Spełniony został jeden z warunków zawieszających umowy zakupu przez PGNiG Upstream Norway udziałów w licencjach PL636 i PL636B od Wellesley Petroleum zawierających złoże Duva – poinformował PGNIG w komunikacie.
“Zarząd Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA (…), informuje, że w dniu 22 lipca 2019 r. spełniony został jeden z warunków zawieszających umowy zakupu przez PGNiG Upstream Norway AS (“PUN”) udziałów w licencjach PL636 i PL636B od Wellesley Petroleum AS, zawierających złoże Duva (“Umowa”) w przedmiocie zatwierdzenia przez Zgromadzenie Wspólników PUN działań zmierzających do zawarcia Umowy” – podano w komunikacie.
W komunikacie dodano, że o spełnieniu pozostałych warunków zawieszających umowy, w tym uzyskania wymaganych zgód administracyjnych w Norwegii, PGNiG poinformuje w odrębnym raporcie. 12 lipca PGNIG poinformował o zawarciu umowy zakupu przez PGNiG Upstream Norway 20 proc. udziałów w złożu Duva na Morzu Północnym na koncesjach PL636 i PL636B od firmy Wellesley Petroleum. Wartość transakcji objęta jest tajemnicą handlową, a rozpoczęcie produkcji planowane jest na przełomie 2020 i 2021 roku. Operatorem złoża jest Neptune Energy Norge, który posiada 30 proc. udziałów. Pozostali partnerzy to Idemitsu Petroleum Norge (30 proc.) oraz Pandion Energy (20 proc.).
Duva jest złożem gazowo-ropnym zlokalizowanym na Morzu Północnym, w odległości 6 km od złoża Gjoa, którego operatorem jest Neptune Energy Norge. Złoże znajduje się na koncesji PL636 i zostało udokumentowane poprzez odwiert poszukiwawczy w 2016 roku. Od tego czasu trwały prace dotyczące opracowania koncepcji zagospodarowania złoża. Zgodnie z danymi Norweskiego Dyrektoriatu Naftowego udokumentowane zasoby wydobywalne złoża Duva wynoszą ok. 8,4 mld m sześc. gazu, 3,7 mln m sześc. ropy naftowej oraz 1 mln ton NGL. Obecnie – jak podał PGNiG – Duva znajduje się w fazie przygotowania do produkcji. Plan zagospodarowania złoża został zatwierdzony przez norweskie Ministerstwo Ropy i Gazu w czerwcu 2019 roku.
“Plan zakłada wykonanie co najmniej trzech odwiertów wydobywczych i podłączenie ich do platformy Gjoa. Wykorzystanie istniejącej infrastruktury produkcyjnej znacząco obniża koszty oraz skraca proces inwestycyjny, który będzie kontynuowany w latach 2019-20” – podano w komunikacie. Grupa podała, że – zgodnie z aktualnymi danymi operatora złoża – maksymalne wydobycie ma wynieść 30 tys. baryłek ekwiwalentu ropy i gazu. Wydobycie gazu, w części przypadającej na PUN, ma wynieść 0,13 mld m sześc. gazu rocznie. Umowa została zawarta pod warunkami zawieszającymi, w tym uzyskania wymaganych zgód korporacyjnych i zgód administracyjnych w Norwegii.
Polska Agencja Prasowa
