Rozpoczęło się wydobycie ze złoża Skarv z udziałami PGNiG

31 grudnia 2012 r. uruchomione zostało wydobycie ropy i gazu ze złoża Skarv na norweskim szelfie kontynentalnym. Jego operatorem jest BP, a PGNiG posiada niemal 12 proc. udziałów. To pierwszy morski (offshore) projekt wydobywczy PGNiG.

Wydobycie PGNiG w Norwegii  w 2013 roku wyniesie ok. 370 tys. ton ropy naftowej wraz z innymi frakcjami oraz ok. 0,3 mld m³ gazu ze złóż Skarv i pobliskiego Idun. I kwartał 2013 r. wykorzystany będzie do rozruchu produkcji i sekwencyjnego włączania poszczególnych odwiertów do eksploatacji. W 2014 roku zaś planowany jest wzrost wydobycia.

- Wzrost wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej z własnych złóż jest jednym ze strategicznych celów PGNiG - mówi Grażyna Piotrowska-Oliwa, prezes Zarządu. - Rozpoczęcie produkcji ze złoża Skarv ma dla nas szczególne znaczenie. Po pierwsze, Norwegia to priorytetowy obszar zagranicznej ekspansji. Po drugie, dzięki złożu Skarv znacznie zwiększy się wydobycie ropy naftowej, więc poprawi się rentowność spółki, a to dobra informacja dla akcjonariuszy.

Działalność poszukiwawczo-wydobywczą na terenie Norweskiego Szelfu Kontynentalnego prowadzi założona w 2007 roku spółka PGNiG Norway. Jedynym jej udziałowcem jest PGNiG SA, a kapitał zakładowy wynosi 1,09 mld koron norweskich (NOK). Spółka posiada udziały w 10 koncesjach poszukiwawczo-wydobywczych na Norweskim Szelfie, zaś głównym jej aktywem są udziały w złożu Skarv. PGNiG SA kupiło je w 2007 r. od ExxonMobil. Całkowite zasoby, których właścicielem jest PGNiG Norway wynoszą 68,8 mln baryłek ekwiwalentu ropy.

Dotychczas PGNiG Norway zainwestowało w projekt Skarv około 1,1 mld USD (włączając cenę zakupu), które pochodziły od PGNiG SA oraz banków, w tym w ramach kredytu RBL (Reserved Based Loan – "kredyt w oparciu o rezerwy") o wartości 400 mln USD.

PGNiG SA poprzez spółkę PGNiG Norway posiada ok. 11,92 proc. udziałów w projekcie Skarv. Operatorem złoża jest BP Norge, a pozostali partnerzy w projekcie to Statoil Petroleum oraz E.ON E&P Norge.

Złoże Skarv położone jest na Morzu Norweskim, około 210 km na zachód od wybrzeża Norwegii, gdzie głębokość wody waha się pomiędzy 350 a 450 m. Złoże zostało odkryte w 1998 roku, a jego szacunkowe zasoby wydobywalne wynoszą ok. 13 mln ton ropy, 5,7 mln ton NGL i 43 mld m³gazu. Koncesje wokół złoża Skarv mają znaczny potencjał do dalszych poszukiwań ropy i gazu.

Zagospodarowanie złoża odbywa się przy pomocy nowej (zbudowanej specjalnie na potrzeby projektu wydobywczego na polu Skarv) jednostki FPSO - pływającego systemu wydobywczo-magazynowo-terminalowego - statku jednokadłubowego, kotwiczonego wielopunktowo przez obrotnicę. Jest to - jak zapewnia PGNiG - największa tego typu jednostka na świecie, operująca w trudnych warunkach pogodowych. Gaz ziemny z FPSO transportowany będzie poprzez istniejący system podmorskich gazociągów bezpośrednio na rynek europejski.

Zobacz materiał video: FPSO Skarv.

Można w pewnym uproszczeniu powiedzieć, że FPSO Skarv, to skrzyżowanie statku wydobywczego i zbiornikowca z pływającą rafinerią. Urobek (ropa i gaz) muszą być wstępnie odseparowane, oczyszczone i przygotowane przed skierowaniem do gazociągu lub przekazaniem na zbiornikowiec wahadłowy. Obróbkę urobku przeprowadza się w urządzeniach zgromadzonych w modułach topsides na pokładzie jednostki. Praktycznie całkowicie wyposażony (zwłaszcza w systemy ogólnookrętowe) kadłub powstał w Korei Południowej. Moduły topsides zainstalowano na pokładzie FPSO Skarv w stoczni południowokoreańskiej. Jednostka po przeholowaniu do Norwegii musiała spędzić wiele miesięcy w stoczni Stord, gdzie dokonanywano wielu koniecznych poprawek w wyposażeniu i wykończeniowych. Skarv w swoich urządzeniach procesowych (przetwórczych) może przerabiać także tzw. third party gas, czyli gaz będący urobkiem z "obcych", pobliskich złóż.

