Wydobycie z pierwszego odwiertu na złożu Ærfugl zostanie uruchomione w połowie 2020 roku. Do końca przyszłego roku do produkcji zostaną włączone jeszcze trzy kolejne otwory. Z leżącego na północy Morza Norweskiego złoża spółka chce docelowo wydobywać pół miliarda metrów sześciennych gazu rocznie.

“Plan zagospodarowania złoża jest intensywny i realizowany zgodnie z harmonogramem. To ważne, bo uruchomienie produkcji z Ærfugl oznaczać będzie dla PGNiG w Norwegii istotne zwiększenie własnego wydobycia gazu, który od IV kwartału 2022 r. chcemy przesyłać do kraju gazociągiem Baltic Pipe” – powiedział prezes Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa Piotr Woźniak, cytowany w komunikacie prasowym spółki.

Złoże będzie eksploatowane za pomocą siedmiu odwiertów – sześciu odwierconych w ramach planu zagospodarowania oraz odwiertu rozpoznawczego, zrealizowanego w 2013 roku. Otwory wiercone w ramach fazy pierwszej zostaną włączone do produkcji w listopadzie 2020 roku.

Wcześniej, bo w czerwcu 2020 r., rozpocznie się wydobycie z jednego z odwiertów zaplanowanego w fazie drugiej. Będzie to możliwe dzięki wykorzystaniu już istniejącej infrastruktury przesyłowej. Pozostałe dwa odwierty, które będą zrealizowane w fazie drugiej, rozpoczną wydobycie w drugiej połowie 2021 roku.

Ærfugl (dawniej Snadd) to złoże gazowo-kondensatowe, którego zasoby wydobywalne są oceniane na 274,7 milionów baryłek ekwiwalentu ropy naftowej. Zgodnie z założeniami, w szczytowym roku produkcji wydobycie z tego złoża przypadające na PGNiG wyniesie około 0,5 mld metrów sześciennych gazu ziemnego.

Przy zagospodarowaniu Ærfugl Erfugl PGNiG Upstream Norway zamierza wykorzystać nowe rozwiązania techniczne. Pierwszym jest technologia ETH-PiP (ang. electrically trace-heated pipe in pipe) do transportu wydobytych ze złoża węglowodorów. Rozwiązanie to polega na elektrycznym podgrzewaniu poszczególnych odcinków podmorskiego gazociągu przesyłowego, co ma zapobiegać wytrącaniu się hydratów gazu w trakcie transportu paliwa na pływającą platformę FPSO, odległą od odwiertów o 21 km.

Drugą nowością będzie zastosowanie po raz pierwszy na świecie głowic eksploatacyjnych o średnicach przelotowych zwiększonych do 7 cali. Partnerzy koncesyjni zdecydowali się na ich użycie ze względu na prognozowane wysokie przypływy gazu z odwiertów.

PGNiG Upstream Norway posiada 11,92 proc. udziałów w koncesji, które nabyło w 2007 r. Operatorem jest Aker BP, a pozostałymi partnerami: Equinor Energy i Wintershall DEA.

PGNiG Upstream International AS została powołana  w 2007 roku do realizacji na Norweskim Szelfie Kontynentalnym projektu, którego celem jest zwiększenie wydobywalnych zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego poza granicami Polski. Podstawowym zadaniem spółki PGNiG Upstream International AS jest poszukiwanie i eksploatacja złóż ropy naftowej i gazu ziemnego na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Spółka posiada prekwalifikację norweskich władz do pełnienia roli operatora.

 

PGNiG Upstream International AS posiada udziały w koncesjach poszukiwawczo-wydobywczych na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, zlokalizowanych na Morzach Północnym, Norweskim i Barentsa. Spółka wspólnie z partnerami zajmuje się wydobyciem węglowodorów ze złóż Skarv, Morvin, Vilje i Vale oraz bierze udział w projekcie zagospodarowania złóż Snadd na Morzu Norweskim i Gina Krog na Morzu Północnym. Na pozostałych koncesjach spółka realizuje projekty poszukiwawcze.

Głównym aktywem spółki jest złoże Skarv, zagospodarowane przy pomocy pływającej jednostki produkcyjnej FPSO. Jednostka ta stanowi własność udziałowców koncesji, w tym PGNiG Upstream International AS i zakłada się, że będzie kontynuowała pracę przez najbliższe 20 lat. Pozostałe złoża produkcyjne (Morvin, Vilje i Vale) obejmują zespół odwiertów, które zostały podłączone do istniejącej infrastruktury wydobywczej.

Zgodnie ze strategią grupy kapitałowej PGNiG do 2022 roku wydobycie gazu ze złóż w Norwegii na wzrosnąć do około 2,5 mld metrów sześciennych rocznie.

Docelowo surowiec z należących do PGNiG złóż na Norweskim Szelfie Kontynentalnym ma trafiać do Polski za pośrednictwem gazociągu Baltic Pipe o przepustowości 10 mld metrów sześciennych. Jest to strategiczny projekt infrastrukturalny mający na celu utworzenie nowego korytarza dostaw gazu na rynku europejskim.

Inwestycja umożliwi transport gazu z Norwegii na rynki duński i polski, a także do użytkowników końcowych w sąsiednich krajach. Równocześnie Baltic Pipe pozwoli na przesył gazu z Polski do Danii.

Projekt realizowany jest przez polskiego operatora gazociągów przesyłowych GAZ-SYSTEM oraz operatora duńskiego systemu przesyłowego gazu Energinet.

 

Podpis:   ER