obecnie oczekuje na wznowienie prac.

W marcu rozpoczęła pracę nowa stacja przetwórstwa gazu przy polu Makiejewskoje. Pod koniec kwietnia podłączono do niej odwiert M-16. Aktualnie, odwierty o wyższym ciśnieniu przepływu kierowane są do nowej stacji, a te z pola Olgowskoje oraz o niższym ciśnieniu do starej stacji.

Materiał z portalu www.wnp.pl. - Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2014




Co u Serinusa w Tunezji i Rumunii słychać?

Autor: WNP.PL (DM) | 11-07-2014 09:13

Choć obecnie głównym miejscem prac spółki paliwowej Serinus jest Ukraina, to koncern intensywnie przygotowuje się do zwiększenia produkcji w Rumunii i Tunezji.

Już za kilka dni w Tunezji rozpocznie się program prac wiertniczych, który obejmuje wykonanie dwóch nowych odwiertów jeden po drugim: Winstar-12bis oraz Winstar-13. Prace nad każdym z nich zajmie ok. trzech miesięcy, a ich głębokość docelowa to ok. 3 900 m. Po ok. 3-4 tygodniach od rozpoczęcia wykonywania Winstar-12bis urządzenia wiertnicze zostaną przetransportowane na teren Winstar-13.

W kwietniu powodzeniem zakończyła się modernizacja odwiertu CS Sil 1, dzięki czemu produkcja wróciła na poziom 40-50 baryłek ropy oraz 11-15 tys. m sześc. gazu dziennie. Nie udało się niestety skutecznie odnowić odwiertu CS Sil 10. Obydwa zostaną poddane analizom, mającym na celu odnalezienie dalszych możliwości zwiększenia wydobycia.

Serinus_Tunisia_Concessions

Rozpoczęto prace modernizacyjne na polach Ech Chouech i Chouech Es Saida. Pierwszym odwiertem poddanym modernizacji jest EC-4. Do tej pory, przeprowadzono jego dokładne oczyszczenie, a w dalszych planach jest perforacja oraz stymulacja. Program modernizacyjny obejmuje również odwierty ECS-1, CS 11 oraz CS-8bis, a jego celem jest zwiększenie wydobycia i rezerw oraz zagospodarowanie nowego obszaru, gdzie potencjalnie znajdować się będą węglowodory.

Serinus_Tunisia_Concessions_1

Program badań sejsmicznych 3D na polu Sanrhar rozpoczął się we współpracy z Geofizyką Toruń na początku czerwca i jest ukończony w ok. 40 proc. Istniejące dane 2D wskazują na istnienie czterech stref geologicznych, które zostaną dokładniej zbadane podczas trwającej kampanii. Obecna produkcja z pola wynosi ok. 50-60 baryłek dziennie z jednego odwiertu, z którego na koniec 2013 roku wydobyto ogółem 421 tysięcy baryłek ropy.

Serinus_Romania_Concession_Satumare

Plany Serinus w Rumunii zakładają na ten rok wykonanie dwóch odwiertów oraz zebranie 180 km2 danych sejsmicznych 3D. Odwierty Moftinu-1001 i 1002bis zostaną wykonane jeden po drugim, a prace rozpoczną się w listopadzie. Odwiert Moftinu-1000, wykonany na tym polu w 2012 roku na podstawie badań bez wykorzystania technologii 3D natrafił na gaz, ale nie został podłączony do produkcji. Początek badań sejsmicznych zaplanowano na wrzesień. Zajmą one 6-8 tygodni.

Materiał z portalu www.wnp.pl. - Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2014




Nowy odwiert Serinusa na Ukrainie

Autor: wnp.pl (Dariusz Malinowski) | 07-04-2014 18:24

Serinus Energy rozpoczął prace wiertnicze nad odwiertem O-11, kolejnym na polu Olgowskoje, gdzie już jest prowadzona produkcja z 10 odwiertów - niemal połowa wydobycia na Ukrainie pochodzi z tego pola. Długość docelowa O-11 wynosi 3.200 m. Planowany czas realizacji to 70 dni.

Celem odwiertu, nad którym rozpoczęto właśnie prace, jest dokładniejsze zbadanie dwóch stref podziemnych - z jednej z nich od lipca trwa wydobycie na odwiercie O-15. Nowy otwór znajduje się w odległości ok. 1 km na południowy-wschód od O-15, który uzyskał podczas testów w lipcu 2013 przepływ gazu na poziomie 42,5 tys. metrów sześc. gazu dziennie. Przewiduje się, że obydwie strefy badane przez odwiert O-11 będą wymagały stymulacji, aby można było rozpocząć produkcję na skalę komercyjną.

- Poprzez odwiert O-11 chcemy maksymalnie wykorzystać możliwości produkcyjne odkrytych złóż. Jeśli uda się również dokonać odkrycia, a stymulacja się powiedzie, to nowy odwiert może okazać się jednym z lepszych na polu Olgowskoje - mówi Jakub Korczak, wiceprezes ds. relacji inwestorskich i dyrektor operacji w Europie Środkowo-Wschodniej Serinus Energy.

Produkcja z pola Olgowskoje prowadzona jest obecnie z dziesięciu odwiertów i wynosi 382 tys. m sześc. gazu dziennie (269 tys. m sześc. gazu dziennie przypadające na 70 proc. udział Serinus). Pole Olgowskoje odpowiada za 43 proc. całego wydobycia Serinus Energy na Ukrainie.

Serinus Energy to międzynarodowa spółka wydobywająca oraz poszukująca ropy naftowej i gazu, prowadzi prace na Ukrainie, w Brunei, Tunezji i Rumunii. Posiada tam 13. Średnia miesięczna produkcja z aktywów na Ukrainie (gaz ziemny) i w Tunezji (ropa naftowa) wynosi ponad 5.000 baryłek ekwiwalentu ropy dziennie (boepd), zaś rezerwy 2P dla Ukrainy i Tunezji wynoszą 20,6 milionów baryłek ekwiwalentu ropy (MMboe).

W ciągu 3 lat od rozpoczęcia inwestycji na Ukrainie produkcja wzrosła ponad pięciokrotnie. Serinus Energy jest notowany na dwóch parkietach: na Giełdzie Papierów Wartościowych w Warszawie (GPW) oraz na Giełdzie Papierów Wartościowych w Toronto (TSX). Głównym akcjonariuszem Spółki jest Kulczyk Investments S.A. - międzynarodowy dom inwestycyjny, założony przez polskiego przedsiębiorcę Jana Kulczyka.

Materiał z portalu www.wnp.pl. - Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2014



03.04.2014r. 15:21

Serinus przyspiesza w Tunezji i współpracuje z Geofizyką Toruń

W ciągu najbliższych miesięcy Serinus Energy wykona szereg prac na swoich koncesjach, pozyskanych w 2013 roku wraz z nabyciem Winstar Energy. Spółka planuje wykonać dwa nowe odwierty na polu Sabria, modernizację istniejących odwiertów oraz pozyskać 203.5 km? danych sejsmicznych 3D. Modernizacja istniejących oraz rozpoczęcie wiercenia nowych odwiertów na polu Sabria

Serinus Energy zakończył przygotowanie terenu pod odwiert Winstar-12bis oraz rozpoczął prace nad miejscem odwiertu Winstar-13 na terenie koncesji Sabria. Przewiduje się, że wiertnica dotrze do miejsca prac w maju. Wcześniej, odwierty oznaczane były jako Sabria-12bis oraz Sabria-13.

Spółka stopniowo zwiększa również przepustowość odwiertu Sab-11 ? jednego z czterech produkujących na polu Sabria. Wykorzystanie rury o rozszerzonej do 16/64?? średnicy (wcześniej: 10/64??) poskutkowało zwiększeniem produkcji ze 130 do 180 baryłek ropy naftowej dziennie. Spółka planuje przeprowadzenie podobnych testów na innych odwiertach. Obecna produkcja z pola Sabria wynosi 475 baryłek ropy oraz 37 tys. metrów sześciennych gazu dziennie (214 baryłek ropy i 16 tys. metrów sześciennych gazu netto dla Serinus).

Modernizacja odwiertów na terenie koncesji Chouech Es Saida

Pod koniec marca Spółka przygotowała urządzenia coiled tubing do prac przy dwóch odwiertach na terenie koncesji Chouech Es Saida: CS-Sil-10 oraz CS-Sil-1. Posłużą one do testów produkcyjnych oraz analiz niższych stref geologicznych przy pierwszym z odwiertów - CS-Sil-10, który został wydrążony w 2011 roku. Testy wykazały przepływ na poziomie 1.000 baryłek dziennie przez 40 godzin, po czym z odwiertu popłynęły duże ilości wody. Nadchodzące prace najprawdopodobniej przesądzą o przyszłości odwiertu CS-Sil-10. Po zakończeniu prac nad CS-Sil-10, urządzenie coiled tubing zostanie przetransportowane na teren odwiertu CS-Sil-1, wydrążonego w 2010 roku, z którego trwa produkcja na poziomie 14 tys. metrów sześciennych gazu oraz 63 baryłek kondensatu dziennie. Celem prac będzie zwiększenie produkcji z jednej strefy, oraz uruchomienie dwóch dodatkowych stref, które uzyskały w testach przepływ na poziomach 25 tys. m sześc. gazu i 100 baryłek kondensatu dziennie oraz 25 tys. m sześc. gazu i 292 baryłek kondensatu dziennie. Spółka przewiduje, że ze względu na ograniczenia techniczne, łączna dzienna produkcja z tych stref będzie niższa od sumy wyników testów.

