INNHOLD SAMMENDRAG OG ANBEFALINGER 1 1 INNLEDNING... 3 2 BAKGRUNN... 4 3 BESKRIVELSE AV ENERGISYSTEMER OFFSHORE... 7 3.1 Plattformens kraftkrevende hovedfunksjoner... 7 3.2 Energibruk gjennom et felts livssyklus... 8 3.2.1 Oljefelt... 8 3.2.2 Gassfelt... 9 3.3 Kraftanlegg på sokkelen... 10 4 BESTE TILGJENGELIGE TEKNIKKER (BAT)... 14 5 TILTAK STATUS OG MULIGHETER... 16 5.1 Status og forutsetninger... 16 5.2 Energiledelse... 18 5.3 Eksisterende anlegg... 20 5.4 Nye anlegg... 24 5.4.1 Små felt mobile produksjonsenheter (produksjonsskip)... 26 5.4.2 Små felt - prosessert på eksisterende innretning... 26 5.4.3 Store felt - prosessert til havs... 27 5.4.4 Store felt - prosessert på land... 27 5.5 Nyutvikling eksisterende felt... 28 5.6 Samordnet kraftforsyning... 29 5.6.1 Samordne kraftforsyningen mellom innretninger... 30 5.6.2 Begrensninger og rammebetingelser... 33 6 STATUS PÅ KRAFT FRA LAND ETTER OD/NVE STUDIE... 34 7 NY TEKNOLOGI... 37 7.1 Områder med forventet teknologiutvikling... 38 7.2 Teknologidemonstrasjon og -kvalifisering... 42 7.3 Mulige barrierer for å ta i bruk ny teknologi... 43 8 TILTAKSANALYSE... 45 8.1 Metode... 45 8.2 Resultat... 46 8.3 Usikkerhet... 48 9 MILJØPARADOKSER... 51
SAMMENDRAG OG ANBEFALINGER Denne rapporten er utarbeidet på forespørsel fra Olje- og energidepartementet og er en oppfølging etter Stortingets behandling av St. meld. nr. 9 (2002-2003). Om innenlands bruk av naturgass mv. Rapportutarbeidelsen er ledet av Oljedirektoratet med bistand fra BP, ConocoPhillips, Norsk Hydro, Statoil og OLF. Petroleumsvirksomheten sto i 2003 for 28 % av Norges utslipp av CO 2, og mesteparten (om lag 80 %) stammer fra kraftproduksjonen fra gassfyrte turbiner på innretningene. Det totale kraftbehovet er forholdsvis stabilt på om lag 15 TWh/år, men CO 2 utslippene for hver produserte enhet forventes å øke i årene fremover. Begge deler skyldes at norsk sokkel går over i en stadig mer moden fase. Den mest kraftkrevende operasjonen på sokkelen er kompresjon av gass for injeksjon eller eksport i rørledninger. Det er allerede gjennomført en rekke utslippsreduserende tiltak på sokkelen, med en utslippsreduserende effekt på i størrelsesorden 2 mill tonn CO 2 /år, blant annet som følge av innføring av CO 2 avgiften i 1991. Sammenliknet med internasjonal petroleumsvirksomhet ligger utslippene til luft på norsk sokkel langt under gjennomsnittet. Det har i løpet av 2003 og 2004 blitt samlet inn et betydelig datagrunnlag over utførte og planlagte tiltak for reduksjon av utslipp til luft fra operatørene på sokkelen. De innrapporterte tiltakene er basert på best tilgjengelig teknologi og fokus er rettet mot tiltak som kan gjennomføres i løpet av de neste 5-10 årene. Utslippene i denne tidsperioden vil i hovedsak stamme fra eksisterende innretninger, og dette setter begrensninger for hvor store utslippsreduksjoner som kan oppnås ut over dagens nivå. Energibehovet på norsk sokkel dekkes i hovedsak av gassturbiner som produserer strøm og ved gjenvinning av varme fra turbinenes avgass. Gjennomsnittlig virkningsgrad for produksjonen av elektrisk kraft på sokkelen er om lag 30 %, mens den totale virkningsgraden inkludert varmegjenvinning er om lag 40 %. Begrepet beste tilgjengelige teknikk (BAT), slik det benyttes i IPPC direktivet fra EU, må defineres installasjonsspesifikt og valg av løsning for energieffektivisering vil derfor kunne variere fra innretning til innretning. Totalt er det rapportert tiltak knyttet til energiforsyning og energibruk som teknisk sett kan gi en årlig CO 2 reduksjon på om lag 1,7 millioner tonn, det vil si om lag 14 % av sokkelens totale CO 2 utslipp. Om lag en firedel av tiltakene anslås å være samfunnsøkonomisk lønnsomme innenfor CO 2 -avgiftens nivå. Selv om tiltak kan se ut som om de er lønnsomme i tidlig fase, vil det være faktorer i den videre beslutningsgangen som kan påvirke det endelige resultatet. Dette kan slå begge veier, slik at tilsynelatende lønnsomme tiltak aldri blir gjennomført mens i utgangspunktet ulønnsomme tiltak kan bli besluttet gjennomført. Det er følgelig ikke bare en enkel lønnsomhetsberegning som avgjør om et tiltak gjennomføres. Rapporteringen fra operatørene viser at utslippsreduserende tiltak innenfor rammen av avgiften i hovedsak er gjennomført. Enkelte tiltak som reduserer andre typer utslipp, for eksempel injeksjon av produsert vann og bruk av lav NO x teknologi, kan gi økte utslipp av CO 2. Disse paradoksene er viktig å kjenne til for både operatørene og myndighetene for optimal miljø- og energiforvaltning. I ODs prognoser for utslipp av CO 2 er det basert på erfaring lagt inn en justering for teknologiforbedring som tilsvarer over 5 % reduksjon i utslipp av CO 2 om ti år. Et realistisk, 1
men ambisiøst anslag for mulig utslippsreduksjon av CO 2 for norsk sokkel ligger i størrelsesorden 5-10 % innenfor en periode på 5-10 år, noe som sannsynligvis også vil gi reduksjoner i NO x utslipp. Den mulige utslippsreduksjonen er det altså i stor grad allerede tatt høyde for i dagens prognoser. For å kunne utløse dette reduksjonspotensialet mener arbeidsgruppen at det må fokuseres sterkere på energiledelse. Energiledelse innebærer en metodikk for hvordan en organisasjon kontinuerlig kan arbeide med alle sider ved energieffektivitet og energibruk og bør være en integrert del av organisasjonens øvrige styringssystem. Denne rapporten peker på en lang rekke mulige enkelttiltak, men det trengs en mer systematisk gjennomgang av alle forhold som spiller inn på energiproduksjon og energibruk for at relevante tiltak skal kunne realiseres på de forskjellige installasjonene. For å oppnå ytterligere bidrag til økt energieffektivitet og lavere utslipp er det nødvendig med et skifte i teknologi og konsepter for energiforsyning. Dette krever langsiktig satsing på utvikling, utprøving og implementering av ny teknologi. Utslippsreduksjon av klimagasser fra sokkelvirksomheten er et nasjonalt anliggende og det er trolig nødvendig at statlig medvirkning og insitamenter til videre teknologiutvikling og tilrettelegging for større demonstrasjonsprosjekter blir styrket. Anbefalinger Arbeidsgruppen anbefaler at bransjen fokuserer sterkere på energiledelse, og at bransjen utarbeider felles retningslinjer for hvordan energiledelse kan etableres og gjennomføres. Arbeidsgruppen anbefaler også at det gis økte offentlig bevilgninger til forskning og utvikling som er relevant for offshoreindustriens klimautfordring gjennom Petromax- og Renergiprogrammene. Offentlig medvirkning er nødvendig for å sikre tilstrekkelig langsiktig perspektiv og for å utløse satsing på større og mer risikofylte prosjekter. Videre anbefaler gruppen at samarbeidet om realisering av pilotprosjekter og kvalifisering av ny teknologi styrkes både gjennom Demo 2000 og utvikling av Asset Forum. 2
