Grupa PGNiG zwiększy w Norwegii wydobycie gazu ziemnego i ropy

Koncern z sukcesem zadebiutował w roli operatora morskiej koncesji poszukiwawczo-wydobywczej. Odkrycie złoża Shrek powinno przyczynić się m.in. do wzrostu produkcji błękitnego paliwa, które ma być dostarczane do Polski.

materiały prasowe

Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo dokonało odkrycia złoża gazu ziemnego i ropy naftowej na obszarze norweskiej koncesji PL 838.

– Zgodnie z zapowiedziami prace wiertnicze na prospekcie Shrek trwały półtora miesiąca. Potwierdziliśmy obecność gazu ziemnego i ropy naftowej w piaskowcach jury dolnej i środkowej – twierdzi Piotr Woźniak, prezes PGNiG. Informuje, że w wykonanych otworach pobrano rdzenie, próbki płynów złożowych i wykonano szczegółowe pomiary geofizyczne, co pozwoliło wstępnie określić wielkość i jakość złoża.

Szczegółowe analizy

Zasoby Shreka, określane według międzynarodowej terminologii jako P50, oszacowano na 29 mln boe, czyli baryłek ekwiwalentu ropy naftowej. Jest to jednostka energii określająca ilość energii otrzymanej w wyniku spalenia jednej baryłki ropy naftowej (około 1,7 MWh). Wykorzystywana jest przede wszystkim w celu podania połączonych wielkości zasobów ropy i gazu. Zasoby określone w kategorii P50 informują z kolei, jaką przynajmniej ilość węglowodorów można wydobyć przy prawdopodobieństwie osiągnięcia sukcesu wynoszącym 50 proc.

Nowo odkryte złoże znajduje się pod dnem Morza Norweskiego i sąsiaduje bezpośrednio z koncesjami Skarv i Ærfugl, na których PGNiG już od pewnego czasu prowadzi wydobycie węglowodorów. Co ważne na obszarze Skarv funkcjonuje specjalna pływająca jednostka wydobywczo-magazynująca o tej samej nazwie. Najprawdopodobniej to do niej w przyszłości podłączone zostanie złoże Shrek.

– Podłączenie w przyszłości nowego złoża do istniejącej tak blisko infrastruktury wydobywczej wpłynie pozytywnie na rentowność całego projektu Skarv, na którym prowadzimy działalność. Zanim jednak dojdzie do rozpoczęcia wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej ze Shreka minie kilka lat – twierdzi Woźniak. Dodaje, że wcześniej konieczne jest opracowanie koncepcji zagospodarowania złoża i uzyskanie od norweskich władz odpowiednich pozwoleń. W dalszej kolejności zostaną przeprowadzone wiercenia otworów produkcyjnych i dojdzie do budowy instalacji wydobywczych.

PGNiG informuje również, że w najbliższych miesiącach dane geologiczno-geofizyczne i złożowe pozyskane ze Shreka będą poddane szczegółowym analizom. To na ich podstawie zostaną określone dokładne zasoby i granice złoża. Dzięki nim możliwe będzie przygotowanie założeń przyszłego zagospodarowania Shreka i uruchomienia na nim produkcji.

Operator koncesji

Bezpośrednim udziałowcem w koncesji PL 838 jest PGNiG Upstream Norway, firma z grupy PGNiG. Należy do niej 40 proc. udziałów. Partnerami mającymi po 30 proc. udziałów są Aker BP i Lime Petroleum. Koncesja została przyznana w lutym 2016 r.

PGNiG Upstream Norway jest operatorem na tej koncesji. To oznacza, że kieruje pracami wiertniczymi, jest odpowiedzialny za przygotowanie i realizację planu wierceń, pozyskanie niezbędnych materiałów, sprzętu oraz wykonawców poszczególnych prac wiertniczych i usług wspierających. Będzie też odpowiedzialny za udostępnienie złoża, czyli przygotowanie go do etapu wydobycia, a także za nadzór nad przyszłą produkcją.

Wykonany niedawno przez PGNiG Upstream Norway odwiert na obszarze morskiej koncesji PL 838 to pierwsze tego typu prace w historii firmy. Do ich przeprowadzenia wykorzystano najnowocześniejszą pływającą platformę wiertniczą Deepsea Nordkapp firmy Odfjell. Wiercenie dwóch otworów (głównego i bocznego) zajęło 45 dni. Głębokość wody w miejscu przeprowadzania wierceń wyniosła około 360 metrów. PGNiG zwraca uwagę, że również samo odkrycie ma szczególny charakter, gdyż bardzo rzadko zdarza się, aby firma, wykonując pierwszy odwiert w roli operatora, natrafiła na złoże.

Ambitne plany

PGNiG Upstream Norway posiada już na morzach Północnym i Norweskim udziały w ponad 20 koncesjach poszukiwawczych i wydobywczych. Część pozwoleń uzyskało w ramach tzw. rund koncesyjnych przyznawanych co roku przez norweski rząd. Udziały nabywane są również poprzez przejęcia. Tamtejsze Ministerstwo Ropy Naftowej i Energii zakończyło właśnie proces zatwierdzenia nabycia przez PGNiG leżącego na dwóch koncesjach złoża Duva. Po sfinalizowaniu tego procesu liczba zatwierdzonych koncesji koncernu wynosi 26.

Zgodnie ze strategią grupa PGNiG planuje po 2022 r. zwiększyć wydobycie gazu z norweskich złóż do 2,5 mld m sześc. rocznie. Dla porównania w ostatnich latach oscylowało ono w pobliżu 0,5 mld m sześc. rocznie. Zwiększenie produkcji ma przyczynić się do zapewnienia odpowiednich ilości błękitnego paliwa, które będzie można przetransportować do Polski powstającym gazociągiem Baltic Pipe. Połączenie to ma być oddane do użytku pod koniec 2022 r. Dzięki niemu będzie można przesyłać do 10 mld m sześc. surowca rocznie.

Tylko w tym roku PGNiG dokonało dwóch dużych akwizycji. W lipcu informowało o nabyciu 20 proc. udziałów w złożu Duva, a w czerwcu – 22,2 proc. udziałów w złożu Król Lear. Obecnie grupa eksploatuje pięć złóż: Skarv, Gina Krog, Morvin, Vilje i Vale. Na kolejnych pięciu prowadzone są działania inwestycyjne. Chodzi o złoża: Skogul, Ærfugl, Duva, Tommeliten Alpha i Król Lear. Na pierwszym z nich wydobycie ma ruszyć na początku przyszłego roku. Z kolei na 2021 r. zaplanowane zostało rozpoczęcie eksploatacji ze złóż Ærfugl i Duva. Wreszcie eksploatacja surowców z Tommeliten Alpha ruszy w 2024, a z Króla Leara w 2025 r.