CCS i medvind Potensielle kilder for CO2 for Northern Lights-prosjektet. Illustrasjon: Equinor

CCS i medvind

Det politiske og tekniske arbeidet for et europeisk sentrallager for CO2 er i godt gjenge. Planen er å starte opp i løpet av tre-fire år.

Fangst og lagring av CO2 (CCS – «Carbon Capture and Storage») har blitt utredet av myndighetene i mer enn 15 år. I takt med vekslende politisk interesse og industristøtte, har imidlertid arbeidet hatt flere bølgedaler. Nå er vi derimot midt oppe på en bølgetopp.

To prosjekter vurderes

Myndighetene, ved Gassnova, jobber sammen med en industrigruppe for å realisere et fullskala CCS-prosjekt. Det er et svar på Stortingets målsetting om å «realisere minst ett CCS-prosjekt innen 2020».

Økt fokus på klimaproblematikk både i befolkningen, industrien, bransjeorganisasjoner og hos myndighetene har bidratt til å løfte prosjektet frem.

To bedrifter, Norcem (sementfabrikken i Brevik) og Fortum (energigjenvinningsanlegget på Klemetsrud i Oslo) leverte i november i fjor sine kostnadsestimater, og Olje- og energidepartementet (OED) har ambisjoner om at prosjektene skal fremmes til investeringsbeslutning i Stortinget høsten 2020.

Visjonen om et sentrallager

Samtidig kartlegger Equinor, med partnerne Total og Shell, en lagerlokalitet rett vest for Bergen.

Ambisjonene er store. Foruten å dekke behovet fra et første prosjekt med utgangspunkt i norske utslipp (ca. 800 000 tonn per år), skal lageret stilles til rådighet for andre industriutslipp i Europa. Meningen er at fanget CO2 skal transporteres med skip til et landanlegg ved Bergen, før gassen deretter sendes via rør til injiseringslokaliteten.

Utbyggingsfase 1 er planlagt med en kapasitet på 1,5 millioner tonn CO2 per år fra senhøsten 2023, mens utbyggingsfase 2 er planlagt med en tilleggskapasitet på inntil 3,5 millioner tonn CO2 per år. Fase 2 er imidlertid avhengig av tilstrekkelige mengder CO2 blir gjort tilgjengelig.

Vi ser her konturene av et «sentrallager for CO2» på norsk sokkel, og at CO2-lagring kan bli et forretningsområde for oljeindustrien. Equinor har følgelig inngått intensjonsavtaler med 7 industribedrifter i EU om CO2-lagring (Air Liquide, Arcelor Mittal, Ervia, Fortum Oyj, HeidelbergCement AG, Preem, og Stockholm Exergi).

Avtalen innebærer at partene skal evaluere løsninger for CO-leveranser og transport, utvikle en tidslinje for potensiell investeringsbeslutning og oppstart, samt samarbeide om dialog med nasjonale myndigheter og EU.

 15 år med planlegging

CO2-lagring i Norge henger sammen med diskusjonen om gasskraft, med eller uten fangst av CO2, som startet på 1990-tallet. Det var da en opphetet diskusjon om dette temaet. Den har til og med ført til regjeringskriser, første gang da Bondevik-regjeringen i 2000 ikke fikk medhold i sin motstand mot å bygge et gasskraftverk på Kårstø.

Den første utredningen av fangst og lagring av CO2 ble gjort i tilknytning til byggingen og oppstarten av gasskraftverket på Kårstø i 2004. NVE gjorde jobben, men overdro senere prosjektet til statsforetaket Gassnova. Kårstø-kraftverket ble imidlertid aldri satt i drift. Årsaken er at det lønte seg mer for eierne å selge gassen i det europeiske markedet.

Det neste store prosjektet var Mongstadprosjektet – «månelandingen» – der ambisjonen var å fange CO2fra det planlagte kraftvarmeverket på Mongstadraffineriet. Prosjektet «kræsjlandet» i 2009 sammen med Stoltenberg-regjeringen.

Et annet prosjekt man har sett på var CO2-fangst på Tjeldbergodden med bruk av CO2 til økt oljeutvinning på Haltenbanken. Prosjektet ble skrinlagt.

Etter noen grundige tenkepauser, tok så den borgerlige regjeringen tak i karbonfangst igjen, etter at de overtok regjeringsmakten i 2009. Forskjellen var at man denne gangen forsøkte å legge initiativet hos industrien. Flere selskaper (Norcem, Yara og Fortum) konkurrerte deretter om myndighetsstøtte til å gjennomføre forprosjektering. Alle fikk penger i første runde, men Yara trakk seg i andre runde. Til slutt var det derfor Norcem og Fortum som fikk bevilget midler, og det er disse to selskapene som leverte inn forprosjekteringsstudier.