1 INNLEDNING Olje- og energidepartementet ba i brev av 27. november 2003 om å få utført en vurdering av mulighetene for en mer effektiv energiforsyning på sokkelen med fokus på energieffektivisering. Det ble etablert en arbeidsgruppe fra petroleumssektoren ledet av OD. Gruppens arbeid er oppsummert i denne rapporten Arbeidsgruppe Foruten OD, ble Statoil, Norsk Hydro og ConocoPhillips bedt om å delta i arbeidsgruppen. Arbeidsgruppen ble i sitt første møte enig om å invitere OLF og SFT til å delta i arbeidet. OLF ønsket å delta som et medlem av gruppen, mens SFT ønsket å bli holdt fortløpende orientert om arbeidet. I tillegg har BP bidratt i arbeidet. SFT har deltatt på ett prosjektmøte, og har fått kopi av arbeidsgruppens materiale. Gruppen besto av: Gunnar Einang OD (leder) Stig Svalheim OD Trond Bokn Statoil Odd Arne Follum Hydro Maria S Hoshovde og Anne Tone Fjermestad ConocoPhilips Elizabeth Baumann Ofstad OLF Rapportens innhold Rapportens første del gir en generell beskrivelse av energisystemer offshore. Her er det lagt vekt på å gi en enkel innføring i hvordan anlegg offshore er bygd opp, hvilke deler av anlegget som krever mest energi og hvordan energibruk og effektivitet på feltene varierer gjennom et felts livssyklus. Kraftbehov på norsk sokkel og hvordan dette blir dekket blir også beskrevet. Neste del er en gjennomgang av energieffektiviserende tiltak. Basert på tiltak rapportert inn fra operatørene gis det en status over gjennomførte tiltak og en vurdering av teknisk mulige tiltak på innretninger i drift. De vurderte tiltak som er rapportert inn består av to grupper, tiltak som av ulike grunner er vurdert og forkastet og tiltak som er under vurdering. Dette gir en overrepresentasjon av store, forkasta tiltak i tiltaksporteføljen, mens det sannsynligvis kontinuerlig vil identifiseres nye mindre optimaliseringer. Hvilke tiltak som til enhver tid er identifisert som driftsoptimaliseringer vil derfor ikke gi et godt bilde over mulighetene fremover. Foreliggende rapport omtaler derfor grupper av tiltak med konkrete eksempler innen de ulike gruppene. I tillegg gis en vurdering av mulige tiltak på nye feltutbygginger og samordna kraftforsyning mellom innretninger. Selv om elektrisk kraft fra land ble grundig vurdert i OD/NVE studie i desember 2002, beskrives arbeid innen dette feltet foretatt etter at denne studien ble ferdigstilt. Videre beskrives hvilke muligheter bruk av ny teknologi vil kunne gi på lang sikt og utfordringer knyttet til å realisere disse mulighetene. Det foretas så en tiltaksanalyse for eksisterende felt basert på de innrapporterte tiltakene. Her blir de viktigste usikkerheter diskutert og følsomhet knyttet til sentrale forutsetninger vurderes. I den siste delen gjennomgås tilfeller der reduksjon av en utslippskomponent kan øke andre utslipp, og således representere et miljøparadoks. De enkelte kapitler starter med en ingress som sammenfatter kapittelets hovedtrekk. 3
2 BAKGRUNN Utslipp fra norsk petroleumsvirksomhet I nasjonal sammenheng sto petroleumsvirksomheten for 28 % av CO 2 utslippene i 2002. Denne andelen forventes å øke til om lag 30 % i 2005/06 for deretter å avta. Om lag 80 % av de totale utslippene stammer fra kraftproduksjon til havs (figur 2.1). Størstedelen av utslippene er knyttet til utvinning av olje og gass på sokkelen. I tillegg er det knyttet utslipp til gassterminaler på land (3 %) og boring fra flyttbare innretninger (3 %). Andre industriprosesser 17 % Fyring 18 % Andre mobile kilder 5 % Petroleumsvirksomheten 28 % Stasjonær kraft offshore 79 % Gassterminaler 3 % Kysttrafikk og fiske 9 % Veitrafikk 23 % Fakling 9 % Boring fra flytere 3 % Prosessutslipp 6 % Figur 2.1 Kilder til norske utslipp av CO2 (2002) Utslippene fra sektoren har vokst med 50 % i løpet av de siste 10 årene, i samme periode har produksjonen økt med 61 %. Utslippene for hver produserte enhet har altså gått ned. Utviklingen de seneste årene og prognosen splittet opp i ulike aktiviteter og ressursklasser for de nærmeste årene vises i figur 2.2. Prognosen for felt i produksjon, under utbygging og i planleggingsfasen er basert på fremskrivinger av utslipp fra operatørene for anleggene basert på dagens teknologi. For denne delen av prognosen er det i tillegg fra ODs side lagt inn en utslippsreduksjon basert på en antagelse om at det vil gjøres tiltak for å redusere utslippene fra anleggene (se figur 2.2, justering for teknologiforbedring). Det er derfor for disse kategoriene forutsatt en årlig nedjustering av CO 2 utslippet på 1 % fra og med 2007 og utover i tid. Dette er blant annet en konsekvens av erfaringer som viser at det siste årets historiske utslippsnivå stadig ligger lavere enn hva som ble prognosert foregående år. Mer energieffektiv drift enn forventet samt utslippsreduserende tiltak er årsaker til dette. Imidlertid har OD lagt inn en margin på fire år før nedjustering starter som følge av tidsrom fra beslutning om tiltak til resultat viser seg. Dette betyr at det i prognosene forventes tiltak på felt og funn med virkning fra og med 2007 (om lag 120 000 tonn) til 770 000 tonn i 2016 for så å avta. 4
