Об этом оператор проекта Neptune Energy сообщил 22 апреля 2021 г.
Бурение скважин ведется с полупогружной буровой установки (ППБУ) Deepsea Yantai, эксплуатируемой Odfjell Drilling.
Все 4 скважины были предварительно пробурены и обсажены на глубину 2500 м до начала текущей буровой кампании.
На новом этапе работ предстоит бурение участков коллектора и проведение работ по заканчиванию скважин.
Ожидается, что буровые работы продлятся около 110 дней.
Освоение месторождения Дува планируется как ускоренный проект, разработка которого будет вестись с помощью 4 подводных манифольдов (3 на нефть, 1 на газ), которые будут соединены с морской платформой на месторождении Йоа (Gjøa), оператором которого также является Neptune Energy.
С началом бурения 4 эксплуатационных скважин проект по разработке месторождения Дува входит в заключительную фазу.
Ввести в эксплуатацию месторождение планируется в 3м квартале 2021 г.
Ожидается, что объем добычи на месторождении составит около 25 тыс. бнэ/сутки (брутто).
Нефтегазовое месторождение Дува расположено на лицензионном участке PL636 блока 36/7 в норвежской части шельфа Северного моря.
Месторождение расположено 14 км к северо-востоку от платформы Йоа, площадь составляет 281 км2, глубина моря - 360 м.
Участниками проекта являются Neptune Energy (оператор, доля участия 30%), Idemitsu Petroleum Norge (30%), PGNiG Upstream Norway (30%) и Sval Energi (10%).
Ускоренная разработка месторождения Duva важна как для Neptune Energy, так и для PGNiG.
Neptune Energy усиленно работает над компенсацией падающей добычи на месторождении Йоа, добыча на котором ведется с 2010 г.
В настоящее время компания реализует несколько проектов развития, которые будут использовать мощности платформы Йоа, в т.ч. Gjøa P1 (северная часть месторождения), месторождение Дува, а также месторождение Нова (Nova), оператором которого является Wintershall Dea.
Добыча нефти на всех 3 проектах, как ожидается, начнется в 2021-2022 гг.
У PGNiG свой интерес к месторождению Дува и шельфу Норвегии в целом.
Компания стремится сформировать диверсифицированный портфель поставок газа, частью которого является собственная добыча на норвежском континентальном шельфе.
Добываемый на шельфе Норвегии газ станет ресурсной базой для магистрального газопровода (МГП) Baltic Pipe, который планируется как один из источников поставок газа в Польшу после истечения в 2022 г. долгосрочного контракта на поставку российского газа.
МГП Baltic Pipe пройдет по дну Балтийского моря от месторождений на норвежском шельфе в Северном море через Данию в Польшу.
Мощность МГП Baltic Pipe составляет 10 млрд м3/год газа, протяженность морской части - 230 км.
Строительство газопровода стартовало в мае 2020 г., а его ввод в эксплуатацию ожидается в 2022 г.
Для обеспечения ресурсной базы МГП Baltic Pipe, PGNiG через свою норвежскую дочку PGNiG Upstream Norway приобретает доли участия в проектах на норвежском континентальном шельфе.
Проект Дува, учитывая планы Neptune Energy по ускоренному его запуску, для PGNiG оказался очень привлекательным.
В июле 2019 г. PGNiG приобрела 20% в проекте, а в ноябре - довела долю участия до 30%.
Также компания занимается расширением лицензионной территории в районе месторождения.
Успехи у PGNiG на шельфе Норвегии имеются, но, по-видимости, добываемых и перспективных объемов газа у компании недостаточно для заполнения МГП Baltic Pipe.
Компания ведет переговоры с поставщиками газа, в т.ч. датскими, но и здесь не все идет гладко.
В октябре 2020 г. PGNiG договорилась с датской Orsted о поставках газа в Польшу в т.ч. с месторождения Тайра (Tyra) на шельфе Дании.
Проблема в том, что на данный момент месторождение остановлено из-за проводимой реконструкции, причем Total, являющаяся оператором проекта, перенесла дату возобновления добычи газа на месторождении на 1 июня 2023 г., т.е. уже после запуска МГП Baltic Pipe.
Прочитать новость in English
