PGNiG Technologie SA z siedzibą w Krośnie posiada jako Generalny Wykonawca wieloletnie, bogate doświadczenie w  budowaniu i wyposażaniu infrastruktury oil&gas. Spółka specjalizuje się w projektowaniu, uruchamianiu i eksploatacji kopalń ropy naftowej i gazu ziemnego, podziemnych magazynów gazu, tłoczni oraz gazociągów przesyłowych i dystrybucyjnych.

Spółka przyczynia się w związku z tym do zwiększania krajowego wydobycia tych kopalin. Świadczy o tym na przykład zakończenie kolejnej ważnej inwestycji o nazwie Zagospodarowanie złoża ropy naftowej Kamień Mały, zrealizowanej dla PGNIG SA Oddział Geologii i Eksploatacji.

Wykonane przez PGNiG Technologie obiekty i instalacje technologiczne pozwalają za pośrednictwem trzech odwiertów na wydobycie płynu złożowego. Ropa naftowa wraz z gazem ziemnym przesyłana jest do nowo wybudowanego Ośrodka Grupowego Kamień Mały, a następnie hermetycznym rurociągiem, poprzez ZZU Czarnów, do odległego o ok. 18 km Ośrodka Grupowego Górzyca. Tam oba surowce są rozdzielane, po czym ropa naftowa transportowana jest autocysternami do ekspedytu kolejowego Barnówko, a gaz ziemny po sprężeniu ‒ przy zastosowaniu zainstalowanego w ramach zadania zestawu sprężającego ‒ przesyłany jest do kopalni Zielin, skąd po doprowadzeniu do parametrów handlowych, trafia do sprzedaży.

PGNiG Technologie jako Generalny Wykonawca odpowiedzialna była za dostawy kluczowego wyposażenia technologicznego, realizację głównych robót technologicznych oraz koordynację działań podwykonawców poszczególnych branż towarzyszących.

W trakcie prac zastosowano szereg nowatorskich rozwiązań chroniących środowisko naturalne oraz mających wpływ na bezpieczeństwo i obniżenie kosztów eksploatacji instalacji. Jednym z nich jest pochodnia gazowa, zaprojektowana i dostarczona przez PGNiG Technologie, przeznaczona do spalania gazów resztkowych z procesu wydobycia ropy naftowej. Urządzenie to ma zagwarantować łatwy i bezzwłoczny dostęp do serwisu przy jednoczesnej nieprzerwanej pracy instalacji.

Należy zwrócić uwagę na preizolowany rurociąg przesyłowy płynu złożowego DN100 o długości ok. 18,3 km. Płaszcz ochronny rur wykonany z HDPE ma zapewnić stabilność temperatury wewnątrz rurociągu i tym samym wyeliminować ryzyko wytrącania parafin w trakcie przesyłu płynu złożowego.

Rurociąg ten wyposażony został w niestosowany dotychczas w Polsce system detekcji wycieku, oparty o kable światłowodowe umieszczone w warstwie preizolacji oraz na zewnątrz rurociągu. Struktura kabla światłowodowego jest wrażliwa na zmiany temperatury w miejscu wycieku, co przekłada się na odbicie wiązki światła dystrybuowanej w kablu i następnie na lokalizację nieszczelności z dokładnością do 1 metra w 10 sekundowych odstępach czasu. Pozwala to na niezwłoczną reakcję i podjęcie działań ograniczających skutki powstałej nieprawidłowości. Do produkcji rur użyto niestandardowych materiałów, tj. stali z oznaczeniem NS, dedykowanej dla rurociągów transportu mediów z zawartością siarkowodoru (H2S).

Istotnym elementem systemu są również termokurczliwe mufy sieciowane radiacyjnie. Zabieg sieciowania zwiększa żywotność złącza i siłę obkurczania, dzięki czemu osiągana jest lepsza szczelność i niższa awaryjność.

W trakcie prac, oprócz wyzwań technicznych, pojawiły się przed Spółką okoliczności niezwiązane wprost z inwestycją, a jednak mające na nią istotny wpływ. Na trasie rurociągu natrafiono bowiem na znaleziska pochodzące z okresu kultury łużyckiej, pozostałości osady z okresu rzymskiego, a także militaria z I oraz II wojny światowej. Odkrycia te wymagały nadzoru archeologicznego oraz saperskiego, co powodowało kilkukrotne wstrzymywanie inwestycji na odcinkach. Zbadano wiele obiektów, m.in. groby sprzed ok. 2000 lat, paleniska, dołki posłupowe, jamy i ziemianki. Wydobyto i udokumentowano liczne artefakty, w tym narzędzia krzemienne sprzed ok. 10 tysięcy lat, dużą ilość ceramiki, elementy zbroi oraz monety. Przedmioty te wzbogaciły kolekcję Muzeum Twierdzy Kostrzyn.

Ponadto trasa rurociągu przesyłowego przebiegała przez tereny zalewowe, konieczne w związku z tym było wykonanie dodatkowych odwodnień, a również pokonanie licznych przeszkód na podmokłym podłożu.

Pomimo wielu wyzwań, inwestycja została zakończona i przekazana do eksploatacji. Jej uruchomienie pozwoli w przeciągu kolejnych 26 lat na wydobycie około 285 tys. ton ropy naftowej i około 66,5 mln m³ gazu ziemnego.

                                                                                               autor – Adam Starzyk