Jak podano w oficjalnym komunikacie, celem prac sejsmicznych było rozpoznanie profilu geologicznego obszaru planowanego wiercenia. Analiza zebranych danych pozwoli zminimalizować ryzyko nawiercenia soczewkowych akumulacji gazu (shallow gas) lub solanki oraz polodowcowych głazów narzutowych, które mogą stanowić poważne utrudnienia podczas wiercenia – dodano.

Oprócz tego wykonano badanie powierzchni dna morskiego. Do tego celu użyto zdalnie sterowanego robota podwodnego, który miał ustalić występowanie ekosystemów wrażliwych na wpływ prac wiertniczych oraz wykryć ewentualne niewybuchy, wraki czy inne przeszkody.

PGNiG wykorzysta swoją wiedzę i doświadczenie w poszukiwaniu i wydobyciu węglowodorów na prospekcie Shrek w nowej roli jako operator koncesji na Morzu Norweskim. Jest to istotne z punktu widzenia naszej strategii dywersyfikacji, która zakłada znaczące zwiększenie własnego wydobycia gazu w tym rejonie – powiedział Piotr Woźniak, prezes PGNiG SA. Wydobycie gazu z norweskich złóż po 2022 r. ma wynosić nawet 2,5 mld m³.

Upstream Norway dysponuje 40% udziałów w ww. koncesji. Partnerami spółki są AkerBP oraz DEA Norge, które mają po 30% udziałów. W sumie PGNiG w tym rejonie posiada udziały w 21 koncesjach poszukiwawczych i wydobywczych, a operatorem jest na dwóch z nich.

Przeczytaj także: PGNiG podpisało kolejną umowę na dostawy LNG z USA