Orlen Upstream Norway, wraz z partnerami, zakończył trzecią fazę zagospodarowania złoża Ormen Lange w Norweskim Morzu, wprowadzając przełomowe technologie podwodnych sprężarek gazu. Inwestycja zwiększy roczne wydobycie Orlenu o 0,5 mld m³ gazu, podnosząc współczynnik wykorzystania złoża z 75% do 85% – jednego z najwyższych na świecie.

26 sierpnia 2025 roku Orlen Upstream Norway, we współpracy z partnerami, zakończył trzecią fazę rozwoju złoża Ormen Lange, drugiego największego złoża gazowego na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Inwestycja, oparta na innowacyjnych rozwiązaniach technicznych, zwiększy roczne wydobycie gazu przez Orlen o około 0,5 miliarda metrów sześciennych w okresie szczytowej produkcji.

Projekt, ukończony przed terminem i w ramach budżetu, podkreśla rosnące znaczenie Orlenu na norweskim rynku energetycznym, gdzie spółka jest udziałowcem 20 produkcyjnych złóż i siedmiu w fazie rozwoju. Inwestycja w Ormen Lange, realizowana z partnerami takimi jak Shell (operator), Equinor, Petoro i Vår Energi, jest krokiem w kierunku realizacji strategii Orlenu, zakładającej zwiększenie własnego wydobycia gazu o 50% do 2030 roku. Wprowadzenie zaawansowanych technologii podwodnych sprężarek gazu nie tylko zwiększa efektywność wydobycia, ale także minimalizuje wpływ na środowisko, wpisując się w globalne trendy dekarbonizacji.

Znaczenie złoża Ormen Lange

Złoże Ormen Lange, odkryte w 1997 roku, jest drugim co do wielkości złożem gazowym na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, z szacowanymi zasobami na poziomie 330 miliardów metrów sześciennych gazu. Położone w Norweskim Morzu, około 120 km od wybrzeża, na głębokości 850–1000 metrów, z rezerwuarem 3000 metrów pod dnem morskim, jest jednym z najbardziej wymagających technicznie projektów upstream na świecie.

Ormen Lange odgrywa kluczową rolę w portfelu Orlen Upstream Norway, w którym spółka posiada 14% udziałów. W szczytowym okresie złoże dostarczało nawet 30% zapotrzebowania na gaz Wielkiej Brytanii, a obecnie jest istotnym źródłem dostaw dla całej Europy poprzez gazociąg Langeled i norweski system eksportu gazu.

Trzecia faza rozwoju złoża, zakończona w 2025 roku, wprowadza innowacyjne rozwiązania, które podnoszą współczynnik odzysku gazu z 75% do 85%, co plasuje Ormen Lange wśród najbardziej efektywnych złóż na świecie.

Partnerzy strategiczni projektu

Projekt Ormen Lange jest realizowany przez konsorcjum pięciu partnerów, z wyraźnym podziałem udziałów:

• Petoro: 36,5% – największy udziałowiec, reprezentujący interesy państwa norweskiego.
• Equinor Energy: 25,4% – lider norweskiego sektora energetycznego.
• Norske Shell: 17,8% – operator złoża, odpowiedzialny za techniczne zarządzanie projektem.
• Orlen Upstream Norway: 14% – kluczowy gracz w portfelu zagranicznych inwestycji Orlenu.
• Vår Energi: 6,3% – niezależna spółka upstream z silną pozycją na szelfie norweskim.

Współpraca tych podmiotów, koordynowana przez Shell, umożliwiła zakończenie trzeciej fazy projektu przed planowanym terminem i w ramach budżetu.

Innowacyjne rozwiązania techniczne

Kluczowym elementem trzeciej fazy rozwoju Ormen Lange jest zastosowanie czterech podwodnych sprężarek gazu, zainstalowanych na dnie morza na głębokości 850–1000 metrów. W odróżnieniu od tradycyjnych rozwiązań, gdzie sprężarki montuje się na platformach morskich, konsorcjum zdecydowało się na instalację na dnie morza, co przynosi szereg korzyści:

• Większa wydajność: Podwodne sprężarki kompensują spadek ciśnienia w złożu, zwiększając dzienną zdolność produkcyjną nawet o 50%.
• Niższe koszty: Brak konieczności budowy platformy morskiej znacząco obniża koszty inwestycji i eksploatacji.
• Wyższe bezpieczeństwo: Eliminacja platformy zmniejsza ryzyko wypadków związanych z operacjami na morzu.
• Minimalizacja emisji: Sprężarki są zasilane niemal w całości energią odnawialną z lądowej sieci elektroenergetycznej, co redukuje ślad węglowy projektu.

Sprężarki zostały podłączone do terminalu gazowego Nyhamna, oddalonego o 120 km, za pomocą dwóch 120-kilometrowych kabli podmorskich. System sterowania, opracowany przez SLB OneSubsea i Aker Solutions, przeszedł rygorystyczne testy, w tym symulacje komputerowe i próby na pełnowymiarowym modelu wielkości boiska piłkarskiego.

Technologia na światowym poziomie

Projekt Ormen Lange Phase III jest uznawany za jeden z najbardziej zaawansowanych technicznie w globalnym sektorze upstream. Kluczowym osiągnięciem jest pierwsze na świecie podłączenie podwodnych sprężarek do lądowej sieci elektroenergetycznej na tak dużą odległość – 120 km od terminalu Nyhamna.

Sprężarki, zaprojektowane przez SLB OneSubsea, są zasilane niemal wyłącznie energią odnawialną z norweskiej sieci, co czyni projekt jednym z najbardziej ekologicznych w branży gazowej. Zastosowanie technologii wielofazowej kompresji podwodnej pozwala na niemal dwukrotne zwiększenie efektywności energetycznej na jednostkę wydobytego gazu w porównaniu z tradycyjnymi metodami.

Przed instalacją sprężarek przeprowadzono kompleksowe testy, obejmujące symulacje komputerowe i próby na pełnowymiarowym modelu. Oprogramowanie sterujące zostało dopracowane, by zapewnić niezawodność w trudnych warunkach głębinowych, takich jak ciśnienie i niskie temperatury. Projekt ten plasuje Ormen Lange wśród liderów technologicznych w branży, obok takich projektów jak Troll czy Åsgard.

Efekty inwestycji

Trzecia faza rozwoju Ormen Lange przynosi znaczące korzyści dla udziałowców i europejskiego rynku gazu:

• Wzrost wydobycia: Podwodne sprężarki zwiększają dzienną zdolność produkcyjną złoża nawet o 50%, co przekłada się na dodatkowe 30–50 miliardów metrów sześciennych gazu w całym okresie eksploatacji złoża. Orlen zyska z tego 4–7 miliardów metrów sześciennych.
• Roczny przyrost dla Orlenu: Dodatkowe 0,5 miliarda metrów sześciennych gazu rocznie w szczytowym okresie produkcji, zwiększając roczne wydobycie Orlenu z Ormen Lange do 1,5 miliarda metrów sześciennych.
• Wyższy współczynnik odzysku: Wzrost efektywności wydobycia z 75% do 85%, co plasuje złoże wśród najbardziej efektywnych na świecie.
• Ekologiczne korzyści: Zasilanie sprężarek energią odnawialną redukuje emisje CO₂, wspierając cele dekarbonizacji Orlenu, który dąży do neutralności emisyjnej do 2050 roku.