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

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.

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.