Artykuł powstał z ORLEN SA

Pod koniec czerwca tego roku spółka PGNiG z Grupy ORLEN nabyła koncesje na zagospodarowanie nowych złóż węglowodorów, głównie gazu ziemnego w Norwegii. Są to złoża Ørn i Alve Nord na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, które zapewnią polskiemu koncernowi ORLEN około 0,4 mld m sześc. gazu ziemnego w szczytowym okresie produkcji. Wydobycie ze złóż będzie charakteryzować się niskim śladem węglowym – ponad trzykrotnie mniejszym od globalnej średniej. To kolejne licencje na uruchomienie wydobycia pozyskane przez Grupę ORLEN w czerwcu 2023 r. Wcześniej norweskie władze udzieliły polskiej spółce licencji na eksploatację Fenris i Tyrving oraz obszaru Yggdrasil (dawniej NOAKA).

Yggdrasil to rozległa inwestycja w środkowej części Morza Północnego. Udzielono tu kilka licencji na wydobycie i poszukiwania pomiędzy Alvheim i Oseberg. Koncepcja zagospodarowania obejmuje bezzałogową platformę wydobywczą na północy (Munin), platformę przerobową z pomieszczeniami mieszkalnymi (Hugin A) na południu oraz bezzałogową platformę z głowicą odwiertu na Frøy (Hugin B), która jest połączona z Hugin A. Yggdrasil powstaje ze wspólnym zasilaniem z lądu. Ponadto wspólna infrastruktura rurociągów będzie służyć do transportu gazu i ropy.

Inwestycje obszaru Yggdrasil szacuje się na około 115 miliardów koron norweskich (NOK). Zasoby wydobywalne oceniono na około 650 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej (boe).

Polskie koncesje na norweskim szelfie

PGNiG Upstream Norway posiada 12,5 proc. udziałów w ośmiu złożach, co przekłada się na łączne zasoby wydobywalne wynoszące ponad 40 mln boe, w tym 2 mld m sześc. gazu ziemnego łącznie. Wiercenia rozpoczną się w 2025 r., a uruchomienie wydobycia zaplanowano na początku 2027 r. Pozostałymi udziałowcami – w różnych proporcjach na poszczególnych koncesjach – są Equinor i Aker BP, który jest operatorem całego projektu. Koncesjonariusze planują rozpocząć produkcję w 2027 r.

Koncesjonariusze to firmy Aker BP (operator), Equinor i PGNiG Upstream Norway/ORLEN. Ørn i Alve Nord położone są na Morzu Norweskim w pobliżu obszaru Skarv, który stanowi centrum działalności wydobywczej PGNiG Upstream Norway z Grupy ORLEN. Spółka eksploatuje tam 6 złóż: Skarv, Ærfugl, Ærfugl Nord, Idun, Tilje i Gråsel. Plan zagospodarowania Ørn i Alve Nord zakłada wykonanie dwóch odwiertów na każdym ze złóż, które następnie zostaną podłączone rurociągiem biegnącym po dnie morza od pływającej jednostki produkcyjno-magazynującej (FPSO) Skarv. 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 II połowę 2027 r.

Złoża Alve Nord i Ørn to przede wszystkim gaz ziemny. 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 baryłek ekwiwalentu ropy naftowej (boe). PGNiG Upstream Norway posiada 40 proc. udziałów w Ørn, pozostałe należą do Aker BP (operator) i Equinor – po 30 proc. Udział spółki z Grupy ORLEN w Alve Nord to 11,9 proc., a jej partnerami koncesyjnymi są Aker BP (operator, 68 proc.) oraz Wintershall Dea Norge (20 proc.).

Na początku czerwca tego roku władze Norwegii zaakceptowały również plan zagospodarowania złoża Fenris (dawniej King Lear) położonego na Morzu Północnym. Jego zasoby będą eksploatowane przez bezzałogową platformę, która zostanie podłączona do infrastruktury sąsiedniego złoża Valhall, co przyczyni się do optymalizacji zarówno procesu zagospodarowania, jak i samej eksploatacji.

Prace zmierzające do uruchomienia wydobycia ze złoża Fenris zostały już rozpoczęte, a zakończą się w 2027 r. Polska firma posiada 22,2 proc. udziałów w tym złożu, co zapewni jej możliwość wydobycia z niego łącznie ponad 3 mld m sześc. gazu i prawie 19 mln boe ropy naftowej i kondensatu. Przypadająca na PGNiG Upstream Norway produkcja gazu w szczytowym okresie wyniesie 0,33 mld m sześc. gazu rocznie. Drugim udziałowcem złoża jest Aker BP, który pełni na nim rolę operatora.

Również w czerwcu norweska administracja naftowa zaakceptowała plan zagospodarowania wydobycia ze złoża Tyrving, w którym PGNiG Upstream Norway posiada 12 proc. udziałów. To złoże ropy o zasobach wydobywalnych szacowanych na 25 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej, 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. Szacowane emisje wyniosą zaledwie 0,3 kg CO2 na baryłkę wydobytej ropy, podczas gdy średnia światowa to 15 kg CO2 na baryłkę. Pozostałymi udziałowcami złoża są Aker BP (operator, 61 proc. udziałów) oraz Petoro (27 proc.).

Obecnie Grupa ORLEN posiada udziały w 98 koncesjach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Zasoby wydobywalne, którymi dysponuje Grupa, to 346,6 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej, co daje jej miejsce w pierwszej dziesiątce największych graczy prowadzących poszukiwania i wydobycie węglowodorów w Norwegii. Wydobycie ORLENU na Norweskim Szelfie Kontynentalnym wyniosło w ubiegłym roku ponad 88 tys. boe dziennie i było prowadzone z 18 złóż.

Zagospodarowanie złóż Ørn, Alve Nord, Fenris oraz obszaru Yggdrasil zapewni Grupie ORLEN 9 mld m sześc. gazu ziemnego w całym okresie eksploatacji. To kluczowe inwestycje, które zapewnią nam utrzymanie stabilnego, wysokiego wydobycia gazu ziemnego w perspektywie kolejnych lat. Chcemy, aby jak największa część surowca przesyłanego do Polski rurociągiem Baltic Pipe pochodziła z własnego wydobycia Grupy na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Zagwarantuje to nie tylko efektywną realizację celów biznesowych koncernu, ale także wzmocni bezpieczeństwo energetyczne kraju i całego regionu.

Artykuł powstał z ORLEN SA