PGNiG rozpoczęło wydobycie ze złoża Duva
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.
Duva to jedenaste 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 Zarządu PGNiG SA, które jest wyłącznym właścicielem PGNiG Upstream Norway.
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 Gjøa. 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 procent.
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 roku. 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.
PR/RO
CZYTAJ TEŻ: Premierzy Polski i krajów bałtyckich: Białoruś wywołała kryzys przygraniczny
