Mongstad som nav i en framtidig verdikjede for CO 2 håndtering

Mongstad som nav i en framtidig verdikjede for CO 2 håndtering Petter E. Røkke Januar 2006

Energiforskning 2

3 INNHOLDSFORTEGNELSE Side 1 BAKGRUNN...4 2 MÅL...5 3 STATUS FOR CO 2 VERDIKJEDEN...6 3.1 TEKNOLOGIER FOR CO 2 FANGST...6 3.1.1 Introduksjon...6 3.1.2 Etter-forbrenning (post-combustion)...7 3.1.3 Før-forbrenning (pre-combustion)...7 3.1.4 Støkiometrisk forbrenning av naturgass og oksygen (oxyfuel)...8 3.1.5 Alternative nye konsepter...9 3.1.6 Sammenligning...9 3.2 TRANSPORT AV CO 2...10 3.2.1 Transport i rør...10 3.2.2 Transport i skip...11 3.2.3 Sammenligning...11 3.3 LAGRING AV CO 2...11 3.3.1 Lagring i reservoarer...11 3.4 CO 2 anvendt for økt oljeutvinning (Enhanced Oil Recovery EOR)...12 3.5 PLANLAGTE KRAFTVERK MED CO 2 HÅNDTERING...13 3.6 OPPSUMMERING AV STATUS...14 4 MONGSTAD MULIGHETER OG UTFORDRINGER...15 4.1 INTRODUKSJON...15 4.2 KILDER FOR CO 2 RELATERT TIL MONGSTAD...15 4.2.1 Energiverk på Mongstad...15 4.2.2 Andre energiverk...16 4.2.3 Andre kilder for CO 2...18 4.3 TRANSPORT AV CO 2 TIL MONGSTAD...19 4.3.1 Skipstransport og kapasitet for kaianlegg ved Mongstad...19 4.3.2 Rørtransport fra eksterne CO 2 kilder...19 4.4 PROSESSERING/MELLOMLAGRING AV CO 2 PÅ MONGSTAD...20 4.4.1 Eksisterende tanker/kaverner...20 4.4.2 Prosesseringsanlegg eksisterende/nytt?...20 4.5 TRANSPORT AV CO 2 FRA MONGSTAD...20 4.5.1 Troll B rørledning [15]...20 4.5.2 Rørtransport fra Mongstad/Troll...21 4.6 OLJERESERVOAR PÅ NORSK SOKKEL...21 4.6.1 Gullfaks...21 4.6.2 Andre felt...21 5 KONKLUSJON...23 6 REFERANSER...24

4 1 BAKGRUNN Hordaland Olje og Gass ønsker sammen med Regionrådet Nordhordland IKS å redegjøre for at Mongstad kan bli et nav i en framtidig verdikjede for CO 2 håndtering. I den pågående diskusjonen om gasskraftverk med eller uten CO 2 håndtering i Norge er et viktig ankepunkt hvorvidt CO 2 som separeres kan gjøres til en gevinst ved å øke utvinningen (Enhanced Oil Recovery - EOR) av eksisterende oljeressurser på norsk sokkel. CO 2 kan anvendes for injeksjon i oljereservoarer hvor produksjonen nærmer seg slutten for å øke utvinningsgraden (haleproduksjon). På landbaserte anlegg er CO 2 injeksjon antatt å øke utvinningsgraden med 7-15 %. Det å bruke CO 2 for EOR er allikevel forbundet med betydelige investeringer, både for selve separasjonsprosessen og for en nødvendig infrastruktur for transport av CO 2. Det som er spesielt for Mongstad i denne sammenheng er at et av de to produksjonsrørene fra Troll-feltet i løpet av kort tid ikke vil bli benyttet og vil stå ledig. Kostnaden forbundet med å legge rørledninger på havbunnen er betydelig slik at ledig rørkapasitet på eksisterende infrastruktur kan gjøre Mongstad spesielt velegnet som et nav i en verdikjede for CO 2 håndtering.

5 2 MÅL Målsetningen med studien er å kartlegge utfordringer og muligheter ved å framstille Mongstad som et nav i en framtidig verdikjede for CO 2 håndtering. Regjeringen fronter per i dag tilsvarende initiativ uten stedsavhengighet, mens regionen Nordhordland vil vurdere dette for Mongstad spesielt.

6 3 STATUS FOR CO 2 VERDIKJEDEN 3.1 TEKNOLOGIER FOR CO 2 FANGST 3.1.1 Introduksjon Et moderne gasskraftverk kan være som skissert i Figur 1. Anlegget anvender en gassturbin som primærkilde for kraft. Luft komprimeres, antennes etter tilsetning av naturgass i brennkammeret og ekspanderes i en turbin. Turbinen driver kompressoren og genererer kraft. Eksosgassen etter turbinen har typisk en temperatur på ca 600 ºC, denne kan anvendes i en varmegjenvinningsdel for dampgenerering (Heat Recovery Steam Generator HRSG). Her kan man generere damp som igjen kan anvendes i en dampturbin for ekstra kraftproduksjon. I forhold til total tilsatt naturgass kan man i et slikt anlegg ta ut opptil ca 60 % av den totale energien tilført i ren elektrisk kraft. Slike anlegg kan for et oppsett med en gassturbin og en dampturbin produsere opptil 400 MW, men kombinasjoner med flere gassturbiner og dampturbiner er fullt mulig. Typisk for kraftuttaket er at 2/3 kommer fra gassturbinen og 1/3 fra dampturbinen. Figur 1. Typisk Combined-Cycle gasskraftverk. Eksosgassen fra et slikt anlegg inneholder typisk ca 4 volumprosent CO 2. Om man regner utslipp av CO 2 i t/mwh, vil man produsere omkring 0.35-0.5 t CO 2 /MWh avhengig av størrelse på kraftverk (større utslipp for mindre anlegg). Til sammenligning er det forventede tallet for gasskraftverket på Kårstø 0.34 t CO 2 /MWh elektrisitet. Dette gir 1.2 Mt CO 2 per år ved en årlig produksjon på 3.5 TWh (1 million MWh).

