Odwiert rozpoznawczy PGNiG Upstream Norway z Grupy Orlen wykonany na koncesji PL211 CS na Morzu Norweskim potwierdził, że w złożu Adriana znajdują się zasoby wydobywalne gazu ziemnego i kondensatu w ilości 28 do 43 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej. To więcej niż szacowano - podał koncern.

Norweska spółka wydobywcza Grupy Orlen wraz z partnerami koncesyjnymi wykonała na Morzu Norweskim wiercenia rozpoznawcze, których celem było pozyskanie dokładnych informacji o właściwości złoża Adriana, znajdującego się na koncesji PL211 CS.

"Odwiert o długości ponad 3000 metrów wykazał, że w złożu znajdują się zasoby wydobywalne gazu ziemnego i kondensatu w ilości 28 - 43 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej. To więcej niż szacowano w momencie odkrycia złoża w 2021 r., którego zasoby oceniono wtedy na 19-31 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej" - podkreślił w czwartkowym komunikacie Orlen.

Koncern zaznaczył przy tym, że zebrane dane wskazują również "na bardzo dobre właściwości złożowe, co może mieć pozytywny wpływ na opłacalność jego ewentualnej eksploatacji".

Jak przypomniał Orlen, PGNiG Upstream Norway kupiło 10 proc. udziałów w koncesji PL211 CS od Sval Energi AS w maju 2023 r. Z kolei w grudniu 2023 r. spółka zwiększyła swój stan posiadania w tym złożu do 11,92 proc. dzięki wymianie aktywów z Wintershall Dea Norge. "Oprócz Adriany, koncesja obejmuje również drugie złoże o nazwie Sabina, zawierające gaz ziemny oraz ropę naftową, którego zasoby czekają jeszcze na potwierdzenie" - dodał koncern.

Koncesja PL211 CS znajduje się ok. 20 km na południowy zachód od obszaru wydobywczego Skarv, który stanowi jeden z głównych ośrodków działalności wydobywczej PGNiG Usptream Norway na Morzu Norweskim. PGNiG Upstream Norway posiada 11,92 proc. udziałów w tej koncesji, a pozostałe należą do Wintershall Dea Norge (38,08 proc., operator), Petoro (35 proc.) oraz Aker BP (15 proc.).

"Dzięki niewielkiej odległości, ewentualne zagospodarowanie złoża Adriana może być zrealizowane z wykorzystaniem dobrze rozwiniętej infrastruktury wydobywczej Skarv. Pozwoliłoby to nie tylko na zmniejszenie kosztów i skrócenie czasu potrzebnego do rozpoczęcia wydobycia, ale mogłoby także ograniczyć emisje CO2 związane z zagospodarowaniem złoża" - wyjaśnił Orlen.

Takie podejście - jak zauważył koncern - "wpisuje się w strategię działań Grupy Orlen na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, która zakłada maksymalizację wykorzystania już posiadanych aktywów do poprawy efektywności wydobycia".

Orlen wspomniał jednocześnie, że oprócz złóż Adriana i Sabina, PGNiG Upstream Norway posiada aktualnie w sąsiedztwie Skarv udziały w złożach Alve, Alve Nord, Aerfugl Nord, Idun Nord, Marulk, Orn i Verdande.

Grupa Orlen to multienergetyczny koncern, który posiada m.in. rafinerie w Polsce, w Czechach i na Litwie, a także sieć stacji paliw, w tym również w Niemczech, na Słowacji, na Węgrzech oraz w Austrii. Rozwija jednocześnie segment wydobywczy węglowodorów, ropy i gazu, segment petrochemiczny oraz odnawialnych źródeł energii i planuje rozwój bezpiecznej energetyki jądrowej. Do 2030 r. zamierza uruchomić co najmniej jeden mały reaktor jądrowy SMR.

W 2023 r. zaktualizowano strategię Grupy Orlen do 2030 r., uwzględniając jej priorytetowe cele po fuzji z Grupą Energa, Grupą Lotos i PGNiG. Zgodnie z tym dokumentem, do końca dekady koncern planuje zainwestować ponad 320 mld zł.

Autor: Michał Budkiewicz

mb/ huw/