PGNiG начинает добычу на месторождении Дува на шельфе Норвегии. Есть повод для радости?
4 мин
...

PGNiG начинает добычу на месторождении Дува на шельфе Норвегии. Есть повод для радости?

PGNiG активно готовит ресурсную базу для заполнения МГП Baltic Pipe, но газа собственной добычи компании очевидно не хватит

PGNiG начинает добычу на месторождении Дува на шельфе Норвегии. Есть повод для радости?

Источник: Neptune Energy

Варшава, 26 авг - ИА Neftegaz.RU. Консорциум с участием польской PGNiG начал добычу углеводородов на месторождении Дува (Duva) в норвежском секторе Северного моря.
Об этом PGNiG сообщила 23 августа 2021 г.

Добыча ведется с использованием 4 эксплуатационных скважин - 3 нефтедобывающих и 1 газодобывающей.
Ожидается, что добыча на месторождении Дува будет вестись в течение 10 лет.
Ранее сообщалось, что объем добычи на месторождении составит около 25 тыс. бнэ/сутки (брутто).
Доля PGNiG Upstream Norway - дочке PGNiG, в добыче в среднем составит 200 млн м3/год природного газа
Свои извлекаемые запасы по данному проекту PGNiG Upstream Norway оценивает примерно в 8,4 млрд м3 природного газа.

oil field DUVA.jpg

Нефтегазовое месторождение Дува

  • открыто в сентябре 2016 г. и на тот момент называлось Кара (Cara);
  • расположено на лицензионном участке недр PL636 и PL 636C блока 36/7 в норвежской части шельфа Северного моря;
  • находится в 14 км к северо-востоку от морской платформы (МП) Йоа (Gjøa);
  • площадь - 281 км2
  • глубина моря - 360 м.
Участники: Neptune Energy - оператор, доля участия 30%, Idemitsu Petroleum Norge -30%, PGNiG Upstream Norway - 30%, Sval Energi - 10%.

Пласт, который 15 лет назад был оценен как «сухой», по результатам геологоразведочных работ (ГРР) показал наличие значительных запасов нефти и газа.
Разработка ведется по ускоренной схеме с использованием существующей инфраструктуры месторождения Йоа.
Для усиления синергии проект Дува реализуется параллельно с Gjøa P1 (северная часть месторождения Йоа), где PGNiG не участвует (Neptune Energy владеет 30% и является оператором, Petoro - 30%, Wintershall Dea Norge - 28%, OKEA - 12%).

Ускоренная разработка месторождения Duva очень важна для Neptune Energy и PGNiG:
  • Neptune Energy усиленно работает над компенсацией падающей добычи на месторождении Йоа, добыча на котором ведется с 2010 г;
    • загрузить мощности по подготовке нефти и газа на МП Йоа позволит:
    • разработка месторождений Gjøa P1, Дува, 
    • месторождение Нова (Nova), оператором которого является Wintershall Dea.
    • добыча нефти на всех 3 проектах, как ожидается, начнется в 2021-2022 гг.
  • для PGNiG газ, добываемый на месторождении Дува и других месторождениях на шельфе Норвегии, нужен для заполнения строящегося магистрального газопровода (МГП) Baltic Pipe.

МГП Baltic Pipe

  • планируется как один из источников поставок газа в Польшу после истечения в 2022 г. долгосрочного контракта на поставку российского газа (Ямальский контракт в польской терминологии).
  • пройдет от точки присоединяется к МГП Europipe II, по которому газ с шельфа Норвегии идет в Германию по дну Северного моря до западного побережья п-ва Ютландия, далее по территории Дании, а затем по дну Балтийского моря до Польши.
  • пропускная мощность - 10 млрд м3/год газа, 
  • ввод в эксплуатацию  - в октябре 2022 г., к моменту истечения Ямальского контракта.
    • морской участок в Северном море уже уложен, идет засыпка траншеи, 
    • строительство в Балтийском море завершается, но часть сухопутного участка в Дании остается заблокированной по решению регулятора.
  • к октябрю 2022 г.  должен быть запущен, но не на полной мощности.

Ресурсная база для заполнения МГП Baltic Pipe

PGNiG активно готовит ресурсную базу:
  • PGNiG Upstream Norway является владельцем 37 лицензий на недра норвежского континентального шельфа;
  • с запуском добычи на месторождении Дува PGNiG увеличила число месторождений в Норвегии, находящихся в эксплуатации, до 11, еще на 4 месторождениях ведутся инвестиционные и аналитические работы.
  • в 2021 г. компания планирует увеличит добычу природного газа на норвежских проектах до более чем 900 млн м3/год по сравнению с 500 млн м3/год в 2019 г.
Стратегическая цель компании - увеличение добычи природного газа в Норвегии как минимум до 2,5 млрд м3/год:
  • этому послужит потенциальное приобретение всех активов INEOS E&P Norge AS:
    • по которому PGNiG ожидает одобрения регулятора,
    • сделка включает доли участия в 22 проектах на шельфе Норвегии и позволит увеличить извлекаемые запасы PGNiG Upstream Norway с 214 млн бнэ до 331 млн бнэ.

Дефицит ресурсной базы

  • даже увеличив добычу газа на шельфе Норвегии до 2,5 млрд м3/год, PGNiG заполнит МГП Baltic Pipe лишь на 25%;
  • компании придется докупать серьезные объемы газа в Норвегии и Дании:
  • в октябре 2020 г. PGNiG договорилась с датской Orsted о поставках газа в Польшу, в т.ч. с месторождения Тайра (Tyra) на шельфе Дании в объеме порядка 1,3 млрд м3/год с 2023 г;
  • суммарно это могло дать 3,8 млрд м3/год газа, а уровень заполненности МГП Baltic Pipe газом PGNiG приблизится к 40%:
    • но месторождение Тайра остановлено из-за реконструкции, 
    • Total, являющаяся оператором проекта, перенесла дату возобновления добычи газа на месторождении на 1 июня 2023 г., т.е. уже после запуска МГП Baltic Pipe,
    • как закрыть эти выпадающие объемы будет решать Orsted, PGNiG это коснуться не должно.
  • недостающие 6 млрд м3/год газа для МГП Baltic Pipe также надо будет где-то добыть:
    • скорее всего, на споте или по краткосрочным контрактам, что рискованно с точки зрения доступных объемов газа и влияния волатильности цен.
Да и 10 лет срока эксплуатации месторождения Дува выглядит маловато в контексте ресурсной базы МГП Baltic Pipe.
Вместе с регуляторными проблемами в Дании это усиливает риски, связанные с проектом.

Автор:

Источник : Neftegaz.RU


Подписывайтесь на канал Neftegaz.RU в Google News




Подпишитесь на общую рассылку

лучших материалов Neftegaz.RU

* Неверный адрес электронной почты

Нажимая кнопку «Подписаться» я принимаю «Соглашение об обработке персональных данных»