Obszar koncesji PL 838 wynosi 125,3 km kw. Początkowy okres koncesji wynosi 7 lat (do 5 lutego 2023 roku).
Udział PGNiG Upstream Norway w koncesji wynosi 40 proc., a AkerBP i DEA Norge AS mają po 30 proc. udziałów.
Prace wiertnicze będą prowadzone przez wynajętą platformę pływającą VI generacji Deepsea Nordkapp.
Platforma ta jest przystosowana do cumowania w wodach o głębokości 100-500 metrów. Głębokość morza w miejscu posadowienia odwiertu wynosi 358 metrów.
Dzięki dużym pokładom i pojemnościom zbiorników na płuczkę, solankę i olej bazowy zmniejszone jest zapotrzebowanie na obsługę w zakresie uzupełniania zapasów, a udokumentowane skrócenie czasu wierceń tej platformy w stosunku do platform wcześniejszej generacji sięga 22,5 proc.
„Wykorzystujemy platformę zabukowaną na całą serię wierceń przez AkerBP” – powiedział Piotr Woźniak podczas konferencji prasowej PGNiG.
Warunki wynajmu są takie same jak dla Akera, a więc bardzo korzystne, ale z drugiej strony PGNiG musi się precyzyjnie wpasować w harmonogram cudzych prac.
„Koszty to jednak usprawiedliwiają” – powiedział Woźniak.
Prezes Piotr Woźniak poinformował również, że PGNiG planuje składanie kolejnych aplikacji w aukcjach na złoża na Morzu Norweskim.
„Koncentrujemy się na złożach gazowych i to w zasięgu systemu przesyłowego Gassco. Priorytetem jest zapełnienie własnym gazem Baltic Pipe” – powiedział.
Grupa kapitałowa Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa w przedstawionych prognozach na latach 2019-2021 zakłada wzrost wydobycia na koniec 2021 roku gazu ziemnego do 5,2 mld metrów sześciennych, a ropy naftowej wraz z kondensatem i NGL do 1,404 mln ton.
Grupa kapitałowa PGNiG w 2018 roku wydobyła 4,546 mld metrów sześciennych gazu ziemnego, w tym 3,808 mld metrów sześciennych w Polsce, 538 mln metrów sześciennych w Norwegii oraz 200 mln metrów sześciennych w Pakistanie.
Zeszłoroczne wydobycie ropy naftowej przez Grupę PGNiG sięgnęło 1,345 mln ton, z czego 818 tys. ton w Polsce i 527 tys. ton w Norwegii.
Podpis ER