CO2 kan gi mer olje

CO2 kan gi mer olje

I USA og Canada har oljeselskapene allerede i mange år brukt CO2 for å øke utvinningsgraden. Her hjemme ser det likevel ut til å være langt frem. Men det skyldes ikke mangel på vilje.

Ved å pumpe CO2 ned i reservoaret kan vi produsere mer olje (øke utvinningsgraden). Dette gjøres flere steder i USA, og hele 32 millioner tonn CO2 blir hvert år brukt for å øke reservoartrykket og få ut mer olje i mer enn 70 oljefelt. Til sammenligning pumper Statoil årlig ned én million tonn CO2 for deponering i Utsiraformasjonen over Sleipner-reservoaret.

De fleste feltene i USA hvor klimagassen benyttes bruker imidlertid naturlig forekommende kilder av CO2. I USA finnes det flere forekomster hvor gassen består nesten utelukkende av CO2. Denne type reservoarlagring har derfor ingenting med å deponere CO2 som avfallsgass å gjøre, og den har ingen effekt på Jordens CO2-budsjett.

– Injisering av CO2 for økt utvinning er i Nord-Amerika en moden teknologi som har blitt utviklet uavhengig av hensynet til klimaet, påpeker Svein Eggen i Gassnova. Han presiserer også at utfordringene med økt utvinning på land i USA er svært forskjellig fra utfordringene på norsk sokkel. Årsaken er bl.a. at våre oljefelt har stor primær utvinningsgrad, fordi reservoarene har bedre porøsitet og permeabilitet.

Ikke enkelt

Det er tre grunner til at CO2-gassen har en positiv effekt på hvor mye olje som kan produseres fra et reservoar: Den gjør oljen mer lettflytende, den gjør at oljen sveller, og den reduserer overflatespenningene mellom olje og vann. Alt dette bidrar til at mer olje vil strømme lettere mot produksjonsbrønnene enn uten gass injisert (GEO 08/2005).

– Effekten av å bruke CO2 kan være stor, men den er avhengig av mange faktorer, bl.a. reservoarets og oljens egenskaper. Så langt har vi mest erfaring fra felt med dårlig reservoarkvalitet og lav utvinningsgrad. Det er derfor ikke rett frem å ta i bruk denne teknologien på norsk sokkel. Her har feltene som kjent gjennomgående høy porøsitet og høy permeabilitet, forklarer Harald Johansen, avdelingssjef for miljøteknologi ved Institutt for energiteknikk.

Johansen sier at selv om teknologien er mye brukt i Nord-Amerika, har vi totalt sett liten erfaring med den. Det er mange spørsmål å besvare i hele kjeden fra fangst av CO2 til injeksjon, bl.a. korrosjon i injeksjons- og produksjonhullene, avleiringer i reservoaret, fortrengningen av olje i reservoaret, lekkasjer av gass på yttersiden av borehullene og brønnsikkerhet generelt.

– Olje- og gassfeltene har imidlertid demonstrert at de er i stand til å lagre hydrokarboner over millioner av år, og dette er en opplagt fordel om vi ønsker å kvitte oss med klimagassen for alltid, påpeker Johansen.

Harald Johansen fremholder at tilgjengelighet og pris for CO2 er usikker, at timingen er dårlig for mange norske felt og at flømmingseffektivitet er vanskelig å anslå. Han konkluderer derfor med at fokus på ren lagring er gunstigst for Norge på dette tidspunkt for å få bukt med CO2-overskuddet.

Mange studier

Oljedirektoratet mener at CO2-injeksjon kan øke utvinningen med 3-7 prosent for et utvalg av felter på norsk sokkel, noe som tilsvarer mellom 1 og 2 milliarder fat olje. Til sammenligning har amerikanerne oppnådd en økning i utvinningsgraden på 7-15 prosent. Et grundig studium Oljedirektoratet presenterte for to år siden konkluderer likevel med at det i dagens situasjon ikke lønner seg med CO2-injeksjon for å få mer ut av feltene (GEO 08/2005, Forskningsnyheter). Det kan være flere årsaker til dette, men det er helt sikkert av betydning at andre tiltak for økt utvinning, og som allerede har blitt tatt i bruk, har redusert potensialet for nye metoder. Oljedirektoratet presiserer imidlertid at det er stor usikkerhet omkring hvor mye ekstra olje som kan produseres med CO2-injeksjon. Endringer i rammebetingelsene, for eksempel ved at kostnadene til fangst og transport til feltene dekkes av miljø- og energisektoren, kan fort endre konklusjonene for en del av de feltene som er vurdert.