16 Prognose 14 12 Millioner tonn CO2 10 8 6 4 2 0 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Total uten justering for teknologiforbedring Letevirksomhet Prosess Terminaler og rør Nye funn og uoppdagete ressurser (RK 5-9) Felt i planleggingsfasen (RK3-4) Felt godkjent for utbygging (RK2) Felt i Produksjon (RK1) Figur 2.2 Utslippsnivå og prognoser for CO2-utslipp fra norsk sokkel 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 I Kyoto-perioden forventes utslippene i hovedsak å komme fra anlegg som er i drift eller under utbygging. På lengre sikt (20 år) anslås det at om lag halvparten av utslippene stammer fra ressurser hvor det i dag ikke foreligger konkrete utbyggingsplaner. Utslippsprognosen utarbeides på grunnlag av forventninger til produksjon for årene framover. Produksjonsnivået er beheftet med usikkerhet. En vesentlig usikkerhet er knyttet til tidspunkt for nedstenging av eksisterende felt og sannsynlighet og tidspunkt for oppstart av nye prosjekter. Mot slutten av et felts levetid er utslippene normalt redusert i forhold til perioden der aktiviteten og produksjonen har vært på sitt høyeste nivå. Imidlertid har det ofte vist seg at kraftforbruket, med tilhørende utslipp, holder seg på et forholdsvis stabilt nivå over et oljefelts levetid. Dette skyldes blant annet et behov for å opprettholde nødvendige aktiviteter på innretningen til tross for redusert produksjon. Tidspunktet for når man antar at innretningene på de store feltene stenges ned vil derfor ha stor innvirkning på utslippsprognosen. Økende kunnskap om sammenheng mellom aktiviteter og utslipp har de siste årene bidratt til å heve kvaliteten på utslippsprognosene. Dette gjelder blant annet korrelasjon mellom kraftbehov, utstyrsbehov og gassprofiler. I tillegg er kunnskap om selve kraftproduksjonen og anlegget avgjørende for å utarbeide gode utslippsprognoser. Hvilken produksjonsstrategi det enkelte felt har vil påvirke utslippsnivået betydelig. Ved resirkulering av gass øker det totale kraftbehovet over feltets levetid. Injeksjon av vann kan også være en viktig bidragsyter til kraftbehov. I tillegg kan brønnaktivitetsnivået slå vesentlig ut for enkeltfelt. Usikkerheter for alle disse nevnte parametrer er avgjørende for utslippsprognosenes treffsikkerhet. Hvordan oljeutvinning drives er svært avhengig av stedsspesifikke forhold. Derfor kan man ikke direkte sammenligne utslippsnivå for hver produsert enhet fra felt til felt eller fra land til land. Det er imidlertid klart at utslippsnivået på norsk sokkel er lavt sammenlignet med det internasjonale gjennomsnitt for utslipp (se figur 2.3). Utslipp av nmvoc har imidlertid vært relativt høyt på norsk sokkel grunnet en stor andel av lagring og lasting av råolje offshore. Det er nå under innføring ny teknologi som vil redusere utslippene fra denne delen av virksomheten med om lag 70 %. 5
kg utslipp / tonn oe brutto produksjon (CO2= *100) 1,4 1,2 1 0,8 0,6 0,4 0,2 0 CO2 NOx CH4 VOC SO2 OGP 2002 OLF 2002 Figur 2.3 Sammenligning av utslipp til luft for norsk og internasjonal oljevirksomhet for året 2002 (OGP = International Assosiation of Oil and Gas Producers) Kartlegging av tiltak Med utgangspunkt i betydningen utslipp fra denne sektoren har på det nasjonale utslippsnivået, har det vært av interesse å kartlegge mulighetene for en mer effektiv energiforsyning på sokkelen med fokus på energieffektivisering. Det har i løpet av 2003/2004 blitt samlet inn et betydelig datagrunnlag over utførte og planlagte tiltak for reduksjon av utslipp til luft fra operatørene på sokkelen. Det gjelder både rapportering av status og muligheter for tiltak på energieffektivisering og gjennomføring av utslippsreduserende tiltak for utslipp til luft/4/ og til Hvitbok om klimagassutslipp fra norsk sokkel/5/. Da det var forventet at denne innrapporteringen var så oppdatert og komplett som mulig var det enighet om å basere foreliggende arbeid på dette datagrunnlaget sammen med blant annet utslippsdata fra RNB2004 (Revidert Nasjonalbudsjett 2004). Selv om det er et omfattende datagrunnlag er ikke alle mulige tiltak innrapportert, for eksempel er ingen tiltak på elektrisk kraft fra land rapportert inn. De tiltak som er innrapportert er basert på kjent teknologi. Fokus i rapporten er således rettet mot denne typen tiltak, hvis mulig gjennomføring kan skje innen de neste 5-10 årene. I denne perioden stammer utslippene i hovedsak fra anlegg som allerede er i drift eller under bygging, og hovedfokus har derfor her vært på tiltak på eksisterende felt. Det er videre forsøkt indikert hvilken betydning mulig teknologiutvikling kan få på lengre sikt når det gjelder muligheter for tiltak for en mer effektiv energiforsyning på sokkelen. Her vil valg av konsepter for utvikling av nye ressurser få større betydning. 6
3 BESKRIVELSE AV ENERGISYSTEMER OFFSHORE Kraftbehov og energieffektiviteten for innretningene på norsk sokkel vil variere i et livsløpsperspektiv og ut fra en rekke andre feltspesifikke forhold. For de fleste felt er gassavsetning den enhetsoperasjon det er knyttet høyest energibruk til. Dette gjelder naturlig nok for gassfelt, men også for oljefelt krever behandling og eksport eller reinjeksjon av den assosierte gassen mye energi. Det totale kraftbehovet på sokkelen er i dag rundt 15 TWh og dekkes i hovedsak av gassturbiner. 3.1 Plattformens kraftkrevende hovedfunksjoner Figur 3.1 gjengir hovedfunksjoner for en tradisjonell produksjonsplattform til havs. Ikke alle funksjoner (f. eks. boreanlegg) vil være aktuelt på den enkelte innretning. Hovedfunksjonen til en vanlig produksjonsinnretning er å prosessere brønnstrømmen, levere injeksjonsmedium til reservoaret, samt eventuelt å bore brønner. Brønnstrømmen ledes gjennom et separasjonssystem for å fjerne fast stoff (sand) og vann, samt å splitte gass- og hydrokarbon væskedelen fra hverandre. Gass behandles deretter for å oppnå eksportspesifikasjoner mht sammensetning/kvalitet (vann og hydrokarbon duggpunkt), samt nødvendig trykk og temperatur før transport eller eventuell injeksjon. Deler av gassen utnyttes normalt i gassturbiner for kraftgenerering. Stort sett all nødvendig elektrisk kraft for drift av innretningene på norsk sokkel genereres av turbiner som driver strømgeneratorer. Videre stabiliseres olje og/eller kondensat til nødvendig transportspesifikasjon før transport for å unngå stor avdampning under transport. Vannet gjennomgår en egen behandling for å fjerne oljerester før injeksjon eller utslipp til sjø. En rekke støtte- og hjelpesystemer kreves for prosesseringen av