Po realizacji inwestycji Ormen Lange będzie odpowiadało za około jedną trzecią wydobycia gazu przez Grupę Orlen w Norwegii. Inwestycja pozwoli zwiększyć o 30-50 mld metrów sześciennych całkowitą ilość surowca, który zostanie wydobyty w całym okresie eksploatacji, z czego 4-7 mld metrów sześciennych przypadnie na Orlen. Dzięki podjętym działaniom stopień wykorzystania złoża sięgnie 85 proc., co stawia Ormen Lange w światowej czołówce pod względem efektywności eksploatacji. Produkcja planowana jest co najmniej do 2040 roku.
Ormen Lange położone jest w południowej części Morza Norweskiego, na północny zachód od Kristiansund. W momencie odkrycia złoża w 1997 roku jego zasoby oszacowano na około 330 mld metrów sześciennych gazu. To wystarczająco dużo, żeby pokryć całe zapotrzebowanie Polski przez piętnaście lat. W tamtym czasie zużycie błękitnego paliwa w Unii Europejskiej systematycznie rosło, partnerzy koncesyjni mieli więc pewność, że chętnych na surowiec z Ormen Lange nie zabraknie. Problemem było tylko, jak go wydobyć.
Trudny teren
Dno morza w miejscu, w którym zlokalizowane jest złoże, znajduje się na głębokości od 800 do 1100 metrów. Wcześniej nikt w Norwegii nie próbował uruchomić wydobycia z takiej głębokości. Do tego doliczyć trzeba jeszcze 2800 metrów, które trzeba było wywiercić od dna do samego złoża. Ponadto jest to teren wielkiego osuwiska skalnego – na dnie spoczywają odłamki skalne, których wysokość przekracza 30 metrów. Sprawę komplikują silne prądy morskie i fatalna pogoda, jaka przez większą część roku panuje na Morzu Norweskim.
Prowadzenie prac w takich okolicznościach było dużym wyzwaniem. Tym większym, że udziałowcy Ormen Lange zdecydowali się na nietypowy, nigdy wcześniej nie stosowany wariant zagospodarowania złoża. Postanowili bowiem zrezygnować z morskich platform wydobywczych i całą infrastrukturę produkcyjną umieścić na dnie. Był to efekt chłodnej kalkulacji biznesowej – partnerzy doszli do wniosku, że ten wariant zagospodarowania będzie najszybszy i – biorąc pod uwagę pełny cykl eksploatacji – najtańszy.
Projekt wymagał mobilizacji i użycia najnowszych, często dopiero od niedawna stosowanych rozwiązań, takich jak między innymi studia wirtualnej rzeczywistości, które wykorzystywano do projektowania przebiegu odwiertów produkcyjnych. Użyto do tego technologii pozwalającej wyświetlać trójwymiarowe modele struktur geologicznych. Ekranem było całe pomieszczenie, co dawało wrażenia przebywania w środku złoża. Model był stale aktualizowany danymi pochodzącymi z wierconego otworu. Na tej podstawie korygowano przebieg wiercenia, by dotrzeć do najbardziej perspektywicznych części złoża. W trakcie zagospodarowania na szeroką skalę użyto również zdalnie sterowanych pojazdów podwodnych. Był to jedyny sposób, żeby przeprowadzić większość prac instalacyjnych – 850 metrów to więcej niż wynosi bezpieczna głębokość zanurzenia większości okrętów podwodnych.
Czytaj więcej
Rozwój lądowych farm wiatrowych to – zdaniem rządu – jedna z recept na obniżenie cen energii przy...
Gazowy gigant
Wydobycie z Ormen Lange ruszyło pod koniec 2007 roku. W pierwszym pełnym roku eksploatacji ze złoża wydobyto ponad 11 mld metrów sześc. gazu. Produkcja wzrosła skokowo po zrealizowaniu drugiej fazy zagospodarowania, kiedy wykonano kolejne odwierty. Szczyt wydobycia przypadł na 2012 rok, kiedy z Ormen Lange wyprodukowano 22 mld metrów sześc. gazu.
