fot: PGNiG
Według PGNiG, na wyniki finansowe pierwszego kwartału 2019 r. największy wpływ miał, m.in., spadek o 5 proc. taryfy za usługę dystrybucji gazu i wyższa średnia temperatura w I kwartale 2019 r. o 2,9 °C
fot: PGNiG
Wydobycie z pierwszego odwiertu na złożu Erfugl zostanie uruchomione w połowie 2020 r. - poinformowało we wtorek, 4 czerwca, 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 mln 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.
