Więcej gazu! Podwodne operacje Orlenu

Spółka Orlen Upstream Norway wraz z partnerami zakończyła kolejną fazę zagospodarowania złoża Ormen Lange na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Orlen zakłada, że dzięki inwestycji pozyska tam dodatkowe 0,5 mld metrów sześc. gazu w szczytowym okresie produkcji - podał we wtorek koncern.

Udziałowcami Ormen Lange, oprócz Orlen Upstream Norway, który posiada 14 proc. udziałów, są też: Petoro - 36,5 proc., Equinor Energy - 25,4 proc., Norske Shell - 17,8 proc., operator złoża, oraz Var Energi - 6,3 proc. Złoże zostało odkryte w 1997 r., a jego zasoby oszacowano na 330 mld metrów sześc. gazu.

We wtorek Orlen oznajmił, że jego norweska spółka do poszukiwań i wydobywania węglowodorów, wraz z swymi partnerami, zakończyła kolejną fazę zagospodarowania Ormen Lange. „Zastosowanie innowacyjnych rozwiązań technicznych, pozwoli znacząco zwiększyć wydobycie gazu” - podkreślił koncern. Zaznaczył, iż „zakłada, że dzięki inwestycji pozyska ze złoża dodatkowe 0,5 mld metrów sześc. surowca w szczytowym okresie produkcji”.

Prezes Orlenu Ireneusz Fąfara przypomniał, że Ormen Lange to drugie największe złoże gazu na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Zwrócił uwagę, że jest to jedno z najcenniejszych aktywów wydobywczych Grupy Orlen. „Inwestycja, którą tam zrealizowaliśmy, zwiększy nasze wydobycie ze złoża do 1,5 mld metrów sześc. gazu rocznie, umacniając pozycję koncernu w Norwegii” - dodał.

Projekt ten - jak ocenił Fąfara, cytowany w komunikacie Orlenu - to także przykład odpowiedzialnego podejścia do działalności wydobywczej poprzez zastosowane rozwiązania, które eliminują emisję CO2, a jednocześnie poprawiają stopień wykorzystania zasobów naturalnych. „Dzięki dobrej współpracy partnerów i podwykonawców, całość została zrealizowana w ramach założonego budżetu i zgodnie z harmonogramem” - podkreślił.

Operacje 1000 metrów pod powierzchnią morza

Orlen wyjaśnił, że Ormen Lange to złoże położone na Morzu Norweskim, około 120 km od brzegu. Głębokość morza wynosi tam 850 do 1000 metrów, a samo złoże znajduje się około 3000 metrów pod dnem. Kolejna, trzecia faza zagospodarowania zlokalizowanych tam zasobów polegała na montażu czterech sprężarek gazu na dnie, chociaż standardowo montowane są na platformach wydobywczych. Wybór tego rozwiązania pozwolił - jak zaznaczył koncern - zwiększyć efektywność wydobycia, ograniczyć koszty i podnieść poziom bezpieczeństwa pracowników. Sprężarki są sterowane i zasilane z lądu.

Wiesław Prugar, odpowiadający w zarządzie Orlenu za segment wydobycia, wskazał, że Ormen Lange to jeden z najbardziej zaawansowanych technicznie projektów wydobywczych na świecie. Dodał, że 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 km. Zapewnienie efektywnego sterowania sprężarkami na taką odległość było dużym wyzwaniem. Wcześniej tego rodzaju rozwiązania były stosowane na Szelfie na znacznie krótszym dystansie” – stwierdził Prugar.

Według Orlenu w szczytowym okresie sprężarki zamontowane na Ormen Lange pozwolą zwiększyć dzienne wydobycie gazu nawet o 50 proc., co przełoży się na wzrost produkcji przypadającej na koncern o ok. 500 mln metrów sześciennych rocznie.

„Wzrośnie również całkowita ilość gazu, którą udziałowcy Ormen Lange będą mogli wydobyć ze złoża w całym okresie jego eksploatacji. To dodatkowe 30-50 mld metrów sześc. surowca, z czego na Orlen przypadnie 4-7 mld metrów sześciennych. Tym samym współczynnik wykorzystania zasobów Ormen Lange wzrośnie z 75 do 85 proc., co stawia je w rzędzie najefektywniej zagospodarowanych złóż gazowych na świecie” - wyliczył koncern.

Orlen Upstream Norway prowadzi wydobycie z 20 złóż

Orlen zwrócił uwagę, że Orlen Upstream Norway prowadzi wydobycie z 20 złóż, a na 7 kolejnych prowadzi prace zmierzające do rozpoczęcia eksploatacji. Spółka ta w 2024 r. wyprodukowała 40,5 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej, w tym prawie 4,6 mld metrów sześc. gazu, który jest przesyłany do Polski gazociągiem Baltic Pipe.

Koncern przypomniał, że zgodnie z jego strategią do 2030 r., własne wydobycie gazu przez Grupę Orlen ma wzrosnąć w tym czasie o ok. 50 proc., do 12 mld metrów sześc. rocznie, z czego 6 mld metrów sześc. będzie pochodziło z Norwegii.

Zdaniem Orlenu planowany wzrost produkcji jest spójny z prognozami dotyczącymi zapotrzebowania Polski na gaz, które od 2030 r. ma zwiększyć się do 27 mld metrów sześc. Koncern ocenia, że rosnący popyt będzie spowodowany przede wszystkim uruchomianiem nowych bloków energetycznych zasilanych gazem w ramach transformacji energetycznej polskiej gospodarki.

Orlen i jego spółki zależne to multienergetyczny koncern, który posiada rafinerie w Polsce, Czechach i na Litwie oraz sieć samochodowych stacji paliw, w tym także w Niemczech, na Słowacji, Węgrzech i w Austrii. Rozwija również segment wydobywczy ropy naftowej i gazu ziemnego, segment petrochemiczny, a także energetyczny, w tym z odnawialnych źródeł energii. Planuje też rozwój energetyki jądrowej opartej o małe, modułowe reaktory SMR.

PAP, sek

»» Odwiedź wgospodarce.pl na GOOGLE NEWS, aby codziennie śledzić aktualne informacje

»» O bieżących wydarzeniach w gospodarce i finansach czytaj tutaj:

Zamkną główny dworzec kolejowy stolicy! Na tydzień

Kujmy u Trumpa żelazo, póki gorące

Rozwój OZE to prosta droga do braków energii

»»Zboże z Ukrainy zalewa nasz rynek. Gdzie jest rząd? – oglądaj na antenie telewizji wPolsce24!