Norweska spółka Orlen, wraz z partnerami, zakończyła kolejną fazę zagospodarowania złoża Ormen Lange. Dzięki zastosowaniu innowacyjnych rozwiązań technicznych koncern zwiększy wydobycie gazu o dodatkowe 0,5 mld m³ rocznie w szczytowym okresie produkcji.
Ormen Lange to drugie największe złoże gazowe na Norweskim Szelfie Kontynentalnym i jedno z najcenniejszych aktywów w portfelu Grupy ORLEN. Inwestycja zwiększy nasze wydobycie do 1,5 mld m³ gazu rocznie, umacniając pozycję w Norwegii. Zastosowane rozwiązania eliminują emisję CO₂ i podnoszą efektywność wydobycia – podkreśla Ireneusz Fąfara, prezes zarządu Orlen.
Ormen Lange – jedno z największych złóż gazowych w Norwegii
Złoże Ormen Lange zostało odkryte w 1997 r., a jego zasoby oszacowano na 330 mld m³ gazu. Położone jest na Morzu Norweskim, ok. 120 km od brzegu. Głębokość morza wynosi 850–1000 m, a samo złoże znajduje się ok. 3000 m pod dnem.
Innowacyjne rozwiązania w wydobyciu gazu
Montaż podwodnych sprężarek
Trzecia faza zagospodarowania polegała na montażu czterech podwodnych sprężarek gazu, które kompensują spadek ciśnienia w złożu. Zamiast tradycyjnej instalacji na platformach, urządzenia zostały zamontowane na dnie morza – co zwiększyło efektywność wydobycia, obniżyło koszty i podniosło bezpieczeństwo.
Zasilanie energią odnawialną
Ormen Lange to jeden z najbardziej zaawansowanych projektów wydobywczych na świecie. Sprężarki są zasilane z lądowej sieci elektroenergetycznej, w dużej mierze opartej na odnawialnych źródłach energii. Ich pracą steruje terminal gazowy Nyhamna, oddalony o 120 km – wskazuje Wiesław Prugar, członek zarządu Orlen ds. Upstream.
Stacja Paliw – Sprzedaż Detaliczna. RAPORT 2025
>> kliknij, aby zapoznać się z PEŁNYM, BEZPŁATNYM wydaniem <<
Testy technologiczne na skalę światową
Przed instalacją sprężarek przeprowadzono serię testów – od symulacji komputerowych, po budowę pełnowymiarowego modelu układu wielkości boiska. Pozwoliło to dopracować oprogramowanie i zapewnić niezawodne działanie systemu.
Efekty inwestycji – większe wydobycie gazu dla Polski
W szczytowym okresie podwodne sprężarki zwiększą dzienne wydobycie gazu nawet o 50%. Dla ORLEN oznacza to dodatkowe 500 mln m³ gazu rocznie. W całym okresie eksploatacji ze złoża zostanie pozyskane dodatkowe 30–50 mld m³, z czego na ORLEN przypadnie 4–7 mld m³.
Dzięki temu współczynnik wykorzystania zasobów Ormen Lange wzrośnie z 75 do 85%, czyniąc je jednym z najefektywniej zagospodarowanych złóż gazowych na świecie.
Udziałowcy i znaczenie dla regionu
Udziałowcami złoża Ormen Lange są:
- ORLEN Upstream Norway – 14%
- Petoro – 36,5%
- Equinor Energy – 25,4%
- Norske Shell (operator) – 17,8%
- Vår Energi – 6,3%
Norwegia kluczowym kierunkiem wydobycia gazu ORLEN
Obecnie ORLEN Upstream Norway prowadzi wydobycie z 20 złóż, a na siedmiu kolejnych przygotowuje się do eksploatacji. W 2024 roku spółka wyprodukowała 40,5 mln baryłek ekwiwalentu ropy, w tym 4,6 mld m³ gazu przesyłanego do Polski gazociągiem Baltic Pipe.
Strategia ORLEN do 2030 roku
Zgodnie ze strategią Grupy ORLEN, do 2030 r. własne wydobycie gazu ma wzrosnąć o ok. 50% – do 12 mld m³ rocznie, z czego połowa będzie pochodzić z Norwegii. To odpowiedź na rosnące zapotrzebowanie Polski na gaz, które od 2030 r. wzrośnie do 27 mld m³, m.in. w związku z transformacją energetyczną i budową nowych bloków gazowych.
źródło: Orlen
© BROG B2B Spółka z ograniczoną odpowiedzialnością sp.k.
Dalsze rozpowszechnianie powyższego materiału jest zabronione.