PGNiG uruchomiło wydobycie ze złoża Duva na Morzu Północnym

PGNiG Upstream Norway, wraz z Neptune Energy, Idemitsu Petroleum Norge oraz Sval Energi, uruchomiło produkcję węglowodorów ze złoża Duva na Norweskim Szelfie Kontynentalnym - poinformował PGNiG. Inwestycja pozwoli spółce zwiększyć wydobycie gazu ziemnego o 0,2 mld m sześc. rocznie - dodano.

Ściślej mówiąc - wydobycie z odwiertu Duva rozpoczął operator - Neptune Energy (30 % udziałów w koncesji). Jego partnerami i udziałowcami w koncesji są: Idemitsu Petroleum Norge (30 %), PGNiG Upstream Norway (30 %) i Sval Energi (10 %).

Jak przekazał w poniedziałkowej informacji PGNiG, Duva to jedenaste złoże na Norweskim Szelfie Kontynentalnym eksploatowane przez Grupę Kapitałową PGNiG (jako jednego z partnerów koncesji - red.).

Produkcja prowadzona jest za pomocą czterech odwiertów - trzech służących do wydobycia ropy naftowej, jednego - do gazu ziemnego.

Jak wskazał prezes PGNiG Paweł Majewski, które jest wyłącznym właścicielem PGNiG Upstream Norway, "inwestycja w złoże Duva jest modelowym przykładem filozofii działania PGNiG na Norweskim Szelfie Kontynentalnym".

Prezes PGNiG wyraził również zadowolenie z efektów środowiskowych.

Urobek z odwiertu Duva, którego eksploatację właśnie rozpoczęto, trafia na platformę wydobywczą Gjøa. Platforma wydobywcza jest zasilana energią elektryczną z lądu, pochodzącą ze źródeł odnawialnych, czyli z elektrowni wodnych. Dzięki temu emisje CO2 przypadające na wydobytą baryłkę ekwiwalentu ropy (boe) na platformie Gjøa jest mniejsza o połowę od średniej na Norweskim Szelfie Kontynentalnym.

PGNiG przekazało, że Duva jest złożem gazowo-ropnym położonym na koncesjach PL636 i PL 636C na Morzu Północnym, ok. 140 km na północ od Bergen. Jednocześnie Duva znajduje się 14 km na północny wschód od eksploatowanego przez Neptune Energy złoża Gjøa na akwenie o głębokości 340 metrów. Jak dodano, 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.
 

Spółka przypomniała, że 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. Jak dodano, wyróżnia się ono niskim śladem węglowym wynoszącym 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 Gjoa.

PGNiG Upstream Norway posiada 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).

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. Jak dodano, będzie to efektem uruchomienia eksploatacji z nowych złóż oraz dodatkowych odwiertów a także akwizycji udziałów w złożach już produkujących.

Jak podało PGNiG, 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 ma zwiększyć zasoby wydobywalne PGNiG Upstream Norway z obecnych 214 mln boe do 331 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej.

PAP; PBS (PortalMorski.pl)

Fot.: Neptune Energy; Rys.: Neptune Energy, PGNiG