brønnstrømmen, eksempelvis varmeveksling, kraftoverføringer og kjemikalietilsetninger. Vann og gass injiseres i oljefelt for å opprettholde et høyt reservoartrykk og dermed sikre høy oljeutvinning. Brenngass Injekjsonsgass Bolig kvarter Kraft generatorer Boreanlegg Separasjon Gassbehandling Oljebehandling Gass kompresjon Olje puming Sjøvannsinntak Utilities Brønnhode område Produksjon Gassinjeksjon Vaninjeksjon Vanninjeksjon Sjøvannsinntak Vannbehandling Utlsipp av vann Olje eksport Gass eksport Figur 3.1 Plattformers hovedfunksjoner. En plattforms kraftbehov og energieffektiviteten for felt på norsk sokkel vil variere med produksjonsprofilen og trykkutviklingen i de enkelte reservoar, sammensetning av reservoarer, antall brønner, behov for vann og/eller gassinjeksjon og årstid. Det er vanskelig å forutse når de forskjellige driftsmodus vil inntreffe i fremtiden, men industrien lager ulike prognoser for å styre prosessene på plattformen optimalt. For de fleste felt er gassavsetning 7
den operasjon det er knyttet høyest energibruk til. Dette gjelder naturlig nok for gassfelt, men også for oljefelt krever behandling og eksport av den assosierte gassen mye energi (figur 3.3). For nye felt vil generelt gasskompresjon, injeksjon av vann og gass for trykkstøtte og pumping av olje/kondensat være de mest energikrevende prosessene. Etter hvert som reservoartrykket faller er vanninjeksjon og gassløft nødvendige tiltak for å opprettholde trykk og produksjonsnivå. Dette vil igjen føre til økte mengder produsert vann, noe som medfører at større mengder vann må renses, eventuelt injiseres som følge av miljøkrav. Den dynamiske utviklingen av olje- og gassfelt, og tilhørende betydning for energibehov, er beskrevet nærmere i kapittel 3.2. Generelt sett står norsk sokkel overfor en rekke endringer i produksjonsmønstre, og dermed også i kraftbehov. Dette representerer betydelige energi- og miljømessige utfordringer. Foruten økte vannmengder vil utfordringene blant annet være knyttet til: Tiltak for å øke utvinningsgraden fra eldre felt. Dette medfører ofte økt energibehov til vann- og gassinjeksjon. Overgang fra primært oljeproduksjon til en stadig større andel gass. Dette medfører betydelig økt energibehov til gasstransport. Imidlertid vil større gassfelt naturlig legge prosesseringen på land, og dermed muliggjøres drift av anlegg med kraft fra nettverket på land. Virksomheten beveger seg stadig nordover, noe som medfører større behov for energi til transport av gass til markedene. Teknologisk utvikling og større havdyp som gjør at en større del av operasjonene vil foregå på havbunnen, noe som i en del tilfeller vil resultere i økt kraftbehov på plattformen (pumping, kunstig løft, varmebehov). 3.2 Energibruk gjennom et felts livssyklus 3.2.1 Oljefelt Et typisk oljefelt på norsk sokkel produserer hovedsakelig olje men også noe assosiert gass og kondensat (se figur 3.2). Maksimal oljeproduksjonsrate oppnås normalt tidlig i produksjonsfasen (platå), og vil deretter avta utover i feltets levetid. Det er normalt å kople opp produksjon fra mindre satellittfelt (nabofelt) etter hvert som det blir ledig behandlingskapasitet på innretningen. Innfasing av satellittfelt vil løfte innretningens produksjonsnivå og bidra til at feltet vil produsere lengre. For å kunne produsere mest mulig olje er det viktig å holde trykket i reservoaret ved like etter hvert som olje og gass produseres. På mange felt holdes trykket ved like ved at sjøvann pumpes ned i reservoaret. Etter en tid vil det injiserte vannet og formasjonsvann nå produksjonsbrønnene og strømme opp på innretningen. Dette fører til økte mengder produsert vann når feltene blir eldre (høyt vannkutt). Mot slutten av et felts levetid kan 90 % av væskeproduksjonen være vann, og bare 10 % olje. Injeksjon av vann er normalt den mest kraftkrevende enhetsoperasjonen på et oljefelt (se figur 2.3). I tillegg vil kompresjon av gass for transport og/eller injeksjon utgjøre et betydelig kraftforbruk på et oljefelt. Andre energikrevende operasjoner er boring av nye brønner, pumping av olje og løfting av sjøvann opp på plattformen. Volum vann som injiseres, og tilhørende kraftforbruk, er ofte forholdsvis konstant over feltets levetid. På en del felt blir all, eller deler av gassen injisert tilbake i reservoaret for økt ut- 8
vinning som et alternativ til eksport. Ettersom injeksjon av gass normalt krever mer trykkøkning enn eksport vil et slikt tiltak for økt oljeutvinning bidra til økt energiforbruk og økte utslipp til luft. Kombinasjonen mellom avtagende oljeproduksjon og relativt konstant kraftforbruk på innretningen medfører at energiforbruket, og dermed CO 2 -utslippet, per produsert oljeekvivalent øker etter hvert som oljefeltet blir eldre (se figur 3.4). I oljefeltets sluttfase kan det være aktuelt å trappe ned injeksjon av vann og gass for å muliggjøre lavtrykksproduksjon for å få ut noe mer olje fra feltet. Lavtrykksproduksjon innebærer at den assosierte gassen som skal eksporteres må komprimeres opp fra et lavere trykk enn de første produksjonsårene. Dette vil kunne øke kraftbehovet for gasskompresjon i feltets sluttfase. Samtidig vil kraftbehovet knyttet til vanninjeksjon gå ned. Produksjonsprofil oljefelt Kraftbehov Utslipp per produsert enhet Salgbar petroleum Olje Gass NGL Kraftbehov (MW) Vanninjeksjon Gass injeksjon (WAG) Boring Gass kompresjon Eksportpumpe olje Støttefunksjoner CO2 per produsert o.e. Tid Figurene 3.2-3.4 Produksjon, kraftforbruk og utslipp per produsert enhet o.e. for et typisk oljefelt (kilde OD). Tid 3.2.2 Gassfelt Et gassfelts livssyklus og tilhørende energibruk, skiller seg vesentlig fra et oljefelt. Det er også store forskjeller mellom ulike gassfelt. Gassfelt dreneres normalt ved hjelp av naturlig trykkavlastning av reservoaret. Det initielle reservoartrykket er i flere tilfeller høyt nok til å transportere gassen direkte til land eller annen prosessplattform for sluttprosessering. Kraftbehovet vil være tilnærmet konstant i den første produksjonsperioden, dersom reservoartrykket er høyt nok til å transportere gassen i land. Også for gassfelt er det vanlig å knytte opp produksjon fra mindre