SAK/OPPGAVE (tittel) SAKSBEARBEIDER(E) OPPDRAGSGIVER(E) TR NR. DATO OPPDRAGSGIVER(E)S REF. PROSJEKTNR.

Transkript

1 SAK/OPPGAVE (tittel) TEKNISK RAPPORT Status for gasskraftverk i Norge med CO 2 -fjerning og deponering - teknologi og kostnader SINTEF Energiforskning AS Postadresse: 7465 Trondheim Resepsjon: Sem Sælands vei 11 Telefon: Telefaks: SAKSBEARBEIDER(E) Olav Bolland Erik G.B. Lindeberg (SINTEF Petroleumsforskning AS) OPPDRAGSGIVER(E) F. nr.: NO OLF -Miljøsok TR NR. DATO OPPDRAGSGIVER(E)S REF. PROSJEKTNR. TR F Odd Raustein 17x226 ELEKTRONISK ARKIVKODE PROSJEKTANSVARLIG (NAVN, SIGN.) GRADERING C:\DATA\PROOLD\miljosok\rapport miljsok - final2.doc Olav Bolland Fortrolig ISBN NR. RAPPORTTYPE FORSKNINGSSJEF (NAVN, SIGN.) OPPLAG SIDER Inge Røinås Gran 43 AVDELING BESØKSADRESSE LOKAL TELEFAKS Termisk energi Kolbjørn Hejes vei 1A, 7491 Trondheim RESULTAT (sammendrag) Tre forskjellige konsepter for naturgassbasert kraftproduksjon med CO 2 -fjerning og deponering er vurdert og sammenlignet. Potensialet for bruk av massiv CO 2 -flømming på norsk sokkel er vurdert. Teknologien for gasskraft med CO 2 -fjerning og deponering er tilgjengelig. To forskjellige konsepter (A, B) kan i dag ut fra tekniske forhold tas i bruk. Teknologien kan karakteriseres som noe umoden, i den forstand at det ikke finnes anlegg i drift i så stor skala som det her er snakk om, og at det finnes et betydelig potensial for å redusere kostnader. Et tredje konsept (C) er også aktuelt, men dette krever en større teknologiutvikling av en CO 2 -gassturbin. Såvidt kjent pågår ikke noen slik teknologiutvikling for konsept C. Konsept C kan realiseres på kort sikt med en konvensjonell dampturbinprosess, men da til en høyere kostnad enn konsept C basert på gassturbinteknologi. Merkostnaden for å fjerne CO 2 (regnet i produksjonskostnad for elektrisitet, sammenlignet med konvensjonell gasskraft) er beregnet til ca øre/kwh (7% kalkulasjonsrente, 25 år økonomisk levetid, 45 øre/sm 3 naturgass). Gasskraftverk med CO 2 -fjerning og deponering er ikke kommersielt mulig med dagens rammebetingelser. For å kunne redusere gapet mellom produksjonskostnad og hva markedet er villig til å betale, vil følgende fire forhold være viktig: 1) Endring i rammebetingelser internasjonalt til utslipp av CO 2 og NO X, og at dette reflekteres i f.eks. høye kvotepriser for utslipp av CO 2. 2) Kommersielle rammevilkår for "grønn teknologi" som fastlegges av myndighetene (som f.eks. bio & vindkraft) 3) CO 2 bør ha en verdi (salg til trykkstøtte i oljeproduksjon) 4) Redusere kostnaden for CO 2 -fjerning fra gasskraftverk. Forskning og teknologiutvikling kan her være viktige bidrag. Ved massiv CO 2 -flømming av trykkavlastede og vannflømmede oljereservoarer er det tekniske potensialet for meroljeutvinning estimert til mellom 1 og 2 milliarder Sm 3 olje. Dette vil kreve ca 150 millioner tonn CO 2 per år over en 30-årsperiode og tilsvarer ca en sjudel av EUs årlige utslipp av CO 2 fra kraftproduksjon. For å realisere dette potensialet vil det kreves betydelige investeringer i nye brønner, rørledninger og prosessutstyr. Spesielle forholdsregler må tas for å møte nye krav med hensyn til vann- og gassproduksjon og korrosjon. Dette er kun et teknisk potensiale og det er ikke foretatt noe estimat over hvor store deler av dette potensialet som er økonomisk realiserbart under gitte forutsetninger. Dette vil kreve mer omfattende studier av utvalgte felt. EGENVALGTE Gasskraft CO 2 STIKKORD naturgass miljø

2 2 INNHOLDSFORTEGNELSE Side 1 INNLEDNING KONSEPTER FOR FJERNING AV CO 2 FRA KRAFTVERK Innledning Kombinert gassturbin/dampturbinprosess ("gasskraftverk") Eksosgassrensing - aminvasking (A) Kombinert gassturbin/dampturbin-prosess med reformering av naturgass (B) Kraftverk med støkiometrisk forbrenning med oksygen (C) TEKNISK POTENSIALE FOR CO 2 SOM INJEKSJONSGASS Bakgrunn Kjennetegn for tertiær gassinjeksjon med CO Fortrengningsmekanismer Respons og gjennombruddsproblematikk Korrosjon Begrensing av oppgaven og forutsetninger Konklusjon KOSTNADSANALYSE Forutsetninger og antagelser Kommentarer til tallmateriale Resultater DISKUSJON AV RESULTATER OG KONKLUSJONER VEIEN VIDERE TIL "CO 2 -FRI" GASSKRAFT? REFERANSER ANNEN LITTERATUR... 40

3 3 1 INNLEDNING Menneskeskapte CO 2 -utslipp og utslipp av andre drivhusgasser som metan (CH 4 ), klor-fluorkarbonforbindelser ( KFK ), lystgass (N 2 O) og ozon (O 3 ) kan bidra til uønskede endringer i vårt klima. Det pågår stor forskningsaktivitet på dette området for å finne mulige sammenhenger mellom disse utslippene og klimaendringer. Så langt viser en stadig økende kunnskap at vi ikke kan avvise en mulig sammenheng mellom menneskeskapte utslipp av drivhusgasser og klimaendringer. På basis av dette er det riktig å forske og skaffe oss kunnskap om hvordan vi kan senke utslippet av CO 2 og andre drivhusgasser. Utfordringene er meget store. Til tross for den meget omtalte Kyoto-protokollen så vil vi i årene fremover, med stor sannsynlighet, få en betydelig global økning i de menneskeskapte utslippene av CO 2. Usikkerheten rundt spørsmålet om menneskeskapte klimaforandringer har vært brukt som argument for å ikke sette igang betydelige tiltak mot utslipp av drivhusgasser. Eventuelle skader vil imidlertid kunne ha så drastiske konsekvenser at en gjerne velger å følge et føre var - prinsipp som rettledning for handling i stedet for å vente på sikrere belegg for at menneskeskapte klimaendringer er mulig. Dette prinsippet ligger til grunn for anbefalingene fra FNs klimapanel (IPCC) og er også Norges offisielle holdning. Det kan gå mange tiår før en kan vise til sterke belegg for teorien om menneskeskapte klimaforandringer. Ved å føre en business as usual - politikk frem til det finnes sterke belegg for menneskeskapte klimaendringer, vil det være vanskeligere å forandre kurs enn ved å begynne en omlegging i dag. Da vil det kanskje bli for sent til å unngå store klimarelaterte skader, dersom det skulle gå slik. Hvis vi nå antar at menneskeskapte utslipp av CO 2 fører til en økning i drivhuseffekten og dermed til klimatiske konsekvenser; hva kan vi gjøre?. De forskjellige mulighetene er forsøkt skissert i Figur 1. Redusere drivhuseffekten Mottiltak Redusere behov Direkte reduksjon Tilpassing Fjerne CO2 fra Dempe Forbedret Rensing Overgang til andre atmosfæren virkning virkningsgrad punktutslipp energikilder Biologisk Gjødsling Spre støv Slutt- Kraft-& Under- Hav- Lavere Kjerne- Fornyfiksering, av havene i atmos- bruk energi- jordisk depon- C/H- kraft bar biomasse færen forsyning lagring ering forhold energi Akviferer Oljefelt Gassfelt Figur 1 Hvordan forholde seg til mulig menneskeskapt endring av drivhuseffekten? (laget på basis av figur i Lindeberg, 1998) Utslipp av CO 2 og andre klimagasser får stadig økende fokus. I Norge har det fra begynnelsen av 1990-tallet og frem til i dag blitt utført et omfangsrikt arbeid for å beskrive, forbedre og