7 3.1.2 Etter-forbrenning (post-combustion) CO 2 kan separeres fra eksosgassen som produseres i en gassturbin ved bruk av en aminholdig væske som absorberer CO 2. En skisse av et typisk amin-anlegg er vist i Figur 2. CO 2 separasjon fra eksosgass Flue Gas Outlet Purity : 99.9 % CO 2 ABSORBER C.W. STRIPPER Flue Gas Cooler Flue Gas C.W. C.W. Reboile Stea Figur 2. Rensing av eksosgassen fra en gassturbin. I korte trekk kan prosessen beskrives slik at eksosgassen, som kommer inn nede til venstre i figuren, går igjennom en absorpsjonskolonne (Absorber) hvor dråper av en amin-holdig væske fanger opp CO 2 fra eksosgassen. Denne væsken transporteres så til en desorpsjonskolonne (Stripper) hvor den varmes opp og CO 2 fordamper ut av løsningen med en renhet opptil 99.9 volumprosent CO 2. For en gassturbin som inneholder så lite som 4 volumprosent CO 2 krever det store volum i absorpsjonskolonna for å kunne absorbere mest mulig av den tilgjengelige CO 2 en i eksosgassen. Denne teknologien er relativt godt utprøvd per i dag, både i lab-skala og i større skala. Imidlertid mangler erfaring med anlegg store nok til å rense hele røykgassen fra et fullskala gasskraftverk. For det planlagte gasskraftverket som bygges på Kårstø, i første omgang uten CO 2 håndtering, skal et aminanlegg monteres i ettertid. Et tilsvarende amin-anlegg er også anvendt for separasjon av CO 2 fra naturgassen på Sleipner, hvor CO 2 videre deponeres i Utsira formasjonen. 3.1.3 Før-forbrenning (pre-combustion) Naturgassen som anvendes kan behandles på forhånd for å skille ut karbon og danne CO 2 før det tilsettes som brensel i en kraftprosess (gassturbin), som illustrert i Figur 3.

8 Natural gas 1 CH 4 1 H 2 O Reforming 1 CO 2 3 H 2 Gas 2 N 2 separation Energy H 2 N 2 CO 2 High temperature membranes for CO 2 separation H 2 O Figur 3. Innfangning av CO 2 før kraftprosess, "Hydrogen-ruten". Dette omtales som pre-combustion innfangning av CO 2. Naturgass prosesseres da via en reformerende reaksjon slik at hydrogen og CO 2 dannes. CO 2 kan da innfanges før forbrenning og et hydrogen-rikt brensel kan anvendes, som ikke vil produsere CO 2. Dette medfører flere utfordringer for kraftprosessen. Hydrogen som brensel har en høyere brennverdi enn naturgass slik at en forbrenning av hydrogen i luft vil gi betydelig høyere forbrenningstemperaturer, som påvirker utslipp av NO x og blir en ekstra belastning for materialer i brennkammeret i gassturbinen. I så måte tilsettes nitrogen (og vanndamp) sammen med hydrogen for å redusere temperaturen, en uttynning av brenselet før det tilsettes. Som eksosgass i en gassturbin prosess (combined cycle) med hydrogen som brensel får man kun vanndamp, oksygen og nitrogen i eksosgassen. Den høyere andelen av vanndamp i eksosgassen er også positiv for effektiviteten i HRSG, ettersom vanndamp bidrar med høyere varmekapasitet. På den annen siden gir denne høyere risiko for turbin-delen av gassturbinen som vil bli utsatt for sterkere termisk belastning. På grunn av disse punktene er det i forhold til eksosgassrensing noe mer usikkerhet knyttet til tidspunktet for kommersialisering av pre-combustion teknologi. Imidlertid er dette utfordringer man regner med å kunne løse, dersom en gassturbinprodusent/kraftverksleverandør ser et tilstrekkelig marked. EU-prosjektet ENCAP inkluderer eksempelvis en vesentlig aktivitet på forbrenning av hydrogen i gassturbiner. 3.1.4 Støkiometrisk forbrenning av naturgass og oksygen (oxyfuel) For å gjøre utskillingen av CO 2 fra en eksosgass mindre komplisert kan man brenne med støkiometrisk med oksygen og naturgass, slik at man i praksis får kun vanndamp og CO 2 i eksosgassen. I en slik prosess kan man bruke CO 2 som arbeidsmedium i kraftprosessen i stedet for luft, slik som illustrert i Figur 4.

9 Natural Gas CO 2 CO 2 Water separation CO 2 Air separation 2 O 2 H 2 O Energy 8 N 2 Figur 4. Forbrenning av naturgass og oksygen, Oxyfuel. Som vist i figuren resirkuleres CO 2 fra eksosgassen etter at vanndamp er kondensert ut av eksosen og tilsettes deretter i kompressor-delen av gassturbinen. Det å brenne med rent oksygen i stedet for luft krever en luftsepareringsprosess som er svært energikrevende. Det krever også en utvikling av nye turbiner, som kan benytte CO 2 som arbeidsmedium (i tillegg til en endret komposisjon i eksosgassen). 3.1.5 Alternative nye konsepter Av andre konsepter, mer framtidige og langt unna kommersialisering, for innfangning av CO 2 har man for eksempel; Chemical Looping Combustion: brennkammeret i en gassturbin prosess er en sirkulasjonsprosess med metall som absorberer oksygen i en reaktor og transporterer det til en annen reaktor hvor oksygenet frigjøres og reagerer med naturgass og danner CO 2 og vanndamp. Den energien som frigjøres transporteres tilbake til reaktoren hvor oksygen absorberes og tilføres luften før turbin-delen. AZEP: brennkammeret i en gassturbin-prosess er en membranreaktor hvor oksygenet fra luften transporteres gjennom en membran for å reagere med naturgass (danner kun CO 2 og vanndamp), mens varmen som produseres fra reaksjonen tilføres den gjenværende luften før turbin-delen. Brenselcelle: oksygen skilles ut fra lufta i en brenselcelle for å reagere med naturgass, tilsvarende som i det to ovennevnte, CO 2 og vanndamp dannes som avgasser. Felles for disse tre er at det kan dannes CO 2 og vanndamp som avgasser, slik at vanndampen forholdsvis enkelt kan kondenseres ut slik at man sitter igjen med ren CO 2. 3.1.6 Sammenligning Figur 5 gir en indikasjon på hvordan virkningsgraden til ulike konsepter kan utvikle seg over tid og når de vil være realiserbare kommersielt. For alle konsepter er det klart at energibehovet for