Prace wiertnicze na koncesjach Chouech Es Saida i Ech Chouech

Serinus zakontraktowała urządzenie wiertnicze o mocy 750 koni mechanicznych, które jest własnością tunezyjskiej spółki Ulysse Petroleum Engineering. Posłuży ono do prac nad czterema odwiertami na koncesjach Chouech Es Saida i Ech Chouech (CS-11, CS-8bis, EC-4 oraz ECS-1). Prace nad tymi odwiertami rozpoczną się w kwietniu i mają na celu zwiększenie produkcji ze znanych stref zawierających węglowodory oraz zlokalizowanie nowych.

Badania sejsmiczne na koncesji Sanrhar

Serinus Energy zleciła polskiej spółce Geofizyka Toruń badania sejsmiczne 3D na terenie koncesji Sanrhar. Obejmą one teren 203.5 km?, prace rozpoczną się na początku maja i potrwają ok. 6-7 tygodni. Obecna produkcja z pola Sanrhar wynosi ok. 50-60 baryłek dziennie. Wydobycie odbywa się z jednego odwiertu - SNN-1.

CIRE.PL

 http://www.cire.pl/item,91581,1.html?utm_source=newsletter&utm_campaign=newsletter&utm_medium=link


wnp

Serinus Energy: czas na Tunezję

Autor: wnp.pl (Dariusz Malinowski) | 21-01-2014 12:04

North_Africa_Oil___Gas_Prospects

Doświadczenia naszych inżynierów i geologów pracujących na Ukrainie pokazują, że istnieją znaczące rezerwy w pozyskanych przez nas koncesjach w Tunezji - mówi Jakub Korczak, wiceprezes ds. relacji inwestorskich i dyrektor operacji w Europie Środkowo-Wschodniej.

Jak zaznacza: spółka liczy, że inwestycje zaplanowane na bieżący rok spowodują znaczący wzrost produkcji ropy i gazu. - Podobnie jak dokonaliśmy tego na Ukrainie. Będzie to również znaczący krok w dywersyfikacji ryzyk geograficznych ? dodaje Korczak.

Plan na ten rok zakłada zwiększenie całościowej produkcji o 30-35 procent.

Nie jest to niespodzianka. Już wcześniej spółka zapowiadała, że udział przychodów z Ukrainy, który dziś stanowią około 60-70 procent przychodów całej grupy, będzie się systematycznie zmniejszał.

- Planujemy zwiększenie wydobycia gazu i ropy naftowej w Tunezji już w ciągu 1-3 lat. W ten sposób nasz biznes jest zbalansowany i zdywersyfikowany - zaznaczył Korczak.

Tunisia_Serinus_Energy

Krok ten może być podyktowany dwoma czynnikami. Po pierwsze niższą opłacalnością produkcji na Ukrainie, ale przede wszystkim potrzebą bardziej równomiernego rozłożenia ryzyka inwestycyjnego.

Jak niedawno informowała firma, nawet zmiana dotychczasowych warunków (obniżenie cen gazu z Rosji dla Ukrainy) nie spowoduje utraty opłacalności zaangażowania na Ukrainie. Ewentualny spadek cen gazu do 268 dolarów za tysiąc metrów sześciennych (wariant skrajnie pesymistyczny), oznaczałby obniżenie rentowności operacyjnej na Ukrainie do trzydziestu kilku procent (z około 60 proc.).

Serinus Energy to międzynarodowa spółka wydobywająca oraz poszukująca ropy naftowej i gazu, posiadająca zdywersyfikowany portfel projektów na Ukrainie, w Brunei, Tunezji i Rumunii: 13 koncesji na 3 kontynentach, m.in. na Ukrainie w Tunezji, Brunei i Rumunii. Średnia miesięczna produkcja z aktywów na Ukrainie (gaz ziemny) i w Tunezji (ropa naftowa) wynosi ponad 5.000 baryłek ekwiwalentu ropy dziennie (boepd), zaś rezerwy 2P dla Ukrainy i Tunezji wynoszą 20,6 milionów baryłek ekwiwalentu ropy (MMboe).

W ciągu 3 lat od rozpoczęcia inwestycji na Ukrainie produkcja wzrosła ponad pięciokrotnie. Serinus Energy jest notowany na dwóch parkietach: na Giełdzie Papierów Wartościowych w Warszawie (GPW) oraz na Giełdzie Papierów Wartościowych w Toronto (TSX). Głównym akcjonariuszem Spółki jest Kulczyk Investments S.A. ? międzynarodowy dom inwestycyjny, założony przez Jana Kulczyka.

Materiał z portalu www.wnp.pl. - Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2013




Skokowy wzrost produkcji Serinus Energy

Autor: wnp.pl (DM) | 20-01-2014 14:26

Całkowita produkcja za 2013 r., uzyskana z aktywów produkcyjnych Serinus na Ukrainie i w Tunezji w 2013 roku, wyniosła około 1,49 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej - podała spółka. Oznacza to wzrost wydobycia o 54 proc. w porównaniu z poprzednim rokiem.

Średnia produkcja wynosiła niespełna 4,1 tys. baryłek na dobę co oznacza wzrost o 54 proc. w porównaniu do średniego wydobycia 2,66 tys. boe na dobę osiągniętego w ciągu roku obrotowego 2012.

Średnia produkcja za grudzień 2013 r. według szacunków wyniosła prawie 5 tys. baryłek ekwiwalentu, co oznacza wzrost o 61 proc. w porównaniu do produkcji netto uzyskanej za ten sam miesiąc w roku 2012.

Produkcja na Ukrainie - przypadająca na udziały operacyjne Serinusa wzrosła w grudniu 2013 r. do średnio 21,1 mln stóp sześciennych dziennie oraz 110 baryłek kondensatu dziennie co oznacza, że nastąpił wzrost o 17 proc. wobec poziomu produkcji za ten sam miesiąc w 2012 r. i o 140 proc. w stosunku do poziomu produkcji w analogicznym okresie roku 2011.

Jednocześnie produkcja w Tunezji, pozyskana w ramach transakcji przejęcia w końcu czerwca 2013 r., wyniosła w grudniu 2013 r. średnio 1.026 baryłek ropy dziennie oraz 2 ,0 mln stóp sześciennych dziennie.

W odniesieniu do perspektyw na 2014 rok spółka przypomina, iż nabyła swoje aktywa tunezyjskie w przekonaniu, że w przyszłości będzie w stanie osiągnąć wzrost produkcji podobny do tego, który uzyskała na Ukrainie. Celem na rok obrotowy 2014 jest osiągnięcie wzrostu całkowitej produkcji spółki o 30 proc. do 35 proc. na koniec roku. Wzrost produkcji zakłada osiągnięcie sukcesu w Tunezji, która jest nowym krajem działalności dla Serinus.

W celu osiągnięcia takiego poziomu produkcji spółka przewiduje, że budżet nakładów kapitałowych w roku 2014 przekroczy 55 mln dol. Zgodnie z aktualnym planem prac ten poziom nakładów kapitałowych umożliwi Serinus wykonanie co najmniej 8 nowych odwiertów na Ukrainie, w Tunezji i w Rumunii. Nakłady kapitałowe w Tunezji będą sfinansowane w ramach umów kredytowych spółki z Europejskim Bankiem Odbudowy i Rozwoju ("EBOR"). Nakłady kapitałowe na Ukrainie będą finansowane z uzyskanych tam przepływów finansowych, zaś nakłady kapitałowe w Rumunii zostaną sfinansowane z przepływów finansowych spółki. Biorąc pod uwagę zmiany cen gazu, istnieje możliwość, że program wierceń na Ukrainie zostanie ograniczony.

Obecnie 23 proc. całkowitej produkcji Serinus stanowi ropa i ciecze. Bez względu na obecne zmiany cen gazu na Ukrainie, spółka przewidujemy kontynuację stałego wzrostu produkcji z ukraińskich aktywów.

