Górnictwo: Inwestycja pozwoli PGNiG zwiększyć wydobycie gazu ziemnego o 0,2 mld m sześc. rocznie

Wkładem PGNiG do potencjalnej współpracy będą m.in. kompetencje w stosowaniu zaawansowanych metod poszukiwawczych

PGNiG Upstream Norway, wraz z Neptune Energy, Idemitsu Petroleum Norge oraz Sval Energi, uruchomiło produkcję węglowodorów ze złoża Duva na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Inwestycja, która pozwoli PGNiG zwiększyć wydobycie gazu ziemnego o 0,2 mld m sześc. rocznie, wyróżnia się wyjątkowo niskim śladem węglowym - informuje spółka.

Duva to 11. złoże na Norweskim Szelfie Kontynentalnym eksploatowane przez Grupę Kapitałową PGNiG. Produkcja prowadzona jest za pomocą czterech odwiertów – trzech służących do wydobycia ropy naftowej, jednego – do gazu ziemnego.

– Inwestycja w złoże Duva jest modelowym przykładem filozofii działania PGNiG na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. To kolejny, ważny krok do realizacji naszego strategicznego celu, jakim jest zwiększenie własnej produkcji gazu ziemnego w Norwegii do poziomu co najmniej 2,5 mld m sześc. rocznie. Dzięki podłączeniu nowych odwiertów do już istniejącej infrastruktury udało się zmniejszyć koszt zagospodarowania złoża, a w konsekwencji – zwiększyć rentowność całego projektu. Jesteśmy również bardzo zadowoleni z efektów środowiskowych – Duva ma jeden z najniższych wskaźników emisji dwutlenku węgla na jednostkę wydobycia spośród wszystkich złóż na Norweskim Szelfie Kontynentalnym – powiedział Paweł Majewski, prezes PGNiG, które jest wyłącznym właścicielem PGNiG Upstream Norway.

Spółka przypomina, że Duva jest złożem gazowo-ropnym położonym na koncesjach PL636 i PL 636C na Morzu Północnym, ok. 140 km na północ od Bergen. PGNiG Upstream Norway szacuje jego zasoby wydobywalne na ok. 8,4 mld m sześc. gazu ziemnego, co oznacza, że wolumen produkcji przypadający na PGNiG wyniesie średnio ok. 0,2 mld m sześc. gazu rocznie. Zakładany okres eksploatacji to 10 lat.

Złoże odkryto w 2016 r., co oznacza, że zostało zagospodarowane w bardzo krótkim czasie. Było to możliwe dzięki wykorzystaniu infrastruktury, w tym platformy wydobywczej, obsługującej sąsiednie złoże Gjoa.

Wyróżnia się ono bardzo niskim śladem węglowym wynoszącym zaledwie 3 kg dwutlenku węgla na baryłkę ekwiwalentu ropy naftowej, podczas gdy średnia dla złóż na Norweskim Szelfie Kontynentalnym wynosi ok. 8 kg dwutlenku węgla na baryłkę.

- Podłączenie Duvy umożliwi dalszą redukcję emisji CO2 przypadających na jednostkę węglowodorów wydobytych za pomocą infrastruktury Gjøa. W celu osiągnięcia najlepszych efektów środowiskowych partnerzy koncesyjni dążyli do ograniczenia emisji również w trakcie poszczególnych prac związanych z zagospodarowaniem złoża. Przykładem jest decyzja o przeprowadzeniu instalacji głowic eksploatacyjnych ze statku zamiast z platformy wiertniczej. Efektem było zmniejszenie emisji dwutlenku węgla związanych z tą operacją o 60 proc. - czytamy w komunikacie.

PGNiG Upstream Norway ma 30 proc. udziałów w koncesjach obejmujących złoże Duva, które kupiło w 2019 roku w dwóch transakcjach obejmujących 20 i 10 proc. udziałów. Pozostałymi udziałowcami są Neptune Energy (30 proc. udziałów, operator), Idemitsu Petroleum Norge (30 proc. udziałów) oraz Sval Energi (10 proc. udziałów).

Z komunikatu wynika, że obecnie PGNiG Upstream Norway jest udziałowcem 37 koncesji na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Spółka prowadzi wydobycie ropy naftowej i gazu ziemnego z jedenastu złóż a cztery kolejne są w trakcie prac inwestycyjnych i analitycznych. Spółka szacuje, że w tym roku zwiększy produkcję gazu ziemnego do ponad 0,9 mld m sześc. wobec 0,5 mld m sześc. w 2019 r. Będzie to efektem uruchomienia eksploatacji z nowych złóż oraz dodatkowych odwiertów a także akwizycji udziałów w złożach już produkujących.

Prognozowany wolumen wydobycia nie uwzględnia transakcji zakupu wszystkich aktywów INEOS E&P Norge AS, która czeka jeszcze na uzyskanie zgód administracyjnych. Przedmiotem umowy są m.in. udziały w 22 koncesjach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Realizacja transakcji zwiększy zasoby wydobywalne PGNiG Upstream Norway z obecnych 214 mln boe do 331 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej.