Nowy etap wydobycia na Ormen Lange
Norweska spółka ORLEN wraz z partnerami zakończyła kolejną fazę zagospodarowania złoża Ormen Lange, drugiego co do wielkości złoża gazowego na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Zastosowanie innowacyjnych rozwiązań technicznych pozwoliło znacząco zwiększyć wydobycie surowca.
Ormen Lange to drugie największe złoże gazowe na Norweskim Szelfie Kontynentalnym i jedno z najcenniejszych aktywów wydobywczych w portfelu Grupy ORLEN. Inwestycja, którą tam zrealizowaliśmy, zwiększy nasze wydobycie ze złoża do 1,5 mld m sześc. gazu rocznie, umacniając pozycję koncernu w Norwegii. Ten projekt to także przykład odpowiedzialnego podejścia do działalności wydobywczej – zastosowane rozwiązania eliminują emisję dwutlenku węgla, a jednocześnie poprawiają stopień wykorzystania zasobów naturalnych. Dzięki dobrej współpracy partnerów i podwykonawców, całość została zrealizowana w ramach założonego budżetu i zgodnie z harmonogramem.
– Ireneusz Fąfara, Prezes Zarządu ORLEN
Technologiczne innowacje i efektywność
Złoże Ormen Lange, odkryte w 1997 roku i szacowane na 330 mld mł gazu, znajduje się na Morzu Norweskim, około 120 km od brzegu, na głębokości morza 850-1000 metrów, a samo złoże leży 3000 metrów pod dnem morskim.
W ramach trzeciej fazy projektu zainstalowano cztery sprężarki gazu na dnie morza, co pozwala zrekompensować spadek ciśnienia w złożu i utrzymać wysokie tempo wydobycia. Sprężarki są sterowane i zasilane z lądu, a ich podłączenie do lądowej sieci elektroenergetycznej umożliwia zasilanie niemal wyłącznie energią odnawialną.
Ormen Lange to jeden z najbardziej zaawansowanych technicznie projektów wydobywczych na świecie. Podłączenie podwodnych sprężarek do lądowej sieci elektroenergetycznej oznacza, iż są one zasilane prawie wyłącznie energią odnawialną. Praca urządzeń jest kontrolowana z terminalu gazowego Nyhamna, oddalonego od złoża o 120 kilometrów. Zapewnienie efektywnego sterowania sprężarkami na taką odległość było dużym wyzwaniem. Wcześniej tego rodzaju rozwiązania były stosowane na Szelfie na znacznie krótszym dystansie.
– Wiesław Prugar, Członek Zarządu ORLEN ds. Upstream
Wzrost wydobycia i efektywności
Dzięki nowym sprężarkom dzienne wydobycie gazu może wzrosnąć choćby o 50%, co przekłada się na wzrost produkcji przypadającej na ORLEN o około 500 mln mł rocznie. Szacuje się, iż całkowita ilość gazu, którą udziałowcy Ormen Lange wydobędą w trakcie eksploatacji, zwiększy się o 30-50 mld mł, z czego na ORLEN przypadnie 4-7 mld mł. Współczynnik wykorzystania zasobów złoża wzrośnie z 75% do 85%.
Struktura udziałów i znaczenie dla polskiego rynku
Właścicielami Ormen Lange są: ORLEN Upstream Norway (14%), Petoro (36,5%), Equinor Energy (25,4%), Norske Shell (17,8% – operator złoża) oraz Vår Energi (6,3%). ORLEN Upstream Norway prowadzi wydobycie z 20 złóż, a na siedmiu kolejnych realizowane są przygotowania do rozpoczęcia eksploatacji. W 2024 roku spółka wyprodukowała 40,5 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej, w tym prawie 4,6 mld mł gazu, przesyłanego do Polski gazociągiem Baltic Pipe.
Zgodnie ze strategią ORLEN, do 2030 roku własne wydobycie gazu przez Grupę ma wzrosnąć o około 50% do 12 mld mł rocznie, z czego 6 mld mł pochodzić będzie z Norwegii. Plany te są zgodne z prognozowanym wzrostem zapotrzebowania Polski na gaz, które od 2030 roku ma wynosić 27 mld mł, głównie z powodu uruchamiania nowych bloków energetycznych zasilanych gazem w ramach transformacji energetycznej.
Źródło: ORLEN S.A.