Les også: «En usannsynlig visjon»

På innsiden av Troll-feltet

Gassnova, i samarbeid med Oljedirektoratet (OD), har siden 2006 jobbet for å modne frem flere lagerlokaliteter på norsk sokkel. Et omfattende kartleggingsarbeid ble gjennomført av OD og ble senere overtatt av Gassnova.

Arbeidet startet med å vurdere Utsiraformasjonen (som benyttes for CO2-injeksjon på Sleipner-feltet), men ble etter hvert dreid mot Troll-området. Johansenformasjonen under og sør for Troll-feltet fremstod som en svært interessant akvifer med både stort lagringspotensial og utsikter for sikker lagring.

Senere ble også forkastningsblokkene øst for Troll («Troll kystnær» eller «Smeaheia») kartlagt i detalj. Her kombinerte man stor lagerkapasitet, sikker forsegling, samt nærhet til land. De tørre brønnene 32/4-1, 32/2-1 og 32/4-3 mer enn antyder at området på innsiden av Troll ikke inneholder verken olje eller gass og derfor kan egne seg som CO2-lager.

Northern Lights

Arbeidet med å modne frem et lager ble endelig overført til en «lageroperatør» etter en konkurranse som Olje- og energidepartementet lyste ut i 2018. Equinor vant konkurransen og har fortsatt arbeidet med Johansenformasjonen sørvest for Troll («Auroralisensen»).

Shell og Total sluttet seg i 2017 til dette arbeidet, og konsortiet Northern Lights ble dannet. Partnerskapet ble i januar i fjor tildelt lisens for CO2-lagring i Auroralisensen (EL001) sørvest for Trollfeltet der boringen av 31/5-7 (Eos) ble igangsatt i desember i fjor. Myndighetene har bidratt til finansiering av brønnen.

Historien med utvikling av et CO2-lager på norsk sokkel har således gått fra å være et rent myndighetsdrevet prosjekt til å bli drevet frem av oljeindustrien selv. Det er kun en industriell «forretningsmodell» som kan føre til at CO2-lagring blir realisert. Myndighetenes satsing har imidlertid bidratt til å forsere og motivere utviklingen.

 

Equinor vil presentere Northern Lights-prosjektet under konferansen NCS Exploration – Recent Advances i Oslo 12. – 13. mai 2020.

PROGRAM OG PÅMELDING

Reservoargeologiske vurderinger

Arbeidet med å forberede en investeringsbeslutning for et CO2-lager likner i hovedtrekk på en PUD (Plan for Utvikling og Drift) på et oljefelt. Det er likevel noen avgjørende forskjeller. Den viktigste er det faktum at man normalt ikke har rikelig tilgang på prosjektmidler for å redusere den geologiske usikkerheten gjennom boring av flere avgrensningsbrønner og ved å gjennomføre formasjonstesting. I beste fall har man midler til å bore en brønn for å bekrefte reservoaret

Svært mye av beslutningsgrunnlaget for å bygge ut et lager må derfor basere seg på regional og lokal kunnskap fra gamle brønner, samt fra reservoarsimuleringer. Det er følgelig betydelig større geologisk risiko i et slikt prosjekt enn det oljeindustrien normal forholder seg til. En hovedrisiko er relatert til om reservoaret har de strømningsegenskapene som er nødvendig for å injisere ønsket mengde væske per tidsenhet og over feltets levertid.

En annen viktig forskjell er at CO2-lagring er regulert av både EU og nasjonale regler. Regelverket er innført for å sikre at CO2 ikke lekker ut. EUs regelverk pålegger videre operatøren for et CO2-lager å overvåke (monitorere) lageret i lang tid etter at prosjektet har sluttet å injisere CO2.

Utover de spesielle forhold som er omtalt over, så er CO2-injeksjon og lagring svært beslektet med vanlige reservoargeologiske vurderinger der injeksjonskapasitet og lagringskapasitet kan estimeres ut fra reservoarkunnskap og simuleringsmodeller. Trykkøkning i reservoaret under injeksjon er også dimensjonerende. Trykkøkning må ikke være større enn det forseglingen kan tåle. Her spiller selvsagt reservoarets egenskaper inn, samt ønsket injeksjonsforløp og eventuelle hindringer i form av facies-endringer og forkastninger.

Første milepæl er nådd

Dette året blir avgjørende for om prosjektet blir realisert. Foruten å konkludere med at det rent tekniske rundt fangst, transport og lagring er på plass, så skal det forhandles om kostnadsfordeling og øvrige rammer for prosjektet før en investeringsbeslutning legges frem for Stortinget i 2020.

Den første milepælen i det kompliserte løpet frem til en investeringsbeslutning er evaluering av resultatene fra brønn 31/5-7 (Eos) . Hovedhensikten var å undersøke reservoarets egnethet og kapasitet for CO₂-lagring. Resultatene før vi høre mer om i nær fremtid.

SVEIN EGGEN

Les også: Et paradigmeskifte for norsk sokkel

X