PGNiG: od połowy 2020 roku wydobycie ze złoża Erfugl

  • PAP
opublikowano: 04-06-2019, 11:30

Wydobycie z pierwszego odwiertu na złożu Erfugl zostanie uruchomione w połowie 2020 roku, poinformowało we wtorek PGNiG. Z leżącego na północy Morza Norweskiego złoża spółka chce docelowo wydobywać pół miliarda m sześc. gazu rocznie.

"Plan zagospodarowania złoża jest intensywny i realizowany zgodnie z harmonogramem. To ważne, bo uruchomienie produkcji z Erfugl oznaczać będzie dla PGNiG w Norwegii istotne zwiększenie własnego wydobycia gazu, który od IV kwartału 2022 r. chcemy przesyłać do kraju gazociągiem Baltic Pipe" – podkreślił prezes Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa (PGNiG) Piotr Woźniak.

Zgodnie z planem zagospodarowania, wiercenia na złożu Erfugl zostały podzielone na dwie fazy – po trzy odwierty w każdej. Do końca 2020 r. PGNiG planuje włączyć do produkcji trzy odwierty z fazy pierwszej. Natomiast odwiert, który ma zostać uruchomiony w czerwcu 2020 r., został wykonany w ramach fazy drugiej, ale jego eksploatacja będzie możliwa wcześniej, dzięki obecności na miejscu odpowiedniej infrastruktury przesyłowej. Dwa pozostałe otwory fazy drugiej mają zostać uruchomione w drugiej połowie 2021 r.

Erfugl (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 m sześc. gazu ziemnego.

Przy zagospodarowaniu 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.

© ℗
Rozpowszechnianie niniejszego artykułu możliwe jest tylko i wyłącznie zgodnie z postanowieniami „Regulaminu korzystania z artykułów prasowych” i po wcześniejszym uiszczeniu należności, zgodnie z cennikiem.

Podpis: PAP

Polecane