PGNiG prognozuje wydobycie w '22 w Norwegii 3 mld m sześc. gazu i 863 tys. ton ropy (opis)
PGNiG prognozuje zwiększenie wydobycia gazu ziemnego w latach 2022-2024 w Norwegii. W 2022 r. koncern prognozuje wydobycie 0,5 mld m sześc. gazu ponad dotychczasową prognozę, co oznacza, że w całym roku może wydobyć 3 mld m sześc. W 2023 r. prognozuje wydobycie 2,5 mld m sześc., a w 2024 r. 2,9 mld m sześc. - podało PGNiG w komunikacie. Koncern prognozuje wydobycie 863 tys. ton ropy naftowej w 2022 r. oraz odpowiednio: 798 tys. ton i 928 tys. ton w latach 2023-2024.
W 2023 r. PGNiG zakłada wydobycie o 100 mln m sześc. więcej niż przewidywała dotychczasowa prognoza, a w 2024 r. o 0,3 mld m sześc. więcej.
PGNiG poinformowało, że prognozowane zwiększenie wydobycia gazu ziemnego w latach 2022-2024 dotyczy trzech złóż: Skarv, Gina Krog i Duva.
W przypadku złóż Skarv oraz Gina Krog wzrost produkcji będzie możliwy dzięki zmianie strategii wydobycia gazu polegającej na zaprzestaniu ponownego zatłaczania gazu do złoża w celu intensyfikacji wydobycia ropy naftowej.
"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" - napisano w komunikacie prasowym.
W przypadku złoża Duva zwiększenie wydobycia gazu 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.
PGNiG poinformował, że zmiana strategii wydobycia gazu będzie miała także wpływ na profil wydobycia ropy naftowej ze złóż w latach 2022-2024.
Wcześniejsza prognoza zakładała wydobycie w 2022 r. w Norwegii 920 tys. ton ropy, w 2023 r. 791 tys. ton, a w 2024 r. 894 tys. ton.
"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" – powiedziała, cytowana w komunikacie prasowym prezes PGNiG Iwona Waksmundzka-Olejniczak.
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.
(PAP Biznes), #PGNdoa/ ana/