4 4 kostnadsestimere teknologi for innfanging og deponering av CO 2 dannet fra forbrenning av naturgass i gassturbiner. For landbaserte anvendelser har slik teknologi blitt benevnt "CO 2 -fri gasskraft". For ordens skyld er det greit å være klar over at CO 2 nødvendigvis må dannes ved konvertering av kjemisk bundet energi i naturgassen til varme - forbrenning. Når vi snakker om "CO 2 -fri" teknologi, så innebærer det å fange opp og lagre CO 2 slik at den ikke slippes ut i atmosfæren før fossilbrensel-perioden er over om år. Begrepet "CO 2 -fri gasskraft" omfatter derfor både kraftverk og et system for langtids lagring av CO 2. Den "norske" aktiviteten har dreid seg nærmest kun om fjerning og deponering av CO 2 fra forbrenning av naturgass. Dette har på en måte vært naturlig på basis av de norske naturgassressurser. Man har vært vel vitende om at forbrenning av kull gir større utslipp av CO 2. Likevel så har fokus vært satt på naturgass ut fra tanken om at de nasjonale utslippene av CO 2 skal kunne reduseres ved en eventuell bygging av gasskraftverk i Norge. En drivkraft har for enkelte aktører vært å posisjonere seg med hensyn til teknologiutvikling og eventuelle kommersielle fortrinn dette kan gi. Aktiviteten blant norske aktører, både industri og FoU-institusjoner har i den siste tiden blitt redusert til temmelig lavt aktivitetsnivå. En kan beskrive dette som å "møte veggen". I løpet av 1998 og 1999 har det blitt utført et betydelig arbeid innen spesielt kostnadsestimering, hvor konklusjonene nærmest entydige har vært at slik teknologi ikke kan ansees å være kommersiell akseptabel, i den forstand at produksjonskostnader for elektrisitet har vært over det som er mulig i dagens markedsbaserte handelssystem. I dette ligger videre til grunn at en har observert utviklingen i det europeiske energimarkedet, med deregulering og tilhørende lave priser på energi (elektrisitet og naturgass). Videre ser en få konkrete tiltak rettet mot oppfyllelse av Kyotoprotokollens målsettinger, hvilket kunne ha skapt bedre grunnlag for "CO 2 -fri" teknologi. Det er imidlertid en trend at miljøvennlig kraftproduksjon blir stadig mer støttet av myndigheter og at markedsaksepten øker. Denne rapporten gir en gjennomgang av landbaserte konsepter for fjerning av CO 2 fra kraftverk med forbrenning av naturgass. Deponering/lagring av CO 2 er diskutert. Kostnadstall presenteres på basis av informasjon gitt av Statoil, Norsk Hydro og Aker Maritime. Til slutt er det forsøkt å peke på veien videre til "CO 2 -fri" gasskraft i Norge.

5 5 2 KONSEPTER FOR FJERNING AV CO 2 FRA KRAFTVERK 2.1 Innledning Begrepet "CO 2 -fri" gasskraft innebærer å fange opp og lagre CO 2 slik at den ikke slippes ut i atmosfæren før fossilbrensel-perioden er over om anslagsvis år. Begrepet "CO 2 -fri" gasskraft omfatter derfor både kraftverk og et system for langtids lagring av CO 2. CO 2 nødvendigvis må dannes ved frigjøring av brennverdien i naturgass. Det finnes prosesser (f.eks. "Carbon Black") hvor naturgass omdannes til hydrogen (gass) og karbon i fast form. Dette innebærer at utnyttelsen av naturgassens brennverdi reduseres tilsvarende brennverdien til det karbon som ikke oksideres til CO 2. Det er en gjengs oppfatning om at langtids lagring av CO 2 bør skje i en form med størst mulig konsentrasjon av CO 2. Det er selvsagt mulig å lagre CO 2 i en blanding med andre gasser, dvs. at f.eks. eksosgass fra et kraftverk direkte kan lagres i f.eks. en akvifer. Eksosgassinjeksjon har blitt foreslått og vurdert av Naturkraft. Denne studien omfatter ikke dette konseptet. Årsaken til at en helst ønsker CO 2 i størst mulig konsentrasjon er at eksosgassvolumet blir meget stort i og med at konsentrasjon av CO 2 i eksos fra kraftverk typisk er lav, 3-14 vol%. For å kunne oppnå CO 2 i stor konsentrasjon fra en forbrenningsprosess, finnes det i litteraturen mange forslag. Det er to forskjellige prinsipper som kan benyttes: 1) Forbrenning med oksygen i et støkiometrisk forhold 2) Utskilling av CO 2 fra blanding av gasser Ad 1) Forbrenning med oksygen i et støkiometrisk forhold kan illustreres med følgende enkle reaksjonsligning for forbrenning: n n CmHn + m + O2 mco2 + H2O (1) 4 2 Forbrenningsproduktene består av CO 2 og vanndamp. Vanndampen kan fjernes ved kjøling og utkondensering. Varmen som frigjøres i reaksjonen benyttes til å produsere mekanisk arbeid og elektrisitet. En annen alternativ metode til direkte forbrenning, Lign. (1), er såkalt "Chemical looping combustion" (Anheden, 2000). Denne prosessen er skissert i Figur 2.

