Offshore

Na złożu gazowo-naftowym Duva, w którym PGNiG Upstream Norway ma 30 proc. udziałów, z powodzeniem zakończono instalację głowic eksploatacyjnych. Zastosowana metoda montażu pozwoliła znacząco zredukować koszty operacji oraz związane z nią emisje dwutlenku węgla.

Norweska spółka z Grupy Kapitałowej PGNiG, wspólnie z pozostałymi udziałowcami koncesji, zrealizowała ważny etap przygotowań do rozpoczęcia wydobycia ze złoża Duva na Morzu Norweskim. Na dnie morza zainstalowano zestaw głowic eksploatacyjnych, który umożliwi regulację wydobycia i podłączenie do platformy wydobywczej.

Montaż został przeprowadzony z pokładu statku, zamiast - standardowo - z platformy wiertniczej. Pozwoliło to ograniczyć koszty, wydajnie skrócić czas instalacji głowic i w konsekwencji zmniejszyć emisje dwutlenku węgla.

Instalacji podwodnych głowic eksploatacyjnych typu Enhanced Horizontal Subsea Tree Systems (EHXT) dokonano na głębokości prawie 360 m z wykorzystaniem statku konstrukcyjnego subsea offshore o nazwie Far Samson i zdalnie kierowanego pojazdu podwodnego (ROV) wodowanego i sterowanego z tego statku.

Dzięki wykorzystaniu do tej operacji statku zaoszczędzono ok. 20 roboczo-dni platformy, co przekłada się na oszczędność rzędu 100 mln NOK (ok. 12 mln USD). Emisje CO2 zostały zmniejszone o 60 procent.
Sama instalacja głowic eksploatacyjnych trwała 18 godzin, zaś całe zadanie, łącznie z testowaniem systemów podwodnych, zajęło osiem dni.

Odwierty ze świeżo zainstalowanymi głowicami podłączone zostaną do półzanurzalnej platformy wydobywczej Gjøa.

Wymagające prace instalacyjne zostały wykonane przez Solstad Offshore w ścisłej kooperacji z TechnipFMC, Ross Offshore, Oceaneering, Fugro, IKM i Tigmek na zlecenie Neptune Energy, która jest operatorem zarówno projektu Duva, jak i platformy wydobywczej Gjøa.

Zbudowany w 2009 r. w stoczni STX Langsten, eksploatowany przez Solstad Offshore statek Far Samson (projektu UT 761 CD), wyposażony w system pozycjonowania dynamicznego DP3, oferuje 1450 m² powierzchni pokładu roboczego, żuraw do prac konstrukcyjnych subsea z aktywną kompensacją nurzania o unosie 250 t oraz 100 miejsc dla załogi i techników offshore i subsea.
Statek charakteryzuje się długością całkowitą 121,50 m, szerokością konstrukcyjną 26,00 m, zanurzeniem 8,50 m / 9,47 m, nośnością 6103 t.

Złoże naftowo-gazowe Duva położone jest ok. 14 km na północny-wschód od pola Gjøa. Partnerami na licencji obejmującej złoże Duva (PL 636) są Neptune Energy (operator, 30 %), Idemitsu Petroleum Norge (30 %), PGNiG Upstream Norway (30 %; w lipcu 2019 r. nabyła 20 proc. udziałów, a w listopadzie 2019 r. dokupiła kolejne 10 proc.) i Sval Energi (10 %).

Zgodnie z danymi Norweskiego Dyrektoriatu Naftowego jego zasoby wynoszą 88 milionów baryłek ekwiwalentu ropy naftowej (w tym ok. 8,4 mld m sześc. gazu ziemnego). Po rozpoczęciu eksploatacji maksymalna roczna produkcja ze złoża w początkowym okresie ma wynieść ok. 30 tys. boe. Początek wydobycia zaplanowany jest na III kwartał 2021 roku.

Zobacz, jak wyglądała instalacja głowic eksploatacyjnych złoża Duva z pokładu statku konstrukcyjnego Far Samson:
 

 

Montaż głowic ze statku jest znacznie bardziej wymagający logistycznie niż przy wykorzystaniu platformy wiertniczej, pozwala jednak uzyskać wymierne korzyści, w tym ekologiczne. To dla nas bardzo istotna okoliczność. Jesteśmy zdeterminowani, aby podejmować kolejne kroki służące obniżeniu emisji gazów cieplarnianych związanych z naszą działalnością, a tym samym poprawić walory ekologiczne gazu ziemnego w całym łańcuchu wartości - powiedział Paweł Majewski, Prezes Zarządu PGNiG SA. - Gratuluję wszystkim udziałowcom koncesji udanej operacji instalacji głowic i uzyskanych korzyści - dodał.

Zgodnie z prognozą, wydobycie gazu przez PGNiG Upstream Norway sięgnie w 2021 roku ponad 0,9 mld m sześc. wobec 0,5 mld m sześc. rok wcześniej. Znaczący wzrost produkcji to efekt uruchomienia wydobycia ze złoża Ærfugl oraz zakupu udziałów w już eksploatowanych złożach. Aktualnie Spółka prowadzi wydobycie ropy naftowej i gazu ziemnego z 9 złóż: Skarv, Morvin, Vale, Vilje, Gina Krog, Skogul, Ærfugl, Kvitebjørn i Valemon. Prace inwestycyjne i analityczne prowadzone są na pięciu kolejnych złożach: Duva, Tommeliten Alpha, King Lear, Ærfugl Outer oraz Shrek. PGNiG Upstream Norway posiada udziały w 36 koncesjach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym.

rel (PGNiG SA); PBS (PortalMorski.pl); z mediów

Fot.: kadry z mat. video Neptune Energy 

Załadunek głowic eksploatacyjnych dla złoża Duva na OCV Far Samson
OCV Far Samson
Gjoa development
Platforma wydobywcza Gjoa
Załadunek głowic eksploatacyjnych dla złoża Duva na OCV Far SamsonOCV Far SamsonGjoa developmentPlatforma wydobywcza Gjoa
0 PGNiG nic nie zmniejsza, bo nie jest operatorem
Operatorem jest Neptune Energy i to oni zmniejszaja jesli juz. PGNiG tylko przyklepuje w mniejszym badz wiekszym stopniu to czy tamto. PGNiG na dzien dzisiejszy nie jest operatorem zadnego zloza na norweskim szelfie kontynentalnym.
22 marzec 2021 : 18:29 Sredaizd | Zgłoś
0 czegoś nie rozumiesz i nie czytasz uważnie...
czytaj nie tylko sam tytuł z tekstu.
22 marzec 2021 : 22:37 aruś | Zgłoś
+1 Czego niby nie rozumiem?
Jeśli operatorem jest Neptune Energy, a tak właśnie jest, to oni planują, wdrażają i realizują fizycznie te różne modyfikacje. Jestem przekonany, że PGNiG nie umiałoby samodzielnie tego zrealizować, a to dlatego, że w Polsce w ogole nie ma takich technologii. PGNiG jest udziałowcem w projekcie i po prostu przyklepuje to czy tamto, co ktoś inny proponuje - oczywiscie mają szansę na swoje uwagi, ale to wszystko i tak robi Neptune Energy. Co zresztą widać w filmie, PGNiG jest podany jako partner. PGNiG nie jest operatorem w Norwegii i nie robi nic z takich projektow jak ten tu pokazany.
23 marzec 2021 : 07:28 Sredaizd | Zgłoś

Zaloguj się, aby dodać komentarz

Zaloguj się

1 1 1 1

Newsletter