Ok. 0,4 mld metrów sześc. gazu ziemnego rocznie w szczytowym okresie produkcji zapewnią złoża Orn i Alve Nord na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, na których zagospodarowanie Grupa Orlen wraz z partnerami koncesyjnymi otrzymała zgodę – poinformował w środę Orlen.
Złoża Orn i Alve Nord są położone na Morzu Norweskim w pobliżu obszaru Skarv, który – jak podkreślił koncern – stanowi „centrum działalności wydobywczej” PGNiG Upstream Norway z Grupy Orlen. Wydobycie z tych złóż będzie charakteryzować się niskim śladem węglowym, ponad trzykrotnie mniejszym od globalnej średniej – podkreślono w komunikacie Orlenu.
Jak ogłosił w środę koncern, „Grupa Orlen wraz z partnerami koncesyjnymi dostała zgodę na zagospodarowanie złóż Orn i Alve Nord na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, które zapewnią koncernowi ok. 0,4 mld metrów sześc. gazu ziemnego rocznie w szczytowym okresie produkcji”. W informacji przypomniano, iż to kolejne zgody na uruchomienie wydobycia uzyskane przez Grupę Orlen w czerwcu 2023 r. Wcześniej norweskie władze zaakceptowały plany produkcyjne dla złóż Fenris i Tyrving oraz obszaru Yggdrasil.
„Zagospodarowanie złóż Orn, Alve Nord, Fenris oraz obszaru Yggdrasil zapewni Grupie Orlen 9 mld metrów sześc. gazu ziemnego w całym okresie eksploatacji. To kluczowe inwestycje, które zapewnią nam utrzymanie stabilnego, wysokiego wydobycia gazu ziemnego w perspektywie kolejnych lat” – powiedział prezes Orlenu Daniel Obajtek, cytowany w środowym komunikacie koncernu.
Zaznaczył jednocześnie, że Grupa Orlen chce, aby jak największa część surowca przesyłanego do Polski rurociągiem Baltic Pipe pochodziła z jej własnego wydobycia na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. „Zagwarantuje to nie tylko efektywną realizację celów biznesowych koncernu, ale także wzmocni bezpieczeństwo energetyczne kraju i całego regionu” – ocenił Obajtek.
W pobliżu obszaru Skarv na Morzu Norweskim PGNiG Upstream Norway z Grupy Orlen eksploatuje sześć złóż. Plan zagospodarowania Orn i Alve Nord – jak zapowiedział Orlen – zakłada wykonanie dwóch odwiertów na każdym ze złóż, które następnie zostaną podłączone rurociągiem biegnącym po dnie morza od pływającej jednostki produkcyjno-magazynującej.
Według koncernu, „wykorzystanie istniejącej infrastruktury zdecydowanie zmniejszy nakłady inwestycyjne potrzebne do rozpoczęcia produkcji, a tym samym przełoży się na większą rentowność eksploatacji”. „Dodatkowo pozwoli skrócić czas zagospodarowania oraz zmniejszy związane z tym emisje CO2. Początek wydobycia zaplanowano na drugą połowę 2027 r.” – podał Orlen.
Zasoby Orn i Alve Nord to przede wszystkim gaz ziemny, przy czym – jak wyjaśnił koncern – w obu występuje również kondensat, a w Alve Nord takża ropa naftowa. Łączne zasoby wydobywalne przypadające na Grupę Orlen szacowane są na ponad 27 mln boe (baryłek ekwiwalentu ropy naftowej). PGNiG Upstream Norway posiada 40 proc. udziałów w Orn, pozostałe należą do Aker BP i Equinor – po 30 proc. Z kolei udział spółki z Grupy Orlen w Alve Nord to 11,9 proc. a jej partnerami koncesyjnymi są Aker BP – 68 proc. oraz Wintershall Dea Norge – 20 proc. udziałów.
Orlen przypomniał, że z początkiem czerwca władze Norwegii zaakceptowały również plan zagospodarowania złoża Fenris – dawniej King Lear położonego na Morzu Północnym, którego zasoby będą eksploatowane z wykorzystaniem bezzałogowej platformy podłączonej do infrastruktury sąsiedniego złoża Valhall. Ma to przyczynić się do optymalizacji zarówno procesu zagospodarowania, jak i samej eksploatacji.
„Prace zmierzające do uruchomienia wydobycia z Fenris zostały już rozpoczęte, a zakończą się w 2027 r.” – zapowiedział Orlen. Wspomniał przy tym, że Grupa Orlen posiada 22,2 proc. udziałów w złożu, co zapewni jej możliwość wydobycia ponad 3 mld metrów sześc. gazu ziemnego i prawie 19 mln boe ropy naftowej oraz kondensatu. Według koncernu, przypadająca na PGNiG Upstream Norway produkcja gazu w szczytowym okresie wyniesie 0,33 mld metrów sześć. gazu ziemnego rocznie. Drugim udziałowcem złoża jest Aker BP.
Odnosząc się do projekt Yggdrasil, także zaakceptowanego w czerwcu, Orlen zwrócił uwagę, iż jest to „jedno z największych przedsięwzięć wydobywczych realizowanych obecnie na Norweskim Szelfie Kontynentalnym”.
Grupa Orlen posiada tam ponad 12 proc. udziałów w ośmiu złożach, co przekłada się na łączne zasoby wydobywalne ponad 40 mln boe, w tym 2 mld metrów sześc. gazu ziemnego. „Wiercenia rozpoczną się w 2025 r. a uruchomienie wydobycia zaplanowano na początku 2027 r.” – podał koncern. Pozostałymi udziałowcami, w różnych proporcjach na poszczególnych koncesjach, są Equinor i Aker BP, który jest operatorem całego projektu.
Również w czerwcu – jak wspomniał Orlen – strona norweska zaakceptowała plan zagospodarowania wydobycia ze złoża Tyrving, w którym PGNiG Upstream Norway posiada 12 proc. udziałów. Udziały mają też tam Aker BP – 61 proc. oraz Petoro – 27 proc.
Jak podkreślił koncern, Tyrving „to złoże ropne” o zasobach wydobywalnych szacowanych na 25 mln boe, z czego na Grupę Orlen przypada ok. 3 mln baryłek. „Do zagospodarowania złoża zostanie wykorzystana infrastruktura wydobywcza obszaru Alvheim, w tym pływająca jednostka produkcyjno-magazynująca Alvheim. Pozwoli to m.in. radykalnie ograniczyć emisje CO2 związane z uruchomieniem i prowadzaniem wydobycia” – zapowiedział Orlen.
W tym przypadku – jak wskazał koncern – „szacowane emisje wyniosą zaledwie 0,3 kg CO2 na baryłkę wydobytej ropy, podczas gdy średnia światowa to 15 kg CO2 na baryłkę”.
Grupa Orlen posiada aktualnie udziały w 98 koncesjach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, a zasoby wydobywalne, jakimi dysponuje to 346,6 mln boe, co daje jej miejsce w pierwszej 10. największych graczy prowadzących poszukiwania i wydobycie węglowodorów w Norwegii. Według Orlenu, wydobycie koncernu na Norweskim Szelfie Kontynentalnym wyniosło w ubiegłym roku ponad 88 tys. boe dziennie i było prowadzone z 18 złóż.
Źródło/ PAP/ Fot. PGNiG
