Mniejsze emisje CO2 przy zagospodarowaniu norweskiego złoża z udziałami PGNiG

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:
 

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