6 6 Luft Oksidasjon Kraftprosess Eksos-"luft" MeO Me CO 2 C m H n Reduksjon Kraftprosess Kjøler H 2 O Figur 2 Kraftprosess med "Chemical looping combustion" I denne prosessen foregår forbrenning i to steg i to forskjellige reaktorer. I reduksjonsreaktoren så oksideres brenslet ved hjelp av en oksygenbærer (MeO - metalloksid), se Lign. (2). Metalloksidet reduseres til et metall eller oksid med lavere oksidasjonstall i reaksjon med brenslet. For å regenerere oksygenbæreren, så fraktes metallet til en annen reaktor hvor metallet reoksideres med luft i henhold til Lign. (3). n n n CmHn + m MeO m CO + H O + m + Me (2) 2 2 n n n n m + Me + m + ( O N2) 2m + MeO + m N (3) Summen av Lign. (2) og (3) er lik Lign. (1), slik at "Chemical looping combustion" er i prinsippet det samme som direkte støkiometrisk forbrenning med oksygen. Aktuelle metaller/oksider kan være jernoksid, nikkeloksid eller manganoksid. Det finnes ingen kommersielle anlegg som benytter dette prinsippet, men dette er interessant på lang sikt. Ad 2) Det finnes hovedsakelig fire metoder for å fjerne CO 2 fra forbrenningsprodukter (eksosgass/avgass/syngass). Disse er: Absorpsjon med enten kjemisk eller fysisk løsningsmiddel Adsorpsjon (gass/faststoff) med trykksving Kryogen separasjon Membranteknologi med enten gasseparasjon eller absorpsjon Absorpsjon er den mest lovende teknologien for å fjerne CO 2 fra eksosgass. Denne teknologien er velkjent i en rekke industriell prosesser; f.eks. fjerning av SO 2 fra eksos, og fjerning av CO 2 fra naturgass. Absorpsjon i denne sammenheng betyr at CO 2 i en gassblanding fanges i en væske løsningsmiddel. En forutsetning er at løsningsmiddelet foretrekker CO 2 -molekyler i stedet for molekyler av andre gasser. For å frigjøre CO 2 fra løsningsmiddelet må prosessen være laget slik at løsningsmiddelet gjennomløper en syklus hvor løsningsevnen for CO 2 varierer mellom en lav og en høy verdi. Det kan da benyttes trykksving og/eller temperatursving. Hvis trykksving skal utnyttes så må gassblandingen CO 2 skal fjernes fra, foreligge ved et høyt trykk. For tilfeller hvor

7 7 gassblandingen foreligger ved atmosfæretrykk, så kan bare temperatursving benyttes. Eksosgass nedstrøms en gassturbin har atmosfærisk trykk. Eksosen nedstrøms kraftverket går gjennom et tårn ( absorber, scrubber, tverrsnitt ca m 2 for et 400 MW gasskraftverk) hvor løsningsmiddelet kommer i kontakt med eksosen, og det oppstår en svak kjemisk eller fysisk binding til CO 2. Temperaturen i dette tårnet kan være ca C. Løsningsmiddelet, rik på CO 2, går ut av tårnet i bunnen og sendes deretter til en regenerator ( stripper ). I regeneratoren tilføres varme for å øke temperaturen (til ca C). Økt temperatur tilsier lavere løsningsevne, og løsningsmiddelet slipper da CO 2, som går ut av toppen av regeneratoren. Deretter sendes løsningsmiddelet på en ny tur til absorberen. Det finnes forskjellige løsningsmidler som er aktuelle. Det mest kjente og anvendte løsningsmiddelet for atmosfæriske gassblandinger er MEA Monoethanolamin. For høytrykksanvendelser (f.eks. fjerning av CO 2 fra naturgass) benyttes ofte MDEA Methyldiethanolamine. Begge disse løsningsmidlene lager en svak kjemisk binding med CO 2, dvs. de er kjemiske løsningsmidler. For bruk i forbindelse med gasskraftverk vil MEA i en viss grad oksideres, hvilket gir et nedbrytingsprodukt (slam) som må betraktes som spesialavfall og behandles deretter. Det forskes noe på å finne nye stoffer med bedre egenskaper enn MEA. Regeneratoren fordrer bruk av varme for å øke temperaturen på løsningsmiddelet. For MEA ligger energiforbruket (varme ved ca C) på ca. 1 kwh/kg CO 2. I tillegg krever denne prosessen også energi (mekanisk arbeid) til vifter og pumper. Det finnes også løsningsmidler som ikke binder seg kjemisk til CO 2, og disse kalles fysiske løsningsmidler og absorberer CO 2 i henhold til Henrys lov. Det er en utbredt oppfatning at disse fysiske løsningsmidlene egner seg best for høye trykk, mens de kjemiske løsningsmidlene (som MEA) er mer egnet og bedre økonomisk ved lave trykk (f.eks. atmosfærisk eksos). Adsorpsjon for å fjerne CO 2 fra forbrenningsprodukter er ikke ansett som attraktivt. En slik prosess forutsetter lav temperatur, vann tolereres ikke i eksosen og kapasiteten er lav slik at utstyrsomfanget blir meget stort. Det foregår en del forskning (f.eks. på Oak Ridge Lab. i USA, "Electric Swing Adsorption") hvor en ser på nye konsepter. Forskningsmessig vil dette området være interessant på lengre sikt. Kryogen separasjon går ut på at en gassblanding avkjøles slik at CO 2 kondenserer og blir til væske. En kryogen separasjon innebærer en lavtemperatur destillasjon, hvor gassen som skal destilleres må ha et visst trykk for at destillasjonen skal være mulig. Det er en bred oppfatning at denne type prosess er for energikrevende for å skille CO 2 fra eksosgasser. Membraner benyttes ofte til separasjon/oppkonsentrering av gassblandinger. Membranen som benyttes har større permeabilitet for enkelte molekyler enn andre. Med en trykkdifferanse over membranen vil da en type molekyler oppkonsentreres på lavtrykkssiden. For separasjon av CO 2 fra atmosfærisk gass så regnes membraner som uaktuelle pga. det store utstyrsomfanget (antall m 3 ). En annen type membranprosess er vist til høyre i Figur 3. Denne benytter en

8 8 absorpsjonsvæske (løsningsmiddel) til å lage en drivende kraft for CO 2 gjennom membranen. Membranen vil hindre kontakt mellom løsningsmiddelet og stoffer i eksosen som førstnevnte ikke tåler. I Norge arbeider Kværner aktivt med utvikling av denne teknologien. Gasseparasjon med membran Membran Gasseparasjon med membran og absorpsjon Eksos CO 2 Absorpsjons væske Høyt Lavt Membran trykk trykk Figur 3 Prinsipper for gasseparasjon med membran (venstre) og gasseparasjon med kombinasjon av membran og absorpsjonsvæske I det følgende gis en gjennomgang av prosesser for hvor CO 2 skal fjernes fra et naturgassfyrt kraftverk. Først gis en kort innføring i et kombinert gassturbin/dampturbinkraftverk, som er den teknologien som vi forstår som "gasskraftverk". 2.2 Kombinert gassturbin/dampturbinprosess ("gasskraftverk") Prinsippet for en kombinert gassturbin/dampturbin-prosess er vist i Figur 4. Forbrenningen i gassturbinen foregår med et betydelig luftoverskudd (ca. 2.5). Konsentrasjonen av CO 2 ligger på 3-4 vol-% i eksosgassen. Virkningsgraden på slike anlegg (forhold mellom netto elektrisitetsproduksjon og brennverdi i brenslet) kan være opp til 60% på de største og mest avanserte anlegg. luft eksosgass, 3-4 vol-% CO 2 naturgass gassturbin HRSG dampturbin Figur 4 Kombinert gassturbin/dampturbin-prosess (HRSG=Heat Recovery Steam Generator) 2.3 Eksosgassrensing - aminvasking (A) Eksosgassrensing innebærer å skille CO 2 fra eksosgassen nedstrøms kraftverket (se Figur 5). Utskillingsprosessen vil i praksis her være en absorpsjon/desorpsjons-prosess hvor et aminbasert

