En teknologisk nøtt

ENTUSIAST: Teknologidirektør Bjørn Rasmussen er meget entusiastisk der han står over boreprøvene fra den aller første letebrønnen på Ormen Lange. – Nesten alt vi gjør av utviklingsoppgaver fremover, vil være med tanke på å bygge ut dette feltet, sier han.

Det er knyttet store forventninger til utbyggingen av Ormen Lange-feltet vest av Kristiansund. Feltet som har det nest største gassreservoaret som hittil er funnet på norsk sokkel, ligger i et meget krevende område, med havdyp fra 700 til 1100 meter. Den største utfordringen er å få kvalifisert teknologien slik at feltet kan utnyttes kommersielt. Det betyr at løsningen må bli lønnsom med gjeldene gasspriser, siden kondensatmengden er lav og det ikke finnes olje i feltet.

Norsk Hydro er ansvarlig utbygger for Ormen Lange. Det var også Norsk Hydro som i sin tid fattet interesse for området og gjorde nødvendige forundersøkelser. Norsk Shell AS skal stå for driften av Ormen Lange. Det skal ikke underslås at Shell nok ønsker å prioritere utbygging og drift av den såkalte Presidentblokken først, mens Norsk Hydro vil presse på for å få en utbygging av Ormen Lange.

15 år siden

Allerede i 1985 fattet geologene i Norsk Hydro interesse for området som siden har blitt kalt Ormen Lange. De mente det var tydelige tegn på at det kunne finnes hydrokarboner i området. Etter å ha skutt seismikk på Haltenbanken, bestemte geologene seg for at foreta seismiske undersøkelser over blokken 6305/5 og 6305/7 på deres vei sørover etter endt tokt. Seismikken ble i all hemmelighet fraktet inn på Hydros kontorer på Sandsli og en lite gruppe geologer begynte å studere resultatet.

Ganske riktig, etter nitidige gransking fant geologene spor etter en hydrokarbon -vann kontakt. Dette dannet grunnlaget for å søke på lisensene i blokkene som ble frigjort i området. I 15. konsesjonsrunde i 1996 fikk Norsk Hydro tildelt lisens 209 mens fikk BP Amoco lisens 208. Brønn 6305/5-1 ble boret rundt 140 kilometer vest for Kristiansund i 1997. Her ble det funnet gass i sandstenslag i eggaformasjonen dannet i paleocene alder. Senere ble det boret ytterligere to brønner, 6305/1-1 som var tørr, mens 6305/7-1 påviste store gassressurser.

Skuffelse

Snart ble det klart at feltet strakk seg sørover i blokk 6305/8. Norsk Hydro søkte på blokken og regnet det som mer eller mindre sikkert at de ville få tildelt denne utenom tur i 1999. Desto større var skuffelsen da Olje- og energidepartementet (OED) tildelte produksjonslisens 250 til Norske Shell. Avgjørelsen virket som et slag i ansiktet på Hydro.

Dermed oppsto en kamp mellom Norsk Hydro og Shell om hvem som skulle få operatør- og driftsansvaret for feltet når utbygging skulle planlegges og iverksettes. Sterke grupperinger ønsket Shell, fordi det var viktig å ha de store oljeselskapene aktive på norsk sokkel. Norsk Hydro, som fant feltet og hele tiden har sett på feltet som en hovedoppgave, anså selvfølgelig at de var best egnet.

– Alle de nyvinningene som vi har utviklet for Troll-feltet, blant annet havbunnsseparasjon, var forberedelser for å kunne gjennomføre Ormen Lange-prosjektet. Vi var innstilt på å gjennomføre prosjektet basert på de erfaringene vi har fra Troll, understreker direktør for Norsk Hydro produksjon og utforskning i Midt-Norge, Bengt Lie Hansen .

Lettelsen var stor i Norsk Hydro da OED til syvende og sist valgte en delt løsning, hvor Hydro har ansvaret for utbygging mens driftsansvaret hviler på Shell.

Vanskelige bunnforhold

Ormen Lange-feltet ligger svært vanskelig til. Over reservoaret er havbunnen svært kupert. Reservoaret befinner seg nemlig rett under Storeggaraset, et undervannsras som gikk for rundt 7000 år siden. Her skråner havbunnen svært bratt, nærmest som en fjellside slik vi kjenner den fra fjorder på Vestlandet. Havbunnen synker brått fra rundt 350 meter og ned til 1100 meter.