satellittfelt (nabofelt) etter hvert som det blir ledig behandlingskapasitet på innretningene. Etter hvert som gassen i feltene produseres, synker trykket i reservoaret. Dermed øker behovet for trykkstøtte for å få gassen inn til prosessanleggene på land, eventuelt for direkte eksport av salgsgass. I gassfeltets sluttfase vil det være aktuelt å redusere trykket på prosessanlegget om bord på installasjonene til et minimum for å søke å oppnå best mulig utvinning fra feltet. Trykkstøtte gjøres tilgjengelig ved å installere kompressorer og tilhørende hjelpeutstyr. Behovet for kompresjon øker gradvis med synkende reservoartrykk. Kraftbehovet for gassfeltene er oftest dominert av behov for kompresjon av gass relatert til gassavsetning, og det totale kraftbehovet følger behovet for trykkstøtte i stor grad. Energibehovet vil derfor øke gradvis over et gassfelts levetid. Figur 3.5 illustrerer utviklingen i gassproduksjon og kraftbehov på Troll A. I den første tiårs perioden med produksjon er brønnhodetrykket tilstrekkelig høyt til å transportere gassen til land, og det totale kraftbehovet er i størrelsesorden 2 MW. Etter denne perioden vil det installeres prekompressorer for å kompensere for reduksjon i reservoartrykk, og kraftbehovet Tid 9
økes gradvis opp mot 160 MW). I tilfellet Troll A er kraftbehovet ikke forbundet med lokale utslipp ettersom kraften overføres fra land (Kollsnes). For gassfelt uten mulighet for kraft fra land, vil en tilsvarende livssyklus medføre at utslipp per produsert enhet naturlig vil øke som følge av feltenes og reservoarets natur. Troll A Kraftbehov MW 160 140 120 100 80 60 40 20 0 1998 2002 2006 2010 2014 År 2018 2022 2026 35,0 30,0 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0 0,0 Kraftbehov Troll A (eksl boring) MW Produksjon GSm³ Figur 3.5 Kraftbehov gassfelt 3.3 Kraftanlegg på sokkelen Bortsett fra på Troll A (som henter kraft fra land) og tre kombikraftanlegg, genereres all nødvendig elektrisk kraft for drift av innretningene på sokkelen med generatorer som i hovedsak drives av gassturbiner. I tillegg er det en rekke turbiner som direkte driver kompressorer, pumper og annet nødvendig utstyr. Disse turbinene drives hovedsakelig med gass fra samme felt. I perioder hvor gass ikke er tilgjengelig, kan noen av disse turbinene også drives med diesel (dual fuel maskiner). CO 2 utslippet fra energi produsert fra diesel er større enn ved gassdrift, og utgjør for tiden ca 4 % av de totale CO 2 utslippene fra felt i drift. Gassturbinen fungerer etter følgende prinsipp: En kompressor suger luft fra omgivelsene, og komprimerer den (øker trykket). Den komprimerte luften benyttes i forbrenningen av brenselet i brennkammeret. De varme trykksatte forbrenningsgassene (eksosen) ekspanderer gjennom turbinen. Arbeidet gassen utfører på turbinen i det den ekspanderer til atmosfæretrykk, overføres til en aksling. Noe av den mekaniske energien benyttes til å drive kompressoren. Resten overføres til en generator, hvor elektrisiteten produseres, eller til en kompressor. Gassturbinen i seg selv har en relativt beskjeden virkningsgrad (opp mot 40 %, avhengig av utforming og størrelse). For å forbedre utnyttelse av brenselet, benytter en i de større landbaserte anleggene gjerne de varme avgassene til å generere damp som brukes til å produsere kraft ved ekspansjon i en dampturbin. Dette omtales ofte som "Combined Cycle Plants" (kombikraft). Den totale virkningsgraden kan da komme opp mot 60 %. Varmen i avgassen kan også gjenvinnes og brukes til oppvarmingsformål (prosess eller bolig). Figur 3.6 viser hvordan tilført energi til gassturbinen blir omdannet i prosessen: 10
Tapt energi; tap i systemet (i selve turbinen, innløp, utløp med mer) og lavverdig energi som ikke kan utnyttes. ~40% Tapt energi Tilført varmeenergi fra brenngass, 100 % Gassturbin 30 35 % elektrisk energi Varmeenergi 20-25% Figur 3.6 Energiutnyttelse i gassturbin offshore Varmeenergi i avgass (~500 C). Høyverdig energi hvor 10-15% kan brukes til å generere elektrisk energi i dampturbin (kombikraft). Det totale kraftbehovet på sokkelen er i dag rundt 15 TWh (se figur 3.7), og forventes å være forholdsvis stabilt de neste ti årene. Til sammenligning var totalt netto forbruk i Norge 103,4 TWh i 2003. 16,00 14,00 12,00 10,00 TWh 8,00 6,00 4,00 2,00 0,00 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Figur 3.7 Kraftbehov på norsk sokkel Totalt er det installert 182 gassturbiner på norsk sokkel med en samlet installert effekt som er i underkant av 3200 MW. Av disse har 37 turbiner lav NO x teknologi (ca 800 MW installert effekt). 29 turbiner med en installert kapasitet på 274 MW er ikke i drift (står i back-up). 119 av turbinene er levert av General Electric, disse utgjør over 80 % av installert effekt på norsk sokkel. Dette gjør at offshoresektoren er avhengig av en leverandør, og siden norsk sokkel er et lite marked kan man i liten grad styre den teknologiutvikling som skjer. De fleste turbiner på sokkelen er utviklet fra flyturbiner da denne type turbiner er lettere og mindre plasskrevende enn turbiner som tradisjonelt benyttes på land. Et eksempel er turbinen i figur 3.8. 11
Figur 3.8 General Electric LM2500+ gassturbin Turbinene kan drive generatorer eller drive mekanisk utstyr (kompressorer) direkte. På norsk sokkel benyttes 81 turbiner til direktedrift og 101 til generatordrift. Installert effekt er omtrent likt fordelt på disse typene. Turbinene kan også benytte ulike typer brensel, noen drives kun på gass (single fuel) og andre kan benytte både gass og diesel (dual fuel). På norsk sokkel er 86 turbiner single fuel turbiner og 96 dual fuel turbiner. Turbinene varierer i størrelse, de fleste er i størrelsesorden 20-30 MW: Størrelse MW Antall 0-10 39 10-20 35 20-30 106 over 30 2 Totalt 182 Elektrisk virkningsgrad forteller hvor mye av varmeenergien i brenselet (gass eller diesel) som omgjøres til elektrisk kraft i turbinen. Designvirkningsgraden for turbiner på norsk sokkel varierer fra 22-37 %. Det er de små og eldre turbinene som har lavest virkningsgrad, de nyere og større turbinene (20-30 MW) har en virkningsgrad på rundt 35 %. Virkningsgraden avhenger også