Statoil liczy na większe wydobycie gazu na Morzu Barentsa. Rocznie ze złóż Snoehvit na tym akwenie eksportowanych jest 5,7 mld metrów sześć. gazu. Może się to zwiększyć dzięki niedawno odkrytemu złożu Skrugard - uważa wiceprezes terminalu LNG Snoehvit Oeivind Nilsen.
Statoil, który odpowiada za 80 proc. całkowitej produkcji ropy i gazu na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, jest operatorem najbardziej na północ wysuniętego terminala LNG do skraplania gazu ziemnego na świecie, dzięki któremu eksploatuje gaz z dna Morza Barentsa. Surowiec do terminala transportowany jest 143-kilometrowym gazociągiem ze złoża Snoehvit (pola Snoehvit, Albatross i Askeladd).
Jak podkreślił Nilsen, Morze Barentsa jest akwenem mało rozpoznanym jeśli chodzi o złoża gazu i ropy. "Liczba odwiertów na Morzu Barentsa obecnie przekracza 80, w porównaniu z ponad 1,2 tys. odwiertów na Morzu Północnym i ponad 270 na Morzu Norweskim" - powiedział.
Jest jednak szansa, że to się zmieni. W kwietniu tego roku Statoil natrafił na potencjalnie znaczne złoże węglowodorów - Skrugard, usytuowane około 100 km na północ od pola Snoehvit. Nilsen podkreśla, że może to być największe odkrycie ostatnich 10 lat. "Dzięki niemu nie tylko Statoil, ale także inne firmy mają dużo większą motywację i oczekiwania co do poszukiwań na Morzu Barentsa" - zaznaczył. Wiceprezes wiąże duże nadzieje z odkryciem, w związku z rosnącą światową podażą gazu ziemnego. Jak mówi, obecnie prowadzonych jest tam kilka odwiertów próbnych, które zapowiadają się obiecująco.
Nilsen podkreśla, że Statoil ma doświadczenie w poszukiwaniach węglowodorów na Morzu Barentsa. "Od 1980 roku na tym obszarze wykonano 81 wierceń w poszukiwaniu złóż. Statoil brał udział w 80 z nich. W efekcie możemy mówić o rozwoju dwóch głównych pól wydobywczych - gazowego Snoehvit oraz ropy naftowej Goliat. To ostatnie jest jednak w fazie rozbudowy. Mamy 35 proc. udziałów w złożu Goliat, a pozostałe 65 proc. należ do Eni" - zaznaczył.
Terminal LNG Snoehvit jest pierwszą instalacją do skraplania gazu ziemnego w Europie. Znajduje się na wyspie Melkoeya, połączonej ze stałym lądem podwodnym tunelem, w pobliżu miejscowości Hammerfest. Rocznie z terminalu eksportowanych jest 5,7 mld gazu ziemnego, 460 tys. ton kondensatu i 220 tys. ton LPG. Obecnie Statoil rozważa kilka koncepcji rozbudowy terminala w celu zwiększenia jego wydajności, ale - jak powiedział wiceprezes - wiążące decyzje zostaną podjęte dopiero w przyszłym roku.
Z wyspy Melkoeya 2,4 mld metrów sześciennych skroplonego gazu jest wysyłanych do terminalu Cove Point, w Maryland w USA, a 1,6 mld metrów sześciennych trafia co roku do Hiszpanii - Bilbao i Huelvy. Za eksport kolejnych 1,7 mld metrów sześciennych odpowiedzialne są francuskie firmy, które są współwłaścicielami koncesji - GdF Suez Norge i Total E&P Norge. List intencyjny podpisany z Amerykanami zabezpiecza dostawy Statoil z wyspy Melkoeya na ponad 20 lat.
Podwodne instalacje produkcyjne gazu umieszczono na dnie, na głębokości 250-345 metrów. Stamtąd gaz ze złóż do terminala transportowany jest 143-kilometrowym gazociągiem położonym na dnie morza. Proces skraplania surowca dokonywany jest w temperaturze - 163 st. C. Dzięki temu objętość gazu zmniejsza się 600 razy, ułatwiając magazynowanie i transport. Technologia skraplania została opracowana przez Statoil i niemiecką firmę Linde. Nilsen podkreślił niską energochłonność instalacji, która zużywa tylko 5 proc. pozyskiwanego gazu ziemnego do produkcji LNG w porównaniu z 7-8 proc. w instalacjach wykorzystujących inne technologie.
Wydobyty i skroplony gaz następnie magazynowany jest w dwóch znajdujących się na wyspie zbiornikach. Dodatkowo znajduje się tam jeden zbiornik na odseparowany od gazu kondensat i zbiornik na LPG. Co 5 dni do wyspy przybywa statek po ładunek gazu, a co trzy tygodnie po ładunek kondensatu i LPG.
Jak mówił Nilsen, pierwsze zakończone sukcesem wiercenie na złożach Snoehvit odbyło się 30 lat temu, na polu Askeladd. "Złoża znajdują się w odległości około 140 km od terminala LNG. Ich zasoby to 317 mld metrów sześciennych gazu ziemnego. Szacujemy, że będziemy mogli wydobyć z tego ok. 190 mld metrów sześciennych. Rynek amerykański zmienił się po tym, jak rozpoczęto w tym kraju eksploatację gazu łupkowego. Powstały jednak nowe rynki, szczególnie na Dalekim Wschodzie" - zaznaczył.
Udział w złożach Snoehvit posiadają: jego operator Statoil (33,53 proc.), Petoro (30 proc.), Total E&P Norge (18,4 proc.), GdF Suez Norge (12 proc.), Hess Norge (3,26 proc.) i RWE Dea Norge (2,81 proc.).
Koszt projektu Snoehvit szacowany jest na ok. 48 mld norweskich koron. Jest to największa inwestycja przemysłowa w północnej Norwegii. (PAP)
Magdalena Posadzy, Łukasz Osiński
maf/ luo/ je/
