Mer gass med innovasjon og nytenking

-Av og til er det vel verdt å bruke ekstra tid på å finne en enda smartere, bedre og mer effektiv metode for å løse en utfordring. Planen for å øke utvinningsgraden på Ormen Lang er et tydelig eksempel på hvordan et steg tilbake for å undersøke om det finnes bedre ideer og løsninger har gitt uttelling, sier A/S Norske Shells administrerende direktør Agnete Johnsgaard-Lewis.  Det nye konseptet er slanket, både i vekt og pris. 

Kompresjonsutstyret planlegges med strøm fra land, likt med eksisterende havbunnsinstallasjoner på feltet. Dette vil sikre at gass fra Ormen Lange fortsatt vil ha et meget lavt CO₂-avtrykk på produksjon og eksport av gass til Europa.

Ormen Lange-partnerne Shell (operatør), Petoro, Equinor, INEOS og ExxonMobil har valgt OneSubsea for kompresjonssystemet. Denne uken ble det signert en rammekontrakt som i første omgang gjelder prosjektering, design og kvalifisering. Endelig investeringsbeslutning kommer senere. Da vil kontrakten også inkludere innkjøp, fabrikasjon og installasjon av to identiske multifase kompresjonstog på havbunnen. Multifase betyr at systemet kan håndtere såkalt våt gass. 

Partnerskapet tok en vanskelig avgjørelse om å stoppe en tidligere versjon av undervannskompresjon på Ormen Lange i 2014. Det var for mange åpne spørsmål om teknologien og økonomien i prosjektet. I tillegg var 2014 preget av høye priser i leverandørmarkedet.  

-Prosjektkostnaden er redusert med mer enn 60% sammenlignet med det opprinnelige prosjektet. Vekten på utstyret er også redusert med 60% og antallet moduler er halvert. Likevel har estimatet for økt utvinning gått opp. Forventede inntekter øker, mens risikoene reduseres.  Dette har vi fått til gjennom nært samarbeid og tidlig involvering av leverandørene i markedet. Det krever tett samarbeid og åpenhet mellom partene. I tillegg har vi har hentet verdifull erfaring og læring fra andre lignende prosjekt, sier Shells leder av prosjektet, Richard Crichton. 

Oljedirektoratet forventer at undervannskompresjon kan skyve utvinningsgraden fra Ormen Lange over 80%. Stortingsgodkjenningen for Ormen Lange-utbyggingen forutsatte allerede i 2004 at undervannskompresjon skulle utredes for Ormen Lange, selv om teknologien på dette tidspunktet bare var et teoretisk og uprøvd konsept.  Løsningene måtte designes, bygges og testes. Ormen Lange utviklet et fullskala testprogram, fulgte tett med markedsutviklingen og oppsøkte læring fra andre felt med kompresjonsprosjekt. 

Det naturlige trykket i reservoaret har vært hovedkraften i produksjonen fra Ormen Lange siden starten for tolv år siden.  Det har sørget for stabil gassproduksjon gjennom nitten installerte produksjonsbrønner. Som forventet har gasstrykket i det store gassfeltet blitt naturlig redusert.  Avstanden fra havoverflaten til reservoaret er en kilometer vanndyp og to kilometer undergrunn. Landkompresjon fra Nyhamna ble introdusert i 2017. Det ga økt fleksibilitet for når man ville trenge ekstra kompresjon ute på feltet.

-Når dette systemet er på plass, håper jeg at det kan bidra til 30 % økning av volumene som står igjen å produsere. Det er fortsatt store verdier igjen i Ormen Lange, både for partnerne og samfunnet, sier Johnsgaard-Lewis.