Borer for å bekrefte CO2-lager

La det være sagt med en gang: Equinor har ikke identifisert noen strukturelle eller stratigrafiske feller hvor hydrokarboner kan akkumuleres der selskapet borer 31/5-7 (Eos). Operatøren har derfor absolutt ingen forventninger om å påvise olje eller gass under denne boringen. Det er da heller ikke hensikten.

I en pressemelding gjør Oljedirektoratet et nummer ut av dette og skriver at «for første gang bores det en letebrønn [på norsk sokkel] der formålet ikke er å finne olje eller gass».

Sannhetsgehalten i dette utsagnet kan vi til en viss grad verifisere selv ved å studere dybdekartet og tverrsnittet som Equinor har publisert over det planlagte lageret i Johansenformasjonen. Fra dette går det tydelig fram at brønnen har blitt boret langt nedenfor den kartlagte lukningen under Troll-feltet. Ingen petroleumsgeologer ved sine fulle fem vil derfor foreslå å bore på dette stedet for å påvise olje eller gass i en strukturell felle.

LES OGSÅ: Et paradigmeskifte for norsk sokkel

Dunlingruppen som mål

Målsettingen med boreoperasjonen, for det Equinor kaller en verifikasjonsbrønn, er å bekrefte at de antatte sandsteinsreservoarene i Dunlingruppen er egnet for lagring av CO₂, oppdatere den geologiske modellen, samt samle inn data.

Det primære formålet med verifikasjonsbrønnen er altså å skaffe mer kunnskap om lagringspotensialet i Johansenformasjonen og den yngre Cookformasjonen, samt undersøke forseglingsegenskapene til skiferen i Drakeformasjonen (alle i Dunlingruppen).

Senere, når prosjektet Northern Lights om knapt fire år skal være modent for å starte fangst, transport og lagring, vil 31/5-7 (Eos) kunne benyttes som injeksjonsbrønn.

Gode reservoaregenskaper

– Dunlingruppen er påtenkt som den primære lagrings-enheten, og planen er å injisere CO₂ inn i porøse og permeable sandsteiner i Johansenformasjonen. Væsken vil etter hvert kunne flyte over i den overliggende Cookformasjonen, forteller Renata Meneguolo, geolog i Northern Lights-prosjektet.

Equinor anser i tillegg vannfylte sandsteiner i de overliggende Brent- og Vikinggruppene (midtre og øvre jura aldre) som mulige, fremtidige injeksjons- og lagringsmuligheter. Northern Lights-prosjektet har imidlertid ingen konkrete planer for å lagre CO₂ i de grunnere enhetene, men sier at på grunn av det store potensialet i yngre bergarter kan det på lang sikt likevel bli aktuelt å lagre CO₂ i disse sandsteinene.

Innenfor lisensen (utnyttelsestillatelse EL001) foreligger det ingen brønndata fra Johansen-, Cook- eller Drakeformasjonene. Basert på omkringliggende brønner, både i Bragefeltet i vest og Trollfeltet i nord og øst, har operatøren imidlertid god grunn til å anta at reservoarkvaliteten for CO₂-injeksjon og lagring er gode nok. Porøsiteten blir anslått til rundt 20 prosent, mens permeabilitetsverdier antakelig ligger på rundt 150 mDarcy i Johansenformasjonen.

– Tett, impermeabel skifer i Drakeformasjonen representerer den primære forseglingen av lageret (takbergart). Tette skifre i Brent- og Vikinggruppen, som Ness-, Heather- og Draupneformasjonene, vil utgjøre ytterligere forseglingslag. Draupneformasjonen er kjent som forsegling av gassen og oljen i Trollfeltet og andre olje- og gassfelt i Nordsjøen. Det er derfor god grunn til å betrakte den som en god takbergart, også for CO₂, forklarer Meneguolo.

Trykket i reservoaret forventes å være mellom 200 og 300 bar, med en temperatur på omtrent 100°C. Lagringskomplekset forventes å ha en kapasitet på minst 100 millioner tonn CO₂.

Antatt gode reservoar- og forseglingsegenskaper innenfor Aurora-lisensen er selvsagt også bakgrunnen for at Oljedirektoratet den 5. juli 2018 utlyste nettopp dette området for CO₂-lagring.

Lang tidshorisont

Ved å injisere flytende CO₂ inn i sandsteiner, vil væsken pga. tetthetsforskjellen i forhold til vann bevege seg oppover og nordover på strukturen mot et grunnere nivå. Equinor forventer videre at væsken vil migrere opp til Cook-formasjonen og deretter samles under den tette Drake-formasjonen som er en regional barriere (antatt å være om lag 100 m tykk). Ujevnheter i bunnen av Drakeformasjonen vil kunne danne små, lokale strukturelle feller hvor CO₂ blir lagret.