I mars i fjor gikk Statoil og Shell ut med planer om å anlegge et stort gasskraftverk på Tjeldbergodden. Samtidig skulle selskapene bygge verdens største fangstanlegg for karbondioksid, samt bruke den fangede gassen til økt oljeutvinning på feltene Draugen og Heidrun. Målsettingen, ble det sagt, var å undersøke muligheten for et samspill mellom kraftproduksjon basert på gass og økt oljeutvinning med CO2-injisering. Den årlige elektrisitetsproduksjonen kan komme opp i sju terrawatt-timer (TWh), eller seks prosent av landets samlede elektrisitetsproduksjon. Samtidig vil atmosfæren spares for utslipp av 2,1 millioner tonn CO2 i året. Blir prosjektet realisert, blir det verdens største anlegg som utnytter CO2 kommersielt.

Hydro har også sett på mulighetene for å fange CO2 fra gasskraftverk, transportere den til oljefeltet Grane, og deretter bruke den som trykkstøtte for å få mer olje ut av reservoarene. Arbeidet startet som en følge av myndighetenes ambisjon om å gi CO2 en merverdi ved å etablere slike verdikjeder. Tanken var at man skulle løse tre store utfordringer i en og samme prosess: kraftsituasjonen for aluminiumsverket på Karmøy, CO2-utslipp fra gasskraft og øke utvinningsgraden av olje på Grane-feltet.

– Vi har hatt en gjennomgang av alle våre oljefelt, og resultatene viser at selv de mest velegnede feltene bare har behov for store CO2-leveranser i en kortere periode. Den langsiktige klimaeffekten ved å bruke CO2 som trykkstøtte i oljefelt er derfor svært liten, sa Jørgen Rostrup, som leder Hydros markedsaktiviteter innenfor foretningsområdet Olje & Energi, på Vinterkonferansen til Energibedriftenes Landsforening i Berlin ganske nylig.

Også Gullfaks-feltet har blitt vurdert for økt oljeutvinning basert på CO2-injeksjon. Et studium som lisensen har gjort viste for noen år siden at det kan utvinnes over 120 millioner fat ekstra. Men da må minst fem millioner tonn CO2 per år være tilgjengelig for injeksjon til akseptable priser. Det vil også være nødvendig med insentiver fra Staten for å gjøre det økonomisk attraktivt å investere i fangst, rensing og transport av CO2. For Gullfaks-feltet er derfor konklusjonen foreløpig at utvidet vannflømming er den mest lønnsomme metoden for videre drift.

For tre år siden ble kostnadene med å få fanget og transportert CO2 til feltet vurdert av lisenspartnerne på Gullfaks. Billigste alternativ var da fangst og transport fra to kullkraftverk på Jylland. Men også kullkraftverk i Norge vil kunne gi tilstrekkelige mengder CO2 for Gullfaks.

Langt frem?

Flere miljøorganisasjoner har lagt trykk på både politikerne og oljeselskapene for å øke interessen for bruk av CO2 i oljeutvinning. Det refereres til oljefelt i Nord-Amerika hvor dette blir gjort med stort hell.

Så viser det seg, etter grundige studier, at det ikke er like lett å gjøre det i felt på norsk sokkel. Det er det mange grunner til. I utgangspunktet er reservoarene forskjellige, noe som påvirker den primære utvinningsgraden. Videre er tilgangen på CO2 forskjellig. I enkelte deler av USA er den fritt tilgjengelig i reservoarer uten kostnader knyttet til fangst: Her hjemme må vi derimot skille den fra eksosen eller naturgass, og dette er mye dyrere. Videre kreves det jevn tilgang på gass over en lang periode, altså en stabil kilde, og det er en utfordring i seg selv. Økt utvinning av olje med CO2 krever nemlig store mengder, og for et enkelt felt kanskje mer enn det et av de gasskraftverkene som planlegges i Norge vil produsere. Til slutt er det også en serie med tekniske utfordringer. Disse jobber bl.a. IFE med, men de trenger tid.

Det er, som vi skjønner, ikke rett frem å bruke CO2 til økt oljeutvinning på norsk sokkel, dersom forutsetningen er at den ekstra oljen som utvinnes skal betale alle utgiftene i forbindelse med fangst, transport, ombygging av plattformer, nye brønner og driftskostnader.

Likevel jobbes det med saken, og om noen år kan det bli en realitet på samme måte som ”Troll olje”, som mange ikke trodde på, er blitt et lønnsomt prosjekt for både lisenseierne og Norge.

Derfor må vi være tålmodige. Vi må fortsatt investere i kompetansebygging, forskning og utvikling. Verden trenger bedre løsninger, og storskala injeksjon for økt utvinning av olje og gass er i dag det eneste som ser ut til å kunne dekke de store investeringene og driftskostnadene som CO2-lagring påfører energiprosjekter. Alternativene er nye industriprosesser, eller å skyve alle kostnadene over på forbrukerne. Det siste vil – selv med de dommedagsprofetiene som vi til daglig får servert gjennom media – være politisk vanskelig.

COMMENTS

WORDPRESS: 0
X