Jednocześnie Spółka pragnie zwrócić uwagę, iż na Ukrainie obrót i sprzedaż całej produkcji Spółki kierowana jest do ostatecznych odbiorców przemysłowych. W związku z ostatnio zawartą umową między Rosją a Ukrainą, rząd Ukrainy podał do wiadomości obowiązujące w poszczególnych kwartałach 2014 roku maksymalne ceny sprzedaży gazu ziemnego odbiorcom przemysłowym. Taryfa ta przewiduje spadek cen co kwartał, przyszłosć cen gazu ziemnego na Ukrainie charakteryzuje obecnie wysoki poziom niepewności i powyższe wartości mogą nie być reprezentatywne dla przyszłych cen osiąganych przez spółkę za swoją ukraińską produkcję.

Materiał z portalu www.wnp.pl. - Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2013






Duży wzrost wydobycia ukraińskiej spółki Jana Kulczyka

Autor: wnp.pl (DM) | 14-01-2014 18:59

Jak podały ukraińskie media, dzienna produkcja węglowodorów przez spółkę Cub Energy Inc, wzrosła w 2013 roku aż o 29 proc. w porównaniu do roku 2012. Ta spółka razem z należącą do Jana Kulczyka Serinus Energy jest jednym z pięciu największych operatorów na ukraińskim rynku gazu i ropy.

Podane informacje oznaczają, że w ubiegłym roku średnia produkcja Cub Energy Inc wynosiła na dobę już 1562 baryłki ropy naftowej. Co ważne wydobycie cały czas sukcesywnie rośnie, bowiem w czwartym kwartale średnie wydobycie dzienne wynosiło już 1687 baryłek ekwiwalentu ropy naftowej, co oznacza wzrost produkcji w porównaniu do III kwartału o 11,5 proc.

Na Ukrainie Serinus posiada faktyczny 70 proc. udział w KUB-Gas LLC, posiadany poprzez 70 proc. udział w KUBGas Holdings Limited. Aktywa KUB-Gas obejmują 100-procentowe udziały w pięciu koncesjach zlokalizowanych w pobliżu Ługańska, miasta w północno-wschodniej części Ukrainy. Produkcja gazu odbywa się na czterech koncesjach.

Materiał z portalu www.wnp.pl. - Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2013




Wiceprezes Serinusa o cenach gazu na Ukrainie

Autor: wnp.pl (DM) | 20-12-2013 18:44

- W ostatnich dniach odnotowaliśmy spadek kursu akcji Serinus Energy. Sądzimy, że wynika on z pochopnej reakcji inwestorów na porozumienie miedzy Ukrainą a Rosją, dotyczące redukcji cen gazu. W odpowiedzi na pytania inwestorów, informujemy, że Serinus Energy nie rozważa sprzedaży licencji na Ukrainie - jest odpowiedzialnym inwestorem długoterminowym. Zatem obawy o losy naszej ukraińskiej spółki są nieuzasadnione - mówi Korczak_JakubJakub Korczak wiceprezes ds. relacji inwestorskich i dyrektor operacji w Europie Środkowo - Wschodniej.

- Uczestnikom rynku nie są znane ani szczegóły umowy, ani jej przełożenie na cenę gazu dla odbiorców ostatecznych. Tak więc trudno na tej podstawie określić jej wpływ na naszą działalność - tłumaczy wiceprezes Serinusa.

Zdaniem firmy; nawet zmiana dotychczasowych warunków nie spowoduje utraty opłacalności naszego zaangażowania na Ukrainie. Ewentualny spadek cen gazu do 268 dolarów za tysiąc metrów sześciennych (wariant skrajnie pesymistyczny), oznaczałby obniżenie naszej rentowności operacyjnej na Ukrainie do trzydziestu kilku procent.

- Obecnie rentowność wynosi ponad 60 procent. To byłby nadal bardzo dobry poziom zyskowności. Ponadto, gdyby zaistniała taka potrzeba, jesteśmy w stanie zrekompensować spadek marży planowanym długoterminowym wzrostem produkcji oraz możliwym ograniczaniem kosztów. Istnieje możliwość wstrzymania najdroższych operacji (np. szczelinowania) lub np. rezygnacji z jednorazowego wynajmu wiertni do przeprowadzenia bardzo głębokiego odwiertu - jedynego tego typu, zaplanowanego na przyszły rok. Wszystkie zaplanowane odwierty wykonujemy bowiem z wykorzystaniem własnego sprzętu i posiadanej przez nas wiertni. Pozwala to na utrzymanie optymalnego poziomu kosztów - wyjaśnia spółka.

- Pragnę podkreślić, że udział przychodów z Ukrainy, który dziś stanowi około 60-70 procent przychodów całej grupy, będzie się systematycznie zmniejszał. Planujemy zwiększenie wydobycia gazu i ropy naftowej w Tunezji już w ciągu 1-3 lat. W ten sposób nasz biznes jest zbalansowany i zdywersyfikowany - dodaje Korczak.

Materiał z portalu www.wnp.pl. - Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2013





Nowy członek zarządu i dyrektor finansowy Serinus Energy

Autor: wnp.pl (Dariusz Malinowski) | 11-12-2013 13:32

Tracy Heck od nowego roku będzie pracowała w zarządzie Serinus Energy. W spółce będzie odpowiadała za kwestie finansowe. Dotychczas zajmujący to stanowisko Paul H. Rose odchodzi na emeryturę.

Nowa dyrektor posiada wieloletnie doświadczenie w sektorze naftowo-gazowym w skali międzynarodowej i lokalnej. Swoją karierę zawodową rozpoczęła w KPMG w Wielkiej Brytanii, kontynuując ją w Kanadzie, gdzie osiągnęła pozycję Partnera Stowarzyszonego (ang. Associate Partner) w dziale audytu w KPMG Calgary. W okresie od października 2005 r. do czasu podjęcia pracy w Serinus - w czerwcu 2012 r. na stanowisku kierownika ds. Finansów - Tracy Heck była kontrolerem (ang. Controller) w kanadyjskiej poszukiwawczej spółce naftowo-gazowej o łącznej produkcji około 47.000 baryłek ekwiwalentu ropy dziennie.

Serinus Energy to międzynarodowa spółka wydobywająca oraz poszukująca ropę naftową i gaz, posiadająca zdywersyfikowany portfel projektów na Ukrainie, w Brunei, Tunezji i Rumunii.

Średnia miesięczna produkcja z aktywów na Ukrainie (gaz ziemny) i w Tunezji (ropa naftowa) wynosi ponad 5.000 baryłek ekwiwalentu ropy dziennie (boepd), zaś rezerwy 2P dla Ukrainy i Tunezji wynoszą 20,6 milionów baryłek ekwiwalentu ropy (MMboe).

W ciągu 3 lat od rozpoczęcia inwestycji na Ukrainie produkcja wzrosła ponad pięciokrotnie. Serinus Energy jest notowany na dwóch parkietach: na Giełdzie Papierów Wartościowych w Warszawie oraz na Giełdzie Papierów Wartościowych w Toronto. Głównym akcjonariuszem Spółki jest Kulczyk Investments - międzynarodowy dom inwestycyjny, założony przez Jana Kulczyka.

Materiał z portalu www.wnp.pl. - Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2013




wnp

Nowy odwiert Serinusa na polu Makiejewskoje

Autor: wnp.pl (DM) | 27-11-2013 15:05

Serinus Energy rozpoczęła prace wiertnicze przy odwiercie Makiejewskoje-17. Jego całkowita głębokość planowana jest na 3.450 metrów. Spółka szacuje, że prace potrwają ok. 85 dni. Odwiert ma badać strefy geologiczne obecnie eksploatowane przez odwiert M-16.

KOV_aktywa_KUB_Gasu_Ukraina

Całkowita głębokość Makiejewskoje-17 wynosić będzie 3 450 metrów, a celem prac są strefy geologiczne i złoża, z których trwa obecnie wydobycie na odwiercie M-16. Prace wiertnicze mają trwać 85 dni.

- Badania wykazują, że strefy S5 oraz S6, z której obecnie trwa produkcja na odwiercie M-16, zawierają jeszcze spore pokłady węglowodorów. Planujemy w ciągu najbliższych kilkunastu miesięcy maksymalnie wykorzystać ich potencjał i istotnie zwiększyć poziom wydobycia z pola Makiejewskoje. Odwiert M-17 jest pierwszym krokiem w tych działaniach ? powiedział Jakub Korczak, wiceprezes ds. relacji inwestorskich i dyrektor operacji w Europie Środkowo-Wschodniej Serinus Energy.

Odwiert M-17 znajduje się w odległości 1 km na północny zachód od wykonanego w czwartym kwartale 2012 roku Makiejewskoje-16, który rozpoczął produkcję w czerwcu. Obecna produkcja z M-16 wynosi 96,3 tys. m sześc. gazu dziennie (3,4 MMcf/d). W 2014 roku spółka planuje kontynuować badania i eksplorację stref z odwiertu M-16 poprzez wykonanie w odległości 1 km i 2 km na południowy wschód kolejnych studni: M-15 oraz M-18.