Zagospodarowanie złoża Skarv to jeden z największych projektów inwestycyjnych w ostatnich latach w Norwegii. To również pierwszy zagraniczny projekt w Grupie PGNiG, który przyniesie wymierne korzyści ekonomiczne.

- Przy obecnych cenach rynkowych, planowane przychody w ciągu następnych trzech lat wyniosą ok. 400- 500 milionów USD rocznie - zapewnia Geir Kvael, dyrektor zarządzający PGNiG Norway. - Należy również dodać, że przychody będą generowane przy stosunkowo niewielkich kosztach własnych i braku obciążeń podatkowych w pierwszych latach produkcji.

PioSta, rel

Fot. BP

Skarv - podstawowe fakty i liczby

udziałowcy:
- BP Norway - 23,84 proc. (operator)
- Statoil ASA - 36,17 proc.
- E.ON E&P Norge AS - 28,08 proc.
- PGNiG Norway AS - 11,92 proc.

położenie:
- Morze Norweskie, ok. 300 km na północny-zachód od Trondheim, zaledwie 50 km na południe od koła podbiegunowego
- między złożem Norne (35 km na północ) i Åsgard (80 km na południe)
- blok (sektor geograficzny) i licencja wydobywcza: PL159, PL212, PL212B i PL262 (6507/6 & 6507/5, 6507/3, 6507/2)
- 210 km od Sandnessjøen (gdzie zlokalizowana jest baza offshore support BP)
- baza śmigłowcowa dla komunikacji z FPSO Skarv znajduje się w Brønnøysund

pole naftowo-gazowe / złoże Skarv
- odkrycie złoża:  1998 r.
- głębokość morza:  350-450 m
- zasoby wydobywalne:  13 mln ton ropy naftowej, 5,7 mln ton frakcji NGL i 43 mld m³ gazu ziemnego
- liczba odwiertów obsługiwanych przez FPSO Skarv:   16 (wg niektórych źródeł - 17)
- podwodne istalacje systemu wydobywczego (bazy konstrukcyjne / templates):   5

transport urobku:
- 80-kilometrowy gazociąg o średnicy 26 cali do głównej linii przesyłowej Åsgard Transport System
- transfer ropy na zbiornikowce wahadłowe (dowozowe - shuttle tankers)
- możliwość przyjmowania gazu ze źródeł zewnętrznych

FPSO Skarv - charakterystyka podstawowa
państwo bandery:   Norwegia
sygnał wywoławczy:   LCFR   
port macierzysty:   Sandnessjoen                                        
armator (właściciel) i operator:   BP Norge AS   
stocznia:   Samsung Heavy Industries Co. Ltd., Koje Shipyard (nr budowy 1763), prace dodatkowe: Aker Stord, Norwegia
rok budowy:   2010
zamówienie:   13.02.2007
położenie stępki:   02.01.2009
wodowanie:   23.05.2009
przekazanie przez stocznię:   26.11.2010
długość całkowita:   295 m
długość między pionami:   269,31 m
szerokość:   50,6 m
wysokość boczna:   29 m
zanurzenie:   19,9 m                                             
tonaż pojemnościowy brutto:   111 914
tonaż pojemnościowy netto:   39 373  
nośność:   129 193 t
masa topsides:   18 000 ton
masa kadłuba:   49 000 ton
masa obrotnicy z systemem kotwicznym:   7000 ton
ładowność (magazynowanie):   875 000 baryłek
pojemność zbiorników balastowych:   76 745 m³               
dobowa zdolność wydobywczo-przeróbcza:
- ropa naftowa:   85 000 baryłek
- gaz:  19 mln m³ (670 mmscf/d)
linie wydobywcze (risers):   13    (nie są to kolumny osłonowe, jak na platformie wiertniczo-wydobywczej, ale elastyczne linie przesyłowe)
kotwiczenie:   15 punktowe, przez obrotnicę
główne zespoły prądotwórcze:
- 2 × STX-MAN 16V32/40 STX Engine Co., Ltd
awaryjne zespoły prądotwórcze:  
- 4 × Leroy Somer - ACEO (do pomp pożarowych)
- 1 × 20V 4000 P63 MTU Friedrichshafen GmbH
pędniki azymutalne:
- 5 × UUC 355 FP Rolls-Royce Oy AB
pomieszczenia załogi:   100 kabin jednoosobowych projektowany okres eksploatacji:   25 lat
klasyfikacja:   DNV
notacja klasy:   OI Ship-shaped Oil Production Storage Installation (N) OFFLOADING FMS BIS