AUKRA: Været på Vestlandet skifter like fort som børskurser og energipriser i disse dager.
Mellom de kraftige regnskurene titter solen frem og en regnbue åpenbarer seg på himmelen. Den går rett ned i prosesseringsanlegget på Nyhamna. Verdiene som skapes her, skal stadig øke framover.
Shell vurderer nå løsninger som kan gjøre anlegget på Nyhamna til en svært viktig eksportterminal. Selskapet kan bestemme seg for å føre gassen fra Onyx-feltet inn til Ormen Lange-anlegget.
Vurderer å ta Onyx til Nyhamna
Surt felt
Shell er operatør for Onyx omtrent 40 km vest for Draugenfeltet. Oljedirektoratet anslår at funnet inneholder 60 milliarder standard kubikkmeter gass.
–Hvis vi skulle gå for denne løsningen, vil det bli et svært spennende prosjekt. Gassen i Onyx er utrolig sur på grunn av mye CO2 og feltet ligger et godt stykke unna Nyhamna. Her er det mange utfordringer, sier kommunikasjonssjef i Shell, Svein Ildgruben.
-Kan en slik løsning føre til at flere andre felt også blir ilandført til Nyhamna?
–Hvis vi skulle velge å ta inn et felt som ligger så langt unna, skal man ikke se bort fra at det også kan være aktuelt å ilandføre andre felt til Nyhamna, sier Ildgruben.
Ifølge driftsjef ved Ormen Lange, Ivar Helge Hollen, er det kapasitet i Langeled til å øke eksporten til England.
– Det finnes også andre muligheter, legger han til.
–Som for eksempel å bygge en LNG-fabrikk på Nyhamna?
–Shell er verdens største på LNG, så man kan ikke se bort fra at dette vil bli vurdert.
Mer enn det, vil han ikke si.
Gassknutepunkt
Mye ligger til rette for at Aukra kan bli et framtidig gassknutepunkt for nye felt i Norskehavet. For tiden ser Gassco ser på muligheten for felles transportløsninger for gass fra nye felt i Norskehavet.
.png){kind=logo}
Det er ikke ledig kapasitet i den eksisterende infrastrukturen til de fire lovende gassfeltene Onyx, Victoria, Marulk og Luva. Utbyggingsløsningen blir valgt i 2011.
Dersom Shell velger å ilandføre Onyx til Nyhamna, er det ikke utenkelig at de tre andre feltene vil gå inn i en felles infrastruktur. Eni-opererte Marulk består av 12-19 milliarder kubikkmeter gass. Victoria-funnet til Total inneholder 118 milliarder kubikkmeter og StatoilHydros Luva rundt 38 milliarder kubikkmeter. Til sammenligning inneholder Ormen Lange 375 milliarder kubikkmeter gass.
–Dette er en av de utbyggingsløsningene vi vurderer. Men det er vanskelig å si noe mer om dette nå. Vi må gjøre en helhetsvurdering for hva som er lønnsomt. Dessuten endrer ting seg stadig, sier Kjell Varlo Larsen, informasjonssjef i Gassco.
Problemfritt
Ormen Lange har lagt bak seg det første året med produksjon. I motsetning til Snøhvit har Ormen Lange produsert gass nærmest problemfritt i sitt første år. Ifølge driftssjefen, har anlegget på Nyhamna hatt en oppetid på 99 prosent.
–Det vil jeg si er ganske bra, sier Hollen nøkternt. Han forteller at prosesseringsanlegget, havbunnsinstallasjonene og frostvæskesystemet har fungert bedre enn noen kunne forvente.
-Har det i det hele tatt vært noen problemer?
-Ja, helt i starfasen hadde vi noen mindre lekkasjer, men disse ble håndtert bra. Og så har vi hatt fem-seks nedstenginger som følge av små strømutbrudd. Et strømutbrudd på 10 minutter fører til at hele anlegget blir satt ut av drift i et helt døgn. Vi har et tett samarbeid med Statnett for å sikre oss mot dette.
I løpet av vinteren skal produksjonen på Ormen økes fra 30 millioner kubikkmeter gass til 50 millioner kubikkmeter per dag. Det kan by på problemer.
–Foreløpig har vi gått for halv maskin. Nå skal vi opp i 50 millioner kubikkmeter en periode før vi neste høst optimaliserer produksjonen til 70 millioner kubikkmeter. Dette kan skape større utfordringer. Mens vi til nå kun har kjørt et tog om gangen, må vi kjøre begge for fullt framover. Da blir det mindre rom for feil, sier Hollen.
Stille før stormen
Ute på anlegget er det ikke veldig stor aktivitet for tiden. Selv om det brukes en milliard kroner i året på driften av Ormen Lange er det langt mellom personer i oransje kjeledresser. Foreløpig er det stort sett finjusteringer og malingsarbeid som skal gjøres. Men dette endrer seg fort.
Shell er allerede i gang med neste fase av gigantprosjektet som kostet 60 milliarder kroner. I følge prosjektdirektør Bernt Granås i Shell vil fase 2 bli nesten like stor som den første fasen. Det anslås at lisenshaverne skal bruke rundt 50 milliarder kroner på Ormen Lange de neste årene. Den siste tidens finanskaos skaper ikke problemer for prosjektene.
– Shell trenger ikke å låne penger. Vi bare setter i gang, sier Granås.
Han forteller at de i neste fase skal ha på plass to nye brønnrammer, bore nye produksjonsbrønner og få på plass kompresjon til Ormen Lange. Trykket i Ormen Lange-reservoaret vil falle dramatisk om noen år. Derfor trengs en kompresjonsløsning for å opprettholde gassproduksjonen. Valget står mellom flytende plattform eller havbunnsanlegg.
Undervannsløsning
Ormen-partnerne har sagt de helst vil slippe å installere en plattform på feltet, hvis det er teknisk og økonomisk mulig. En kompressorstasjon på havbunnen vil bli 70 meter lang, 54 meter bred og 25 meter høy, og skal stå på 850 meters dyp. Granås opplyser at arbeidet med en såkalt pilot for undervannskompresjon starter i første kvartal 2009.
- Vi har et stort trykk for å få til subseakompresjon samtidig som vi har en fast hånd på flyterløsningen. Hvis vi går for en flytende plattform, må vi få til noe smart ettersom dypt farvann kombinert med vanskelige værforhold skaper store utfordringer.
Utviklingen av subseakompresjon ledes av StatoilHydro for Shell. Granås håper de lykkes med havbunnskompresjon. –Dette vil redusere behovet for plattformutbygginger, både på norsk sokkel og internasjonalt. Dette kan for eksempel være en god sak for Sjtokman, sier han.
