Offshore

Zagospodarowanie złoża na Morzu Norweskim wchodzi w drugą fazę. Dodatkowe trzy odwierty produkcyjne zostaną wykonane w przyszłym roku. Oznacza to, że już od 2020 roku wydobycie gazu ziemnego ze złoża Ærfugl będzie większe.

– 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 dolarów za baryłkę ekwiwalentu ropy naftowej. To znaczy, że opłaca się wydobywać gaz z Ærfugl dopóki cena za baryłkę ropy naftowej będzie powyżej 15 dolarów – powiedział Piotr Woźniak, Prezes Zarządu PGNiG SA.

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. 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 rok.

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 milionów baryłek ekwiwalentu ropy naftowej. Zgodnie z założeniami, w szczytowym roku produkcji wydobycie z tego złoża przypadające na PGNiG wyniesie około 0,5 mld m sześc. 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 kilometrów. 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 roku. Operatorem jest Aker BP a pozostałymi partnerami Equinor Energy i Wintershall DEA.

rel (PGNiG SA)

1 1 1