9 9 løsningsmiddel benyttes. Det mest nærliggende løsningsmiddel er MEA (monoetanolamin). Damp fra dampturbin eller dampkjel (HRSG) benyttes for å skaffe til veie varme som kreves i desorpsjonsprosessen. Energiforbruket for å skille ut CO 2 vil være ca kwh/kg CO 2 (hvor ca. 10% mekanisk arbeid til vifter og pumper, og 90% i form av varme på ca. 130 C). Prosessen kan modifiseres ved at eksosgass etter kjelen resirkuleres tilbake til innløp av gassturbinens kompressor og erstatter luft. Det er sannsynlig at ca % av eksosgassen kan resirkuleres på denne måten. Dette vil da minske volumstrømmen av eksos som går til absorpsjonsprosessen. Det ligger et potensial for å redusere kostnader i dette, men det innebærer en endring av et standardisert gassturbinanlegg. CO 2 Figur 5 luft naturgas s CO 2 -absorpsjon/ desorpsjon Eksos gassturbin HRSG dampturbin Kombinert gassturbin/dampturbin-prosess med utskilling av CO 2 fra eksosgassen Virkningsgradsreduksjon sammenlignet med konvensjonell gasskraft vil være ca. 7-9%-poeng, dvs. si at med dagens teknologinivå så vil virkningsgrad være ca %. + Absorpsjon/desorpsjon med aminer er kjent teknologi; både fra produksjon av CO 2 til industrielle formål, rensing av naturgass og fjerning av CO 2 fra syngass. Det ble bygd et slik renseanlegg på et gasskraftverk i Lubbock, Texas i Kraftverket påvirkes i mindre grad av aminvaskeanlegget. Standardanlegg kan benyttes. Beste tilgjengelige gassturbinteknologi kan til enhver tid benyttes. + Ved bruk av bypass-skorstein så kan kraftverket kjøre uavhengig av driftsstans i aminvaskeanlegget. + Gir høy virkningsgrad sammenlignet med andre konsepter som kan realiseres teknisk på kort sikt. + Aminvasking kan medføre at andeler av NO X vaskes ut av eksosen sammen CO 2. NO 2 er surere enn CO 2 og den derfor vil binde seg til aminer. Dette kan innebære at NO X -rensing (som SCONOX) er overflødig. Det finnes lite informasjon om dette i litteraturen (Barchas & Davis, 1992; Allam & Spilsburry, 1992). Dette kan innebære et fortrinn for aminvasking hvis utslippskrav på NO X er meget strenge (dvs. nedstrømstilstak er nødvendig). + Anlegg for fjerning av CO 2 kan etterinstalleres (i tid). Fordelaktige forberedelser er å tilrettelegge tomt for CO 2 -fjerningsanlegget, lage avtapningssystem for damp på dampturbinen, benytte liggende avgasskjel for å kunne lettere lede eksos inn i absorpsjonstårnet. + Teknologien har en overføringsverdi til kullkraftverk hvis CO 2 skal fjernes på eksisterende anlegg.

10 10 + I et internasjonalt F&U-perspektiv, så har denne teknologien størst fokus. Det finnes to noe større forsøksanlegg i Japan (Kansai Electric Power Company sammen med Mitsubishi HI) og vi har i Norge et stort forsøksanlegg på Kårstø gassterminal og et mindre anlegg på NTNU i Trondheim. Planer for et større forsøksanlegg i Canada er på gang. I tillegg finnes noen mindre forsøksanlegg i forskjellige laboratorier rundt omkring, f.eks. hos TNO i Nederland. - Absorpsjonsanlegget blir meget stort (ca m 2 strømningsareal i kolonne for et 400 MW anlegg). - Prosessen gir utslipp av NO X (samme nivå eller noe lavere enn konvensjonell gasskraftteknologi) og noe CO 2 (rensegrad kan typisk være 83-86% per kwh el.) - Tap av løsningsmiddel i eksosgassen som går ut skorstein - Tap av løsningsmiddel i produsert CO 2 - Skumming og korrosjon (inhibitorer må tilsettes) - Oksidasjon og termisk nedbrytning av amin i desorpsjonsprosessen. Dette innebærer et avfall som må håndteres (brennbart). Avfallet består hovedsakelig av (i vektprosent) 10% amin, 0.02% ammoniakk, 8% salter, 15% organisk karbon og balanse (ca. 2/3) med vann. phverdien på avfallet er ca For et 400 MW anlegg er det sannsynlig med ca tonn/år herav tonn/år med amin, salter og organisk karbon (kilder: Fluor Daniel, ABB Lummus og Mitsubishi HI). - Teknologien med aminvasking har ikke utviklet seg vesentlig de siste 10 år. Kværner har dog gjort fremskritt med sin membranteknologi, og Mitsubishi har kommet med forbedrede aminløsninger. Leverandører av denne teknologien kan være Fluor Daniel (USA) og ABB Lummus (USA) og Mitsubishi Heavy Industries (Japan). Kværner har en mulig nisje med sin membranteknologi, hvor PTFE-membraner kan benyttes både i absorpsjon- og desorpsjonsprosessen. Det har vært gjort og foregår også per dags dato arbeid med denne teknologien i forsøksanlegg både på Kårstø og i Trondheim. 2.4 Kombinert gassturbin/dampturbin-prosess med reformering av naturgass (B) Ved hjelp av syntesegass produksjonsprosess kan karbon i naturgass fjernes fra brenslet før forbrenning i gassturbinen finner sted (se Figur 6). Dette kan praktisk gjøres ved at naturgass reformeres, dvs. at det skjer en kjemisk omdannelse av naturgassen hvor brennverdien (energiinnholdet) i stor grad overføres til de brennbare gassene karbonmonoksid (CO) og hydrogen (H 2 ). I en vannshift-reaktor konverteres så CO sammen med vanndamp til CO 2 og H 2, hvor det meste av brennverdien i CO overføres til H 2. Etter vannshift-prosessen er den totale brennverdien redusert til ca. 85% av det opprinnelige i naturgassen som tilføres. Det neste prosesstrinnet før gassturbinen er CO 2 -fjerning, hvor kjemisk absorpsjon benyttes. Trykket i prosessen som beskrevet så langt kan være i området bar. Dette betyr at fjerningen av CO 2 skjer under trykk. Dette minsker gassvolumet i absorberen samt at trykkreduksjon kan benyttes i desorpsjonsprosessen. Før gassen deretter går til gassturbinen, kan det blandes inn vanndamp for å tilfredsstille krav til brenselegenskaper gitt av gassturbinen.

