PGNiG planuje przyspieszyć wydobycie z norweskiego złoża Aerfugl

  • PAP
opublikowano: 20-11-2019, 11:57

PGNiG poinformowało w środę o przyspieszeniu prac na złożu Aerfugl na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Pierwsze odwierty drugiej fazy zagospodarowania zostaną wykonane już w 2020 r., produkcja z jednego z nich również powinna ruszyć już w przyszłym roku.

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

Zobacz więcej

PGNiG

fot. AW, Puls Biznesu

W rezultacie dodatkowe trzy odwierty produkcyjne zostaną wykonane już w przyszłym roku. Rozpoczęcie wydobycia z trzech pierwszych otworów planowane jest na IV kwartał 2020 r., a produkcja z pierwszego otworu wykonanego w drugiej fazie również powinna ruszyć jeszcze w 2020 roku. Oznacza to, że już od 2020 r. wydobycie gazu ziemnego ze złoża Aerfugl będzie większe - podkreśliła spółka.

"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 Aerfugl 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 Aerfugl dopóki cena za baryłkę ropy naftowej będzie powyżej 15 dolarów" – powiedział prezes PGNiG Piotr Woźniak.

Aerfugl (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.

Spółka podkreśliła, że przy zagospodarowaniu Aerfugl PGNiG Upstream Norway wykorzystuje nowe rozwiązania techniczne. Pierwszym jest technologia ETH-PiP (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 - zaznaczyła polska spółka. 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

Inspiracje Pulsu Biznesu

Tematy

Gaz