Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo sprowadza skroplony gaz ziemny przez Terminal LNG im. Prezydenta Lecha Kaczyńskiego w Świnoujściu między innymi z Norwegii. Za ponad dwa lata PGNiG będzie zaopatrywać polski rynek w błękitne paliwo docierające z kierunku norweskiego również w postaci gazowej. Pod koniec 2022 roku bowiem ma się rozpocząć transport tego surowca z Norweskiego Szelfu Kontynentalnego gazociągiem Baltic Pipe – przez Morze Północne, Danię i Morze Bałtyckie. Dlatego też spółka coraz mocniej angażuje się w zagospodarowanie tamtejszych złóż gazowych.
PGNiG prowadzi działalność w Norwegii od 2007 roku poprzez spółkę zależną PGNiG Upstream Norway. Głównym zadaniem PGNiG Upstream Norway, będącej częścią Grupy Kapitałowej PGNiG, jest poszukiwanie i wydobywanie ropy i gazu ze złóż na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Obecnie posiada ona tam udziały w 28 koncesjach poszukiwawczo-wydobywczych. Wydobywa gaz ziemny i ropę naftową z siedmiu złóż na szelfie: Skarv, Morvin, Vilje, Vale, Gina Krog, Skogul i Ærfugl, przy czym z dwóch ostatnich produkcję rozpoczęła w tym roku. Prace inwestycyjne i analityczne prowadzone są na pięciu kolejnych złożach: Duva, Tommeliten Alpha, King Lear oraz Fogelberg i Alve Nord.
W złożu Skogul PGNiG Upstream Norway posiada 35 proc. udziałów. Właścicielem pozostałych i operatorem na koncesji jest firma Aker BP, od której PGNiG kupił udziały w 2017 roku. Złoże odkryto w roku 2010, a plan jego zagospodarowania został przyjęty w 2018 r. Zasoby węglowodorów Skogul przypadające na PGNiG Upstream Norway wynoszą ok. 3,3 mln boe (baryłek ekwiwalentu ropy naftowej). Złoże to znajduje się w bezpośrednim sąsiedztwie złoża Vilje, w którym PGNiG Upstream Norway ma 24,24 proc. udziałów. Dzięki istniejącej infrastrukturze produkcyjnej wydobywany gaz ze Skogul trafiać będzie poprzez Vilje do pływającej jednostki magazynującej FPSO Alvheim.
W przypadku złoża Ærfugl PGNiG Upstream Norway posiada 11,92 proc. udziałów w koncesji. Operatorem jest Aker BP, a pozostałymi partnerami Equinor Energy i Wintershall DEA. Złoże Ærfugl jest wyjątkowo atrakcyjne pod względem opłacalności wydobycia. Produkcja z niego jest rentowna przy cenie ropy naftowej powyżej 15 dolarów za baryłkę. Wynika to m.in. z możliwości podłączenia odwiertów do znajdującej się w pobliżu jednostki produkcyjno-magazynującej FPSO Skarv, co w istotny sposób obniża koszty zagospodarowania złoża. Dlatego PGNiG Upstream Norway wraz z partnerami koncesyjnymi postanowił o uruchomieniu wydobycia pomimo trudnych warunków rynkowych spowodowanych niskimi notowaniami węglowodorów. Produkcja rozpoczęła się w kwietniu br.
– Dzięki przemyślanej strategii inwestycyjnej i wzorowym relacjom z partnerami koncesyjnymi jesteśmy w stanie rozwijać działalność wydobywczą na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, nawet w tak niesprzyjających warunkach rynkowych jak obecnie – mówił wówczas Jerzy Kwieciński, prezes PGNiG SA. – Z uwagą śledzimy sytuację na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, który, podobnie jak inne części świata, pozostaje pod wpływem pandemii koronawirusa. Na razie jednak wydobycie z koncesji, których udziałowcem jest PGNiG, tak samo jak z pozostałych złóż w tym regionie, przebiega bez zakłóceń.
Plan zagospodarowania złoża Ærfugl zakłada wykonanie sześciu odwiertów produkcyjnych w dwóch fazach. Odwiert, z którego w kwietniu uruchomiono produkcję, jest pierwszym z trzech zaplanowanych w ramach drugiej fazy zagospodarowania. Pierwotnie otwory zaplanowane na tę fazę miały rozpocząć produkcję dopiero w 2023 roku. Przyspieszenie prac było możliwe dzięki technicznemu zwiększeniu przepustowości FPSO Skarv. Rozpoczęcie eksploatacji pozostałych dwóch odwiertów z drugiej fazy zagospodarowania zaplanowane jest na przyszły rok. Pod koniec tego roku natomiast przewidziane jest uruchomienie produkcji z trzech odwiertów zaplanowanych w ramach pierwszej fazy zagospodarowania.
Ærfugl to złoże gazowo-kondensatowe, którego zasoby wydobywalne szacowane są na 300 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, który trafiać będzie do gazociągu Baltic Pipe.