Både fysiske og kjemiske prosesser virker inn som lagringsmekanismer for CO₂ i geologiske reservoarer. Gjeldende forståelse av mulige lagringsmekanismer i forhold til en tidslinje omfatter fire prosesser:

Strukturell og stratigrafisk lagring: Drakeformasjonen må ses på som en god takbergart som hindrer vertikal migrasjon

Residual lagring: Del av CO₂ som fanges permanent i porene (immobil tilstand), på tilsvarende måte som olje kan fanges permanent mellom sandkornene og klassifiseres som residual olje.

Oppløsning: Noe CO₂ vil umiddelbart bli oppløst i formasjonsvannet etter injeksjon. Hvor fort dette går har man i dag ikke kunnskap om. Man antar at flere forhold som trykk, kontaktflate mot formasjonsvann, temperatur og saltinnhold i formasjonsvannet virker inn.

Mineralisering: CO₂ reagerer med mineralene i reservoarbergarten og kjemiske bestanddeler i formasjonsvannet hvoretter faste mineraler felles ut. Over tid vil mineralisering og utfelling av faste mineraler få en økende betydning.

Den resterende CO₂-væsken (som ikke er lagret på de overnevnte måtene), vil etter noen titalls år og over en lengre periode (flere hundretalls år) bevege seg mot den store strukturelle lukningen under Drakeformasjonen under Trollfeltet.

Equinor ser videre for seg at en stor del av den injiserte CO₂ vil være oppløst i formasjonsvannet eller fanget i mineraler etter en tidsperiode på flere hundre til flere tusen år.

LES OGSÅ: La det strømme!

Planlegger for 2023

Hvis testresultatene bekrefter egnede brønn- og reservoaregenskaper, er den nåværende planen at en annen rigg vil komme til brønnlokasjonen om drøyt tre år. Da vil øvre deler av brønnen bli gjenbrukt, og deretter vil operatøren bore et sidesteg inn i reservoaret hvorpå brønnen er klar for injeksjon av flytende CO₂.

Den første utbyggingsfasen av Northern Lights er basert på injeksjon av inntil 1,5 millioner tonn CO₂ pr. år i en periode på 25 år, totalt 37,5 Mt. I fase 2 av prosjektet er planen å injisere ytterligere 3,5 millioner tonn CO₂. Dette betinger imidlertid tilstrekkelig tilgang på CO2, og foreløpig finnes det ingen planer for en slik oppskalering.

LES OGSÅ: CCS i medvind

Gode erfaringer

At lagring er fullt mulig, har Equinor til fulle demonstrert både i Nordsjøen og i Barentshavet. Siden 1996 har selskapet fanget CO₂ fra gass produsert fra Sleipnerfeltet, og siden 2008 fra Snøhvitfeltet. Til sammen 1,7 millioner tonn CO₂ blir fanget og lagret hvert år. Årsaken til at gassen fanges og lagres er at brønnstrømmen på Sleipner og Snøhvit inneholder så mye CO₂ at den må separeres ut før gassen kan transporteres og selges. Fangst er helt nødvendig for å ha et salgbart produkt. Det er altså verdt å merke seg at fangst av gassen i disse to tilfellene ikke er «klimatiltak».

Økt utvinning viktigst

Ifølge en oversikt fra Det globale CCS-instituttet (GCCSI) er det i dag i overkant av 30 fullskalaprosjekter i planleggings-, bygge- og driftsfasen. GCCSI påpeker at tilveksten av nye fullskalaprosjekter er svært lav, og at antallet slike prosjekter under planlegging går nedover. I 2010 var det 69 fullskalaprosjekter i planleggings- og byggefasen, mens det i 2016 bare var 20.

Prosjekter i drift eller under utvikling inkluderer CO₂-fangst fra kullkraftverk, gasskraftverk, stålproduksjon og raffinering av oljesand og lagring, både på land og under havbunnen, samt bruk av CO₂ til økt oljeutvinning. Tre fjerdedeler av prosjektene for fangst og lagring av CO₂ i drift har en inntektskilde fra salg av CO₂ til bruk i økt oljeutvinning. Kilde:(Prop. 85 S (2017-2018)

Det er med andre ord ikke bekymringen for økte utslipp som driver «CO₂-lagring» framover. Historien viser at det kun er prosjekter med økonomisk gevinst som er liv laga.