Future Energy - Energia Przyszłości - Shell oszczędny

Holenderska firma z rynku wydobycia ropy naftowej Royal Dutch Shell zrezygnował z udziału w jednym z największych i najnowocześniejszych  projektów wydobycia gazu w Norwegii. Firma motywuje decyzję  wzrostem kosztów i złożonością projektu. Zdaniem specjalistów rynku paliw jest to cios dla tej technologii, która według niektórych miała szanse zrewolucjonizować sposób wydobycia gazu na szelfie morskim. Rzecznik Shell podał 11 kwietnia 2014 r. iż firma zdecydowała się na odłożenie realizacji rozpoczętego projektu przeprowadzania podwodnej kompresji gazu w obrębie złoża Ormen Lange na Morzu Północnym.

Jest to drugie co do zasobności norweskie złoże gazu. Decyzja o zawieszeniu na kilka lat prób wydobycia, zostanie w mocy do czasu uzyskania wystarczających informacji o szczegółach technicznych wydobycia przy zastosowaniu nowej technologii i planowanym dla tego złoża zbiorniku gazu.Na przestrzeni ostatnich 10 lat znacznie wzrosły koszty eksploatacji podmorskiego gazu na szelfie norweskim szelfie, tymczasem coraz częściej firmy naftowe odwołują lub opóźniają realizację takich projektów, aby zaoszczędzić na kosztach, a zarobione kwoty przeznaczyć na wypłatę dywidendy. Shell nie podał swych szacunków w zakresie kosztów tej inwestycji, przy ich szacowaniu można posiłkować się realizowanym przez Statoil projektem podmorskiej kompresji na złożu Aasgard.

Jest ona wyceniana na 2,5 miliardów dolarów. Obecnie projekt Ormen Lange jest bardziej skomplikowaną technicznie inwestycją tego typu, ponieważ morze jest w tym obszarze głębsze niż gdzie indziej, a brak jest w pobliżu  platformy do zasilania i serwisowania. Według Odina Estensena, przewodniczącego konsorcjum zarządzającego eksploatacją złoża Ormen Lange, sektor wydobycia gazu i ropy z dna morza stoi obecnie przed wielkim problemem jakim są coraz wyższe koszty eksploatacji. Dodaje on także, że koszty w połączeniu z kwestią złożoności projektu oraz brakiem pewności co do faktycznej wielkości założonego wydobycia, powoduje, że ekonomiczne uzasadnienie projektu przestaje być niepodważalne.

Firma Shell nie zamierza budować platformy ze względu na koszty, powodem jest także analiza, która wykazała, że obecnie przeprowadzenie kompresji nie jest niezbędne do eksploatacji złoża w późniejszych latach. Norweska rządowa firma holdingowa Petoro, będąca jednocześnie największym udziałowcem w licencji na eksploatację tego złoża, wyraził sprzeciw przeciwko odroczeniu projektu, twierdząc, że dla Petoro projekt ten już pochłonął "kilka miliardów koron norweskich". Haakon Amundsen, analityk ABG Sundal Collier przypuszcza, że decyzja jaką podjął Shell pokazuje, że spółki naftowe są obecnie nastawione na cięcie kosztów inwestycyjnych poprzez wychodzenie z najbardziej marginalnych projektów.

Dodaje on, że takie ograniczenia lub celowe opóźnienia nie są dla inwestorów zaskoczeniem, gdyż każdy ma świadomość, że to projekt gazowy z użyciem nowych technologii, a więc plany produkcji można układać na wiele lat naprzód, kiedyś w przyszłości. Inwestorzy wolą więc rozkładać  koszty na długi czas.Shell jako operator złoża Ormen Lange ma w nim z 17,8 % udziałów, Petoro ma 36,5 %, Statoil posiada tam 25,4 %, z kolei Dong Energy 14 %, a ExxonMobil 6,3 %. Według oświadczenia zarządu Shella to Petoro był jedynym jego partnerem przeciwnym odroczeniu projektu kompresji podwodnej.Wyceniany na 15,5 mld dolarów projekt wierceń na arktycznym złożu Johan Castberg przełożył również Statoil, przełożył o rok datę rozpoczęcia eksploatacji największego nowoodkrytego w Norwegii w ostatnich kilku dekadach złoża - Johan Sverdrup.

Aby zobrazować wielkość złóż, o których mowa można tylko wskazać, że Ormen Lange dostarcza obecnie równowartości 1/5 potrzeb gazowych Wielkiej Brytanii, z czasem może  stracić swoje znaczenie. Nowoczesna technologię z użyciem kompresji podwodnej postrzegano jako mniej kosztowną alternatywę dla wzniesienia platformy.Shell nie zamierza poddać się całkiem w sprawie kompresji podmorskiej w Ormen Lange, jednak na razie nie podaje żadnego terminu wznowienia prac.Aker - norweska firma usług wydobywczych, która wykonała pilotażowy projekt kompresji na tym złożu, wciąż liczy na to, że Shell i spółki z tej branży skorzystają z jej technologii w przyszłości. Podwodne pompy mogą wysysać ze złóż znacznie więcej gazu niż przy tradycyjnych metodach, a koszty można obniżać  poprzez brak potrzeby utrzymywania pracowników na platformie. Technologia jest wciąż jeszcze nowa i niesprawdzona.

Rozwiązania

Zobacz co mozemy zaoferować

Już wkrótce

Badania

Zapoznaj się z wynikami badań.

Czytaj więcej...

Informacje techniczne

Sprawdź parametry techniczne

Już wkrótce...

© 2012-2015 Future Energy sp. z o.o.
wpisana do Krajowego Rejestru Sądowego prowadzonego przez Sąd Rejonowy Poznań-Nowe Miasto i Wilda w Poznaniu, VIII Wydział Gospodarczy, pod numerem KRS 0000379210, z siedzibą w Poznaniu (61-131), ul. Katowicka 11 /U29. NIP: 7831662724, REGON: 301535188