W obliczu rosnącej zmienności na globalnych rynkach surowcowych oraz napięć geopolitycznych, fundamentem bezpieczeństwa energetycznego staje się efektywne wykorzystanie krajowych zasobów. Oznacza to nie tylko poszukiwanie nowych złóż gazu ziemnego i ropy naftowej, lecz także maksymalne wykorzystanie tych, które są już zagospodarowane – często od dziesięcioleci. Właśnie dlatego ORLEN rozwija projekty intensyfikacji wydobycia w kraju, wykorzystując nowoczesne technologie takie jak sztuczną inteligencję, czy zaawansowaną analitykę danych, a także doświadczenie zespołów ekspertów. Celem jest osiągnięcie i utrzymanie krajowego wydobycia na poziomie 4 mld m3.
Eksperci ORLEN zakładają, że dojrzałe złoża, mimo wieloletniej eksploatacji, wciąż kryją w sobie znaczny potencjał. Do tej kategorii można zaliczyć wiele krajowych złóż, co oznacza coraz większe wyzwania techniczne związane z wydobyciem z nich gazu ziemnego i ropy naftowej. Wyzwaniem w takich sytuacjach bywa opłacalność ekonomiczna produkcji. Kluczem do wykorzystania jest transformacja cyfrowa oraz doskonalenie procesów.
Nowa era poszukiwań i wydobycia: AI oraz nowe technologie
Chmura obliczeniowa, symulacje złożowe, sztuczna inteligencja i uczenie maszynowe nie są już dodatkiem, lecz praktycznym wsparciem operacyjnym – od monitorowania pracy instalacji po optymalizację pracy odwiertów, złoża i infrastruktury powierzchniowej. Dzięki temu możliwe jest nie tylko lepsze rozumienie zachowania złoża, ale także utrzymywanie stabilnej produkcji, wydłużanie życia odwiertów i efektywniejsze wykorzystanie posiadanych aktywów. W odpowiedzi na pytania DGP, ORLEN poinformował, że coraz częściej wykorzystuje AI do analizy danych sejsmicznych 2D i 3D, co pozwala na szybszą i skuteczniejszą lokalizację miejsc, gdzie potencjalnie mogą znajdować się gaz ziemny i ropa naftowa.
Koncern wdrożył także narzędzia, które wspomagają geologów i wiertników w analizie właściwości skał znajdujących się nawet kilka kilometrów pod naszymi stopami. Przykładem są światłowody instalowane w odwiertach, które pozwalają na bieżąco obserwować, co dzieje się na całej ich długości. Dzięki temu można szybciej wykrywać nieprawidłowości, lepiej oceniać warunki pracy odwiertu i trafniej dobierać działania poprawiające efektywność wydobycia. Rozwiązanie takie już pojawiło się w Polsce, dając wiertnikom zupełnie nowe możliwości oraz szansę szybszej reakcji na wyzwania, z jakimi spotykają się w trakcie realizacji odwiertu.
ORLEN wskazuje także, że stosuje testowo również inne rozwiązania, które nie oddziałując negatywnie na otoczenie przekładają się na zwiększenie wydobycia. Przykładem mogą być projekty związane z poprawą przepływu w odwiercie przy użyciu specjalistycznych płynów stymulujących. To zabieg, który pozwala poszerzyć naturalne przestrzenie w skałach, w których znajduje się gaz ziemny i ropa naftowa. Dzięki temu można zwiększyć wydobycie nawet na złożach, które mają już za sobą dziesięciolecia eksploatacji.
Cyfrowe bliźniaki w praktyce: Case study Kościan-Brońsko
Jednym z najbardziej zaawansowanych projektów optymalizacyjnych w Polsce jest zakończona inwestycja na złożu gazu ziemnego Kościan-Brońsko. To jedno z największych krajowych złóż gazu ziemnego. Powstał tam także jeden z najbardziej zaawansowanych projektów intensyfikacyjnych, a jego elementem było stworzenie cyfrowego „bliźniaka obiektu”. Jest to, najprościej mówiąc, wirtualna kopia kopalni. Taki model łączy w jednym miejscu informacje o złożu, odwiertach, instalacjach powierzchniowych i bieżącej pracy całego systemu produkcyjnego. Dzięki cyfrowemu bliźniakowi zespoły inżynierskie mogą w bezpiecznym, wirtualnym środowisku testować różne scenariusze pracy kopalni, optymalizować parametry eksploatacyjne odwiertów i przewidywać potencjalne awarie zanim wystąpią w rzeczywistości.
Jak wskazuje koncern – modele cyfrowe to tylko połowa sukcesu. Równie ważne jest, by szły za nimi inwestycje. W przypadku kopalni kluczowa była instalacja systemu kompresorów, zaprojektowana na podstawie zaawansowanych modeli cyfrowych i praktycznej wiedzy operacyjnej specjalistów ORLEN Upstream. Zakończona we wrześniu 2024 r. inwestycja ma przełożyć się w perspektywie do 2044 roku na wydobycie dodatkowych nawet 10 mld m³ gazu oraz wydłużenie czasu pracy kopalni o ponad 10 lat.
– Dojrzałe złoża wciąż mają dla nas realny potencjał wydobywczy. Dzięki integracji danych, zaawansowanej analityce oraz doświadczeniu naszych zespołów potrafimy efektywnie pozyskiwać węglowodory z już eksploatowanych aktywów – szybciej, bezpieczniej i w sposób ekonomicznie uzasadniony. Dziś cyfrowe narzędzia są standardem, ale my robimy kolejny krok: łączymy je z inteligentną analizą danych, która wspiera podejmowanie trafniejszych decyzji operacyjnych i pozwala wcześniej identyfikować ryzyka – mówi Wiesław Prugar, członek zarządu ORLEN S.A. ds. Upstream.
Elastyczność i przyszłość krajowego wydobycia
Mimo standaryzacji narzędzi cyfrowych, ORLEN podkreśla konieczność indywidualnego podejścia do każdego aktywa. W odpowiedzi na pytania DGP spółka zaznaczyła, że każde złoże posiada unikalną budowę geologiczną, inną historię eksploatacji oraz zróżnicowany poziom dojrzałości infrastruktury. Z tego powodu działania optymalizacyjne są każdorazowo „szyte na miarę”. Dlatego tak ważna zdaniem koncernu jest praca ekspertów zajmujących się geologią, inżynierią złożową, czy wiertnictwem.
Michał Perzyński