Materiał z portalu www.wnp.pl. - Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2013





Kolejny sukces Serinusa - mają pieniądze na Tunezję

Autor: wnp.pl (DM) | 21-11-2013 09:11

Serinus Energy podpisała dwie umowy kredytowe z Europejskim Bankiem Odbudowy i Rozwoju. Spółka otrzyma w sumie 60 mln dolarów z przeznaczeniem na działalność w Tunezji. Środki wykorzystane zostaną na sfinansowanie programu nowych odwiertów, a także modernizację i ewentualną stymulację istniejących.

Na finansowanie składają się Kredyt Główny oraz Zamienny. Kredyt Główny w wysokości 40 mln dol zapewnia finansowanie przez siedem lat i jest podzielony na dwie transze po 20 mln dol. Kredyt ma zostać spłacony w dwunastu równych, półrocznych ratach. Druga umowa - dotycząca Kredytu Zamiennego w wysokości 20 mln dol, również dotyczy finansowania przez siedem lat. Obydwa kredyty są dostępne do podjęcia w okresie trzech lat.

Serinus planuje wykorzystać pozyskane środki na rozwój i zagospodarowanie czterech pól w Tunezji: Sabria, Chouech Essaida, Ech Chouech oraz Sanrahr. Program prac obejmuje m.in. modernizację obecnych i wykonanie nowych odwiertów produkcyjnych, pozyskanie urządzeń wiertniczych i serwisowych oraz wykorzystanie technologii szczelinowania hydraulicznego i wydobycia z dwóch horyzontów. Całkowity koszt rozwoju pól Spółki w Tunezji w nadchodzących latach o ok. 166 mln dol.

- Informowaliśmy już o przyznaniu finansowania z Europejskiego Banku Odbudowy i Rozwoju kilka miesięcy temu, a teraz przedstawiamy szczegóły podpisanych umów. Cieszymy się, że tak ceniona instytucja ponownie nam zaufała. Z pozyskanych środków zamierzamy finansować prace w Tunezji i planujemy w ciągu najbliższych lat istotnie zwiększyć wydobycie, wykorzystując doświadczenia zdobyte na Ukrainie. - powiedział Jakub Korczak, wiceprezes ds. relacji inwestorskich i dyrektor operacji w Europie Środkowo-Wschodniej Serinus Energy.

Europejski Bank Odbudowy i Rozwoju współpracował już z Se

Oct 11, 2016

Turkish Stream: TURKEY, RUSSIA SIGN TURKISH STREAM DEAL - Przez Turecki Potok Ukraina straci część tranzytu gazu - Turcja gotowa do rozpoczęcia budowy Tureckiego Potoku - Wójcik: Turecka mrzonka Rosja

 TURKISH STREAM

Turkish_Stream




Natural_Gas_World

TURKEY, RUSSIA SIGN TURKISH STREAM DEAL

Turkey and Russia signed October 10 in Istanbul the Turkish Stream natural gas project to ship more Russian gas to Turkey under the Black Sea.

Turkish energy minister beratalbayrakBerat Albayrak and his Russian counterpart Novak_Alexander_270pxAlexander Novak agreed the terms on the sidelines of the World Energy Congress after two hours of talks that still left some grey areas to be finalised. The project will have two strands which will combined ship 31.5bn m?/yr, making it about twice the size of Gazprom's Blue Stream line, its first ever direct route to its major growth market, Turkey.

After the signing ceremony, Turkey's president erdogan_tayyipRecep Tayyip Erdogan said that the deal will help to normalise strategic relations between the two countries. In a speech during the press conference, Erdogan said that the talks between two energy ministries would continue in order to finalise the project.

In return, "We lifted all imposed sanctions to Turkish goods, and agreed on discount for natural gas prices to Turkey," Russia's president Vladimir Putin told journalists, without disclosing details on the price.

He also said that Russia is ready to cooperate with Turkey in military matters and that the building of the Akkuyu nuclear power plant was also discussed during the bilateral meeting.

turkish_stream_4_

Turkish Stream route

(Credit: Gazprom)

Turkish Stream was first proposed by Putin in December 2014 during in a meeting in Ankara with Erdogan after the abrupt decision to shelve South Stream, which was planned to carry Russian gas to Europe through Bulgaria.

But when Turkish armed forces shot down a Russian bomber in November 2015 over Turkish air space, the deal was forgotten and Russia imposed sanctions on Turkish imports and charter flights were stopped.

Erdogan apologised to Putin in early summer. The leaders held talks in Sochi and St. Petersburg in the last two months and trade relations have resumed.

Turkish Stream: why it matters to Russia

Turkish Stream, according to the South Stream Transport BV, the Netherlands-registered Gazprom subsidiary which is developing the project, will consist of two parallel lines, each with a capacity of 15.75bn m?/yr and each running 900 km across the Black Sea from the Russian port of Anapa. It will come ashore at Kiyikoy, in Turklsh Thrace, and then continue as an underground line to Ipsala on the border with Greece.

This will first give it, at Luleburgaz, a connection to the existing Trans-Balkan line, which carries Russian gas down through Ukraine and the eastern Balkans to Istanbul. At Ipsala, which lies just opposite the Greek town of Kipoi, it will be in a position to connect to the planned junction at Ipsala-Kipoi of the TransAnatolian pipeline (Tanap) and TransAdriatic pipeline (TAP), adjacent links of the Southern Gas Corridor project to carry, from western Turkey onwards, some 10bn m?/yr of Azerbaijani gas to Europe.

The fact that Ipsala is specifically named as the Turkish Stream terminus holds out the possibility that Gazprom might at some stage consider bidding for space on the TAP system, which for several years from 2020 onwards is expected to have a further 10bn m?/y of capacity available for third party users.

Turkish Stream will also be the first large scale diameter pipeline ever to be laid in deep water. With an 81-cm diameter, it is smaller than the 122-cm diameter Nord Stream Pipeline, but it will be much thicker, with a 3.9 cm steel pipe wall in order to allow it to be laid at depths of up to 2,200 metres. Nordstream, by comparison, was laid at a maximum depth of just 210 metres. Blue Stream consists of two lines with capacity of 8bn m?/yr each.

Commercial sources say that the line-pipe required for both lines, originally ordered in 2014 for the abandoned South Stream project for a line from Anapa to Bulgaria, is a sunk cost: it has all been delivered and is stacked on the wharves of the Bulgarian port of Varna ready for laying on the seabed.

Murat Basboga

 http://www.naturalgasworld.com/turkey-and-russia-signs-turkish-stream-deal-after-rapprochement-32069



wnp

Przez Turecki Potok Ukraina straci część tranzytu gazu

AUTOR: PAP |     11-10-2016 10:37

Porozumienie między Rosją i Turcją w sprawie budowy gazociągu Turecki Potok zakłada, że Ukraina straci około 15 mld metrów sześc. gazu rocznie przesyłanego tranzytem z Rosji, trafi on bowiem bezpośrednio do Turcji - pisze we wtorek "Kommiersant".

Gazeta powołuje się na udostępniony jej projekt porozumienia międzyrządowego, podpisanego w poniedziałek w Stambule w obecności prezydentów Rosji i Turcji, Władimira Putina i Recepa Tayyipa Erdogana.

"Najważniejszym aspektem, który po raz pierwszy odnotowano oficjalnie, jest przeniesienie przez Gazprom ilości gazu, jakie teraz trafiają do Turcji przez Bułgarię, do pierwszej nitki Tureckiego Potoku" - podkreśla dziennik.

"Kommiersant" wyjaśnia, że w ten sposób ukraiński system przesyłu gazu straci 14-15 mld metrów sześc. surowca rocznie, które teraz transportowane są przez ten system z przeznaczeniem dla Turcji.

W projekcie porozumienia mowa jest o budowie dwóch nitek Tureckiego Potoku, z których każdą można tłoczyć rocznie 15,75 mld metrów sześć. gazu. Pierwsza nitka będzie przeznaczona na potrzeby Turcji, druga ma służyć tranzytowi gazu do Europy Południowej. Przy czym, jak ocenia gazeta, "sytuacja jest całkiem jasna, jeśli chodzi o pierwszą nitkę", a w przypadku drugiej "nieuregulowane pozostają kluczowe aspekty". W porozumieniu zapisano możliwość anulowania budowy drugiej nitki na wniosek Gazpromu. Ponadto warunkiem jej budowy jest uzgodnienie przez Gazprom i turecki koncern Botas oddzielnego protokołu.

Zgodnie z porozumieniem właścicielami morskich odcinków obu nitek gazociągu będzie Gazprom. Lądowy odcinek pierwszej nitki będzie własnością Botasu i nitka ta stanie się częścią systemu gazociągów Turcji. Właścicielem lądowego odcinka drugiej nitki ma być spółka z udziałem Gazpromu.

Źródło w Gazpromie powiedziało "Kommiersantowi", że rozpoczęcie budowy gazociągu zaplanowano na 2018 rok.

