Ormen Lange-lisensen har valgt subseakompresjon som konsept for Ormen Lange Fase 3 for å øke utvinningsgraden fra reservoaret.

Det skriver Norske Shell i en pressemelding.

– Dette er et viktig valg, der vi har evaluert en rekke alternative konsept. Subseakompresjon vil gi en betydelig økning i hva som er mulig å produsere fra Norges nest største gassfelt, ved at vi reduserer trykket nær brønnhodene. Vi har greid å redusere kostnadene med over 50 prosent sammenlignet med første gang vi vurderte offshorekompresjon for Ormen Lange. Dette demonstrerer at det var en riktig avgjørelse å stoppe prosjektet i 2014 og se på alle muligheter på nytt, sier Rich Denny, administrerende direktør i A/S Norske Shell.

– Vi har samarbeidet tett med leverandører og partnere med fokus på å optimalisere arbeidsomfang, kostnader, sikkerhet, miljø, samt å bruke læring fra lignende prosjekter. Dette har resultert i en rekke konkurransedyktige alternativer, som for eksempel ubemannede plattformløsninger og flere subseakonsept, sier Arne Dahle, prosjektleder i Shell.

Partnerskapet skal nå velge mellom to gjenstående alternativ for subseakompresjon; en for våtgass utviklet av OneSubsea og bygd på teknologi installert på Gullfaks, og et våtgasstolerant system fra TFMC, som bygger på erfaringer fra Åsgardfeltet. Begge disse alternativene vil trenge strømforsyning fra land.

Valg av undervannskonsept ventes senere i 2019, etterfulgt av investeringsbeslutning i Ormen Lange-lisensen med Shell (operatør), Petoro, Equinor, ExxonMobil og INEOS.