Fot. Mat. prasowe/Spółka
Orlen Upstream Norway, należący do Grupy Orlen, wraz z partnerami zakończył trzecią fazę zagospodarowania złoża Ormen Lange na Morzu Norweskim. Dzięki zastosowaniu nowoczesnych rozwiązań technologicznych, roczne wydobycie gazu przez Orlen ze złoża wzrośnie do 1,5 mld m sześc., z czego dodatkowe 500 mln m sześc. przypadnie na spółkę w szczytowym okresie produkcji.
– 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 – mówi Ireneusz Fąfara, prezes zarządu Orlen.
Złoże Ormen Lange, odkryte w 1997 roku, znajduje się 120 km od wybrzeża Norwegii, na głębokości morza sięgającej 1000 metrów. Trzecia faza projektu polegała na instalacji czterech podwodnych sprężarek gazu, które kompensują naturalny spadek ciśnienia w złożu. Zamiast typowego montażu na platformach, urządzenia zainstalowano na dnie morza, co pozwoliło zwiększyć efektywność, obniżyć koszty i podnieść bezpieczeństwo.
Sprężarki są zasilane z lądu niemal wyłącznie energią odnawialną i kontrolowane z terminalu gazowego Nyhamna, oddalonego od złoża o 120 kilometrów.
– Ormen Lange to jeden z najbardziej zaawansowanych technicznie projektów wydobywczych na świecie. Podłączenie podwodnych sprężarek do lądowej sieci elektroenergetycznej oznacza, że 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 – mówi Wiesław Prugar, członek zarządu Orlen ds. Upstream.
Przed montażem sprężarek przeprowadzono testy z wykorzystaniem symulacji komputerowych oraz fizycznego modelu systemu w skali boiska piłkarskiego. Pozwoliło to na dopracowanie oprogramowania sterującego i potwierdzenie skuteczności rozwiązań.
Zastosowana technologia umożliwi nie tylko wzrost bieżącej produkcji, ale również zwiększy całkowitą ilość surowca możliwego do wydobycia ze złoża. Łączny wzrost zasobów możliwych do eksploatacji wyniesie 30-50 mld m sześc., z czego na Orlen przypadnie 4-7 mld m sześc. W efekcie współczynnik wykorzystania zasobów Ormen Lange wzrośnie z 75 do 85 proc.
Wśród udziałowców złoża znajdują się: Petoro (36,5 proc.), Equinor Energy (25,4 proc.), Norske Shell (17,8 proc., operator), Vår Energi (6,3 proc.) oraz Orlen Upstream Norway, który posiada 14 proc.
Spółka Orlen Upstream Norway prowadzi eksploatację 20 złóż i przygotowuje się do wydobycia na siedmiu kolejnych. W 2024 roku wyprodukowała 40,5 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej, w tym 4,6 mld m sześc. gazu przesyłanego do Polski gazociągiem Baltic Pipe.
Strategia Grupy Orlen zakłada wzrost własnego wydobycia gazu do 12 mld m sześc. rocznie do 2030 roku, z czego połowa ma pochodzić z Norwegii. Wzrost ten ma odpowiadać na prognozowany wzrost zapotrzebowania Polski na gaz do 27 mld m sześc. rocznie, napędzany rozwojem gazowych bloków energetycznych w ramach transformacji energetycznej.
Orlen zarządza rafineriami w Polsce, Czechach i na Litwie, prowadzi działalność detaliczną w Europie Środkowej, wydobywa surowce w Polsce, Norwegii, Kanadzie i Pakistanie oraz produkuje energię, w tym z OZE. W ramach strategii multienergetycznej spółka przejęła Grupę Lotos, PGNiG i większościowy pakiet Grupy Energa. W 2024 roku miała 296,95 mld zł przychodów i jest notowana na GPW od 1999 roku, wchodząc w skład indeksu WIG20.