Turecki politolog Volkan Ozdemir ocenił porozumienie międzyrządowe jako bardzo ważny krok, dzięki któremu przynajmniej pierwsza nitka Tureckiego Potoku jest obecnie bliska realizacji. Rozwiązania, jeśli chodzi o drugą nitkę, zależne są od wyników rozmów pomiędzy Rosją i Unią Europejską na temat możliwości dostarczania przez tę nitkę wyłącznie gazu będącego własnością Gazpromu.

Zdaniem Ozdemira w przypadku braku zgody Komisji Europejskiej (która obecnie sprzeciwia się takiej opcji) możliwy jest wariant przewidujący powołanie wspólnej firmy turecko-rosyjskiej, eksportującej gaz do krajów europejskich. Wariant ten pozwoli obejść przepisy unijne, jednak - jak zauważył Ozdemir - Gazprom nie jest jego zwolennikiem.

Politolog ocenił też, że na razie dla Rosji i Turcji Turecki Potok jest nie tyle wspólnym projektem, ile nowym, stosowanym przez nie, narzędziem w dialogu z krajami zachodnimi.

Rosja i Turcja zaczęły rozmawiać o budowie gazociągu biegnącego po dnie Morza Czarnego pod koniec 2014 roku, gdy Moskwa zrezygnowała z budowy gazociągu South Stream (przez Bułgarię) po sprzeciwie Komisji Europejskiej. Pierwotny projekt Tureckiego Potoku przewidywał budowę gazociągu o maksymalnych mocach przesyłowych szacowanych na 63 mld metrów sześciennych. Jednak potem Gazprom ogłosił, że rezygnuje z połowy mocy i że przepustowość gazociągu wyniesie 32 mld metrów sześciennych. Następnie w realizacji projektu przeszkodził kryzys polityczny na linii Moskwa-Ankara. Wraz z normalizacją stosunków w lecie br. strony wznowiły kontakty w sprawie inwestycji.

Materiał z portalu www.wnp.pl. - Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2016



Eksperci: Turkish Stream będzie miał konsekwencje dla Europy

AUTOR: PAP |     28-07-2016 12:46

Zapowiedź budowy gazociągu Turkish Stream, którym rosyjski gaz miałby trafiać do Turcji a być może i Europy, to duży geopolityczny projekt. Jego powstanie będzie miało konsekwencje dla europejskiej solidarności energetycznej - uważają eksperci.

Podczas wizyty w Moskwie we wtorek turecka delegacja w wicepremierem Mehmetem Simsekiem informowała, że Ankara jest gotowa do rozpoczęcia budowy pierwszej nitki gazociągu Turecki Potok (Turkish Stream). Rosyjski minister energetyki Aleksandr Nowak zachwalał, że realizacja projektu Turecki Potok "sprawi, że dostawy gazu do tego kraju (Turcji - PAP) będą pewniejsze i korzystniejsze". Decyzję, ile nitek może mieć gazociąg i jaką zniżkę na gaz może otrzymać Turcja, mogą podjąć prezydenci obu krajów, którzy spotkają się 9 sierpnia w Petersburgu.

Do rozmów na temat Turkish Stream strony powróciły po rocznej przerwie. Moskiewskie spotkanie to jeden z przejawów zacieśniania stosunków turecko-rosyjskich, które znalazły się w poważnym kryzysie po zestrzeleniu - w listopadzie ub. roku - przez lotnictwo Turcji rosyjskiego bombowca nad granicą turecko-syryjską. Rosja wprowadziła wówczas sankcje handlowo-gospodarcze wobec Turcji, w tym wstrzymała loty czarterowe do tego kraju i zorganizowany ruch turystyczny. Relacje zaczęły się poprawiać na początku lipca, kiedy prezydent Turcji Recip Erdogan wysłał do Władimira Putina list zawierający - jak twierdzi Kreml - przeprosiny za listopadowy incydent.

Choć nie wiadomo, jaki kształt miałby przyjąć projekt gazowego połączenia, eksperci nie mają wątpliwości - Rosja będzie o nie zabiegać, bo wraz z forsowanym przez nią projektem Nord Stream 2 po dnie Bałtyku, pozwoli to jej wzmocnić pozycję na rynku europejskim. Osłabi to także pozycję Ukrainy jako kraju tranzytowego. W 2015 przez terytorium Ukrainy (w tym do Turcji) przesłano ok 67 mld m. sześc. gazu. Zmniejszenie wolumenu może oznaczać powolną śmierć tamtejszej infrastruktury przesyłowej, która - jak wyliczają eksperci - zachowuje rentowność przy wolumenie między 35 a 40 mln m. sześc. gazu rocznie.

Jak przypomina w rozmowie z PAP ekspert ds. rosyjskiej energetyki z Ośrodka Studiów Wschodnich Szymon Kardaś, Turkish Stream to kolejny wariant budowy rosyjskiego gazociągu na południe Europy. "Warto przypomnieć, że Rosjanie w połowie lat dwutysięcznych zaproponowali budowę South Stream, który jako projekt został anulowany w grudniu 2014 r. przede wszystkim ze względu na piętrzące się problemy prawne po stronie unijnej i zarzuty KE dotyczące bazy prawnej, w oparciu o którą miał być realizowany"

Był to czas apogeum napięcia UE - Rosja ze względu na rosyjską agresję na Ukrainie.

"Rosjanie demostracyjnie anulowali ten projekt a jednocześnie ogłosili podczas wizyty Putina w Turcji przejście do nowego wariantu budowy połączenia południowego, czyli Turkish Stream" - powiedział.

Jednak stronom trudno było uzgodnić szczegóły inwestycji. Kardaś przypomina, że Rosjanie chcieli wybudować 4 nitki gazociagu o łącznej przepustowości 63 mld m. sześc, z których jedna miałaby być przeznaczona bezpośrednio na rynek turecki. Miało tam trafiać ok. 14 mld. m sześc. gazu, czyli tyle ile obecnie trafia do Turcji przez Ukrainę. Pozostałe miałyby prowadzić do hubu na granicy turecko - greckiej. Stamtąd mieli go odbierać Europejczycy, ktorzy wcześniej mieli wybudować. Ale tu się pojawiły problemy, bo Turcy, którzy mieli stać się państwem tranzytowym, zaczęli stawiać warunki.

Jak mówi Kardaś, reaktywowany po roku projekt budowy połączenia na południu miałby dla Rosji niezwykle istotne znaczenie. "Po pierwsze, gdyby został zrealizowany, niezależnie od tego w jakim wariancie - oznaczałby możliwość przekierowania jak największej ilości gazu, który eksportowany jest do odbiorców europejskich czy do Turcji przez terytorium Ukrainy. To zmniejszyłoby znaczenie tranzytowe Ukrainy" - podkreślił.

Drugi cel - niezwykle ważny z rosyjskiego punktu wiedzenia ma charakter polityczny - podkreśla.

"Podtrzymując wolę zrealizowania jakiegokolwiek projektu gazowego na południu Europy, Rosja faktycznie zaprasza do rozmów i negocjacji unijne kraje południa Europy, by swoje projekty energetyczne orientowały na to źródło. Dodając do tego Nord Stream 2, Rosja tworzy dwie osie polityczno - gazowe; jedną na Północy z partnerami konsorcjum Nord Stream 2; drugą z państwami Południa Europy, wokół reaktywowanego Turkish Stream lub South Stream".

To zaś - jego zdaniem - z jednej strony będzie utrudniać możliwość budowania realnej, wspólnej unijnej polityki energetycznej, z drugiej zwiększy szanse Rosji na umocnienie pozycji na rynku europejskim i automatycznie rodzi zagrożenia dla wszelkich innych projektów dywersyfikacyjnych, w tym np. polskiego planu zbudowania - w oparciu o termial LNG i planowane połączenie ze złożami morza północnego - hubu gazowego w Polsce.

"Spodziewam się, że projekt ten zostanie reaktywowany na poziomie politycznym podczas planowanej na 9 sierpnia wizyty prezydenta Erdogana w Petersburgu. Nie oznacza to jednak, że będzie on zrealizowany szybko. Nie wiadomo bowiem, ile nitek Turkish Stream miałoby powstać. Rosjanie chcieliby mieć co najmniej dwie nitki - jedną z przeznaczeniem na rynek turecki, jedną z przeznaczeniem na rynek krajów Południa Europy (o łącznej przepustowość ok. 32-33 mld m sześć). Turcy twierdzą zaś, że jedna im wystarczy.