10 separasjon av CO 2 reduserer total effekt fra anlegget i forhold til et anlegg uten CO 2 håndtering. Det ekstra energibehovet kan være for aminanlegget som krever energi for å varme opp aminløsningen slik at CO 2 dampes ut, for før-forbrenning kreves energi for hydrogenproduksjon og for Oxyfuel kreves energi for separering av luft. 63 61 59 57 55 53 51 49 47 45 43 Konvensjonell gasskraft uten CO 2 -innfanging Etter forbrenning Før forbrenning Gassturbin + brenselcelle + CO 2 -innfanging Forbrenning uten nitrogen 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Figur 5. Tid fram til kommersiellt anlegg i drift vs. Virkningsgrad, forutsatt massiv innsats fra dag 1 (utsnitt av [1]). 3.2 TRANSPORT AV CO 2 3.2.1 Transport i rør CO 2 transport i rør anvendes i dag i områder hvor CO 2 injiseres i oljefelt for økt oljeutvinning, som i Permian Basin i USA og i Weyburn feltet i Canada. Her transporteres CO 2 fra prosesseringsanlegg hvor naturgass fri for CO 2 produseres, og den separerte CO 2 en injiseres i oljefelt. Dersom det er fuktighet tilstede i gassen kreves det rør av rustfritt stål ettersom fuktig CO 2 har korrosive effekter på materialer. Dette blir spesielt viktig for offshore anvendelse, som heller ikke er en kjent teknologi, siden dagens CO 2 transport kun foregår landbasert. Det bygges rørledning for transport av CO 2 fra Melkøya til Snøhvitfeltet for deponering av CO 2, slik at man vil tilegne seg vesentlige kunnskaper om dette i løpet av de nærmeste årene. SEfAS har her vært involvert i forskningsarbeidet, etter å ha utviklet et eget verktøy for å regne på CO 2 transport og trykkavlastning av tanker. For transport av CO 2 i rør fra et nytt gasskraftverk trengs en infrastruktur av rør, noe som er en stor investering, spesielt for et tilfelle som i Norge hvor CO 2 da skal transporteres fra landbasert anlegg og ut til offshore oljefelter. Rør er mest velegnet for storskala applikasjoner hvor man kontinuerlig produserer CO 2. Energibehovet for prosessering og kompresjon av CO 2 med hensyn

11 på transport i rør er heller ikke særlig energikrevende og er dermed ikke en betydelig kilde til CO 2 utslipp. For mindre CO 2 kilder er det mindre gunstig med en stor investering i rør-infrastruktur. 3.2.2 Transport i skip Skipsbasert transport av CO 2 i store tankere er ikke utbredt per i dag, men transport av gass på skip er kjent teknologi og kan overføres til transport av CO 2 også. Prosessering av CO 2 for transport på skip er mer energikrevende, CO 2 må flytendegjøres og mellomlagres ved anlegget som er kilden for CO 2. Dette medfører investeringer i store tanker. På den annen side er skipsbasert transport av CO 2 mer fleksibelt, både med tanke på kilder, størrelse av kilder og ved transport over lange avstander. 3.2.3 Sammenligning Rent kostnadsmessig kan transport av CO 2 i skip eller i rør sammenstilles som vist i Figur 6. Figur 6. Transport av CO 2 som funksjon av mengde CO 2 og avstand [2]. Denne viser hvordan avstand og mengde CO 2 avgjør hva som er mest hensiktsmessig å benytte for transport av CO 2. Ved lange avstander og mindre mengder CO 2 er det mer lønnsomt å benytte skip, mens ved korte avstander og store mengder CO 2 er det mer lønnsomt med en infrastruktur av rør. 3.3 LAGRING AV CO 2 3.3.1 Lagring i reservoarer Lagring av CO 2 i Utsira formasjonen ved Sleipner ble tidlig igangsatt. Bakgrunnen er at naturgassen som utvinnes må renses for CO 2, og for å unngå å betale CO 2 skatt for utslipp av denne ble den lagret i Utsira formasjonen. Denne har en enorm kapasitet for lagring av CO 2. Dette bli igangsatt lenge før man i det hele tatt diskuterte CO 2 fri kraft, men har i den senere tid blitt et unikt eksempel for studier av hvordan injisert CO 2 oppfører seg.

12 3.4 CO 2 anvendt for økt oljeutvinning (Enhanced Oil Recovery EOR) For å øke oljeutvinningen kan CO 2 injiseres i modne oljereservoar for å utvinne en større andel av oljen. I første omgang injiserer man vann for å presse ut mer av oljen fra reservoaret, dette kan øke utvinningsgraden med ca 8-10 % opp til ca 30-35 % av den totale mengden olje i reservoaret. Erfaringer fra CO 2 injisering i USA (Permian Basin) og Canada (Weyburn) tilsier at man kan øke utvinningsgraden ytterligere 8-10 % ved injisering av CO 2. Dette er vel anvendt teknologi i USA, hvor hensikten KUN er økt utvinning av olje. Som eksempel har man erfaringer i Canada hvor injisert CO 2 ikke har hatt effekt på utvinningen av olje, altså at injisert CO 2 er forsvunnet i geologien, injisering av CO 2 har da blitt avsluttet ettersom det ikke har gitt økonomisk gevinst. På norsk sokkel har man flere modne felt hvor CO 2 injisering for økt utvinning vil være nødvendig innen kort tid for å holde oljeproduksjonen ved like, dette er blant annet dokumentert i en mulighetsstudie fra Oljedirektoratet [3]. Figur 7 viser behovet for EOR på 20 utvalgte felter på norsk sokkel. Figuren viser også potensialet for EOR, og hvor mye som er igjen i de forskjellige reservoarene etter planlagt slutt på produksjon. Gullfaks er kjent som en studie for CO 2 injeksjon for økt oljeutvinning. Her vil det kreves 5 Mt CO 2 /år injisert for å holde oljeproduksjonen vedlike. De store mengdene som trengs er en av utfordringene ved å bruke CO 2 til EOR.. Til sammenligning så vil det planlagte gasskraftverket på Kårstø produsere 1.1 Mt CO 2 /år, altså for lite for behovet ved Gullfaks. Den totale mengden CO 2 som er nødvendig for alle de feltene undersøkt av OD, vil være i størrelsesorden 25 Mt CO 2 /år i 30 år. Figur 7. Behov for EOR på norsk sokkel [3]. Investeringen i utstyr offshore vil også være vesentlig for EOR, dette involverer prosessutstyr for injisering og videre oljeproduksjon. Oljen som produseres fra reservoarene hvor CO 2 er injisert vil inneholde CO 2 som må behandles og separeres før videre oljeproduksjon. Det å igangsette CO 2 injeksjon i feltene på norsk sokkel kan ikke dra erfaringer direkte fra USA/Canada. I slike landbaserte anlegg er brønntettheten mye større, samt at selve reservoarkvaliteten er dårligere. For eksempel, et felt tilsvarende Weyburn feltet i USA/Canada ville ikke blitt utvunnet dersom det var oppdaget offshore, det krever en veldig stor brønntetthet for å være lønnsomt.

