pl

Aktualności

PGNiG intensyfikuje wydobycie gazu na Norweskim Szelfie Kontynentalnym

REFLEX,  12.05.2022
PGNiG Upstream Norway planuje wydobyć w tym roku o ok. 0,5 mld m sześc. gazu ziemnego więcej ponad zakładaną prognozę. Dzięki temu łączna produkcja spółki może sięgnąć w 2022 r. 3 mld m sześc. gazu. Po uruchomieniu gazociągu Baltic Pipe paliwo wydobywane w Norwegii przez Grupę Kapitałową PGNiG trafi do Polski. 

 – Norweski Szelf Kontynentalny jest priorytetowym obszarem rozwoju działalności poszukiwawczo-wydobywczej Grupy Kapitałowej PGNiG i odgrywa bardzo istotną rolę w naszej strategii dywersyfikacji kierunków dostaw paliwa do Polski. W związku z ostatnimi wydarzeniami, m.in. wstrzymaniem dostaw gazu w ramach kontraktu jamalskiego, efekty naszej działalności w Norwegii nabrały szczególnego znaczenia. Już wkrótce, po uruchomieniu gazociągu Baltic Pipe, dodatkowe wolumeny gazu ziemnego wydobyte przez PGNiG w Norwegii będą przesłane do Polski zwiększając bezpieczeństwo energetyczne kraju – podkreśliła Iwona Waksmundzka-Olejniczak, Prezes Zarządu PGNiG SA. – Dziękuję partnerom koncesyjnym PGNiG Upstream Norway oraz norweskiej administracji naftowej, bez których uzyskanie w tym roku dodatkowego pół miliarda metrów sześciennych gazu nie byłoby możliwe – dodała.

Zwiększenie wydobycia gazu dotyczy trzech złóż: Skarv, Gina Krog i Duva. W przypadku dwóch pierwszych, wzrost produkcji będzie możliwy dzięki zaprzestaniu procesu ponownego zatłaczania gazu do złoża. Zatłaczanie to zabieg powszechnie stosowany przez firmy działające na Norweskim Szelfie Kontynentalnym w celu intensyfikacji wydobycia ropy naftowej, zatłoczony gaz jest odzyskiwany w późniejszej fazie eksploatacji złoża.

 Decyzja o zaprzestaniu zatłaczania gazu oznacza modyfikację Planu Zagospodarowania Złoża, dlatego wymaga zgody norweskiej administracji naftowej. PGNiG Upstream Norway wraz z partnerami koncesyjnymi uzyskało takie zgody, co pozwoli Spółce uzyskać do końca roku dodatkowo ponad 300 mln m sześc. z Gina Krog oraz prawie 150 mln m sześc. gazu ziemnego ze złoża Skarv. 

 W przypadku Duvy, zwiększenie wydobycia jest możliwe dzięki wykorzystaniu wolnych mocy instalacji wydobywczej obsługującej złoże Gjøa oraz sąsiednie, do której podłączona jest Duva. Wolne moce będą dostępne do końca sierpnia, kiedy do instalacji zostanie podłączone kolejne złoże – Nova. Do tego czasu PGNiG Upstream Norway planuje wydobyć z Duvy dodatkowe ok. 30 mln m sześc. gazu. 

 Norweska spółka PGNiG szacuje, że dzięki tym operacjom, uzyska w tym roku łącznie dodatkowe ok. 0,5 mld m sześc. gazu ziemnego, co oznacza, że w całym roku może wydobyć ok. 3 mld sześc., o ponad 15 proc. więcej niż zakłada prognoza. W IV kw. tego roku, kiedy do użytku zostanie oddany gazociąg Baltic Pipe, dodatkowe wolumeny z Gina Krog i Skarv uzupełnią dostawy gazu do Polski sprowadzane przez PGNiG z Norweskiego Szelfu Kontynentalnego.

 PGNiG Upstream Norway zakłada uzyskanie dodatkowych wolumenów produkcji również w kolejnych latach. W przyszłym roku Spółka planuje wydobyć 2,5 mld m sześc. gazu, a wiec o 100 mln m sześc. więcej niż przewidywała dotychczasowa prognoza. Z kolei w 2024 r. wydobycie Grupy PGNiG na Norweskim Szelfie Kontynentalnym może wynieść 2,9 mld m sześc. – o 0,3 mld m sześc. więcej niż zakładano dotychczas. Wzrost produkcji będzie możliwy przede wszystkim dzięki zaprzestaniu ponownego zatłaczania gazu do złoża i wydobyciu paliwa, które zostało już wcześniej zatłoczone. 

 PGNiG Upstrem Norway posiada 11,3 proc. udziałów w koncesji Gina Krog, 11,92 proc w Skarv i 30 proc. w Duva. Partnerami koncesyjnym spółki są Equinor i KUFPEC (Gina Krog), AkerBP, Equinor i WintershallDEA Norge (Skarv) oraz Neptune Energy, INPEX Idemitsu Petroleum Norge i Sval Energi (Duva). 

 PGNiG Upstream Norway posiada udziały w 59 koncesjach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym i prowadzi wydobycie z czternastu złóż. W ubiegłym roku wolumen produkcji gazu ziemnego przez spółkę wyniósł 1,42 mld m sześc. wobec 0,48 mld m sześc. w 2020 roku. Dynamiczny wzrost był możliwy między innymi dzięki nabyciu wszystkich aktywów INEOS E&P Norge, w tym 21 koncesji, innym akwizycjom z lat 2017-2020 a także zakończeniu zagospodarowania złoża Ærfugl oraz uruchomieniu wydobycia ze złóż Gråsel i Duva.

źródło: PGNIG