Wybudowanie dwóch nitek pozwoliłoby przekierować ze szlaku ukraińskiego ok. 30 mld m sześc. gazu - ok. połowy z tego na rynek turecki (obecnie bowiem szlakiem ukraińskim trafia do Turcji ok. 14 mld m3 gazu), a drugą połową do krajów Południowej Europy"

Ekspert Instytutu Sobieskiego Paweł Nierada zauważa, że z punktu widzenia interesów Rosji powrót do tego pomysłu nie jest niczym dziwnym. "To konsekwentnie realizowana koncepcja przejmowania kontroli nad kolejnymi etapami budowania łańcucha wartości - mają źródła, wszędzie gdzie mogą, starają się budować lub przejmować infrastrukturę przesyłową, by w jakimś horyzoncie zapewnić sobie ostateczną kontrolę nad rynkiem klienta" - powiedział.

Jego zdaniem zdecydowanie bardziej zaskakujący jest nagły zwrot nastawienia Turcji do relacji z Rosją. "Całkiem niedawno wydawało się, że te relacje dosyć napięte. Od pewnego czasu jednak się ocieplały, a od chwili puczu (nieudanej próby przejęcia władzy przez armię w nocy z 15 na 16 lipca br. - PAP) nabrały wyraźnego przyspieszenia".

Zdaniem Nierady owo "ocieplenie", może być po części reakcją na pojawienie się Iranu na międzynarodowych rynkach surowcowych i próbą zablokowania "krzywej wznoszącej" pozycji Iranu na Bliskim Wschodzie.

"Jeszcze niedawno dyskutowano projekty, że to właśnie Iran przez terytorium Turcji ma być połączony gazociągami z Europą. Z drugiej strony sądzę, że może to być wybijanie się na równorzędność Turcji wobec USA. Próba pokazania, że jest autonomicznym graczem, który kieruje się własnym interesem, z którym Stany Zjednoczone poważnie muszą się liczyć, bo w przeciwnym razie mogą mieć naprawdę dużo do stracenia.".

Nierada sądzi, że dla UE i Ukrainy powstanie nowego połączenia może oznaczać podobne problemy jak w przypadku Nord Stream. "To tworzenie infrastruktury, która będzie wzmacniać monopolistyczną pozycję Rosji jako dominującego dostawcy surowców energetycznych do Europy" - podkreśla.

"Te wydarzenia dobitnie pokazują, jak istotne staje się np. wybudowanie Korytarza Północnego, by swobodnie kształtować dostawy zarówno do całej wschodniej części UE jak i do naszych sąsiadów, np. Ukrainy, zanim możliwość prawdziwej dywersyfikacji - i co za tym idzie zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego w Europie - zostanie zablokowana, bądź przynajmniej poważnie utrudniona przez projekty rosyjskie" - dodaje.

Korytarz Północny to forsowana przez polski rząd koncepcja dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego do Polski. Jak wielokrotnie podkreślał jeden z jej autorów, sekretarz stanu w Kancelarii Premiera i pełnomocnik rządu do spraw strategicznej infrastruktury energetycznej Piotr Naimski, chodzi o realną dywersyfikację, a więc taką, w której surowiec fizycznie nie pochodzi z Rosji, co ma miejsce w przypadku dostaw realizowanych gazociągiem Nord Stream 1 przez obszar Niemiec do Polski.

Korytarz Północny mają tworzyć terminal LNG w Świnoujściu o mocy regazyfikacyjnej 5 mld m.sześc. rocznie, planowany gazociąg Baltic Pipe, który ma połączyć gazowe systemy Polski i Danii. Wtedy gazociąg Skanled umożliwi sprowadzanie do Polski surowca z Norwegii m. in należace do polskiego PGNiG złoża gazu na Morzu Północnym.

Materiał z portalu www.wnp.pl. - Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2016




Turcja gotowa do rozpoczęcia budowy Tureckiego Potoku

AUTOR: PAP |     26-07-2016 20:56

Minister gospodarki Turcji Nihat Zeybekci powiedział we wtorek w Moskwie, że strona turecka jest gotowa do rozpoczęcia budowy pierwszej nitki gazociągu Turecki Potok (Turkish Stream). Zastrzegł, że przedstawiciele Turcji i Rosji wciąż omawiają ten temat.

"Są decyzje polityczne, by uregulować kwestie dalszej realizacji projektu" - powiedział Zeybekci cytowany przez agencję TASS.

Z kolei wicepremier Turcji Mehmet Simsek, który przewodniczy delegacji na rozmowach w Moskwie powiedział, że strona turecka jest "otwarta na budowę pierwszej nitki" gazociągu. "Jesteśmy gotowi do dialogu" ze stroną rosyjską w sferze energetyki - mówił Simsek, cytowany przez agencję RIA-Nowosti.

Ze swej strony minister energetyki Rosji Aleksandr Nowak oświadczył, że realizacja projektu Turecki Potok "sprawi, że dostawy gazu do tego kraju (Turcji - PAP) będą pewniejsze i korzystniejsze". Wypowiedź ministra przekazał resort energetyki w komunikacie po rozmowach Nowaka z Zeybekcim.

Wcześniej wiceszef koncernu Gazprom Aleksandr Miedwiediew powiedział, że podczas tych rozmów Zeybekci poruszył temat gazociągu. Według Miedwiediewa porozumiano się, że stworzona zostanie grupa robocza ministerstw energetyki Rosji i Turcji, "aby przywrócić ten projekt do stadium realizacji".

Miedwiediew nie odpowiedział na pytanie, kiedy odbędzie się pierwsze spotkanie tej grupy roboczej.

Nowak i Zeybekci współprzewodniczą rosyjsko-tureckiej komisji międzyrządowej ds. współpracy gospodarczej. Wznowienie jej prac ze strony rosyjskiej nakazał w zeszłym tygodniu premier Dmitrij Miedwiediew. Nastąpiło to po długim okresie zamrożenia stosunków rosyjsko-tureckich w sferze gospodarczej, politycznej i handlowej.

Jak głosi komunikat resortu energetyki, ministrowie Rosji i Turcji wyrazili we wtorek zamiar stopniowego wznawiania współpracy w gospodarce, energetyce, rolnictwie, transporcie i w innych sferach. Nowak podkreślił, że energetyka jest kluczowym kierunkiem i strona rosyjska jest gotowa do rozmów na temat wspólnych projektów w tej sferze. Według rosyjskiego ministerstwa Zeybekci zapewnił Nowaka, że strona turecka usunęła wszelkie przeszkody prawne związane z budową elektrowni atomowej w Akkuyu na południu Turcji.

Kolejne posiedzenie komisji międzyrządowej ds. współpracy gospodarczej odbędzie się w Turcji w październiku. Według ministra gospodarki Rosji Aleksieja Ulukajewa, z którym również rozmawiał w Moskwie Zeybekci, komisja będzie się zbierać co trzy miesiące.

Elektrownia jądrowa w Akkuyu, pierwsza taka siłownia w Turcji, ma zacząć działać w 2020 roku. Wart 19 mld euro projekt miała realizować Rosja, jednak w grudniu zeszłego roku prace zostały przerwane. Przeciwni powstaniu elektrowni są ekolodzy, którzy twierdzą, że zaszkodzi ona środowisku oraz przypominają, że ma stanąć w strefie sejsmicznej.

Również w grudniu Rosja zawiesiła rozmowy w sprawie Tureckiego Potoku, którym rosyjski gaz miał płynąć do Turcji i krajów Europy Południowo-Wschodniej. Najpierw projekt przewidywał budowę gazociągu o maksymalnych mocach przesyłowych szacowanych na 63 mld metrów sześciennych. Jednak potem Gazprom ogłosił, że rezygnuje z połowy mocy planowanego gazociągu i że jego przepustowość wyniesie 32 mld metrów sześciennych.

Od około miesiąca trwa proces normalizacji stosunków turecko-rosyjskich, które znacznie się pogorszyły po zestrzeleniu w listopadzie 2015 roku przez lotnictwo Turcji rosyjskiego bombowca nad granicą turecko-syryjską. Rosja wówczas wprowadziła sankcje handlowo-gospodarcze wobec Turcji, w tym wstrzymała loty czarterowe do tego kraju i zorganizowany ruch turystyczny. Wprowadziła też embargo na produkty żywnościowe z Turcji - warzywa i owoce.

Napięte stosunki nie wpłynęły jednak na sprzedaż rosyjskiego gazu do Turcji; jak podał portal RBK, Turcja pozostaje drugim rynkiem zbytu da Gazpromu, po Niemczech. W 2015 roku Rosja dostarczyła stronie tureckiej 26 mld metrów sześciennych gazu, co stanowi 55 proc. zapotrzebowania Turcji - podaje RBK.

Jak ogłoszono we wtorek, 9 sierpnia spotkają się w Petersburgu prezydenci Rosji i Turcji, Władimir Putin i Recep Tayyip Erdogan. Prawdopodobnie Rosja do tego czasu nie zniesie embarga na turecką żywność - ocenił we wtorek minister Ulukajew.

