Wydobycie gazu ze złoża AErfugl szybciej niż planowano

PKN Orlen przedłużył umowę z litewskimi kolejami

20 listopada 2019

Więcej stacji Orlenu w Bawarii

20 listopada 2019

Redakcja

Kategorie

Tagi

Rozpoczęcie produkcji z pierwszego otworu wykonanego w drugiej fazie zagospodarowania złoża Ærfugl – w którym 11,92 proc. udziałów posiada PGNiG Upstream Norway – powinno rozpocząć się jeszcze w 2020 r. – podało Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo (PGNiG).

„Plan zagospodarowania złoża został podzielony na dwie fazy – w każdej zostaną wykonane po trzy odwierty. Rozpoczęcie wydobycia z trzech pierwszych otworów planowane jest na IV kwartał 2020 roku. Rozpoczęcie produkcji z pierwszego otworu wykonanego w drugiej fazie również powinno rozpocząć się jeszcze w 2020 roku” – czytamy w komunikacie.

Przyspieszenie prac możliwe stało się dzięki technicznemu zwiększeniu przepustowości jednostki produkcyjno-magazynującej FPSO Skarv, do której podłączone jest złoże Ærfugl. Wcześniej, ze względu na ograniczenia jej mocy, zakończenie drugiej fazy zagospodarowania złoża planowano na 2023 r.

„Wszystkim partnerom na koncesji zależy na jak najszybszym rozpoczęciu produkcji z tego złoża. Tym bardziej nas cieszy, że pewną część planu zrealizujemy wcześniej. Pod względem ekonomicznym Ærfugl jest jednym z najatrakcyjniejszych złóż na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Jak podaje jego operator, tzw. break-even wynosi tu 15 USD za baryłkę ekwiwalentu ropy naftowej. To znaczy, że opłaca się wydobywać gaz z Ærfugl, dopóki cena za baryłkę ropy naftowej będzie powyżej 15 USD” – powiedział Piotr Woźniak, prezes PGNiG cytowany w komunikacie.

Ærfugl (dawniej: Snadd) to złoże gazowo-kondensatowe rozciągające się na długości 60 km i szerokości 2-3 km. Jego zasoby wydobywalne są oceniane na 274,7 mln boe (baryłek ekwiwalentu ropy naftowej). Zgodnie z założeniami, w szczytowym roku produkcji wydobycie z tego złoża przypadające na PGNiG wyniesie około 0,5 mld m3 gazu ziemnego.

Przy zagospodarowaniu Ærfugl PGNiG Upstream Norway wykorzystuje 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 podgrzewaniu elektrycznym i aktywnym stabilizowaniu temperatury 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, podano także.

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

PGNiG jest obecne na warszawskiej giełdzie od 2005 r. Grupa zajmuje się wydobyciem gazu ziemnego i ropy naftowej w kraju, importem gazu ziemnego do Polski, magazynowaniem gazu w podziemnych magazynach gazu, dystrybucją paliw gazowych, a także zagospodarowaniem złóż gazu ziemnego i ropy naftowej w kraju i za granicą oraz świadczeniem usług geologicznych, geofizycznych i poszukiwawczych w Polsce i za granicą. Skonsolidowane przychody wyniosły 41,2 mld zł w 2018 r.

(ISBnews)