av lastgrad, en turbin som går på dellast vil ha lavere virkningsgrad enn ved full last. Virkningsgraden synker spesielt mye dersom turbinene går på under 50 % last. Det er utarbeidet en liste over alle turbiner der reell virkningsgrad er beregnet ut fra data mottatt fra operatørene (total kapasitet, design virkningsgrad, driftstid, lastgrad og gassforbruk). Ut fra dette anslås reell elektrisk virkningsgrad for gassturbiner på norsk sokkel i snitt å være omlag 30 %. I tillegg brukes ca 20 mindre motorer til kraftgenerering. Disse har generelt høy effektivitet (35-40 %) og energieffektiviteten synker ikke så mye på del last som turbiner. Motorer gir høyere utslipp av NO x enn turbiner. Det er stort sett på produksjonsskip at motorer brukes som hovedkilde for energiforsyning (for eksempel Varg, Balder og Glitne). På mange installasjoner er det behov for varme i prosessen. Tidligere var det vanlig å dekke dette varmebehovet med direktefyrte kjeler. Slike kjeler er fremdeles i bruk på noen innretninger, men dette er felt med kort gjenværende levetid der etterinstallering av varmegjenvinning ikke er økonomisk forsvarlig. Kjeler har svært høy virkningsgrad, opp mot 100 %. Ved å installere varmegjenvinningsenheter WHRU, (Waste Heat Recovery Unit) kan varmen tas fra turbinenes eksosgass som holder ca 500ºC. Varmen som gjenvinnes kan benyttes til ulike formål, blant annet oppvarming av prosesstrømmer, boligkvarter m.m. Dette øker den totale virkningsgraden for enkelte installasjoner opp til ca. 60 %. Det er per i dag 58 varmegjenvinningsenheter på norsk sokkel med en installert effekt på ca 900 MW. Varmebehovet 12
på en innretning vil variere over feltets levetid, og normalt vil ikke all installert varmeeffekt kunne utnyttes. Varmegjenvinning dekker i dag nesten 90 % av varmebehovet på sokkelen i dag. Ut fra data innrapportert i forbindelse med vurdering av CO 2 avgiftens virkning antas det at nærmere 60 % av installert effekt utnyttes. Dette øker den totale virkningsgraden på norsk sokkel til ca 40 %. Varmen i eksosgassen fra gassturbinene kan også benyttes til å produsere damp som igjen kan brukes i en dampturbin og produsere elektrisk kraft. Dette er installert på Snorre, Oseberg og Eldfisk som er de eneste offshore kombikraftanleggene i verden. Figur 3.9 viser fordelingen av kraftforbruket på norsk sokkel i 2003. Mesteparten dekkes av gassturbiner med tilhørende varmegjenvinningsenheter. Varmegjenvinning (WHRU og dampturbin) dekker om lag ¼ av kraftforbruket. Dampturbin 2 % Kjel 3 % Motorer 4 % WHRU 22 % Turbiner 69 % Figur 3.9 Fordeling av kraftforbruket 2003 13
4 BESTE TILGJENGELIGE TEKNIKKER (BAT) BAT-begrepet vil etter implementering av IPPC-direktivet stå sentralt ved fastsettelse av vilkår i utslippstillatelsene. BAT definisjonen gjelder for det enkelte anlegg/installasjon individuelt og rommer per definisjon både tekniske og økonomiske hensyn. Det medfører at løsninger som ansees for å være BAT ikke nødvendigvis er de samme offshore som på land, og heller ikke de samme for nye anlegg som for eksisterende anlegg og modifikasjoner. I det foregående kapittelet er dagens energisystem offshore og det mangfoldet av teknologier og løsninger det representerer beskrevet. De eksisterende energiforsyningssystemene offshore reflekterer at teknologi har utviklet seg over tid, og at det som var de beste løsningene i fortiden har gjennomgått betydelig utvikling og forbedringer. De etterfølgende kapitlene beskriver muligheter og løsninger for ytterligere effektivisering og forbedring. Disse løsningene kan, avhengig av de aktuelle sammenhengene hvor de inngår, ha potensialet i seg til å bli fremtidens beste tilgjengelige teknikker. Nedenfor er ulike sider ved BAT utdypet med spesiell vekt på forhold knyttet til offshore virksomhet. Gjennom EØS-avtalen har Norge implementert direktivet om integrert forebygging og begrensning av forurensning, IPPC-direktivet. Forurensningsloven oppfylte i all hovedsak direktivet, og kun en mindre justering av loven har vært nødvendig for å ta høyde for direktivets krav om at virksomhetene skal drives på en slik måte at energien utnyttes effektivt. Et hovedprinsipp i IPPC-direktivet er at den ansvarlige for en virksomhet plikter å benytte "beste tilgjengelige teknikker" for å unngå unødvendig negativ påvirkning av miljøet, og at de utslippsgrenser som fastsettes i en tillatelse, skal baseres på BAT. Artikkel 9 i direktivet sier imidlertid at utslippstillatelsen ikke skal foreskrive bruk av spesielle teknologier, men at dette skal velges gjennom vurdering av en rekke lokale forhold. BAT er definert i direktivet som følger: Det mest effektive og avanserte trinn i utviklingen av virksomhetsformene og deres driftsmetoder, som er uttrykk for om en teknikk i prinsippet er praktisk egnet som grunnlag for utslippsgrenseverdier med sikte på å forebygge og, dersom dette ikke er mulig, generelt begrense utslippene og innvirkningen på miljøet som helhet, med - «teknikker» menes både den anvendte teknologi og måten anlegg konstrueres, bygges, vedlikeholdes, drives og avvikles på, - «tilgjengelige» teknikker menes de som er utviklet i en slik målestokk at de kan anvendes i den aktuelle industrielle sektor på økonomisk og teknisk mulige vilkår, idet det tas hensyn til kostnader og fordeler, uansett om teknikkene anvendes eller produseres i den berørte medlemsstat eller ikke, så lenge den driftsansvarlige har tilgang til teknikkene på rimelige vilkår, - «beste» teknikker menes de som er mest effektive for å oppnå et høyt allment vernenivå for miljøet som helhet. Det er viktig å merke seg at BAT begrepet rommer både tekniske og økonomiske hensyn. BAT kan derfor ikke oppfattes som en generell teknisk standard som gjelder for alle installasjoner, men mer som et resultat av en metodisk tilnærmelse der ovennevnte faktorer tas i betraktning for den enkelte installasjon. 14