Projekt wymagał mobilizacji i użycia najnowszych rozwiązań, takich jak między innymi studia wirtualnej rzeczywistości
Jednak w miarę jak wydobywano kolejne wolumeny, ciśnienie gazu pozostającego w złożu zaczęło się obniżać, co przekładało się na spadek produkcji. W ubiegłym roku wydobyto już niecałe 8 mld metrów sześciennych surowca. Partnerzy biznesowi zdecydowali się więc przeprowadzić kolejną inwestycję. Tym razem celem prac nie było wykonanie nowych odwiertów, ale montaż sprężarek, które zwiększą ciśnienie gazu, a tym samym – wielkość wydobycia. Pierwotny plan zakładał zainstalowanie sprężarek na platformach morskich, jednak ostatecznie partnerzy uznali, że lepszym rozwiązaniem będzie umieszczenie całej infrastruktury pod wodą. Wymagało to opracowania nowych rozwiązań technicznych. Jednym z głównych wyzwań było zapewnienie skutecznej kontroli pracy sprężarek z odległego o 120 kilometrów terminalu gazowego Nyhamna. W tym celu zbudowano pełnowymiarowy model całego układu zasilająco-kontrolnego, w którym sprawdzano różne warianty konfiguracji i testowano oprogramowanie sterujące.
Niski ślad węglowy
Sprężarki zamontowane na Ormen Lange są nie tylko sterowane, ale również zasilane z lądu. Energia potrzebna do ich działania jest dostarczana podwodnym kablem wpiętym do norweskiej sieci elektroenergetycznej. W Norwegii ponad 95 proc. elektryczności pochodzi z odnawialnych źródeł energii, przede wszystkim elektrowni wodnych. Oznacza to, że produkcja gazu z Ormen Lange ma bardzo niski ślad węglowy. Oprócz korzyści środowiskowych ma to również wymiar fiskalny. Emisje dwutlenku węgla towarzyszące wydobyciu ropy i gazu są w Norwegii obciążone specjalnym podatkiem. Ormen Lange nie jest zresztą jedynym złożem w norweskim portfelu Orlen, które jest zasilane z lądu – inne to Gina Krog, Sleipner i Duva. Do sieci elektroenergetycznej będą również podłączone zagospodarowywane właśnie złoża Eirin, Yggdrasil i Fenris. Już teraz większość wydobycia gazu prowadzonego przez koncern na Norweskim Szelfie Kontynentalnym odbywa się z instalacji zasilanych niskoemisyjną energią z lądu.
Czytaj więcej
Orlen zamontował już pierwszą turbinę, PGE oczyszcza dno morskie przed przystąpieniem do prac ins...
Inwestycja zrealizowana w ramach trzeciej fazy zagospodarowania Ormen Lange została oficjalnie otwarta 26 sierpnia. Jak twierdzi Shell, który jest operatorem złoża, wydatki związane z montażem sprężarek powinny zwrócić się w ciągu roku. Jednak partnerzy, wśród których jest jeszcze Equinor, Petoro i Vår Energi, patrzą na Ormen Lange także z perspektywy bezpieczeństwa surowcowo-energetycznego odbiorców. Gaz jest bowiem niezbędny zarówno w energetyce, jako stabilna podstawa systemu opartego w coraz większym stopniu o pogodozależne odnawialne źródła, jak i w przemyśle, gdzie wykorzystywany jest w wielu procesach technologicznych, między innymi do produkcji nawozów.
Orlen zakłada, że na początku lat 30. popyt na gaz w Polsce może sięgnąć 27 mld metrów sześc. Spółka dąży do tego, żeby istotna część tego zapotrzebowania mogła być pokryta surowcem wydobywanym przez koncern – przede wszystkim w Polsce i w Norwegii, skąd jest dostarczany do kraju gazociągiem Baltic Pipe. W ubiegłym roku Grupa Orlen wyprodukowała ponad 8 mld metrów sześc. gazu, z czego w Norwegii – około 4,5 mld metrów sześc. Do 2030 roku poziom wydobycia ma wzrosnąć do 12 mld metrów sześc., a udział Norwegii sięgnąć 6 miliardów. Konieczne są więc kolejne inwestycje Orlenu na szelfie.