Coraz bliżej jest też do uruchomienia produkcji z kolejnego złoża na Morzu Północnym, w którym udziały ma PGNiG Upstream Norway. Prace nad rozpoczęciem wydobycia ze złoża Duva – bo o nie chodzi – przekroczyły już półmetek. Niedawno zakończono układanie podwodnych instalacji, które posłużą do wydobycia węglowodorów.
PGNiG Upstream Norway posiada 30 proc. udziałów w złożu Duva (koncesje PL636 i PL 636B) – po tym jak w styczniu br. uzyskała ostateczną zgodę administracyjną na zakup dodatkowych 10 proc. udziałów w dwóch wspomnianych koncesjach. Dzięki temu roczne wydobycie gazu z tego złoża przypadające na spółkę wzrośnie do 0,2 mld m sześc. Pozostałymi udziałowcami w obu koncesjach są: Neptune Energy Norge (operator), Idemitsu Petroleum Norge oraz Sval Energi.
Złoże Duva leży ok. 140 km na północ od Bergen. Zostało odkryte w 2016 roku. Zostaną w nim wykonane trzy odwierty produkcyjne: dwa będą służyć do wydobycia ropy naftowej, a jeden – gazu ziemnego.
Ułożenie gazociągów wydobywczych i technologicznych pozwoli podłączyć złoże Duva do platformy wydobywczej Gjøa oddalonej o 12 km. Planowany termin rozpoczęcia produkcji to trzeci kwartał 2021 roku.
– Gaz z szelfu norweskiego już za dwa lata popłynie do Polski za pośrednictwem Baltic Pipe – skomentował Jerzy Kwieciński. – Naszym strategicznym celem jest osiągnięcie jak największego wydobycia własnego gazu z norweskich złóż, w których mamy udziały. Minął dopiero rok od zaakceptowania planów zagospodarowania dla złoża Duva przez norweskie władze, a w przygotowaniach do wydobycia przekroczyliśmy już półmetek. Prace postępują, a projekt jest realizowany nawet z lekkim wyprzedzeniem wobec harmonogramu.
Zakup złóż na Norweskim Szelfie Kontynentalnym jest jednym z priorytetów inwestycyjnych Grupy Kapitałowej PGNiG. Chodzi o to, aby jak największa część gazu, który popłynie z Norwegii do Polski po uruchomieniu gazociągu Baltic Pipe, pochodziła z własnego wydobycia spółki.
– To element naszej strategii dywersyfikacji i wzmocnienia bezpieczeństwa energetycznego kraju – podkreślił prezes PGNiG. – W ten sposób budujemy również pozycję polskich spółek na rynkach zagranicznych.
W tym roku PGNiG Upstream Norway kupił udziały w dwóch kolejnych złożach. Zwiększył do 11,3 proc. udziały w obszarze obejmującym złoże Gina Krog (koncesja PL029B), a także wzbogacił się o 11,92 proc. udziałów w nieeksploatowanym jeszcze złożu Alve Nord (koncesja PL127C). Spółka szacuje, że dzięki tym akwizycjom przyszłe wydobycie gazu przez nią zwiększy się o 100 mln m sześc. rocznie.
Gina Krog jest złożem gazowo-ropnym. Jego eksploatacja rozpoczęła się w 2017 roku. W 2019 r. produkcja wyniosła 19,9 mln boe, z czego na PGNiG przypadło 1,6 mln boe. Pozostałe do wydobycia zasoby ropy naftowej i gazu ziemnego Gina Krog oceniane są na 172,5 mln boe. Koncesja PL127C obejmująca Alve Nord znajduje się w rejonie złoża gazowo-ropnego Skarv, więc PGNiG również tam spodziewa się odkrycia zasobów gazu ziemnego.
W wyniku akwizycji dokonanych w ciągu ostatnich trzech lat wielkość udokumentowanych zasobów przypadających na PGNiG w Norwegii wzrosła z ok. 80 mln do ok. 200 mln boe.
Domknięcie transakcji dotyczących udziałów w złożach Gina Krog i Alve Nord na początku maja br. zbiegło się w czasie z ogłoszeniem rozpoczęcia prac konstrukcyjnych przy Baltic Pipe.
– To właśnie tym połączeniem już w 2022 roku do Polski popłynie gaz ziemny wydobywany przez PGNiG z norweskich złóż, a dzięki kolejnym przejęciom i wchodzeniu kolejnych złóż w fazę produkcji sprowadzanego z Norwegii gazu będzie coraz więcej – nie krył zadowolenia prezes Kwieciński.
Przypomnijmy, że Baltic Pipe jest strategicznym projektem infrastrukturalnym, mającym na celu utworzenie nowego korytarza dostaw gazu na rynku europejskim. Inwestorami są operatorzy: polski Gaz-System i duński Energinet. Na projekt składa się pięć komponentów. Po stronie duńskiej są trzy: gazociąg na dnie Morza Północnego, rozbudowa systemu przesyłowego w Danii oraz tłocznia gazu na Zelandii. Strona polska odpowiada za dwa elementy, czyli gazociąg na dnie Bałtyku oraz rozbudowę krajowego systemu przesyłowego. W Polsce podmorski gazociąg „wyląduje” w rejonie Pogorzelicy (gmina Rewal).
(ek)
Fot. PGNiG