13 3.5 PLANLAGTE KRAFTVERK MED CO 2 HÅNDTERING To pågående prosjekter med fokus på kraftproduksjon med CO 2 håndtering fremheves her. Figur 8. Vattenfalls Oxyfuel pilotanlegg ved Schwarze Pumpe, Tyskland. Vattenfall - Schwarze Pumpe, Tyskland: her er det per i dag et kullkraftverk (brunkull) med 1.6 GW elektrisk effekt. Innen 2008 skal det bygges et pilotanlegg med Oxyfuel teknologi med CO 2 håndtering. En skisse av denne piloten slik den er planlagt er vist i Figur 8. Som vist i skissen, luft separeres på forhånd slik at rent oksygen tilsettes sammen med resirkulert CO 2 og vanndamp fra eksosgassen. Oksygenet tilsettes slik at forholdet mellom kull og oksygen er tilnærmet støkiometrisk og man får minimalt med biprodukter. Denne kjelen produserer damp som genererer kraft i en dampturbin, vist oppe til venstre i figuren. Den CO 2 og vanndamp som ikke resirkuleres går igjennom en kondensator og en enhet for svovel-fjerning (spesifikt ved kull som brensel) slik at man får ut ren CO 2. Dette anlegget er kun en pilot og vil i operasjon produsere 30 MW el. BP Miller, UK: BP vil her bygge et kraftverk basert på før-forbrenning separasjon av CO 2. En skisse av planene er vist i Figur 9. Naturgass skal importeres fra andre felter, og anvendes for produksjon av hydrogen til brensel i et gasskraftverk. Den separerte CO 2 en skal transporteres i rør ut til Miller-feltet rett øst for Peterhead i Skottland hvor det injiseres for økt oljeutvinning (EOR). Dette skal bli et fullskala kraftverk for produksjon av elektrisitet.

14 Figur 9. BP Miller "pre-combustion" gasskraftverk med re-injisering av CO 2. I tillegg kan det nevnes at det i EU-prosjektet CASTOR er bygd et pilotanlegg for kraftproduksjon med kull som drivstoff og med aminrensing for CO 2 innfangning. Dette ligger ved ELSAM i Esbjerg og er igangsatt tidlig i 2006. I USA er det per i dag prosesseringsanlegg som produserer CO 2 fra naturgass og kullreserver. Det foreligger planer om CO 2 fri kraft fra kull, men den CO 2 som anvendes for EOR i USA og Canada er produsert kun for den anvendelsen og ikke som kilde fra kraftproduksjon. Dette tilsvarer anlegget på Sleipner som separerer CO 2 fra naturgass, men hvor CO 2 ikke anvendes for EOR. 3.6 OPPSUMMERING AV STATUS Teknologien for fangst av CO 2 fra et mulig framtidig gasskraftverk eksisterer i dag. Flere alternativer kan anvendes, hvor flere er velprøvd i mindre skala, men ikke anvendt på fullskala gasskraftverk per i dag. Transport av CO 2 kan gjøres både på skip og i rør, med basis i teknologi og erfaring per i dag. Utfordringer i transport vil være dimensjonene, de store mengdene av CO 2 som skal transporteres, og for rør mangler man erfaring på undervannstransport av CO 2, inntil man har fått erfaringer fra Snøhvit anlegget.. Injisering av CO 2 for økt oljeutvinning er kun anvendt på landbaserte oljefelt per i dag, og det foreligger usikkerheter omkring utvinningsgrad og mulige utfordringer ved å gjøre det samme offshore.

15 4 MONGSTAD MULIGHETER OG UTFORDRINGER 4.1 INTRODUKSJON Mongstad er Norges største raffineri og har en kapasitet på 10 millioner tonn råolje per år. Statoil eier 79 % og Shell 21 %. Raffineriet produserer hovedsakelig bensin, diesel, flydrivstoff og andre lettere petroleumsprodukter fra råolje fra norsk sokkel. De eldste anleggene på Mongstad ble bygget allerede i 1970, men flere utvidelser etter dette har økt kapasiteten betraktelig. I tillegg til raffineri driften er Mongstad også en råoljeterminal med lagerkapasitet for 9.5 millioner fat med råolje. De store kaianleggene og den kjente prosessteknologien som eksisterer på Mongstad i dag er på mange måter unik, noe som er positivt med tanke på Mongstad som et framtidig nav i en verdikjede for CO 2 håndtering. Store deler av informasjonen som er gjengitt spesifikt for Mongstad nedenfor er basert på offentlig informasjon fra Statoil [4]. Det er ikke gitt økonomiske vurderinger for de forskjellige delene av verdikjeden slik de er gjengitt nedenfor, kun de mulighetene og utfordringene som er spesifikt for Mongstad. 4.2 KILDER FOR CO 2 RELATERT TIL MONGSTAD 4.2.1 Energiverk på Mongstad Statoil har søkt konsesjon for et kraftvarmeverk på Mongstad raffineri som skal produsere 280 MW elektrisk kraft og 350 MW varme. 280 MW elektrisitet tilsvarer omtrent 2.3 TWh/år. Det er planlagt bygd ny gassrørledning fra Kollsnes for tilførsel av naturgass. I kraftvarmeverket er det planlagt to gassturbiner med separate seksjoner for gjenvinning av eksosgass og produksjon av damp som skal produsere elektrisitet i en dampturbin. Det planlagte kraftvarmeverket vil produsere omtrent 0.95 Mt CO 2 /år. En skisse av det planlagte anlegget er vist i Figur 10. Figur 10. Skisse av kraftvarmeverk på Mongstad [4]. Mongstad er fra før den største punktkilden for CO 2 utslipp i Norge med årlige utslipp på 1.8 Mt CO 2 /år. Med etableringen av et energiverk i tillegg vil total tilgjengelig mengde CO 2 (forutsatt CO 2 innfangning) være 2.7 Mt CO 2 /år (inkludert dagens utslipp). Planleggingen av det nye