Det europeiske IPPC-byrået (EIPPCB) er i gang med å bringe til veie informasjon om hva som anses som BAT i de enkelte industrier, gjennom utarbeidelse av såkalte BAT Reference Documents (BREFs). For offshoreindustrien er det BREF for store forbrenningsanlegg som er relevant (BREF LCP). Dette dokumentet har vært ute på høring, og forventes å foreligge i endelig versjon sommeren/høsten 2004. BREFene er veiledende mens selve direktivet er bindende. Definisjonen av BAT åpner for at alle sider ved en bestemt løsning (teknikk) skal inkluderes i begrepet. Det må eksempelvis bety at ikke bare utstyrskostnader men også spesielle forhold knyttet til bygging, drift og avvikling er inkludert i kostnadsbegrepet. Videre sier direktivet at det ved fastsettelse av utslippsvilkårene skal tas hensyn til anleggenes karakteristika og geografiske beliggenhet. Det må åpne for at spesielle offshore hensyn inkluderes. Når det gjelder tolkningen av hva som forstås med tilgjengelige teknikker er det viktig å presisere at det i praksis vil innebære at den aktuelle teknologien må være kvalifisert for bruk offshore. Særlige forhold som følger av offshore lokaliseringen vil eksempelvis være knyttet til: - begrensninger i plass/vekt - spesielle krav til sikkerhet - klima/værforhold - spesielle driftskostnader - spesielt vedlikeholdsbehov - krav om høy driftsregularitet - fjerning av installasjoner Det følger også av definisjonen at hva som ansees som BAT offshore ikke nødvendigvis vil være det samme ved nybygging av installasjoner som for modifikasjoner av eksisterende anlegg. Dette fordi modifikasjoner offshore har spesielle utfordringer knyttet til plass- og vektrestriksjoner, håndtering av driftsstans, og selve gjennomføringen av modifikasjonsarbeidet med de restriksjoner og begrensninger som finnes offshore. På samme måte er det heller ikke gitt at BAT vil være det samme for eksisterende anlegg som for nye. 15
5 TILTAK STATUS OG MULIGHETER Ut fra gjennomgangen av status er det klart at en rekke tiltak for å øke energieffektiviteten og redusere CO 2 utslippene fra virksomheten på norsk sokkel allerede er gjennomført blant annet som følge av innføring av CO 2 avgiften i 1991. Sammen med bruk av teknologi som på flere områder er i forkant av internasjonal praksis, betydelig fokus fra selskap og myndigheter og strenge rammevilkår indikerer dette at det ikke finnes noen lette og billige løsninger som gir betydelig økt energieffektivitet på kort sikt. Tiltak som kan forventes gjennomført i løpet av de neste 5-10 år vil være basert på tilgjengelig teknologi. Det er i hovedsak denne type tiltak som er rapportert inn av selskapene. Det er et vidt spenn av mange små, ulike tiltak som kjennetegnes ved at de er innretningsspesifikke. Det er nødvendig med en mer systematisk gjennomgang av alle forhold som spiller inn på energiproduksjon og energibruk for at relevante tiltak skal kunne realiseres på de forskjellige installasjonene, altså mer fokus på energiledelse. Hvis dette gjøres er et realistisk, men ambisiøst, anslag for mulig utslippsreduksjon av CO 2 for norsk sokkel i størrelsesorden 5-10 % i denne perioden. Dette er i forhold til dagens prognoser for de enkelte felt uten den justering for teknologiforbedring som er lagt inn av OD. Nye selvstendige felt og nyutvikling av eksisterende felt kan i enkelte tilfeller gi større reduksjoner, men vil i denne perioden omfatte en liten del av utslippene. Overføring av kraft mellom innretninger er gjort flere steder og vil kunne få ytterligere anvendelse. Potensialet for utslippsreduksjoner er imidlertid moderat så lenge tiltaket ikke kombineres med etablering av kombikraftanlegg. Elektrisk kraft fra land er i enkelte tilfelle aktuelt og gir betydelige utslippsreduksjoner fra norsk sokkel. Virkning på de globale CO 2 -utslippene avhenger av hvor kraften kommer fra. Kraft fra nettet aktualiseres ved nye løsninger med produksjonsanlegg på land. 5.1 Status og forutsetninger Det har i løpet av 2003/04 blitt samlet inn et betydelig datagrunnlag over utførte og planlagte tiltak for reduksjon av utslipp til luft fra operatørene på sokkelen /4/ /5/. Ut fra innrapporteringene er det klart at en rekke tiltak for å øke energieffektiviteten og redusere CO 2 utslippene fra virksomheten på norsk sokkel allerede er gjennomført. Den samlede effekten av de gjennomførte tiltakene som er rapportert inn til OLF er på i overkant av 2 mill tonn CO 2 /år. Dette er et anslag basert på en forutsetning om at de innrapporterte tiltak har konstant effekt over tiltakets levetid. 16
3 000 2 500 Utslippsreduksjon per år [1 000 t CO2 ekv.] 2 000 1 500 1 000 500 0 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 År Figur 5.1: Utslippsreduksjoner av CO 2 som følge av gjennomførte tiltak (OLF) Under arbeidet med å systematisere og analysere de innrapporterte tiltakene har det kommet frem en del mangler i de innrapporterte dataene, noe som kan ha flere forklaringer. Blant annet ble det i forkant av datainnhentingen ikke foretatt en klar definisjon av hvilke tiltak som skulle rapporteres, noe som medførte at de ulike operatører har satt ulike rammer for hvilke tiltak som ble rapportert. En slik definisjon ville være forholdsvis enkel på eksisterende felt, der en kan gå ut fra at alle modifikasjoner som reduserer utslippene er et tiltak. For nye felt er det betydelig vanskeligere. Et eksempel vil være at tiltak ut over normal praksis (ut over BAT) vil kunne defineres som et tiltak. I og med at hvert enkelt anlegg til havs er skreddersydd til feltets beskaffenhet kan det vanskelig defineres en standard utbygging. Det ideelle vil være at miljøhensyn og energieffektivitet er en integrert del av arbeidet knyttet til utforming av anlegg og prosess. Dette gjør at en ikke starter med en basis for så å legge inn tiltak som gjør anlegget mer energieffektivt. Det har derfor vært vanskelig for de enkelte operatører å identifisere tiltak på nye felt, og en ser at få tiltak faktisk er rapportert inn. Det betyr ikke at det ikke har vært gjennomført tiltak i forbindelse med nye utbygginger. Tvert imot er det ved nyutbygginger forholdene ligger best til rette for å sikre god energieffektivitet. For de gjennomførte tiltakene er det, spesielt for de første årene etter 1990, også variabelt hvor komplett innrapporteringen av tiltak fra de ulike felt har vært. Særlig for mindre tiltak har ikke data knyttet til hvilke tiltak som ble gjennomført for 10-15 år siden og hvilken virkning de har hatt, vært lett tilgjengelig. Dette gjør at anslaget over hvor store reduksjoner som er oppnådd sannsynligvis er konservativt. De innrapporterte tiltakene er i varierende grad rene utslippsreduserende tiltak. Noen tiltak (f. eks. Ekofisk II) er tiltak som ble gjennomført av andre grunner, men der resultatet ble en betydelig utslippsreduksjon. Tiltakene som gjennomgås i dette kapitlet er en opplisting over enkelttiltak og typer av tiltak som arbeidsgruppen anser som relevante. Dette betyr ikke at alle tiltak er gjennomførbare på 17