11 11 naturgass luft autoterm reformer vann-shift reaktor CO 2 -absorpsjon/ desorpsjon CO 2 eksos gassturbin HRSG dampturbin Figur 6 Kombinert gassturbin/dampturbinprosess med reformering av naturgass En typisk sammensetning av en slik brenngass kan være 46% hydrogen, 40% nitrogen, 13% vanndamp og balanse på andeler av karbonmonoksid, metan og CO 2. Brennverdien er ca. 8-9 MJ/kg. Vanndampandelen kan i prinsippet justeres til nær null. For å få en akseptabel virkningsgrad bør reformeringsprosessen og kraftverket integreres, gjennom utveksling av luft og damp. Fra gassturbinens luftkompressor tas en luftstrøm ut (10-12% av kompressorstrømmen), og denne benyttes i en luftblåst autoterm reformer. Damp utveksles også. Mellomtrykksdamp (15-40 bar) tas fra kraftverket og blandes med naturgassen inn i reformeren. Høytrykksdamp (>100 bar) produseres ved avkjøling av syntesegassen ut av reformeren, og går til kraftverket. Det har vært mye diskusjon rundt hvorvidt moderne gassturbiner kan akseptere et brensel bestående av en større andel hydrogen. Generelt så finnes det mange eksempler på at gassturbiner brenner hydrogenholdig brensel (opp til ca. 95 vol-%). Det som er spesielt i denne sammenhengen er hydrogen er den eneste brennbare gassen i brenslet. Norsk Hydro har i samarbeid utført tester av forskjellige brenselsammensetninger i en testrigg med en brenner og kammer ("multi-nozzle", "can", IGCC 1 -type) fra en gassturbin i serien 6FA (Todd og Battista, 2000). Dette er en 80 MW gassturbin. Teknologien i denne gassturbinen er tilsvarende som for de større maskinene med betegnelse 7FA (60 Hz) og 9FA (50 Hz, 270 MW). For Norsk Hydro er det den siste som er aktuell. Brennkammeret som er testet, er utviklet for bruk i forbindelse med kullgassifisering (IGCC). For et brensel bestående av 46% hydrogen, 40% nitrogen, 13% vanndamp og balanse på andeler av karbonmonoksid, metan og CO 2, har utslipp av NO X, veggtemperaturer i brennkammer og forbrenningsinduserte trykkpulsasjoner blitt målt. Ut fra Todd og Battista (2000) har testene gått på redusert "firing temperatur" 2 i forhold til naturgass, hvilket er normalt i IGCC-anlegg. Variasjoner av mengde dampandel i brenngass har også blitt undersøkt. Resultatene viser at det er fullt mulig å benytte denne typen gassturbinteknologi med forbrenning av hydrogenholdig gass som angitt over. Resultatene viser at denne gassblandingen gir lavere veggtemperaturer i brennkammer og mindre trykkpulsasjoner enn ved forbrenning av naturgass. Utslipp av NO X er ifølge eksperimentelle resultater i området 5-12 ppmv (15% O 2, tørr), og 1 IGCC=Integrated Gasification Combined Cycle 2 Dette er et begrep for å beskrive innløpstemperaturen i turbinen.

12 12 garantiverdier noe i overkant av dette. Dette er fullt ut på høyde med forbrenning av naturgass i moderne gassturbiner. Dampinjeksjon har en betydning for NO X -utslippet. Det er ligger en begrensing på dampinjeksjon og dampinnblanding i brenngassen ved at innholdet av vanndamp i eksosen blir for høyt (kan redusere levetid på turbinskovler). Virkningsgradsreduksjon sammenlignet med konvensjonell gasskraft vil være ca %- poeng, dvs. si at med dagens teknologinivå så vil virkningsgrad være ca %. + Mest moden komponent-teknologi av alle konsepter. Brenngassproduksjonen inkludert CO 2 - utskilling er kjent teknologi fra hydrogenproduksjon for ammoniakksyntese. All teknologi i både reformeringsanlegg og kraftverk er verifisert. + Reformingsanlegg har meget høy driftstilgjengelighet. + Gassturbinteknologi for denne anvendelsen kan være den samme som for IGCC, dvs. at teknologiutvikling med tanke på CO 2 -fjerning fra naturgass blir hjulpet gjennom utvikling på et annet område. + General Electric som mulig leverandør av gassturbin for denne anvendelsen har stor erfaring med hydrogenholdige brensler (IGCC, raffinerigasser etc.) på til sammen timer per juni 1999 (Todd og Battista, 2000). For teknologien som ønskes anvendt av Norsk Hydro er det ca driftstimer loggført per juni Konseptet innebærer mulighet for at syntesegass kan benyttes til produksjon av andre produkter, f.eks. innen et fremtidig energimarkedet. Det vil da fordre at reformeringsanlegget produserer mer syntesegass enn kraftverket forbruker. + Kraftverket i et slikt konsept kan også benytte naturgass som brensel. - Det er kun én gassturbinprodusent (General Electric) som kan sies å være langt fremme innen gassturbinteknologi på dette området. Siemens-Westinghouse, ABB Alstom Power og Mitsubishi HI har betydelig mindre erfaring enn GE, og har så langt noe eldre gassturbinteknologi tilgjengelig for formålet. Hvis en skulle sette ut en ordre i dag på et slikt anlegg, så ville sannsynligvis bare GE være aktuell for gassturbinen. - Selv om komponentene i dette konseptet er velprøvd, så finnes det ikke eksempler på eksisterende anlegg med en slik tett integrasjon mellom reformeringsanlegg og kraftverk. Det nærmeste det finnes erfaring på, er gassturbinbaserte kraftverk med kullgasifisering (IGCC). - Prosessen gir utslipp av NO X (samme nivå eller noe lavere enn konvensjonell gasskraftteknologi) og noe CO 2 (rensegrad kan typisk være 83-86% per kwh el.) - Prosessen er teknisk sett komplisert med tette koblinger (damp, luft og brensel) mellom reformeringsanlegg og kraftverk. - Det er lite sannsynlig å etterinnstallere (i tid) denne teknologien på et konvensjonelt gasskraftverk, såfremt ikke forberedelser gjøres ved bygging av anlegg. Disse forberedelsene innebærer først og fremst at det velges en type gassturbin som kan brenne den aktuelle brenngassen. Mer spesifikt omfatter disse forberedelsene installasjon av en bestemt type brennkamre og system for brennstofftilførsel. Videre fordres en tilpasset design av avgasskjelen, både med hensyn til heteflater og rom for brennere i kjelens innløp. Det må

13 13 legges til rette for et større lufttuttak på gassturbinens kompressor. Dampsystemet må legges til rette for utveksling av damp med reformeringsanlegg. En lengre driftsstans må påregnes. Det er ikke funnet noen økonomiske vurderinger rundt en tilleggsproduksjon av andre produkter basert på syntesegass. Dagens marked for metanol og ammoniakk tilsier ikke store muligheter. Markedsmuligheter for slike tilleggsprodukter må derfor sees på som del av en visjon om fremtidig utvikling, innen f.eks. drivstoff til fremtidens bilpark (brenselceller). 2.5 Kraftverk med støkiometrisk forbrenning med oksygen (C) Forbrenningen i kraftprosessen skjer med rent oksygen, O 2 (ikke luft, som er det vanlige). Ideelt sett benyttes akkurat nok oksygen til reaksjon med brenslet (såkalt støkiometrisk forbrenning). Forbrenningsproduktene (eksosen) består da av vanndamp (H 2 O) og CO 2, i henhold til Lign. (1) på side 5. Ved forbrenning i luft består eksosen av mye nitrogen, men dette unngås her. Vanndamp og CO 2 kan enkelt skilles ved en nedkjøling med kjølevann der mesteparten av vanndampen kondenserer mens CO 2 forblir i gassform. Oksygenet må produseres i et luftseparasjonsanlegg, og dette er en arbeidskrevende prosess (typisk kwh/kg O 2, atmosfærisk trykk). Støkiometrisk forbrenning med oksygen medfører for høye temperaturer, og det er påkrevd at en inertgass tilsettes i forbrenningsprosessen. Det mest nærliggende er å benytte avkjølte forbrenningsprodukter, dvs. hovedsakelig CO 2 og noe vanndamp. Prinsippet er vist i Figur 7, hvor kraftverket er illustrert i form av en kombinert gassturbin/dampturbin-prosess. Kraftverket kan utformes etter andre prinsipper, f.eks. en konvensjonell dampturbinprosess med en fyrt dampkjel (trykksatt eller atmosfærisk). I denne rapporten behandles kun kombinert gassturbin/dampturbin-prosess. naturgass dampturbin luft luftseparasjons Gassturbin HRSG kjøling CO 2 N 2 CO 2 H 2 O Figur 7 Kombinert gassturbin/dampturbinprosess med støkiometrisk forbrenning med oksygen + Luftseparasjon basert på prinsippet med kryogen destillasjon er en meget moden og velkjent teknologi, med flere leverandører. Carl von der Lindes prinsipper er fremdeles i bruk ca. 100 år etter at det første anlegget ble bygget. + Innebærer 100% fjerning av CO 2 og NO X. + Konseptet kan teknisk sett realiseres på kort tid ved bruk av en konvensjonell dampturbinprosess. Noe utviklingsarbeid må påregnes på dampkjel. Virkningsgrad på et slikt konsept kan være opp til 35-37% (stort anlegg >200 MW, mest moderne teknologi). + Fra luftseparasjonsanlegget vil det være store mengder nitrogen tilgjengelig. Ved en sammenligning av denne mengden nitrogen i forhold til mengden CO 2 fra kraftprosessen

