Do tej pory PGNiG Upstream Norway, firma zależna od PGNiG, wraz z partnerami koncesji Tommeliten Alpha zakończyła ocenę technicznych możliwości zagospodarowania złoża i zidentyfikowali optymalne warianty jego ekonomicznej eksploatacji. Oznacza to przejście z tzw. etapu oceny do tzw. etapu wyboru. W efekcie ma być podjęta decyzja, jakie szczegółowe rozwiązania techniczne będą użyte do zagospodarowania złoża. Rynek finalną koncepcję w tym zakresie powinien poznać w III kwartale przyszłego roku.
– Wnioski kończące etap oceny są zgodne z naszymi przewidywaniami i potwierdzają słuszność decyzji o zakupie udziałów w koncesji. Złoże Tommeliten Alpha jest atrakcyjne ekonomicznie i w istotny sposób zwiększy wydobycie grupy kapitałowej PGNiG na Norweskim Szelfie Kontynentalnym – mówi cytowany w komunikacie prasowym Piotr Woźniak, prezes PGNiG. Dodaje, że prace nad rozpoczęciem zagospodarowania postępują zgodnie z harmonogramem, który zakłada uruchomienie produkcji w 2024 r.
CZYTAJ TAKŻE: PGNiG ma zgodę na nabycie złoża
Podczas etapu wyboru udziałowcy koncesji zdecydują m.in. o: liczbie i rodzaju odwiertów, rodzaju zastosowanych głowic eksploatacyjnych, technicznych aspektach lokalizacji gazociągu podmorskiego i podłączenia złoża do już istniejącej infrastruktury wydobywczej. Opracują też ostateczną koncepcję zagospodarowania, od której zależeć będą finalne koszty, dokładny terminarz rozpoczęcia wydobycia i profil produkcji.
PGNiG szacuje, że z całościowego wydobycia gazu realizowanego na złożu Tommeliten Alpha, na koncern będzie przypadać około 0,5 mld m sześc. rocznie przez pierwsze sześć lat jego eksploatacji. Ponadto w szczytowym okresie produkcji PGNiG pozyska też około 500 tys. ton ropy naftowej i NGL (m.in. etan, propan, butan).
Według danych Norweskiego Dyrektoriatu Naftowego udokumentowane zasoby wydobywalne Tommeliten Alpha wynoszą 12,8 mld m sześc. gazu ziemnego, 5,9 mln m sześc. ropy i 0,5 mln ton NGL. Łączne zasoby węglowodorów odpowiadające udziałowi PGNiG to około 52 mln boe.