Materiał z portalu www.wnp.pl. - Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2016




BiznesAlert


Wójcik: Turecka mrzonka Rosjan

Teresa Wójcik KOMENTUJE: Teresa Wójcik


Redaktor BiznesAlert.pl

Forsowana przez Gazprom koncepcja magistrali Turkish Stream przez Morze Czarne i Turcję do Europy Południowej i Środkowej ma zastąpić inną omijającą Ukrainę. Chodzi o South Stream, od którego układania koncern odstąpił po zablokowaniu realizacji tej inwestycji przez Komisję Europejską.

W grudniu 2014 roku Gazprom ogłosił, że zamiast South Stream do Bułgarii, zostanie ułożona przez Morze Czarne do Turcji, a następnie do jej granicy z Grecją magistrala Turkish Stream, o takiej samej przepustowości, tj. 63 mld m3 rocznie.

Docelowo Turkish Stream ma się składać z czterech nitek o przepustowości każda po 15,75 mld m3 gazu rocznie. 47 mld m3 surowca Gazprom chce dostarczać do projektowanego hubu gazowego na granicy Turcji i Grecji.

Jeszcze na wiosnę przedstawiane przez Kreml perspektywy projektu wyglądały znakomicie. Gazprom zapowiadał, że do budowy Turkish Stream przystąpi w czerwcu b.r., a jej pierwszą nitkę uruchomi już w grudniu 2016 r. Gaz z tej nitki miałby być w całości przeznaczony na rynek Turcji.  Jednakże właśnie z Turcją od początku były problemy, Ankara ma zupełnie inny pomysł na swoją rolę w planach dostarczania gazu do Europy. Według tej koncepcji Turcja nie będzie ?krajem tranzytowym? w transporcie gazu, ale udziałowcem w konsorcjum (lub konsorcjach) dostarczającym gaz. Tak właśnie jest w projekcie Gazociągu Transanatolijskiego (TANAP), którego budowa już się rozpoczęła.

Ostatecznie Moskwa i Ankara wciąż jeszcze nie podpisały porozumienia międzyrządowego o budowie Turkish Streamu. Rosja nie ma też jeszcze żadnych umów z Grecją o ułożeniu odcinka magistrali na jej terytorium. Jednocześnie do połowy czerwca czołowi rosyjscy politycy i najwyżsi menadżerowie Gazpromu okrągłymi frazesami zapowiadali wielokrotnie, że formalne kwestie z władzami w Ankarze są niemal wszystkie załatwione i lada chwila rozpocznie się budowa tej rury. Tymczasem był to blef. Jedynym realnym faktem w opowieściach o błyskawicznym zrealizowaniu Turkish Stream, była nieduża część odcinka rury South Stream ułożona po dnie Morza Czarnego w czasie, gdy Gazprom był pewny, że ten gazociąg zostanie zbudowany.

Tymczasem w czerwcu, zamiast rozpocząć budowę, rosyjski koncern nieoczekiwanie zerwał kontrakt z włoskim Saipemem, który miał układać pierwszą nitkę morskiego odcinka magistrali. Natomiast na początku lipca Gazprom wstrzymał budowę lądowego systemu gazociągów Południowy Korytarz, którym surowiec miałby docierać do Turkish Stream. Jednocześnie w rosyjskich mediach pojawiły się nieoficjalne informacje, że początek układania magistrali przesunięto na październik.

Według premiera Rosji Dmitrija Miedwiediewa przyczyną opóźnień w realizacji tego projektu ?w znacznej mierze jest to, że w Turcji nie ma rządu. Nasi koledzy w Turcji muszą najpierw sformować rząd. Nie jest to łatwe. Mam nadzieję, że gdy rozwiążą wszystkie problemy polityczne, zdołamy ostatecznie porozumieć się we wszystkich sprawach? ? oznajmił Miedwiediew we wtorek ( 21 lipca) w Lublanie, gdzie zachęcał Słowenię do przyłączenia się do Turkish Streamu. Tylko, że realnie nie ma się jeszcze, do czego przyłączyć.

Miedwiediew oświadczył wtedy również, że zainteresowanie udziałem w tym przedsięwzięciu potwierdziły już Grecja, Macedonia, Serbia i Węgry. Ale ?zainteresowanie udziałem?, to jeszcze nie udział, to nawet jeszcze nie wola polityczna.

Gazpromowi najbardziej zależy na tym, aby doprowadzić gaz do Turcji, a potem dalej do Europy Południowej i Środkowej, zanim Unia Europejska zrealizuje swoją strategię, czyli sprowadzanie gazu z Azerbejdżanu, Turkmenistanu i Iranu. To jest wyścig z czasem, na którego wygranie Gazprom ma coraz mniej szans. Bo nie wiadomo, kiedy będzie nowy rząd w Ankarze, a nawet jak już będzie, to prezydent Recep Tayyip Erdogan nie zrezygnuje ze swojej koncepcji uczynienia z Turcji najważniejszego węzła energetycznego regionu europejsko-bliskowschodniego. A na to Moskwa się nie zgodzi.

 http://biznesalert.pl/wojcik-turecka-mrzonka-rosjan/



Budowa "Tureckiego potoku" ruszy za dwa tygodnie

Autor: wnp.pl (DM) | 20-05-2015 14:25

W pierwszej dekadzie czerwca wyczarterowana przez włoski koncern Saipem jednostka rozpocznie układanie pierwszych rur gazociągu "Turecki potok". Tym samy faktycznie rozpocznie się budowa tego bardzo kosztownego rurociągu.

Turkish_Stream_pl

Rocznie nowa rura ma przesyłać do 63 mld m3 gazu. Z tego 15,75 mld m3 ma trafiać do Turcji. Reszta surowca byłaby tłoczona na Bałkany i dalej na Węgry. Rosjanie planują, że pierwsze dostawy surowca trafią na rynek turecki w grudniu 2016.

Pierwsze odcinki gazociągu mają zostać położone w płytkich wodach Morza Czarnego u brzegów Rosji. Potem rurociąg będzie przebiegał coraz głębiej. Częściowo wykorzystane zostaną także, już przygotowane odcinki, które miały być elementem zaniechanemu projektu ?South stream?. Wykorzystane zostaną także częściowo rury przygotowane pod tę inwestycję.

Rocznie nowa rura ma przesyłać do 63 mld m3 gazu. Z tego 15,75 mld m3 ma trafiać do Turcji. Reszta surowca byłaby tłoczona na Bałkany i dalej na Węgry. Rosjanie planują, że pierwsze dostawy surowca trafią na rynek turecki w grudniu 2016.

Wciąż brakuje dokładnych danych dotyczących kosztów budowy. Po tym, jak Rosja zrezygnowała z budowy gazociągu po dnie Morza Czarnego do Bułgarii, zdecydowała się na budowę gazociągu przez terytorium Turcji. Jednak zanim rura dotrze do europejskiej części państwa nad Bosforem, budowniczowie muszą pokonać Morze Czarne.

I to zdaniem specjalistów może spowodować wysokie koszty inwestycyjne. Już teraz mówi się, że potrzebna na budowę suma będzie porównywalna do tej jaką miał pochłonąć South Stream. A ten według zachodnich szacunków miał kosztować nawet 15-18 mld euro. To znacznie więcej niż pochłonął gazociąg po dnie Bałtyku. Wyższe koszty to efekt znacznie większej głębokości Morza Czarnego. Akwen ten ma bowiem średnią głębokość równą 1315 metrów. Dla porównania najgłębsze miejsce na Bałtyku tzw. Głębia Landsort ma tylko 459 metrów.

Wstępna data zakończenia pierwszej linii planowana jest na grudzień 2016. Gazociąg ma mieć przepustowość 63 mld metrów sześciennych gazu rocznie. Trasa rury przebiega po dnie Morza Czarnego, z Rosji do europejskiej części Turcji. Rurociąg ma mieć około 1100 km długości i składał się będzie z czterech nitek. Do Unii Europejskiej ma nim docierać 47 mld m3 gazu, reszta trafi na rynek turecki.

Materiał wydrukowany z portalu www.wnp.pl. ? Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2015





Turkey­wnp

Coraz bliżej budowy "tureckiego potoku"

Autor: wnp.pl (Dariusz Malinowski) | 07-05-2015 16:58

7 maja odbyło się w Ankarze robocze spotkanie prezesa Gazpromu Miller_GazpromAleksieja Millera i ministra ds. Energii i Zasobów Naturalnych Turcji, taner_yildizaTanera Yildiza. Omówiono na nim kwestię dostaw rosyjskiego gazu do Turcji, modernizacji gazociągu "Błękitny Potok" (Blue Stream) i budowy nowego gazociągu z Rosji do Turcji przez Morze Czarne.

blue_stream___cancelled_South_Stream_530px

Zauważono, że w ciągu pierwszych czterech miesięcy 2015 r., Rosja dostarczyła 5,4 mld m3 gazu do Turcji przez gazociąg "Błękitny Potok". Jest to o 4 proc. więcej niż w analogicznym okresie 2014 r.. Strony podkreśliły, że zużycie gazu ziemnego w Turcji wzrosło ponad dwukrotnie w ciągu ostatnich 10 lat, a rynek turecki jest zainteresowany dalszym wzrostem importu energii z Rosji.