14 14 (antar at metan benyttes som brensel), så fremkommer følgende forhold: 4.8 tonn N 2 /tonn CO 2, eller 7.5 Nm 3 N 2 /Nm 3 CO 2. + Nitrogen kan benyttes til EOR ("Enhanced Oil Recovery" - trykkstøtte for økt oljeproduksjon), og mengden som injiseres kan endres over tid for å tilpasse seg et injeksjonsprofil. + Nye teknikker for luftseparasjon (membraner) kan på sikt være med å redusere energiforbruket sammenlignet med dagens teknologi. + Teknologien har en viss overføringsverdi til kullkraftverk hvis CO 2 skal fjernes på eksisterende anlegg. - Det finnes ikke gassturbinteknologi som kan brenne naturgass direkte med oksygen, eller benytte CO 2 /vanndamp som resirkulert inertgass. Hovedårsaken er at CO 2 og luft er gasser med betydelig forskjell i egenskaper, dvs. lydhastighet, tetthet, spesifikk varmekapasitet og isentropeksponent. Dette betyr at strømningsforholdene i en standard gassturbinkompressor og -turbin ville være dårlig tilpasset geometrien og at derved ytelsene ville bli uakseptable. - Det er ikke kjent at det pågår noen utvikling av slik gassturbinteknologi. - Denne type gassturbinteknologi har sin relevans kun i forbindelse med "fjerning" eller "produksjon" av CO 2. Dette betyr at det må skapes et markedsgrunnlag innen med "fjerning" eller "produksjon" av CO 2 for at slik teknologi skal kunne utvikles. - Støkiometrisk forbrenning er ikke realistisk pga. av at det dannes mye karbonmonoksid (CO). Det må påregnes å benytte ekstra oksygen i forhold til støkiometriske forhold. Ifølge Graff (Aker Maritime) vil et naturlig utviklingsløp for dette konseptet være å konvertere en eksisterende konvensjonell dampturbinprosess til støkiometrisk fyring med oksygen i stedet for luft, og deretter foreta en såkalt "repowering" med en dertil egnet gassturbinprosess når den måtte bli tilgjengelig.

15 15 3 TEKNISK POTENSIALE FOR CO 2 SOM INJEKSJONSGASS 3.1 Bakgrunn Oljeproduksjonen på en rekke norske oljefelt vil i løpet av de nærmeste årene komme inn i en fase med sterkt fallende produksjonsrate. På enkelte felt vil økt vannproduksjon kreve betydelige investeringer dersom produksjonen skal opprettholdes. En må da ta stilling til om en skal forlate feltene eller om en skal foreta nye investeringer for å få ut noe mer av gjenværende olje. Restoljen kan typisk utgjøre 40 til 60 % av den oljen som opprinnelig var til stede og det vil på dette tidspunkt eksistere god kjennskap til reservoaret. Erfaring fra andre oljeprovinser i verden kan tilsi at det i sen fase vil bli satt inn metoder som gir økt oljeutvinning (Enhanced Oil Recovery, EOR). Gassinjeksjon vil være en potensiell metode. Allerede i dag viser Oljedirektoratets prognoser (Figur 8) at injeksjon av gass vil øke. Fra figuren ser en at det meste av gassen i dag injiseres i felten Oseberg, Statfjord og Sleipner. Dette er felt som nyter godt av gassen i form av trykkstøtte for å oppnå optimal utnyttelse av resursene. Slike felt som har vært produsert med massiv trykkstøtte med gass vil ikke være kandidater for CO 2 -injeksjon og er ikke inkludert i denne studien. CO 2 fra industrielle kilder kan, dersom de foreligger i tilstrekkelige kvantiteter, være en alternativ injeksjonsgass. Figur 8 Oljedirektoratets prognose for gassinjeksjon på norsk sokkel.(oljedirektoratet, 1999)

16 16 Bruk av CO 2 vil frigjøre hydrokarbongass til eksport og vil kunne redusere menneskeskapte CO 2 - utslipp Det tekniske potensialet for CO 2 -injeksjon har tidligere blitt estimert av Lindeberg og Glasø (1996) og Holloway et al. (1996). Bare den første studien la strenge EOR-kriterier til grunn far analysen, mens den andre så mer på deponeringspotensialet. I denne studien vil kriterier som ligger nærmest Lindeberg og Glasøs studie bli brukt, men den blir utvidet med flere felt og vil på andre måter også være en oppdatering. 3.2 Kjennetegn for tertiær gassinjeksjon med CO Fortrengningsmekanismer CO 2 har som injeksjonsgass helt spesielle egenskaper som i mange tilfeller kan gi spesielt høyt utbytte. Et av disse kjennetegn er at den gjennom komponentutveksling mellom gass og olje kan danne en overgangssone mellom fasene som er slik at det ikke oppstår grenseflatespenninger mellom dem. Det kalles blandbar fortrengning og er kjennetegnet av svært lav restolje i de sonen som er flømmet. Bare i spesielle felt med svært tung og aromatisk olje (eksempel Grane og Heidrun) oppnår en ikke slik fortrengning under typiske reservoarbetingelsene som råder på norsk sokkel. Også i reservoarer hvor en ikke oppnår blandbarhet kan imidlertid CO 2 -gassen ha en gunstig effekt på produksjonen ved at CO 2 løser seg i oljen, senker viskositeten og dermed gjør oljen lettere å mobilisere. Hydrokarbongass som injiseres i reservoarene vil ha en tendens til å stige opp i reservoaret og i stor grad passere oljen ved at den strømmer over oljesonen. Tetthetsforskjellen mellom CO 2 og olje er imidlertid mye mindre, og i noen tilfeller er CO 2 -tettheten lik eller høyere enn oljens tetthet. I slike tilfeller vil CO 2 ha mulighet for å flømme deler av reservoaret som ikke kan nås med den lettere naturgassen. Dette betyr at CO 2 vil kunne fortrenge olje i deler av reservoaret som er vanskelig å nå med andre injeksjonsfluider Respons og gjennombruddsproblematikk En del sider knyttet til tertiær gassinjeksjon med CO 2 er illustrert i Figur 9. CO 2 -gassen kan mobilisere mye olje, men responsen er ikke spontan. Dette gir en redusert nåverdi på de ekstra investeringen som en måtte foreta for å sette igang CO 2 -injeksjon. I en viss grad kan en oppnå mer kontinuerlig produksjon dersom injeksjonen ikke settes inn altfor sent. Mange vanninjeksjonsprosjekter må avsluttes pga. av økende vann/olje-forhold. Etter at CO 2 - injeksjonen starter vil vannproduksjonen forsatt være høy fordi det er mye mobilt vann i reservoaret etter mange års injeksjon. En må altså ha tilstrekkelig vannbehandlingskapasitet på plattformen i en viss tid før responsen på CO 2 -gassen merkes i produksjonsbrønnene. På den annen side vil fortrengt vann øke behovet for injeksjonsgass og øke lagringskapasiteten til reservoaret.

