Lagring og bruk av CO2

Det første spørsmålet mange stiller seg er om vi trenger å holde på med CO2-håndtering. Ifølge FNs klimapanel er fangst og lagring av CO2, fra forbrenning av fossil energi og industriproduksjon, et sentralt tiltak for å redusere verdens klimautslipp og for å møte målene i Paris-avtalen. Ifølge Global CCS Institute finnes det i dag 18 stor-skala CCS-anlegg i drift. En overvekt av disse anleggene fanger CO2 som en del av prosesseringen av naturgass, men det finnes også eksempler på CO2-fangst fra produksjon av gjødsel, hydrogen, etanol, kraft og synfuel.

Så hva er CO2-lagring? CO2 kan lagres ved å injisere den i steinformasjoner under bakken eller havbunnen. For å kunne ha en effektiv og permanent lagring av CO2 må det finnes en formasjon som har en porøs og permeabel stein dekket av en tett forseglingsbergart som hindrer gassen i å slippe ut. Det finnes fire hovedtyper av slike formasjoner som er egnet for CO2-lagring: (1) «Saline aquifers»: Lukkede akviferer (geologiske formasjoner) som inneholder saltvann, (2) Dype kullforekomster som ikke er drivverdige eller som er kandidater for ECBM (enhanced coal bed methane) der CO2 injiseres for å drive ut metan, (3) Bruk av CO2 for økt oljeutvinning (EOR - Enhanced Oil Recovery) og (4) Utarmede olje og gassreservoarer.

Kilde: https://www.globalccsinstitute.com/understanding-ccs/information-resource

Oljedirektoratet har laget et CO2 lagringsatlas som er en kartlegging av potensialet for lagring av CO2 på norsk sokkel. Bare i Utsiraformasjonen (akvifer) er det påvist strukturer som kan lagre 1 gigatonn. For å sette det i perspektiv; Sleipner injiserer omtrent 1 million tonn CO2 i året i Utsiraformasjonen. De kan med andre ord holde på med det i 1000 år. Den totale teoretiske lagringskapasiteten til Utsira og Skadeformasjonen er over 15 gigatonn. Hvis man inkluderer de andre evaluerte akviferne får man et teoretisk lagringsvolum på over 40 gigatonn. I tillegg til lagring i akviferer kan man lagre CO2 i utarmede oljefelt. Forlatte oljefelt i dag har et lagringspotensial på 3 gigatonn, frem mot 2030 anslås det at dette vil øke med ytterligere 4 gigatonn etter hvert som oljefelt stenges ned og dette vil fortsette å øke også etter 2030. Det norske fullskalaprosjektet for CO2-håndtering planlegges for å fange omtrent 800.000 tonn CO2 per år, omtrent halvparten hver på sementfabrikken til Norcem i Breivik og energigjenvinningsanlegget for avfall på Klemetsrud. Det er med andre ord god kapasitet for å lagre CO2 fra mange flere kilder under havbunnen på norsk sokkel. Dette er også grunnen til at norske myndigheter ser på muligheten til at Norge på sikt kan lagre CO2 fra kilder i hele Europa. I tillegg til klimaeffekten vil dette også skape arbeidsplasser og industrielle muligheter i Norge.

I Norge i dag finnes det to fullskala-anlegg for CCS, Sleipner og Snøhvit, begge injiserer CO2 i akviferer for lagring. I globalt perspektiv ser det annerledes ut, 14 av fullskala-anleggene identifisert av Global CCS Institute injiserer CO2 for økt oljeutvinning. Er det fornuftig i et klimaperspektiv å bruke CO2 for å utvinne mer olje?

Ifølge IEA vil verdens behov for olje vokse frem til 2040 på tross av en forventet stor fremvekst av fornybare energikilder. Dette drives i stor grad av behovet for olje som innsatsfaktorer for petrokjemisk industri og drivstoff for transportsektoren. (Kilde: https://www.iea.org/weo2017/) Så lenge det er et oljebehov i verden så vil økt utvinningsgrad fra eksisterende oljefelt være positivt, alternativet er utbygginger av ny infrastruktur for å få tak i olje fra nye felt og områder.

CO2 er godt egnet for økt oljeutvinning av felt i en sen fase. CO2 har blitt brukt til økt oljeutvinning i mange tiår i Nord-Amerika og regnes der som et verdifullt råstoff. CO2 trenger inn i porene i reservoarene og blander seg med oljen slik at den flyter lettere. Ulempen med bruk av CO2 er at den vil følge med olje og gass som produseres. Det er begrensninger på hvor mye CO2 det kan være i olje og gass som selges, CO2 må derfor fjernes og reinjiseres i reservoaret. Så hvorfor bruker man ikke CO2 til økt utvinning på norsk sokkel? Det er flere årsaker til det: (1) liten tilgang på CO2 og (2) plattformene er ikke designet for å håndtere store mengder CO2. Studier har vist at å tilpasse en eksisterende plattform for en signifikant økning av CO2-innholdet i produksjonen kan bli en meget omfattende og dyr jobb.

Siden CO2 blir separert ut av brønnstrømmen og reinjisert i reservoaret har CO2 EOR en signifikant lagringseffekt. Tallene varierer noe basert på prosjektspesifikke faktorer, men Scottish Carbon Capture and Storage har i en rapport fra 2014 beregnet at 89-94% av den eksternt tilførte CO2 vil bli igjen i reservoaret når man avslutter oljeproduksjonen (kilde: Carbon Accounting for Carbon Dioxide Enhanced Oil Recovery, www.sccs.org.uk). I World Energy Outlook 2018 nevner IEA at over 95% av eksternt tilført CO2 blir værende igjen i reservoaret. En besnærende tanke er også muligheten til å gå fra en CO2 EOR fase over i en lagringsfase etter at oljeproduksjonen er avsluttet. I prinsippet kan man fortsette med CO2-injeksjon i reservoaret med bruk av den samme infrastrukturen for transport og injeksjon som ble etablert for CO2 EOR.

Aker Solutions har jobbet med løsninger, der vi har sett på mulige forbehandlingsanlegg for å kunne fjerne mesteparten av CO2 før vi sender olje og gass inn på et eksisterende anlegg. Plattformene på norsk sokkel har generelt liten tilgjengelig plass og vektreserver og det er ikke lett å få plass til et slikt forbehandlingsanlegg, men nye muligheter åpner seg med utviklingen av ny teknologi.

Aker Solutions har sammen med Equinor og MAN Energy Solutions jobbet med en mulighetsstudie støttet av CLIMIT for å se om man kan bruke teknologien fra Åsgard havbunnskompresjonsanlegget for å gjøre en forbehandling på havbunnen. Prosjektet har sett på en forenklet løsning der væske og gass separeres på havbunnen og all gassen reinjiseres i reservoaret (både hydrokarboner og CO2). Væsken sendes til et eksisterende prosessanlegg for behandling. Dette er en generisk studie og det ble benyttet en reservoarmodell som ble regnet som representativ for små felt, typiske kandidater for satelittutbygginger som knyttes opp mot nærliggende infrastruktur. Konklusjonen fra studiet er at havbunnskompresjon kan være en muliggjørende teknologi for offshore CO2 EOR.