Do końca przyszłego roku do produkcji zostaną na norweskim złożu Ærfugl włączone jeszcze trzy kolejne otwory i razem gaz popłynie z czterech. Zasoby wydobywalne złoża są oceniane na 274,7 milionów baryłek ekwiwalentu ropy naftowej. Zgodnie z założeniami, w szczytowym roku produkcji wydobycie z tego złoża przypadające na PGNiG wyniesie około 0,5 mld m sześc. gazu ziemnego.
Dla porównania w ubiegłym roku PGNiG z wszystkich swoich złóż krajowych i zagranicznych wydobyło 4,55 mld m sześc. Nowe złoże dołoży do tego 11 proc. Dla polskiej spółki jest to bardzo ważne ze względu na odchodzenie od surowca rosyjskiego i chęci zapełnienia gazociągu Baltic Pipe biegnącego na wschodniej granicy Niemiec. Jeśli nie zrobi tego PGNiG, to gaz w tej rurze będzie płynął prawie wyłącznie od Gazpromu.
- Plan zagospodarowania złoża jest intensywny i realizowany zgodnie z harmonogramem. To ważne, bo uruchomienie produkcji z Ærfugl oznaczać będzie dla PGNiG istotne zwiększenie własnego wydobycia gazu w Norwegii, który od czwartego kwartału 2022 roku chcemy przesyłać do kraju gazociągiem Baltic Pipe - powiedział Piotr Woźniak, prezes PGNiG.
Wiercenia na złożu Ærfugl zostały podzielone na dwie fazy - po trzy odwierty w każdej. Operator złoża, Aker BP, ocenia zaawansowanie prac pierwszej fazy na 40 procent. Definiowania rozwiązania technicznego dla drugiej fazy ma rozpocząć się jeszcze w listopadzie 2019 roku.
Faza druga przed fazą pierwszą
Złoże będzie docelowo eksploatowane za pomocą siedmiu odwiertów - sześciu odwierconych w ramach planu zagospodarowania oraz odwiertu rozpoznawczego, zrealizowanego w 2013 roku. Otwory wiercone w ramach fazy pierwszej zostaną włączone do produkcji w listopadzie 2020 roku. Wcześniej, bo w czerwcu 2020 r., rozpocznie się wydobycie z jednego z odwiertów zaplanowanego w fazie drugiej. Będzie to możliwe dzięki wykorzystaniu już istniejącej infrastruktury przesyłowej.
Pozostałe dwa odwierty, które będą zrealizowane w fazie drugiej, rozpoczną wydobycie w drugiej połowie 2021 roku.
Przy zagospodarowaniu Ærfugl PGNiG Upstream Norway zamierza wykorzystać nowe rozwiązania techniczne. Wydobyte węglowodory będą w transporcie podgrzewane elektrycznie a temperatury aktywnie stabilizowane będą na poszczególnych odcinkach podmorskiego gazociągu przesyłowego. Ma to zapobiegać wytrącaniu się hydratów gazu w trakcie transportu paliwa na pływającą platformę FPSO, odległą od odwiertów o 21 kilometrów.
Drugą nowością będzie zastosowanie po raz pierwszy na świecie głowic eksploatacyjnych o średnicach przelotowych zwiększonych do 7 cali. Partnerzy koncesyjni zdecydowali się na ich użycie ze względu na prognozowane wysokie przypływy gazu z odwiertów.
PGNiG Upstream Norway posiada 11,92 proc. udziałów w koncesji, które nabyło w 2007 roku. Operatorem jest Aker BP a pozostałymi partnerami Equinor Energy i Wintershall DEA.
Masz newsa, zdjęcie lub filmik? Prześlij nam przez dziejesie.wp.pl