- Przeprowadziliśmy dzisiaj bardzo konstruktywne i ważne negocjacje. Zostało zawarte porozumienie, aby rozpocząć dostawy gazu przez gazociąg "Turecki Potok" w grudniu 2016 r. Gazprom stworzy harmonogram pracy nad "Tureckim Potokiem" w oparciu o zawarte dziś porozumienie" - skomentował Aleksiej Miller.

Turkish_Stream_miniatures_1

Turcja jest obecnie drugim, po Niemczech, największym rynkiem gazu dla Gazpromu. W 2014 roku dostawy gazu Gazpromu do Turcji wyniosły 27,4 mld m3 gazu. Turcja otrzymuje gaz przez gazociąg "Błękitny Potok" i gazociągi Trans-Bałkańskie.

Turkish_Stream

Gazociąg "Błękitny Potok", znajdujący się w Morzu Czarnym, zapewnia tureckim konsumentom bezpośrednie dostawy 16 mld m3 rosyjskiego gazu rocznie.

1 grudnia 2014 firma Gazprom_logoGazprom i BotasTurecki Botas podpisali Protokół Ustaleń dot. budowy morskiego gazociągu przez Morze Czarne do Turcji o przepustowości 63 mld m3 rocznie. Gazociąg o długości 110 km dostarczy 47 mld m3 gazu na granicę Turcji i Grecji.

Materiał z portalu www.wnp.pl. - Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2015


Oct 7, 2016

Orlen Upstream poszukuje ropy i gazu w Małopolsce, planuje kolejne odwierty

pap__logo

AUTOR: PAP |     07-10-2016 07:44

Do listopada potrwają prowadzone przez Orlen Upstream prace poszukiwawcze złóż ropy i gazu w gminie Lipinki w Małopolsce. Długość odwiertu Lipinki-OU1 ma wynieść 2100 m. Z początkiem 2017 r. spółka planuje kolejne wiercenia poszukiwawcze i rozpoznawcze.

Orlen Upstream to spółka zależna PKN Orlen utworzona w 2006 r. do poszukiwań i wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego, w tym ze złóż niekonwencjonalnych.

Jak poinformował Orlen Upstream, otwór Lipinki-OU1 na terenie koncesji Blok 435 realizowany jest w ramach przedsięwzięcia projektowego "Karpaty" włączonego do projektów poszukiwawczo-wydobywczych w 2015 r. Prace wiertnicze planowane są tam na ok. 50 dni.

"Celem prowadzonych prac jest zbadanie pod kątem występowania nagromadzeń węglowodorów kilku formacji geologicznych zalegających na różnych głębokościach oraz pozyskanie danych, które umożliwią odtworzenie budowy geologicznej regionu i ocenę jego perspektywiczności" - podkreśliła spółka.

Według prezesa Orlen Upstream Prugar_WieslawWiesława Prugara, rozbudowa "portfela aktywów" spółki o projekty obejmujące m.in. rejon Karpat Zewnętrznych "jest efektem konsekwentnego rozwoju segmentu wydobywczego w płockim koncernie. "Każdorazowa decyzja o lokalizacji prac wiertniczych podejmowana jest w oparciu o wieloetapową analizę danych geologicznych i modelowanie ekonomiczne, które wykonuje zespół specjalistów Orlen Upstream" - powiedział Prugar.

Orlen Upstream przypomniał, że centralna część Karpat Zewnętrznych, gdzie położony jest odwiert Lipinki-OU1, znana jest od XIX wieku z konwencjonalnych akumulacji węglowodorów. "Na tym obszarze historycznie udokumentowane zostały liczne złoża ropy naftowej i gazu ziemnego" - zaznaczyła spółka.

Pod koniec 2015 r. Ministerstwo Środowiska wydało decyzje, w wyniku których prawa do dwóch koncesji w Małopolsce i na Podkarpaciu, należących do DEA Deutsche Erdoel, zostały przeniesione na Orlen Upstream. Dotyczyło to Bloków 433, 434 i 435 o powierzchni ponad 2 tys. km kw., położone w rejonie Karpat i Zapadliska Przedkarpackiego.

Obecnie PKN Orlen w ramach posiadanych aktywów w Polsce realizuje prace rozpoznawcze, poszukiwawcze i wydobywcze w ośmiu województwach na łącznym obszarze blisko 20 tys. km kw. "Orlen Upstream kontynuuje prace w zakresie wszystkich posiadanych przez spółkę koncesji" - podała spółka.

Wśród realizowanych projektów Orlen Upstream wymienił m.in. prowadzone wraz z Polskim Górnictwem Naftowym i Gazownictwem (PGNiG) finalne prace nad wspólnym zagospodarowaniem złoża Karmin, położonym na terenie koncesji Jarocin-Grabina w gminie Dobrzyca w Wielkopolsce. "Rozpoczęcie produkcji z tego złoża planowane jest jeszcze w 2016 r." - zapowiedziała spółka.

Jak zaznaczył Orlen Upstream, trwają jednocześnie "prace przygotowawcze do wykonania kolejnych otworów poszukiwawczych i rozpoznawczych", których wiercenie zaplanowano z początkiem 2017 r.

W lipcu Orlen Upstream i PGNiG podpisały list intencyjny o współpracy przy poszukiwaniu, rozpoznawaniu i wydobywaniu ropy naftowej i gazu ziemnego, na nowych obszarach w Polsce, w tym w rejonach geologicznych: Basenu Pomorskiego, Basenu Lubelskiego, Monokliny Przedsudeckiej, Bloku Gorzowa oraz Przedgórza Karpat i w Karpatach.

Orlen Upstream, jako spółka celowa, poszukiwawczo-wydobywcza grupy PKN Orlen, działa także w Kanadzie, gdzie uzyskała dostęp do złóż ropy i gazu w 2013 r. wraz z nabyciem tamtejszego podmiotu wydobywczego TriOil Resources, który od 2015 r. funkcjonuje jako Orlen Upstream Canada.

Według danych PKN Orlen, własne zasoby ropy naftowej i gazu ziemnego 2P (pewne i prawdopodobne) to łącznie ok. 97 mln boe (baryłek ekwiwalentu), w tym w Polsce ok. 8 mln boe - gaz, a w Kanadzie ok. 89 mln boe - ropa i gaz.

Materiał z portalu www.wnp.pl. - Polskie Towarzystwo Wspierania Przedsiębiorczości 1997-2016

Oct 7, 2016

Gazohydraty na Oceanie Indyjskim


Występowania dotychczas gazohydratów były znane z Atlantyku i Oceanu Spokojnego. Teraz, w okresie od marca do sierpnia 2015 r. statek wiertniczy ?Chikyu? wykonywał wiercenia i pomiary w Zatoce Bengalskiej.

Były to badania w ramach programu ?Natural Gas Hydrates Program Expedition 02? i obejmowa- ły 42 wiercenia o głębokości od 239 do 567 m przy maksymalnej głębokości wody 2815 m. Z ogólnej długości 6659 m przewierconych odcinków uzyskano 2271 m rdzeni. ?Expedition 02? była kontynuacją ?Expedition 01? realizowanej w 2006 r. na Oceanie Indyjskim przez Służbę Geologiczną USA (USGS) wspólnie z indyjskim Directorate General of Hydrocarbons.

Stwierdzono wtedy występowanie w piaszczystych utworach koncentracji gazohydratów w warunkach rokujących możliwość eksploatacji.

W programie ?Expedition 02? oprócz USGS uczestniczyły Oil and Natural Gas Corp. (Indie) i Japan Agency for Marine-Earth Science and Technology. Gazohydraty występują w basenie Kriszna-Godavari i w basenie Mahanadi, w gruboziarnistych piaszczystych osadach stożków nasypowych i brzegów koryt.

Tim Collett z USGS ocenia odkrycie jako największe akumulacje gazohydratów o najwyższej koncentracji stwierdzone dotychczas na świecie. Ich charakterystyka geologiczna i techniczna opracowana na podstawie danych z próbek, w tym z próbek pobranych próbnikami ciśnieniowymi, pozwala lepiej poznać warunki występowania gazohydratów i oszacować wymagania technologiczne konieczne do bezpiecznej eksploatacji.

Potwierdził to również koordynator Walter Guidroz stwierdzając, że osiągnięcia takie jak w Zatoce Bengalskiej pomagają w odblokowaniu globalnego potencjału gazohydratów. Następnym etapem ?Expedition 02? będą testy eksploatacyjne w celu określenia technicznych i ekonomicznych warunków produkcji gazu.

Zródło: Wiadomości Naftowe i Gazownicze 7,8,9 (217) / 2016r.