PGNiG Upstream Norway obniża emisje CO2 przy pozyskiwaniu gazu ze złóż norweskich
Artykuł sponsorowany

PGNiG Upstream Norway obniża emisje CO2 przy pozyskiwaniu gazu ze złóż norweskich

Grupa Orlen, zdjęcie ilustracyjne
Grupa Orlen, zdjęcie ilustracyjne Źródło:PKN ORLEN
W 2024 r. już około dwie trzecie wydobycia gazu ze złóż norweskich prowadzonego przez spółkę z Grupy ORLEN będzie realizowane z wykorzystaniem instalacji zasilanych czystą energią. Do produkowanej na lądzie energii z odnawialnych źródeł wiosną tego roku podłączono kolejną instalację. Elektryfikacja złoża Sleipner umożliwi zmniejszenie emisji CO2 o 160 tys. ton rocznie.

Bez dostaw z lądu energia elektryczna, niezbędna do funkcjonowania morskich platform wydobywczych, jest produkowana poprzez spalanie eksploatowanego gazu ziemnego. Przyłączenie instalacji na złożu Sleipner do norweskiej sieci elektroenergetycznej pozwoli na wyłączenie dwóch turbin gazowych, dotychczas zapewniających energię. Umożliwi to znaczną redukcję emisji dwutlenku węgla, towarzyszących wydobyciu ropy i gazu, ponieważ energia przesyłana z lądu pochodzi niemal w całości z zeroemisyjnych, odnawialnych źródeł.

OZE zapewniają 98 proc. energii elektrycznej wytwarzanej w Norwegii, z czego ok. 90 proc. jest produkowane w elektrowniach wodnych.

Instalacja Sleipner

Zelektryfikowana instalacja Sleipner obsługuje wydobycie z kilku złóż położonych w centralnej części Morza Północnego. PGNiG Upstream Norway (PUN) ma ok. jednej czwartej udziałów w Sleipner, co zapewnia Grupie ORLEN dostęp do ponad 26 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej (ang. barrel of oil equivalent, boe), które pozostały do wydobycia z tych złóż. Tylko w tym roku koncern wyprodukuje z nich 3,4 mln boe.

Oprócz Grupy ORLEN udziałowcami Sleipner, są Equinor Energy (operator) i Vår Energi.

Kilometry kabla

Sleipner jest zasilany odnawialną energią za pomocą 28-kilometrowego podmorskiego kabla energetycznego, doprowadzonego do platformy Gina Krog. Instalację Gina Krog, obsługującą główne złoże gazowe PGNiG Upstream Norway, podłączono do norweskiej sieci elektroenergetycznej jesienią ub. roku poprzez kompleks wydobywczy Johan Sverdrup. Żeby elektryfikować te dwie instalacje, trzeba było ułożyć ok. 260 km podmorskiego kabla wysokiego napięcia.

Oprócz Sleipner i Gina Krog spółka PGNiG Upstream Norway ma udziały w Ormen Lange i Duva – dwóch innych złożach, podłączonych do norweskiej sieci elektroenergetycznej.

W tym roku wolumen produkcji ze wszystkich zelektryfikowanych złóż należących do Grupy ORLEN może przekroczyć 3 mld m sześc. gazu. W ten sposób ok. 66 proc. wydobycia prowadzonego przez PGNiG Upstream Norway realizowane będzie za pomocą instalacji zasilanych praktycznie zeroemisyjną energią elektryczną.

PUN jest także w trakcie zagospodarowania złoża Fenris i obszaru wydobywczego Yggdrasil, które będą zasilane energią z lądu od początku funkcjonowania. Pozwoli to na uniknięcie emisji ponad 10 mln ton dwutlenku węgla w całym okresie eksploatacji, z czego na PUN przypadałoby ok. 1,1 mln ton CO2.

Norwegia zmniejsza emisje

Elektryfikacja złóż, która wiąże się z wieloma wyzwaniami i wysokimi kosztami związanymi z układaniem podmorskich kabli energetycznych, odgrywa dużą rolę w realizacji norweskiej polityki klimatycznej. Zgodnie z jej założeniami do roku 2030 r. sektor poszukiwawczo-wydobywczy powinien zmniejszyć emisje gazów cieplarnianych o 40 proc. w stosunku do poziomu z 2005 r. Elektryfikacja infrastruktury wydobywczej jest uważana za metodę o największym potencjale redukcji emisji, niezbędną do osiągnięcia zakładanych celów klimatycznych.

ORLEN dla klimatu

Redukcja emisji gazów cieplarnianych wpisuje się w strategię Grupy ORLEN, która do roku 2030 zamierza ograniczyć emisje gazów cieplarnianych związanych z eksploatacją złóż ropy i gazu o 25 proc. w stosunku do poziomu z 2019 r. Elektryfikacja złóż to niejedyny sposób na zmniejszenie śladu węglowego. Inne to: poprawa efektywności instalacji wydobywczych poprzez podłączenie nowych złóż do już istniejącej infrastruktury, poprawa efektywności i modyfikacje poszczególnych elementów infrastruktury wydobywczej, systemy odzysku energii cieplnej i elektrycznej oraz optymalizacja procesów przy wykorzystaniu zaawansowanych modeli cyfrowych.