17 17 Relativ produksjonsrate, Rm 3 Vannproduksjon kan øke før responsen av CO 2 -injeksjonen, stor vannbehandlingskapasitet påkrevd Ekstra olje mobiliseres, men responsen fra CO 2 er ikke spontan Store volum gjennombrudsgass må kunne håndteres. Etter en tid vil gjennombruddsgassen inneholde så mye CO 2 at den må enten reinjiseres eller deponeres i en nærliggende akviferer Olje Vann Gass År etter start av CO 2 -injeksjon Figur 9 Skjematisk illustrasjon av produksjonsprofilene for vann olje og CO 2 ved CO 2 - flømming av et reservoar som tidligere har vært vannflømmet. Endelig vil det oppstå gjennombrudd av CO 2 mens det ennå er betydelig oljeproduksjon. Etterhvert vil produsert gass innehold så mye CO 2 at det ikke er lønnsomt å skille ut hydrokarbongassen. CO 2 må da enten reinjiseres eller injiseres i andre oljereservoar. Dersom slike reservoarer ikke er tilgjengelig, vil det under det være billigere å deponere den i underjordiske akviferer enn å slippe den ut selv CO 2 -avgifter som er langt lavere enn dagens nivå Korrosjon Dersom karbondioksiden skal transporteres fra kilder på land må den tørkes på samme måte som naturgass, dvs. til et duggpunkt på 4 C for å unngå hydratdannelse. Ved slike betingelser vil CO 2 ikke være korrosiv og vanlig konstruksjonsstål kan benyttes både i rørledninger, kompressorer og injeksjonsbrønner. På produksjonssiden må en imidlertid ta en rekke forhåndsregler for å unngå korrosjon siden CO 2 og formasjonsvann vill strømme i blanding. CO 2 løst i vann gir opphav til såkalt søt korrosjon i motsetning til H 2 S som er en mer aggressiv korrosjonsdanner og som gir opphav til sur korrosjon. Mange produksjonsbrønner må i dag møte kravet om sur service fordi H 2 S innholdet øker pga. at sulfat fra injeksjonsvannet har blitt redusert til H 2 S av svovelreduserende bakterier. For gamle brønner laget av vanlig konstruksjonsstål har den vanligste metoden i USA vært å behandle brønnene med korrosjonsinhibitorer, men i nye brønner vil en gjerne bruke et noe mer korrosjonsbestandig stål evt. i kombinasjon med inhibitorer (Drugli

18 18 og Rogne 1992). Det har også vært benyttet rør med innvendige belegg av uorganiske eller organiske stoffer. 3.3 Begrensing av oppgaven og forutsetninger For å avgrense oppgaven foretas en forenklet inndeling av reservoarene i ulike typer: 1. Nye reservoar som trykkvedlikeholdes med CO 2 fra første fase. Eksempel: Hydros forslag om å bruke Grane for CO 2 -injeksjon. 2. Reservoarer som i stor grad har vært produsert ved trykkavlasting. Eksempel: Ekofisk. 3. Gassinjeksjon i reservoarer hvor trykkstøtten tidligere i hovedsak har vært foretatt ved vanninjeksjon. Eksempel: Gullfaks, (gjelder de fleste oljefeltene i Nordsjøen og Norskehavet). 4. Reservoarer som har blitt produsert med massiv gassinjeksjon. Eksempler: Hovedstrukturen på Oseberg og Statfjordformasjonen på Statfjord. 5. Gassreservoar og gasskondensatreservoar. Alle disse type reservoar kan brukes til CO 2 -injeksjon, men nytten av CO 2 for å øke utvinningen vil stort sett bare være tilstede for typene 1 til 3. CO 2 -injeksjon i reservoarene av type 4 og 5 vil i hovedsak bare fungere som CO 2 -deponering og kan ikke settes inn før etter eller svært sent i feltets produksjonstid for å unngå at CO 2 forurenser produsert gass. Bare felt som er i produksjon, er under utbygging eller er vedtatt utbygd er inkludert i denne beregningene av den tekniske CO 2 - kapasiteten. Hovedsakelig reservoarer av type 2 og 3 er bli inkludert i beregningene og for enkelthets skyld vil prosessen her bli kalt tertiær gassinjeksjon. Det er prosjekter av denne typen som det finnes mest erfaring med, særlig fra USA. Det vil ikke bli gjort noen egen økonomisk analyse av hvor stor del av dette potensialet som lar seg realisere under gitte økonomiske rammer.

19 CO 2-kapasitet, millioner tonne Feltene i dette størrelsesområdet vil kunne ta i mot CO 2 -mender som tilsvarer et gasskraftverk på mellom 350 to 1600 MW 0 Feltene sortert etter kapasitet Figur 10 De 34 feltene som er mulige kandidater for CO 2 -injeksjon sortert etter størrelse. den totale kapasiteten til disse feltene er på ca 4.3 milliarder tonn CO 2 hvilket potensielt vil kunne gir mellom 1 og 2 milliarder Sm 3 olje. Feltene som potensielt vil kunne betjenes av et gasskraftverk som kilde utgjør ca en seksdel av et totale potensialet. Feltene i figur 10 er felt som i større eller mindre grad kan grupperes i kategori 2 og 3 fra forrige kapittel. Noen felt som er delvis flømmet med naturgass også inkludert i tabellen. Disse feltene vil også kunne være kandidater for CO 2 fordi CO 2 har så ulike egenskaper i forhold til naturgass slik at effekten likevel kan være god. Noen av feltene i figur 10 vil sannsynligvis være mindre egnet til CO 2 -injeksjon til tross for utvalgskriteriene. På den annen side venter vi at det vil settes en rekke nye felt i produksjon som overhode ikke er med i regnskapet. Begge forhold gjør at et de er stor usikkerhet knyttet til estimatet. Det antas en utvinningsgrad på 43% før påbegynt CO 2 -injeksjon og at halvparten av restoljen er målet for restoljeutvinningen. Det er ikke gjort noe forsøk på differensiere mellom de ulike feltene. Det er videre antatt at en vil trenge et reservoarvolum av CO 2 som er 2.3 ganger større enn reservoarvolumet av den tilsvarende olje en vil utvinne. Dette bygger på gjennomsnittet av 23 felt i USA (Holt et al., 1995). Disse reservoarene er i de fleste tilfeller svært forskjellige fra norske reservoar, og dette punktet er en av de største usikkerhetskildene ved beregningene. Under CO 2 - flømmingen vil foruten olje også vann fortrenges i reservoaret og denne vil også bidra til netto lagringskapasitet.

