PGNiG: innowacyjny gazociąg ruszył na złożu Aerfugl

Aker BP, operator na koncesji, w której udziały ma - obok innych partnerów - także PGNiG, na złożu Aerfugl na szelfie norweskim, odebrał pierwszą nitkę podgrzewanego gazociągu łączącego otwory z pływającą jednostką produkcyjno-magazynującą. Ogrzewanie zapobiegnie zatykaniu gazociągu tzw. lodem metanowym. To najdłuższa taka instalacja na świecie.

Zlecenie na fabrykację i instalację gazociągu wykonanego w technologii PIP (pipe in pipe - rur koncentrycznych) zrealizowało przedsiębiorstwo Subsea 7. Fabrykacja rurociągu miała miejsce w bazie bębnowej (spoolbase) w Vigra, w Norwegii. Układanie elastycznego rurociągu rozwijanego z bębna ("szpuli") odbyło się z pokładu specjalistycznego statku Seven Vega (na zdjęciach). Pierwsze próby z nawijaniem rurociągu EHTF wykonano dwa lata temu na statki Seven Seas (video poniżej).

Seven Vega, to zaawansowany statek, wprowadzony do eksploatacji rok temu, który już prezentowaliśmy w Portalu Morskim, a może on być interesujący dla polskiego czytelnika ze względu na jeden z kluczowych elementów jego wyposażenia funkcjonalnego, który powstał zasadniczo w Polsce, w Gdyni.

Jak poinformowało w środę PGNiG, norweska spółka firmy - PGNiG Upstream Norway wraz z Aker BP i pozostałymi partnerami koncesyjnymi (fizycznie, w zakresie technicznym, nadzór nad realizacją zlecenia sprawował operator na koncesji i zleceniodawca - Aker BP) odebrali pierwszą nitkę gazociągu EHTF (Electrically Heat-Traced Flowline), Pipe in Pipe, łączącego trzy otwory wydobywcze na złożu Aerfugl z pływającą jednostką wydobywczo-magazynującą (produkcyjno-magazynową) FPSO Skarv.

Gazociąg liczy 14,5 km. Ogrzewanie go ma zapobiegać powstawaniu hydratów metanu, zwanych też lodem metanowym. Te związki o strukturze klatratowej tworzą się i są stabilne w niskich temperaturach i przy wysokim ciśnieniu.

W przypadku Arfugl niebezpieczeństwo wytrącania się hydratów jest szczególnie duże, głębokość morza w miejscu ułożenia rurociągu sięga 400 m, co oznacza, że temperatura wody wokół instalacji może spadać do poziomu zaledwie 3 stopni Celsjusza - podkreśliło PGNiG.

Jeszcze bardziej istotnym czynnikiem ryzyka jest znaczna odległość pomiędzy odwiertami a FPSO Skarv. Transport gazu na odległość kilkunastu kilometrów oznacza w takich warunkach długi czas ekspozycji paliwa na niską temperaturę, a tym samym zwiększa prawdopodobieństwo formowania się hydratów.

"Gazociąg wykonany na zlecenie PGNiG Upstream Norway (faktycznie na bezpośrednie zlecenie Aker BP - red.) jest najdłuższą instalacją tego typu na świecie i pierwszą, której długość przekroczyła 1,5 kilometra. Sukces projektu otwiera nowe perspektywy zagospodarowania podmorskich złóż" - podkreślił prezes PGNiG Paweł Majewski, cytowany w komunikacie spółki.

Jak zaznaczył Majewski, technologia EHTF jest bardziej efektywna kosztowo i energetycznie od innych rozwiązań stosowanych w celu ograniczenia ryzyka powstawania hydratów. "Dzięki niej zagospodarowanie i eksploatacja odległych złóż będą tańsze i bardziej przyjazne dla środowiska" - dodał.

Jak podkreśliło PGNiG, partnerzy koncesyjni na złożu Aerfugl dążyli do uzyskania jak największej efektywności energetycznej gazociągu. Do jego podgrzewania wykorzystywana jest energia elektryczna przepływająca przez przewody zamontowane wewnątrz warstwy izolacyjnej wypełniającej przestrzeń pomiędzy właściwym rurociągiem i zewnętrzną rurą ochronną.

Oprócz Aerfugl, do FPSO Skarv podłączone jest także złoże Grasel, a w planach jest przyłączenie odwiertów na złożu Shrek i Alve Nord. Z kolei złoże Duva, którego eksploatacja ruszyła w sierpniu 2021 r., jest obsługiwane przez infrastrukturę sąsiedniego złoża Gjoa.

PGNiG jest udziałowcem w 58 koncesjach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Aerfugl jest jednym z 14 produkujących złóż, w których udziały ma PGNiG Upstream Norway.

Na koncesji obejmującej złoże Aerfugl udziałowcami są: Aker BP ASA - 30 %, Equinor Energy AS - 30 %, Wintershall Dea Norge AS - 25 % oraz PGNiG Upstream Norway AS - 15 %.

PAP; rel (PGNiG); PBS (PortalMorski.pl)