16 kraftvarmeverket er intensivert i 2006 med et prosjekt som skal spesifisere prosessen frem mot ombygging av raffineriet inkludert det nye kraftvarmeverket [5]. 4.2.2 Andre energiverk Her er det gitt en kort informasjon om de planlagte energiverk i Norge, i hht de som har blitt gitt eller har søkt konsesjon for bygging, eller de som er meldt. Informasjon er basert på offentlige dokumenter hos NVE [6], eller separat hos de enkelt selskap. Konsesjon gitt: Kårstø - Naturkraft Ved prosessanlegget på Kårstø er Naturkraft i gang med bygging av et energiverk som skal produsere 420 MW elektrisitet som gir en årlig produksjon på 3.5 TWh. Det vil bestå av en gassturbin med gjenvinning av varme fra eksosgassen, som anvendes for dampproduksjon til en tilhørende dampturbin som også produserer elektrisitet. Anlegget vil produsere ca 1.2 Mt CO 2 /år. Informasjon om dette kan finnes på [7] i tillegg til [6]. Kollsnes - Naturkraft Naturkraft har også fått konsesjon for bygging av et energiverk på Kollsnes [6]. Dette skal ha en elektrisk effekt på 390 MW, som tilsvarer 3.1 TWh/år. Dette vil gi 1.1 Mt CO 2 /år. Tjeldbergodden - Statoil Statoil planlegger et energiverk på Tjeldbergodden som vil produsere ca 920 MW elektrisitet som tilsvarer ca. 7 TWh/år [6][8]. Her vil det bli to et kombinert anlegg med to gassturbiner og en dampturbin som bruker damp produsert av varmen i eksosgassen fra gassturbinene. I tillegg har anlegget på Tjeldbergodden overskuddsdamp som anvendes i dampturbinen for elektrisitetsproduksjon. Naturgass fra Heidrun-feltet vil forsyne energiverket med gass. CO 2 produksjon fra dette energiverket vil være omtrent 3.0 Mt CO 2 /år. Skogn Industrikraft Midt-Norge Ved Norske Skogs fabrikker i Skogn er det gitt konsesjon for bygging av et kraftvarmeverk som skal produsere 800 MW elektrisitet som gir en årlig produksjon på 6.4 TWh [6][9]. I konsesjonen er det også planlagt en gassrørledning inn Trondheimsfjorden som skal forsyne anlegget med naturgass fra Haltenbanken. Teknologien som skal benyttes er et kombinert gassturbin og dampturbin anlegg med gjenvinning av varmen i eksosgassen fra gassturbinen for dampproduksjon. Anlegget vil produsere omtrent 2.2 Mt CO 2 /år. Opprinnelig byggestart var satt til 2002, men har blitt utsatt som følge av at en gassavtale med Statoil ikke er etablert og at andre alternativer for gassleveranser må klargjøres. Melkøya - Statoil På mottaksanlegget for gassen fra Snøhvit feltet (Melkøya) er det et stort kraftbehov for prosessering av denne gassen. Anlegget skal være selvforsynt med kraft fra fem gassturbinder som totalt vil produsere 230 MW elektrisitet ~2 TWh/år [6][10]. Anlegget er ikke pålagt eksosgassrensing fra selve kraftprosessen, men vil separere CO 2 fra naturgassen, noe som

17 omtrentlig halverer den totale mengde CO 2 -utslipp. Dette gir ca 0.8 Mt CO 2 /år tilgjengelig (dersom eksosgassrensing bygges på i ettertid) i tillegg til de 0.7 Mt CO 2 /år som separeres fra naturgassen. Snøhvit 2 som er under planlegging vil kunne bidra med ytterligere CO2 fra ca. 2012. Konsesjon søkt: Hammerfest Hammerfest Energi Hammerfest ligger i nærheten av Melkøya som prosesserer gassen fra Snøhvit-feltet, og Hammerfest Energi har her da søkt om konsesjon for bygging av et gasskraftverk som skal produsere 100 MW elektrisitet, som tilsvarer 0.7 TWh/år [6][11]. I anlegget vil det benyttes en gassturbin med relativ lav effekt og med et modifisert forbrenningskammer, slik at dampturbinen vil produsere 85 % av elektrisk kraft og gassturbinen kun 15 % (såkalt SARGAS-teknologi), mot normalt 2/3 fra gassturbin og 1/3 fra dampturbin. CO 2 skal separareres fra eksosgassen med aminrensing og vil gjøre tilgjengelig ca 0.3 Mt CO 2 /år. Melding: Fræna/Elnesvågen Industrikraft Møre Industrikraft Møre er et nyetablert selskap satt sammen for å utrede bygging av et energiverk i Fræna/Elnesvågen som følge av kraftunderskuddet i regionen, som vil være økende de kommende årene. Området ligger gunstig til med nærhet til Aukra hvor Ormen Lange gass skal ilandføres når det anlegget blir etablert. Det planlagte anlegget skal ha en effekt på 420 MW (360 MW etter rensing av CO 2 ), som tilsvarer totalt 2.9 TWh/år levert elektrisitet [6][12]. Total innfanget CO 2 som kan anvendes for EOR eller annet vil være 1.1 Mt CO 2 /år, denne skal separeres fra eksosgassen ved bruk av aminrensing. Grenland Skagerak Energi Skagerak Energi fronter utbyggingen av et gasskraftverk med CO 2 håndtering på Herøya i Grenland, under forutsetning av at det bygges gassrørledning til Grenland fra anlegg på sørvestlandet. Det er planlagt et anlegg på omtrent 900 MW elektrisitet, som tilsvarer omtrent 8 TWh/år. Med aminrensing av eksosgassen vil dette gi ca 2.7 Mt CO 2 /år [6]. Det er antatt at det skal søkes om konsesjon i løpet av første halvår 2006. Figur 11 oppsummerer punktutslippene som er planlagt i Norge, sammen med det eksisterende utslippet av CO 2 fra raffineriet på Mongstad. Per i dag er det kun på Kårstø det er igangsatt bygging og her vil det ikke i første omgang bli renset CO 2 fra eksosgassen. Det energiverket som er planlagt på Tjeldbergodden, ble nylig tildelt konsesjon for bygging også uten CO 2 rensing i første omgang. Figuren illustrerer uansett de mengdene CO 2 som kan bli tilgjengelig på sikt og hvilket potensial av CO 2 man kan ha tilgjengelig for EOR på norsk sokkel. Dette krever og forutsetter betydelige investeringer i infrastruktur. Relatert til det behovet som er for CO 2 dersom det skal ha nytteverdi for EOR, så kan en felles satsning av de planlagte kildene være hensiktsmessig og kunne gi gevinst. Enkeltvis vil ikke de