20 20 Det antas videre at gjennombruddsgass med høye konsentrasjoner CO 2 vil bli enten resirkulert eller deponert. Da vil injisert CO 2 -mengde bli lik lagret CO 2 -mengde. Tettheten av CO 2 ved reservoartrykk og -temperatur for hvert reservoar er beregnet med en tilstandslikning fra IUPAC (Angus et al., 1976). Reservoarvolumet av restoljen er beregnet ved hjelp av oljeformasjonsfaktoren (Bo) for hvert enkelt felt. Siden estimatet i stor gard bygger på nøkkeltall kan en ikke bruke figur 10 for å hente ut informasjon for enkelte felt. Det vil være av betydning å kjenne i hvilket tidsvindu en kan ha mulighet for å realisere EORpotensialet basert på CO 2 -injeksjon. Igjen er det benyttet en meget enkel modell i det en antar at CO 2 -injeksjon begynner umiddelbart etter sekundærproduksjon og varer i 15 år for alle felt. Den største usikkerheten i dette ligger i når feltets vanlige produksjon vil ta slutt og der hvor det ikke finnes publiserte tall fra OD er det gjort et anslag basert på ressursens størrelse, platåproduksjon og en typisk haleproduksjonsprofil. Dette gir som resultat en profil som vist i Figur 10. Injeksjonsrate, millioner tonn CO 2 per år Sum av data fra 34 felt Glattet behovsprofil Figur 10 Den tekniske kapasitet for CO 2 -injeksjon som funksjon av tid Injeksjonsprofilet, rate som funksjon av tid, q(t), er tilpasset en gamma-fordelingsfunksjon t α 1 β e C q( t) = t α (4) β Γ ( α) hvor α = 7.8 og β = 2.8 er tilpassingsparametre som beskriver standardavvik og skjevhet av funksjonen. Arealet under kurven, C, er den totale kumulative injeksjonskapasiteten i figur 10. Denne funksjonen er også vist på samme figur og kan gjennom bare to parametre tilpasses en

21 21 usymmetrisk fordeling hvilket gir en beskrivelse av det hale-foløpet som kjennetegner tømming av endelige ressurser. Den enkle formen gjør den egnet for modeller hvor usikkerheten er stor, hvilket den gjerne er ved prediksjoner av så sammensatte forløp som her beskrives så langt inn i fremtiden. 3.4 Konklusjon Det tekniske EOR-potensialet for massiv tertiær CO 2 -flømming av 34 norske reservoar er beregnet til mellom 1 og 2 milliarder Sm 3 olje. Dette er av samme størrelsesorden som den olje som hittil har blitt produsert i Norge og vil kunne bidra til en betydelig forlengelse av norsk oljeaktivitet. Det må understrekes at dette er et rent teknisk potensiale og det er ikke gjort noen analyse av hvor stor del av dette potensialet som vil være økonomisk lønnsomt å utnytte under gitte rammebetingelser hvorav oljeprisen vil være den viktigste. Det er ikke tatt forbehold om levetiden til installasjonene eller i hvilken grad det må investeres i ny infrastruktur eller hva den vil koste. Det vil bli behov for både en rekke nye produksjon- og injeksjonsbrønner, ombygging av prosessanlegg for håndtering av produsert vann og injeksjonsgasser. Det vil således være behov for betydelige investeringer. En kan minne om at for å utvinne slike mengder olje offshore, er det typisk med investeringer på flere hundre milliarder NOK. Beregningen viser videre at for å realisere dette potensialet, er det tilsvarende behovet for CO 2 ca 4300 millioner tonn i perioden 2005 til Beregningen har en betydelig usikkerhet som er anslått til ±40%. Injeksjonskapasiteten er noe mindre enn tidligere estimert av Lindeberg og Glasø (1996) til tross for at flere felt er inkludert i modellen. Dette skyldes at det i den tidligere studien ble brukt et større anslag for forholdet mellom CO 2 -behov og merolje. Forskjellen er imidlertid innenfor usikkerheten på ±40%. Dersom en antar at CO 2 -injeksjonen foretas i en 30-årsperiode tilsvarer dette 143 millioner tonn per år. Dette utgjør ca en sjudel av EUs CO 2 -utslipp fra punktkilder (kraftproduksjon) og er nesten fire ganger mer enn Norges totale årlige utslipp. For å kunne utnytte injeksjon av CO 2 i stor skala vil en ikke komme utenom å importere CO 2 fra industrielle kilder i Europa. Transport av denne mengden CO 2 vil kreve to 42 rørledninger. Noen av de mellomstore feltene vil imidlertid kunne tilpasses mulige fremtidige norske punktutslipp (gasskraftverk). Muligheten for CO 2 -injeksjon i stor skala vil reise spørsmålet om hvilken infrastruktur som vil bli nødvendig for å kunne realisere EOR-potensialet som eksister på norsk sokkel. For å bestemme EOR-potensialet og CO 2 -behovet mer nøyaktig og hvor store deler av det tekniske potensialet som også kan være økonomisk lønnsomt, vil det være nødvendig å utføre mer omfattende reservoartekniske studier for de aktuelle feltene.

22 22 4 KOSTNADSANALYSE 4.1 Forutsetninger og antagelser Kostnadstall er innhentet fra Statoil, Norsk Hydro og Aker Maritime. Disse er brukt med noen mindre tilpasninger. I dette arbeidet er det ikke utført egne kostnadsestimater, med noen unntak som er beskrevet. Kostnadsestimering av "CO 2 -frie" gasskraftverk vil være beheftet med noe større usikkerhet enn ved andre mer kjente og anvendte teknologier. Den type teknologi det her er snakk om er ikke bygd i denne størrelse tidligere, selv om delprosesser kan være velkjent teknologi. I denne studien har det ikke vært noe mål å analysere og sammenligne metodikk for kostnadsestimering hos de tre nevnte industriselskaper. Ved innhenting av kostnadstall har det vært en forutsetning at de tre nevnte selskaper etter beste evne har gitt realistiske estimater for anlegg bygd i Norge med de rammebetingelser det innebærer. Hensikten med kostnadsanalysen er å gi et generelt bilde av ekstrakostnader for å fjerne CO 2 fra naturgassfyrte kraftverk, og se om det eventuelt er enkelte konsepter som peker seg ut bedre enn de andre. Et generelt inntrykk er at det eksisterer en viss usikkerhet rundt kostnadsestimering for bygging av landbaserte prosessanlegg i Norge. Tallene som presenteres i denne rapporten må sees i lys av det. Sammenligning av de ulike konseptene: Ref. CC400 A_FD1 A_FD6 A_MHI Ref. CC1200 A_1200 B C1 Standard konvensjonelt anlegg, med bruk av største tilgjengelige type gassturbin. Dette er et konsept som ligner mye på de anlegg som Naturkraft har planlagt. Fra Statoil: Bruk av samme type kraftverksteknologi som i referanse (CC400). Aminbasert fjerning av CO 2. Statoil har innhentet tekniske data hos Fluor Daniel. Samme som A_FD1, men aminvaskeanlegg er "forbedret". I prinsippet det samme som A_FD1 og A_FD6, men her er det Mitsubishi Heavy Industries som har gitt Statoil data på aminvaskeanlegg. Standard konvensjonelt anlegg, med bruk av største tilgjengelige type gassturbin. Samme teknologi i Ref. CC400, men med tre like blokker. Statoil: Tre kraftverksblokker med separat aminvaskeanlegg. Tilleggsfyring på avgasskjeler til ca C. Norsk Hydro: det såkalte Hydrokraft-konseptet. Reformering av naturgass. Aker Maritime: Kombinert gassturbin/dampturbin-prosess med forbrenning med oksygen.