Norsk Hydros hovedmål er å få til en løsning tilsvarende den som finnes på Kollsnes for Trollplattformen, det vil si at selve prosessanlegget blir landbasert. Forskjellen mellom Troll Gass og Ormen Lange er at sistnevnte vil bli utbygd med undervannsløsninger. Fra disse vil det gå en samlerørledning inn til land.

I dag finnes ingen teknologi tilgjengelig for å legge denne rørledningen langs havbunnen og inn til et prosessanlegg. Å lage en vei på havbunnen er helt uaktuelt.

– I Norge kan vi lage nedsenkbare tunneler som er forankret i havbunnen, da må vi kunne klare dette med transportrør for gass også, mener teknologi og kompetansedirektør Bjørn Rasmussen. – Vi har iverksatt prosjekter tilknyttet Demo 2000 programmet som kan kvalifisere nødvendig teknologi for Ormen Lange-utbyggingen. Nesten alt vi gjør av utviklingsoppgaver fremover, vil være med tanke på å bygge ut Ormen Lange.

Til is

Et av de store problemene er de store miljøpåkjenningene som utstyr vil bli utsatt for. Ved havbunnen er sjøtemperaturen enkelte ganger nede i minus 1,9 grader celsius, mens normaltemperaturen er på minus 1,4. Dette er temperaturer som vil være ideelle for hydratdannelse i en tofasestrøm for gass og kondensat/vann. Hydro arbeider derfor intenst med å finne metoder for å forhindre hydratdannelse.

En undervannsløsning kan innebære et prosessanlegg under vann som på Troll C.

– En forutsetning for undervannsproduksjon er at det finnes et fullt brukbart distribusjonssystem for elektrisk energi som kan brukes under de forhold som finnes på Ormen Lange. Et prosjekt under Demo 2000 som utvikles av ABB, Subsea Power Distribution System (SEPDIS), vil være avgjørende for å utvikle og ta i bruk undervannsproduksjonssystem.

Hydro vurderer også andre utbyggingsløsninger. Blant dem er en løsning basert på en flyter med tørre brønnhoder og med gasstransport herfra til land for selve gassprosessanlegget. Umoe har sammen med forskningsinstitusjonen Marintek fått i oppdrag å utvikle en Spar-bøye som kan tåle de forholdene som råder syd på Haltenbanken.

– Miljøbelastningene her er langt sterkere enn i Mexicogolfen. Vind og bølgebelastningen er rundt ni ganger kraftigere. Derfor kan vi ikke direkte overføre erfaringene, understreker Rasmussen.

Ett dreneringspunkt

Selve reservoaret ligger som en dom i fjellet. Foreløpig kjenner ikke Hydro eksakt utstrekningen. Hydro har påvist at deres opprinnelige kartlegging av området stemmer overens med de resultatene som selskapet så langt har fått fra brønntestene. – Vi må bore en brønn til i år for å finne ut antallet dreneringspunkter for en eventuell utbygging. Vi håper at vi kan nøye oss med ett, sier Lie Hansen til Teknisk Ukeblad.

Strømningsforholdene i reservoaret vil bestemme dette. Med kun ett dreneringspunkt vil kostnadene begrenses. – Det vi hittil vet, er at vi ikke har behov for vanninjeksjon for trykkstøtte i reservoaret på langt tid, kanskje først ti år etter at feltet er satt i drift.

Fylket fører an

Gassen skal eventuelt føres i land på Møre-kysten. Møre og Romsdal fylkeskommune har tatt et initiativ, Ormen til Møre, for å finne og tilrettelegge det beste mottaksområdet for gassen. I midten av mai besøkte Hydros prosjektmedarbeidere 14 forskjellige steder som kan være interessante med tanke på ilandføring av gass.

– Vi har et meget godt samarbeide med fylkeskommunen. Ved at de selv er med på å finne en løsning, letter de arbeidet for oss betydelig. Det er alltid nyttig å ha de lokale myndighetene med når beslutningen om ilandføring skal fattes, fastslår prosjektleder Thor A. Tangen .

Han understreker at hittil er ingen utbyggingsløsning valgt for Ormen Lange. – Vi kan gå for undervannsproduksjon. Vi kan bruke flytere og det kan tenkes at en produksjons- og boreplattform blir en løsning. Vegen frem er lang og komplisert. Jeg tror vi finner de rette løsningene, og ser frem til produksjonsstart i 2006.