18 planlagte energiverkene gi tilstrekkelig med CO 2 for økt utvinning av olje slik behovene er antatt å være per i dag. CO2 utslipp [Mt/år] 3,5 3 2,5 2 1,5 1 Meldt Konsesjon søkt Konsesjon gitt Eksisterende utslipp 0,5 0 Tjeldbergodden Mongstad Grenland Skogn Kårstø Kollsnes Elnesvågen Melkøya Hammerfest Figur 11. Planlagte punktkilder for CO 2. Eksisterende utslipp fra raffineriet på Mongstad inkludert med rødlig farge. Av de planlagte energiverkene og kraftvarmeverkene er det de som ligger i nærhet av Mongstad som vil ha størst relevans. Anleggene på Møre og i Trøndelag Tjeldbergodden, Fræna og Skogn vil kreve en langt større investering i rørledning for transport av CO 2 enn anleggene på Kårstø, Kollsnes og Mongstad (selvsagt). Anlegget i Grenland og de i Finnmark Melkøya og Hammerfest vil være mer urealistiske å se i sammenheng med Mongstad. Om man ser på CO 2 produksjonen fra de tre nærmeste planlagte anleggene vil det utgjøre totalt 5 Mt/CO 2 per år, som tilsvarer det antatte behovet for CO 2 på Gullfaks-feltet. For CO2 fra anlegg lenger unna Mongatsd vil det være aktuelt å vurdere skipstransport som et alternativ. Det vil derfor være naturlig å se disse tre anleggene i sammenheng om man vurderer en verdikjede for CO 2 håndtering med Mongstad som senter og med Gullfaks som mål for CO 2 injeksjon og dermed økt oljeutvinning. 4.2.3 Andre kilder for CO 2 Man separerer i dag CO 2 fra naturgass ved bruk aminrensing på Sleipner, og skal gjøre det samme på Melkøya. CO 2 som separeres fra naturgassen injiseres i aquiferer som er velegnet for langtids lagring av CO 2. På denne måten unngås utslipp av CO 2 til atmosfæren, men den tilfører ingen gevinst slik den ville kunne gjort om den ble brukt for EOR slik det gjøres på landbaserte anlegg i USA. Når det er sagt, den CO 2 som er injisert er da lagret og for videre bruk av CO 2 kan dette på sikt ansees som mellomlagring, forutsatt at man utvikler nye løsninger for gjenvinning av CO 2 fra slike formasjoner som Utsira. Den CO 2 som tidligere er injisert kan utvinnes og brukes i reservoarer for EOR. Mellomlagring av CO 2 vil uansett bli en utfordring på Mongstad ved varierende tilførsel av CO 2 og varierende behov for CO 2 ved Gullfaks. Slik separasjon av CO 2 fra

19 naturgass kan også på sikt vurderes for nye anlegg (som for eksempel på Aukra for Ormen Lange gassen) i tillegg til den CO 2 som på sikt vil være tilgjengelig fra energiverk med CO 2 håndtering. 4.3 TRANSPORT AV CO 2 TIL MONGSTAD 4.3.1 Skipstransport og kapasitet for kaianlegg ved Mongstad Ved Mongstad er det allerede dypvannshavn som per i dag er Europas største oljehavn etter Rotterdam i Nederland. Årlig er det omtrent 2000 skipsanløp, hvorav ca 450 er råoljeskip. Supertankere med en kapasitet på opptil 450.000 DWT (dead-weight-tons) kan gå inn skipsleia og legge til kai på Mongstad. Gass som prosesseres ved Mongstad per i dag er kondensat fra råolje, som kommer fra anlegget på Kollsnes gjennom eksisterende rørledninger. Dette kondensatet prosesseres ved Mongstad og skiller ut de tyngre hydrokarboner som propan og butan [13]. Disse transporteres videre til Mongstad for mellomlagring og skipslossing. Gassen som kommer til Mongstad er i all hovedsak propan og butan. Kapasitet for skipslossing av LPG Liquid Petroleum Gas er 76.000 m 3 LPG på ca 36 timer. Dette går på såkalte VLGC-fartøy (Very Large Gas Carrier). Transport av LPG på skip gjøres i fullkjølte tanker, som ikke er trykksatte. CO 2 transport krever minimum 6.5 bar ved - 50 ºC. For tankene medfører dette at de skal være minimum 4 cm i tykkelse for å tåle dette trykket. LPG skip og de nye LNG skipene vil derfor ikke være brukbare for CO 2 transport. Skipstransport av CO 2 kan gjøres med tankere som tar opptil 20.000 m 3 CO 2 som tilsvarer ca 20.000 tonn CO 2 ved 6.5 bar og -50 ºC. Skip med så stor lagerkapasitet for CO 2 er kun på konseptstadiet enda; per i dag fins det kun mindre skip med kapasitet på 900-1200 m 3 CO 2 som brukes for transport av CO 2 til næringsmiddelindustrien [14]. For en forsyning på 5 Mt CO 2 per år, vil det kreve 250 fullastede skip (20.000 m 3 /skip) i trafikk mellom Mongstad og Gullfaks i løpet av et år. Tidsmessig vil det ta omtrentlig 10 timer å losse et slik skip, antatt samme tidsforbruk som for LPG skip. Man kan da ved Mongstad losse 2 skip per dag, tatt i betraktning tilrettelegging ved kai og anlegg og at man har kun ett losseanlegg. For at regnestykket skal gå opp kan man da losse to skip en dag og tappe disse skipene offshore dagen etter, totalt kreves da full operasjon 250 dager i året for to skip. Noe som må tas med i regnskapet dog, ved bruk av skipstransport er ekstra energi som kreves for dette. Spesielt de økte CO 2 utslippene dette vil føre til, som må inkluderes i det totale regnestykket. 4.3.2 Rørtransport fra eksterne CO 2 kilder En kontinuerlig tilførsel av CO 2 fra de tre nærmeste planlagte energiverkene, slik det er nevnt i kapittel 4.2.2, vil kreve en betydelig investering i rørledninger. Å legge rørledning er en betydelig investering, kostnadene kan variere fra 4000-7000 kr/m rør. Tatt i betraktning avstanden mellom Kårstø og Mongstad som er anslått til 140 km av NVE, vil dette bli en ren investering på ca 1 milliard kroner bare for rørledningen. I tillegg kommer for eksempel kompressorer for å trykksette CO 2, mottaksanlegg for CO 2 og driftskostnader. Tilførsel via rør vil levere CO 2 ved høyt trykk som er en fordel for videre prosessering og transport offshore. Av sikkerhetshensyn er det viktig at CO 2 gassen må være helt tørr, små konsentrasjoner av vann vil føre til korrosjon og slitasje på rørledning. Rørtransport er også en fordel med tanke på kontinuiteten i verdikjeden, at man har kontinuerlig tilførsel av CO 2, ettersom

