{"id":2031,"date":"2020-11-13T12:02:34","date_gmt":"2020-11-13T11:02:34","guid":{"rendered":"https:\/\/pst-energie.com\/?p=2031"},"modified":"2020-11-13T12:05:37","modified_gmt":"2020-11-13T11:05:37","slug":"pgnig-gruppe-steigert-ihre-produktion-auf-dem-norwegischen-kontinentalschelf","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/orlengas.com\/de\/pgnig-gruppe-steigert-ihre-produktion-auf-dem-norwegischen-kontinentalschelf\/","title":{"rendered":"PGNiG Gruppe steigert ihre Produktion auf dem Norwegischen Kontinentalschelf"},"content":{"rendered":"\n

PGNiG Upstream Norway und seine Lizenzpartner haben drei weitere Bohrungen im \u00c6rfugl-Feld in Betrieb genommen. Damit kann das Unternehmen seine Gesamterdgasproduktion auf dem Norwegischen Kontinentalschelf bis 2021 auf fast 1 bcm Erdgas steigern.<\/strong><\/p>\n\n\n\n

PGNiG Upstream Norway (PUN) hat die Produktion aus drei Bohrl\u00f6chern aufgenommen, die in Phase 1 des \u00c6rfugl-Feldentwicklungsplans auf dem Norwegischen Kontinentalschelf gebohrt wurden. Somit werden jetzt f\u00fcnf Bohrungen im Feld betrieben: drei Bohrungen aus Phase 1, eine aus Phase 2 und eine Testbohrung (A-1 H).<\/p>\n\n\n\n

„Die neuen Bohrungen im \u00c6rfugl-Feld wurden trotz der durch die Coronavirus-Epidemie verursachten Schwierigkeiten planm\u00e4\u00dfig in Betrieb genommen. Ihre Inbetriebnahme wird nicht nur die Erdgasproduktion der PGNiG Gruppe in Norwegen erheblich steigern, sondern sich auch sehr g\u00fcnstig auf die finanzielle Leistung von PUN auswirken. \u00c6rfugl ist eines der profitabelsten Projekte auf dem gesamten norwegischen Festlandsockel“, sagte Pawe\u0142 Majewski, Vorstandsvorsitzender von PGNiG SA,<\/strong> dem alleinigen Eigent\u00fcmer von PUN.<\/p>\n\n\n\n

PUN geht davon aus, dass die Gesamtf\u00f6rdermenge aus den drei Bohrl\u00f6chern im Jahr 2021 0,24 bcm Erdgas erreichen wird. Zusammen mit der Ausbeute aus den beiden anderen Bohrl\u00f6chern wird das aus \u00c6rfugl gef\u00f6rderte und PGNiG zurechenbare Erdgasvolumen dann 0,47 bcm betragen. Die Gesamtgasproduktion von PGNiG auf dem norwegischen Festlandsockel k\u00f6nnte daher im Jahr 2021 0,94 bcm erreichen.<\/p>\n\n\n\n

Der \u00c6rfugl-Feldentwicklungsplan sieht das Bohren von sechs Produktionsbohrungen in zwei Phasen vor, drei in jeder Phase. Im April 2020 wurde die erste Bohrung aus Phase 2 in Betrieb genommen. Die beiden anderen werden 2021 in Betrieb genommen – zwei Jahre vor dem urspr\u00fcnglichen Zeitplan. Sobald der gesamte Lizenzentwicklungsplan abgeschlossen ist, wird die j\u00e4hrliche Gasproduktion von \u00c6rfugl, die der norwegischen PGNiG-Tochtergesellschaft zuzurechnen ist, in der Spitzenzeit 0,5 bcm betragen. Der Brennstoff wird \u00fcber die derzeit im Bau befindliche Baltic Pipe nach Polen transportiert werden.<\/p>\n\n\n\n

Die gesamten gewinnbaren Reserven des \u00c6rfugl-Feldes werden auf \u00fcber 300 mboe gesch\u00e4tzt, von denen mehr als 254 mboe (einschlie\u00dflich 29 bcm Gas) noch gef\u00f6rdert werden m\u00fcssen. F\u00fcr den Betrieb der Bohrl\u00f6cher werden moderne technische L\u00f6sungen eingesetzt, einschlie\u00dflich der Beheizung der Pipelines, die den Brennstoff zur FPSO-Plattform Skrav transportieren. Dies verhindert die Ausf\u00e4llung von Hydraten, die den Gasstrom blockieren k\u00f6nnten.<\/p>\n\n\n\n

PUN h\u00e4lt einen Anteil von 11,92% an der Lizenz f\u00fcr das \u00c6rfugl-Feld. Betriebsf\u00fchrer ist Aker BP und die anderen Partner sind Equinor und Wintershall DEA.<\/p>\n\n\n\n

Derzeit h\u00e4lt PUN Anteile an 32 Lizenzen auf dem norwegischen Festlandsockel (der Erwerb von Anteilen an weiteren vier Lizenzen muss noch von der norwegischen \u00d6lverwaltung genehmigt werden). Das Unternehmen f\u00f6rdert Erd\u00f6l und Erdgas aus sieben Feldern und f\u00fchrt Analyse- und Projektarbeiten an weiteren f\u00fcnf Feldern durch.<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

PGNiG Upstream Norway und seine Lizenzpartner haben drei weitere Bohrungen im \u00c6rfugl-Feld in Betrieb genommen. Damit kann das Unternehmen seine Gesamterdgasproduktion auf dem Norwegischen Kontinentalschelf bis 2021 auf fast 1 bcm Erdgas steigern. 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