Total откладывает на год перезапуск газового месторождения Тайра на шельфе Дании.

Из-за пандемии COVID-19 дата запуска реконструируемого месторождения Тайра была изменена с 1 июля 2022 г. на 1 июня 2023 г.
Total перенесла дату возобновления добычи газа на крупнейшем месторождении на шельфе Дании Тайра (Tyra) почти на год.
Об этом Total E&P Danmark сообщила 6 ноября 2020 г.
Причиной переноса стала пандемия коронавирусной инфекции COVID-19 и введенные в связи с этим ограничения.
Total в течение года с момента остановки месторождения Тайра успела провести большой объем работ, даже в условиях принятых мер для обеспечения здоровья и безопасности всех сотрудников.
Летом 2020 г. было мобилизовано более 700 рабочих для демонтажа старых объектов месторождения Тайра.
Работы завершились успешно, все демонтированные платформы были доставлены на склады вторичной переработки в августе 2020 г.
Параллельно с этим Total тесно сотрудничала с субподрядчиками проекта, чтобы ограничить влияние пандемии на строительные работы и сроки поставки новых платформ.
Однако ограничения, введенные властями Дании из-за COVID-19, привели к закрытию нескольких верфей, на которых строятся новые объекты месторождение Тайра.
В сочетании с тем, что монтажные работы в Северном море могут проводиться только в летний сезон, установка 4 новых платформ на месторождении была перенесена с 2021 г. на 2022 г.
В связи с этим дата запуска реконструируемого месторождения Тайра была изменена с 1 июля 2022 г. на 1 июня 2023 г.
Инвестиционная стоимость проекта Тайра при этом остается неизменной - 21 млрд датских крон (333,623 млн долл. США).
Месторождение Тайра является крупнейшим газоконденсатным месторождением (ГКМ) в датском секторе Северного моря.
Открыто месторождение было в 1968 г., добыча ведется с 1984 г.
Пиковая добыча на месторождении Тайра составляла 4 млрд м3/год, месторождение обеспечивало до 90% потребления газа в Дании.
Добычная инфраструктура месторождения сформирована 2 комплексами - Tyra West и Tyra East, а также 5 безлюдными спутниковыми платформами.
Газ, добываемый на комплексе Tyra East, транспортируется на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) Nybro в Дании, а комплекс Tyra West поставляет газ в Нидерланды по магистральному газопроводу (МГП) Tyra West-F3 и МГП Северного морского газотранспорта (NOGAT).
Разработку месторождения ведет консорциум Dansk Undergrunds Consortium (DUC) в составе Total (43,2%, оператор), Noreco (36,8%) и датский госфонд Nordsofonden (20%).
В сентябре 2019 г. месторождение было остановлено для реконструкции нефтепромысловых объектов, потребовавшейся из-за проседания морского дна.
Реконструкция месторождения Тайра включает 3 основных элемента:
вывод из эксплуатации, а также переработку и утилизацию старых платформ,
реконструкция и удлинение на 13 м существующих опор платформы на 6 платформах, у которых будут новые верхние строения,
строительство новых технологической и жилой платформ.
Проект реконструкции нацелен на продление срока службы месторождения на 25 лет при сохранении добычных мощностей в 60 тыс. бнэ/сутки.
Задержка с возобновлением добычи на месторождении Тайра может стать очень неприятным моментом для Польши.
В октябре 2020 г. PGNiG Supply & Trading, дочка PGNiG, и датская Orsted Salg & Service, дочка Orsted, подписали контракт на поставку газа в Польшу.
Данный контракт начнет действовать с 1 января 2023 г. и предусматривает объем поставок порядка 6,4 млрд м3 до 1 октября 2028 г.
Orsted будет поставлять в Польшу природный газ, приобретаемый у компаний, работающих в датском секторе Северного моря, в т.ч. газ месторождения Тайра.
Газ из Дании необходим Польше для загрузки будущего МГП Baltic Pipe, который обеспечит поставку газа с месторождений на норвежском шельфе в Северном море в Польшу через Данию.
Строительство МГП Baltic Pipe началось в мае 2020 г., плановый срок ввода в эксплуатацию - 1 октября 2022 г.
Планируемая пропускная мощность газопровода - 10 млрд м3/год, протяженность - 230 км.
Для обеспечения ресурсной базы МГП Baltic Pipe PGNiG приобретает доли участия в проектах по разработке месторождений на шельфе Норвегии.
Однако, по всей видимости, уверенности в достаточном объеме добычи на этих месторождениях для обеспечения загрузки МГП Baltic Pipe, у PGNiG нет.
Поэтому PGNiG потребовался контракт с Orsted, даже несмотря на то, что он включает объемы газа с неработающего месторождения, срок перезапуска которого отложен на год.