20 det vil redusere behovet for mellomlagring, spesielt om det kan knyttes til rørtransport av CO 2 fra Mongstad. 4.4 PROSESSERING/MELLOMLAGRING AV CO 2 PÅ MONGSTAD 4.4.1 Eksisterende tanker/kaverner Gass som transporteres til Mongstad fra anleggene ved Kollsnes og Sture per i dag mellomlagres i kaverner (fjellhaller) på Mongstad. Total kapasitet er på ca 60.000 m 3 butan og 60.000-80.000 m 3 propan. I forhold til skipslossing innebærer dette kapasiteten for to VLGC. Som for skipstransport av CO 2, krever lagring av CO 2 trykksetting. Kaverner som anvendes for LPG lagring, opererer med ca. 1 bar overtrykk. 5-6 bars overtrykk som vil være påkrevd for mellomlagring av CO 2 vil gjøre bruken av kaverner for mellomlagring av CO 2 uegnet. Tilsvarende gjelder også for de eksisterende tanker som anvendes for råolje. Disse tankene er heller ikke designet for trykksatt gass. Trykksatte tanker for CO 2 anvendes per i dag i Europa med tanke på bruk i det kommersielle markedet for bruk i mineralvann og konservering av mat. Totalt forbruk i Europa er 2.7 Mt CO 2 per år [15]. Teknologien for mellomlagring av CO 2 eksisterer og er velbrukt internasjonalt, men vil måtte bli en investering på Mongstad, relatert til at eksisterende anlegg ikke er dimensjonert for de trykk som er nødvendig for lagring av CO 2. Typiske størrelser som er dimensjonerende med tanke på behov for mellomlagring regnes ut fra ca 1.5 skip, det vil si minimum 30.000 tonn CO 2 som tilsvarer tanker med ca 30.000 m 3 lagerkapasitet. 4.4.2 Prosesseringsanlegg eksisterende/nytt? For prosessering av den gassen man i dag behandler på Mongstad kan man flytendegjøre 76.000 m 3 av denne gassen på 36 timer for skipstransport. Forutsatt at man har trykksatt CO 2 mellomlagret på Mongstad vil eksisterende anlegg være anvendelig for CO 2 kun med mindre modifikasjoner i forhold til bruken på LPG. CO 2 er ved mellomlagring trykksatt opp til et nivå lavere enn hva som er nødvendig for rørtransport slik at komprimering vil påkreves for videre transport, mens ved kontinuerlig forsyning via rørledning (mye høyere trykk) vil mindre komprimering av CO 2 være nødvendig. 4.5 TRANSPORT AV CO 2 FRA MONGSTAD 4.5.1 Troll B rørledning [16] Oljeproduksjonen fra Troll feltet er avtagende, produksjonen og bruken av Troll B rørledning vil med sikkerhet gå som normalt frem til 2010 men uvisst etter det. Selve rørledningen ble installert i 1995 og er 85.4 km lang. Denne rørledningen er dimensjonert for 174 bars trykk og vil i så måte være anvendelig for transport av gass under høyt trykk. Materialet som er brukt er karbonstål (X65), et materiale som er sårbart for korrosjon. For transport av råolje til Mongstad er det krav for maksimalt fuktinnhold i rørstrømmen pga de korrosive effektene vann kan ha. Dermed er det også viktig ved transport av ren CO 2 fra Mongstad ut til oljefelt på norsk sokkel at gassen ikke inneholder fritt vann for å unngå korrosjon. Når man opererer på høye trykk, omkring 100 bar, så medfører denne rørledningen et trykkfall på ca 20 bar fra innløp på Mongstad til utløp ved enden. Forutsatt kontinuerlig tilførsel 100 % av tiden, oppnår man da omtrent 5 Mt CO 2 per år. Høyere innløpstrykk vil øke mengden. Dette er

21 basert på beregninger gjort av SINTEF, forutsatt rørledningens lengde, diameteren (41.6 mm) og en indre ruhet på 0.05. 4.5.2 Rørtransport fra Mongstad/Troll Avstanden fra Mongstad til Gullfaks er fra Statoil angitt å være 160 km. Den eksisterende Troll B rørledning er 85.4 km, hvilket tilsier at det vil kreves minimum 76 km ny rørledning offshore fra enden av Troll B rørledning til Gullfaks. Her vil det ikke være behov for ytterligere prosessering av gassen, men man må ha et større overtrykk for å få igjennom nok CO 2 i en dobbel så lang rørledning. I så måte kan man si at Troll B rørledning kan halvere investeringskostnadene for transport av CO 2 fra Mongstad til Gullfaks i forhold til en helt ny rørledning, forutsatt at Troll B rørledninger er fullt kapabel til å transportere CO 2. 4.6 OLJERESERVOAR PÅ NORSK SOKKEL 4.6.1 Gullfaks Statoil har gjennomført studier for Gullfaks feltet hvor oljeproduksjonen er avtagende. Her vil det allerede i 2008 være et behov for ekstra virkemidler dersom man skal holde oljeproduksjonen i gang. Man har kommet fram til at det kreves 5 Mt CO 2 /år i en tiårsperiode for å holde oljeproduksjonen på dagens nivå. I tillegg til at det å skaffe CO 2 fra de kildene spesifisert i kapittel 4.2 (både mengde og infrastruktur for tilførsel) er store utfordringer, er kostnadene per tonn CO 2 tilsatt og den mulige gevinsten (som følge av oljeprisen) avgjørende faktorer. I [15] er det nevnt at pris for CO 2 er 321 NOK/tonn (2004), dersom denne reduseres til 100 NOK/tonn i tillegg til at oljeprisen ligger på et minimum omkring 25 USD/bbl vil CO 2 for EOR på Gullfaks være økonomisk interessant. 4.6.2 Andre felt Utover de data som er presentert i [3] har SINTEF Petroleumsforskning gjort studier på behovet og potensialet ved EOR på norsk sokkel. EOR med CO2 - Ekstra oljeproduksjon [Mill Sm 3 ] 90,0 80,0 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 0,0 Mer olje produsert Totalt CO2 injisert 360,0 320,0 280,0 240,0 200,0 160,0 120,0 Statfjord Brent Ekofisk Gullfaks Valhall Ula Snorre Brage Statfjord Nord Tordis Statfjord Øst Veslefrikk Gyda Oseberg Sør Vigdis Snorre B Balder Oseberg Øst Sygna 80,0 40,0 0,0 Totalt injisert CO2 [Mt] Figur 12. Potensiale for EOR ved CO 2 injeksjon på norsk sokkel.

