Ставангер, 8 ноя- ИА Neftegaz.RU. PGNiG Upstream Norge - дочка польской PGNiG, прикупила долю участия 10% в лицензиях PL636 и PL636B на шельфе Северного моря, увеличил свою долю участия в месторождении Дува до 30 %.
Об этом PGNiG поведала 7 ноября 2019 г. Ожидания PGNiG:
- месторождение Дува будет введено в промышленную эксплуатацию в 2020 - 2021 гг.
- после приобретения дополнительных акций средняя добыча природного газа PGNiG на этом месторождении в 2023-2028 гг. составит примерно в 0,2 млрд м3/год.
PGNiG Upstream Norway приобрела 20 % акций месторождения Дува в июле 2019 г. у Wellesley, которая решила сосредоточиться на своей основной деятельности - разведке - и вернуться к разработке месторождении Гросбик.
Дополнительные 10% ныне куплены у Pandion Energy.
Ранее в консорциум по освоению месторождения входили Idemitsu Petroleum Norge с долей участия 30%, Neptune Energy Norge - 30%, оператор, Pandion Energy - 20%, Wellesley Petroleum - 20%.
Ныне доли участия, вероятно, распределены так: Neptune Energy Norge - 30%, PGNiG Upstream Norway - 30%, и японская Idemitsu Petroleum Norge 30%, Pandion Energy - 10%.
Предыдущие приобретения PGNiG Upstream Norway в Норвегии:
- 42,4% - в месторождении Tommeliten Alpha в 2018 г;
- 22,2% - в области King Lear в июне 2019 г.
Дува- это нефтегазовое месторождение, открытое в 2016 г. скважиной 36 / 7-4.
На глубине 2702 м с помощью полупогружной буровой установки (ППБУ) Transocean Arctic обнаружены газовая колонна 51 м и нефтяная колонна 60 м с предполагаемыми запасами в диапазоне 25 - 70 млн бнэ/год.
Лицензия на разведку для PL636 была выдана GDF Suez (в настоящее время Engie Energy) в 2011 г. вместе с Spring Energy и Idemitsu Petroleum в качестве лицензиатов.
Глубина моря - 360 метров.
Расположено:Лицензия на разведку для PL636 была выдана GDF Suez (в настоящее время Engie Energy) в 2011 г. вместе с Spring Energy и Idemitsu Petroleum в качестве лицензиатов.
Глубина моря - 360 метров.
- в пределах лицензий PL636 и PL636B в Северном море,
- примерно в 140 км к северу от г. Берген,
- в 6 км к северо-востоку от месторождения Гьоа (Gjøa) и примерно в 12 км от морской платформы Гьоа,
- в 35 км от ближайшего берега в Хордаланне,
- в 60 км к северу от месторождения Тролль.
Площадь 281 км².
Характеризуется высокой проницаемостью коллекторов ранних меловых отложений Агатской свиты.
Наличие месторождений и близость существующей инфраструктуры снижают затраты на разработку и добычу.
По данным Норвежского нефтяного директората, запасы составляют 88 млн баррелей нефтяного эквивалента, в тч примерно 8,4 млрд м3 природного газа, 3,7 млн м3 нефти и газового конденсата, и 1,03 млн. Тонн (млн. Тонн) сжиженного природного газа..
В июне 2019 года Министерство нефти и энергетики Норвегии утвердило план разработки месторождения.
На нем будут пробурены 3 эксплуатационные скважины - 2 из них - на нефть нефть, а 1 - на природный газ.
План разработки позволяет пробурить дополнительную скважину для добычи нефти.
Месторождение будет разрабатываться с помощью 4 подводных манифольдов, которые будут соединены с МП Gjøa для подготовки и экспорта в МГП Baltic pipe.
МП Gjøa - плавучая платформа, с электроснабжением с берега.
Емкость МП - 87 000 баррелей нефти и 17 млн м3 газа.
После начала эксплуатации, запланированного на 2020 - 2021 гг, добыча будет продолжаться 13 лет и на полке составит около 30 тыс бнэ/сутки.
По данным Норвежского нефтяного директората, запасы составляют 88 млн баррелей нефтяного эквивалента, в тч примерно 8,4 млрд м3 природного газа, 3,7 млн м3 нефти и газового конденсата, и 1,03 млн. Тонн (млн. Тонн) сжиженного природного газа..
В июне 2019 года Министерство нефти и энергетики Норвегии утвердило план разработки месторождения.
На нем будут пробурены 3 эксплуатационные скважины - 2 из них - на нефть нефть, а 1 - на природный газ.
План разработки позволяет пробурить дополнительную скважину для добычи нефти.
Месторождение будет разрабатываться с помощью 4 подводных манифольдов, которые будут соединены с МП Gjøa для подготовки и экспорта в МГП Baltic pipe.
МП Gjøa - плавучая платформа, с электроснабжением с берега.
Емкость МП - 87 000 баррелей нефти и 17 млн м3 газа.
После начала эксплуатации, запланированного на 2020 - 2021 гг, добыча будет продолжаться 13 лет и на полке составит около 30 тыс бнэ/сутки.
Сделка подлежит одобрению норвежским министерством нефти и энергетики и может занять до 4 месяцев.
В настоящее время PGNiG Upstream Norway владеет долями участия в 27 лицензиях на Норвежском континентальном шельфе, где работает на 4 из них.
Автор: О. Бахтина
