Skip to content

1996: Ormen Lange - en formue i Haltenbanken

Da den norske stat i 1995 åpnet femtende konsesjonsrunde som omfattet områdene utenfor Møre- og Trøndelagskysten, var oljeselskapene klare til å kaste seg ut på virkelig dypt vann.

Undersjøisk boreutstyr og ilandføringsledninger

En av de ettertraktede lisensene i runden var kalt Ormen Lange på Haltenbanken og ble tildelt Hydro.

En utfordring i både lete- og utbyggingsfasen i dette området var nettopp de store vanndypene. Innenfor Ormen Langes leteområde er vanndypet mellom 800 og 1.200 meter. Før midten av 1990-tallet var det ikke boret på større havdyp enn om lag 550 meter på norsk sokkel, men flere oljeselskaper har boret på dypere vann andre steder i verden. Eksempelvis har Hydro erfaring med havdyp på 1.200-1.400 meter som partner i Angola.

Visste hva de gikk til

Men store dyp var ikke den eneste utfordringen som møtte oljeselskapene i Møre- og Vøringbassengene. Her er også værforholdene hardere enn de fleste andre steder, strømmen er striere, og vannet er kaldere - helt ned til minus 0,9 grader Celsius på bunnen. Og bunnforholdene i Storeggaområdet, der Ormen Lange ligger, er i seg selv problematiske, med gamle rasgroper som gjør sjøbunnen svært ujevn, som følge av de store rasene som gikk her for flere tusen år siden. Selskapene visste at dette ville bli krevende.

Beredt på det uforutsette

Blant annet var man innstilt på å måtte bore gjennom såkalte diatomittavleiringer, som er svært bløte og ganske ulike de leirene vi  ellers finner på norsk sokkel. Det var også en viss risiko for å støte på hydrogengass - i frossen form. Nødvendige forholdsregler skulle tas for å håndtere eventuelle problemer ved boring gjennom de øverste tusen metrene under sjøbunnen.
 
Planen var å bore 10-12 letebrønner på blokker som ble tildelt i 15. runde. På Ormen Lange-blokkene skulle 800 kvadratkilometer 3D-seismikk samles inn og tolkes før den første brønnen kunne bores.
  
Ut fra foreliggende kunnskap ble sannsynligheten for å gjøre et funn på om lag 300 milliarder kubikkmeter gass - det vil si en tredjedel av Troll – vurdert til 25 prosent. Sannsynligheten for å finne olje ble anslått til fem prosent. 

Bare rykter?

Så gikk man i gang med boringen. Interessen og forventningene var store. Allerede før boringene var fullført begynte ryktene å svirre. "Ocean Alliance" boret for Hydro i Mørebassenget. Gass ble påvist – men noe mer var vanskelig å si så lenge boringene fortsatt var i gang.

Oljedirektoratet i Stavanger opplevde uvanlig stor medieinteresse for Ormen Lange – og valgte å gjøre et unntak fra sine prinsipper: En pressemelding ble sendt ut om at det var funnet «indikasjoner på gass» i brønnen før boringen er avsluttet.

Boringen på feltet, som ligger om lag 120 kilometer vest for Kristiansund, ble påbegynt 27. juli og skulle pågå fram til utgangen av september. Vanndypet er 890 meter, og brønnen skal bores ned til 3.200 meter – 400 meter gjensto å bore.

Gleden var stor i det norske oljemiljøet da resultatene fra Hydros første leteboring på Ormen Lange ble kjent i september 1997. Nesten 10 års prosjektarbeid og omfattende ressursbruk viste seg å bære frukter.

Utforskerne var tilbakeholdne med informasjon, men det ble snart kjent at feltet kunne inneholde nærmere 400 milliarder kubikkmeter gass. Det ville gjøre Ormen Lange til det nest største gassfeltet på norsk sokkel, etter Troll.

Boring på nabolisensen i sør, operert av BP Amoco, skulle noe senere vise seg å bekrefte de optimistiske anslagene.

Delt løsning ble løsningen

Hydro var godt forberedt på å ta hånd om operatørskapet på Ormen Lange. – Vi har gjentatte ganger vist evne til å håndtere store pionérprosjekter på norsk sokkel, og har i lang tid forberedt oss konkret på å gjennomføre operatøroppgaven som vi ble tildelt i 1996, sa Hydros daværende generaldirektør Egil Myklebust.

Men det var et samordnet felt som skulle bygges ut.  Hydro var tildelt operatørskapet for lisens 209, der det meste av feltet ligger, mens BP Amoco var operatør for nabolisensen 208. Utenom ordinære konsesjonsrunde ble Norske Shell tildelt operatørskapet for lisens 250.

Løsningen ble en deling: Hydro som operatør for utbyggingen – fram til produksjonsstart høsten 2007, og Norske Shell som operatør i driftfasen – etter 2007. Shell har for sin del solid erfaring fra store vanndyp, blant annet Mexicogolfen.

I tillegg til Hydro er de øvrige rettighetshaverne i Ormen Lange Statoil, Petoro,  Norske Shell og Esso.

Etter å ha redusert mulige ilandføringssteder for gassen fra Ormen Lange-feltet til fire, ble partnerne i Ormen Lange våren 2002 enige om at den beste løsningen vil være ilandføring av gassen til Nyhamna i Aukra kommune, nær Molde. I Nyhamna skal det bygges et prosesseringsanlegg.

De samlede utbyggingskostnadene vil beløpe seg til 55 milliarder kroner. Etter en gradvis produksjonsøkning de første to-tre årene skal feltet levere mellom 50 og 70 millioner kubikkmeter gass per døgn, og feltet anslås å kunne produsere i 30 til 40 år.