22 Bakgrunnsmateriale fra studier som er publisert i [17] viser en litt annen oversikt over behovet for EOR og hvilket potensial man har for økt oljeutvinning. Figur 12 viser en oversikt over felt på norsk sokkel hvor man i framtiden vil ha en betydelig mengde olje igjen som kan utvinnes ved CO 2 injeksjon. Man ser også at for de forskjellige feltene er det ikke overførbart hvor mye økte oljeutvinning man får for en bestemt mengde CO 2 injisert. Størst potensiale ligger det i Gullfaks, Ekofisk og Statfjord Brent, men dette vil kreve store mengder CO 2. I denne studien er det indikert at man kan tilsette totalt 130 Mt CO 2 for å utvinne 38 Mt mer olje over en 15-årsperiode, det vil si 8.7 Mt/CO 2 per år i snitt, altså betydelig mer enn hva som er gitt fra Statoil. Her er det også lagt mer vekt på injiseringsprofil, at man ikke har en konstant mengde CO 2 per år, men at det avtar etter hvert som potensialet for EOR fra reservoaret avtar. Dette er illustrert i Figur 13 som er basert på beregninger gjort hos SINTEF Petroleumsforskning [18]. 25 20 CO2 injiseringsprofil Oljeproduksjon 50 40 CO2 injisert [Mt/år] 15 10 30 20 EOR [Mill Sm 3 akkumulert] 5 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Figur 13. Injiseringsprofil og potensiell EOR fra Gullfaks. År 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 Slike injiseringsprofiler er sannsynlige også for andre oljefelt og vil være en ytterligere utfordring spesielt med tanke på utvikling av infrastruktur offshore og tilgjengelig CO 2 for injisering. Til sammenligning, om man summerer de planlagte norske energiverkene vil de produsere ca. 15 Mt CO 2 per år. 10 0

23 5 KONKLUSJON Mongstad, med sin beliggenhet og med sine CO 2 utslipp per i dag, er blant de stedene som vurderes som sentrum i en framtidig verdikjede for CO 2 håndtering. Raffineriet på Mongstad har kaikapasitet til å ta imot og sende ut den mengden CO 2 som vil være nødvendig for økt oljeutvinning på Gullfaks feltet. Det vil kreves betydelige investeringer, likt med andre steder hvor et slikt anlegg planlegges, innen lagerkapasitet og prosessutstyr. I forhold til andre mulig steder, har man Troll B rørledning fra Troll-feltet til Mongstad som kort tid etter 2010 vil bli stående tom etter hvert som oljeproduksjonen fra Troll feltet avtar. Denne rørledningen er fullt brukbar for transport av CO 2, forutsatt at gassen ikke inneholder fritt vann som kan forårsake korrosjon. Ved CO 2 rensing fra framtidige energiverk ligger Mongstad godt til med tanke på behovet for CO 2 på Gullfaks. Energiverket som bygges på Kårstø, sammen med de planlagte anleggene på Kollsnes og Mongstad vil kunne gi anslagsvis 5 Mt CO 2 /år (inkludert dagens CO 2 utslipp fra raffineriet på Mongstad) dersom man renser CO 2 fra eksosgassene. Injiseringsprofiler for CO 2 i reservoarer for EOR indikerer imidlertid et større behov for CO 2 de første årene, noe som vil være en betydelig utfordring med tanke på utvikling av infrastruktur og det å skaffe til veie nok CO 2.

24 6 REFERANSER [1] Bolland O., Hagen R.I., Maurstad O., Tangen G., Juliussen O., Svendsen H., Gasskraftverk med CO2-håndtering - Studie av alternative teknologier, SINTEF rapport TR A5693, September 2002 [2] Aspelund, A., Weydahl, T., Barrio, M., Overview of CO 2 Transport Alternatives, presentasjon på The Second Trondheim Conference on CO2 Capture, Transport and Storage, 2004. [3] Oljedirektoratet, Mulighetsstudie for prosjekter med CO 2 -injeksjon for økt oljeutvinning på norsk kontinentalsokkel, April 2005. [4] Statoil Mongstad: http://www.statoil.com/mongstad [5] Pressemelding fra Statoil, 30. Januar 2006, http://www.statoil.com [6] NVE: http://www.nve.no/ Gitte konsesjoner Gasskraftverk. [7] Naturkraft AS: http://www.naturkraft.no [8] Statoil Tjeldbergodden: http://www.statoil.com/tjeldbergodden [9] Industrikraft Midt-Norge: http://www.industrikraft.no/ [10] Statoil Snøhvit: http://www.statoil.com/snohvit [11] Hammerfest Energi AS: http://www.hfel.no/co2/co2.shtm [12] Istad: http://www.istad.no/index.php?page_id=555 [13] Personlig kommunikasjon, Frode Skaar, Statoil Mongstad [14] IPCC Special Report on Carbon Dioxide Capture and Storage, prepared by Working Group III of the Intergovernmental Panel on Climate Change, Cambridge University Press, 2005. [15] Berger, B., Kaarstad, O., Haugen, H.A., Creating a Large-Scale CO 2 Infrastrcture for Enhanced Oil Recovery, GHGT-7, 2004. [16] Personlig kommunikasjon, Heidi Østenstad, Statoil Mongstad. [17] Holt, T., Lindeberg, E., Vassenden, F., Wessel-Berg, D., A large-scale Infrastructure Model for CO 2 Disposal and EOR Economic and Capacity Potential in the North Sea, GHGT-7, 2004. [18] Personlig kommunikasjon, Erik Lindeberg, SINTEF Petroleumsforskning.