PGNiG bliżej produkcji gazu ze złoża Ærfugl

Zgodnie z planem zagospodarowania, 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%. Równolegle, w ramach fazy drugiej, PGNiG Upstream Norway wraz z partnerami koncesyjnymi podjęło decyzję o wejściu w etap definiowania szczegółowego rozwiązania technicznego dla zagospodarowania części złoża w ramach tej fazy. Ma ono rozpocząć się jeszcze w listopadzie 2019 roku.

Piotr Woźniak

Prezes Zarządu PGNiG SA

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  IV kwartału 2022 roku chcemy przesyłać do kraju gazociągiem Baltic Pipe.

Ærfugl (dawniej: Snadd) to złoże gazowo-kondensatowe, którego zasoby wydobywalne 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 m³ gazu ziemnego.

Złoże będzie 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.

fot. PGNiG SAZłoże gazowo-kondensatowe Ærfugl na Morzu Norweskim

Przy zagospodarowaniu Ærfugl PGNiG Upstream Norway zamierza wykorzystać nowe rozwiązania techniczne. Pierwszym jest technologia ETH-PiP (ang. electrically trace-heated pipe in pipe) do transportu wydobytych ze złoża węglowodorów. Rozwiązanie to polega na podgrzewaniu elektrycznym i aktywnym stabilizowaniu temperatury poszczególnych odcinków podmorskiego gazociągu przesyłowego, co ma 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% udziałów w koncesji, które nabyło w 2007 roku. Operatorem jest Aker BP a pozostałymi partnerami Equinor Energy i Wintershall DEA.