• Wydobycie gazu ziemnego ze złoża Ærfugl jest opłacalne nawet przy cenie baryłki ropy w wysokości 15 USD
  • Wydobycie surowca rozpocznie się w IV kw. 2020 r.
  • W szczytowym roku produkcji wydobycie osiągnie 0,5 mld m3 gazu ziemnego

Wszystkim partnerom na koncesji zależy na jak najszybszym rozpoczęciu produkcji z tego złoża. Tym bardziej nas cieszy, że pewną część planu zrealizujemy wcześniej. Pod względem ekonomicznym Ærfugl jest jednym z najatrakcyjniejszych złóż na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Jak podaje jego operator, tzw. break-even wynosi tu 15 USD za baryłkę ekwiwalentu ropy naftowej. To znaczy, że opłaca się wydobywać gaz z Ærfugl dopóki cena za baryłkę ropy naftowej będzie powyżej 15 dolarów – powiedział Piotr Woźniak, prezes PGNiG SA.

Plan zagospodarowania złoża podzielono na dwie fazy – w każdej zostaną wykonane po trzy odwierty. Rozpoczęcie wydobycia z trzech pierwszych otworów zaplanowano na IV kw. 2020 r. W drugiej fazie, także w przyszłym roku, powinno się rozpocząć wydobycie z pierwszego z trzech planowanych odwiertów. Przyspieszenie prac możliwe stało się dzięki zwiększeniu przepustowości jednostki produkcyjno-magazynującej FPSO Skarv, do której podłączone jest złoże. Wcześniej, ze względu na ograniczenia jej mocy, zakończenie drugiej fazy zagospodarowania złoża planowano na 2023 r.


Ærfugl (dawniej: Snadd) to złoże gazowo-kondensatowe rozciągające się na długości 60 km i szerokości 2-3 km. Jego zasoby wydobywalne są oceniane na 274,7 milionów baryłek ekwiwalentu ropy naftowej. Zgodnie z założeniami w szczytowym roku produkcji wydobycie z tego złoża przypadające na PGNiG wyniesie około 0,5 mld m3 gazu ziemnego.

PGNiG Upstream Norway podczas prac wykorzystuje technologię ETH-PiP (ang. electrically trace-heated pipe in pipe) do transportu wydobytych ze złoża węglowodorów. Rozwiązanie to polega na podgrzewaniu elektrycznym i aktywnym stabilizowaniu temperatury poszczególnych odcinków podmorskiego gazociągu przesyłowego, co ma zapobiegać wytrącaniu się hydratów gazu w trakcie transportu paliwa na pływającą platformę FPSO, odległą od odwiertów o 21 km.

Spółka po raz pierwszy na świecie zastosuje głowice eksploatacyjne o średnicach przelotowych zwiększonych do 7 cali. To decyzja partnerów koncesyjnych wynikająca z prognozy wysokich przypływów gazu z odwiertów.

PGNiG Upstream Norway posiada 11,92 proc. udziałów w koncesji, które nabyło w 2007 roku. Operatorem jest Aker BP, a pozostałymi partnerami Equinor Energy i Wintershall DEA.

Przeczytaj także: Rosja nie dostarczy już gazu. Zbliża się koniec kontraktu jamalskiego