alle innretninger. Her vil det gjelde begrensninger av både operasjonell, sikkerhetsmessig, teknologisk og økonomisk art. I tillegg til kraftforsyning som står for hoveddelen av energiforbruket på innretningene brennes det av gass i fakkel. Oljedirektoratet har gjennomført en vurdering av mulighetene for å oppnå ytterligere utslippsreduksjoner i forbindelse med fakling /2/. Viktige tekniske tiltak er i stor grad gjennomført. For å oppnå ytterligere reduksjoner i fakling må det hovedsakelig fokuseres mer på selskapenes driftsrutiner og driftsregularitet. På grunn av innretningenes individuelle forskjeller, for eksempel når det gjelder alder, tekniske løsninger og produksjonsteknologier vil optimale energieffektiviseringstiltak være innretningsspesifikke. Innretningene på sokkelen er bygget over en periode på mer enn 20 år. De er optimalisert i forhold til skiftende krav både fra myndigheter og selskapene, og gjenspeiler den kontinuerlige utvikling av teknologiske løsninger. Norsk sokkel har gått over i et mer modent stadium, og flere felt er inne i sin haleproduksjon. Dette gjør at marginal lønnsomhet er en begrensende faktor for større utslippsreduserende tiltak, som i hovedsak innebærer implementering av ny teknologi. Det er en rekke forutsetninger som det er viktig å ta hensyn til for å foreta en vurdering av mulige tiltak på sokkelen. De viktigste er: Alle tiltak er innretningsspesifikke, noe som medfører et stort spenn i både kostnader for og virkning av tiltak. Innretningene er bygget over et stort tidsspenn, dette gir forskjellig utgangspunkt for mulige tiltak. Rest levetid er forskjellig, dette påvirker lønnsomhet og tiltakskostnad. Energiforbruket er forskjellig grunnet ulike profiler for vann, olje og gassproduksjon. Energifordeling vil endres over tid og varmebehovet er forskjellig. Produksjonsstrategien endres over et felts levetid. Endringene i feltets beskaffenhet over tid gjør det nødvendig å velge robuste løsninger i design for fleksibilitet framover. 5.2 Energiledelse Erfaringer og studier fra landbasert industri viser at en økning i energieffektivitet på i størrelsesorden 5-10 % kan oppnås gjennom å ta i bruk verktøy for energiledelse. Energiledelse kan være en integrert del av miljøledelse, og representerer en systematisk arbeidsmåte for å sikre optimal produksjon og bruk av energi. Tankegangen finnes for eksempel i de overordnete ISO14000 og EMAS-standardene. Det finnes en dansk og en svensk standard som går direkte på energiledelse, og en europeisk standard på området er under utvikling. Energiledelse innebærer en metodikk for hvordan en organisasjon kontinuerlig kan arbeide med alle sider ved energieffektivitet og energibruk. Figur 5.2 er utarbeidet av institutt for energiteknikk (IFE) og illustrerer trinnene i en slik arbeidsmåte. 18
Igangsetting Kartlegging Evaluering Energistrategi og mål Daglig drift Handlingsprogram Figur 5.2 Energiledelse I kartleggingsfasen benyttes gjerne benchmarking som metode for å kartlegge forbedringspotensial og som grunnlag for å lære av beste praksis. I denne fasen er det viktig å få frem konkrete tall for hva energibruken innebærer av kostnader og miljøbelastning. I neste fase etableres energipolicy med strategi og mål som beskriver bedriftens overordnete forpliktelser og ambisjonsnivå. På dette grunnlaget etableres handlingsplaner og planlegges tiltak. Den løpende oppfølgingen og gjennomføringen skjer i den daglige driften, og resultatene evalueres opp mot de fastsatte mål. For å lykkes i denne arbeidsmåten er det viktig at de overordnete energimålene er forankret i ledelsen og følges opp derfra. Metodikken omfatter også arbeidet med design av nye installasjoner. Energiaspektet skal ivaretas på linje med miljø og sikkerhet ved valg av prosessdesign og spesifikasjon av utstyr. For nye anlegg med en viss kompleksitet kan det eksempelvis være optimaliseringsgevinster å hente ved å gjennomføre en energianalyse av totalsystemet. Systematisk energiledelse er nok allerede til en viss grad anvendt på flere av de norske feltene til havs, uten at den kan sies å være formalisert og dermed gjennomført helt konsekvent i alle trinn og på alle ledelsesnivåer. Et felt som har kommet langt på området er Sleipner hvor det er gjort mye uten at det foreligger et formalisert system for energiledelse. Erfaringene fra Sleipner bekrefter et energisparingspotensial på ca 10 % ved å arbeide målrettet og fokusert med energieffektivitet og energibruk. Det ble for et par år tilbake gjennomført et prosjekt for å kartlegge muligheter og erfaringer med energioptimalisering på plattformer, (CORD-prosjektet/1/). Dette var et samarbeid først og fremst mellom oljeselskaper og FoU-miljøer. Rapporten konkluderer med at det er mange elementer som kan gi bedre energiutnyttelse på plattformer, og den gir anbefalinger om konkrete tiltak. Energiledelse er trukket frem blant de elementene som rapporten peker på at kan bidra til å utløse de største energibesparelsene. Denne delen av rapportens anbefalinger er fulgt opp gjennom et nystartet prosjekt i OLF regi. I første fase av dette prosjektet skal eksisterende miljøledelsessystemer kartlegges i et par selskaper som basis for et forslag til hvordan energiledelse kan integreres i eksisterende systemer. I resten av dette kapittelet vil en rekke muligheter for potensielle energibesparelser og utslippsreduksjoner bli omtalt. Det er ikke slik at disse potensialene er nye som kommer i tillegg til potensialet som energiledelse representerer. Snarere er det slik at energiledelse er en måte å arbeide på som kan sikre at de mulighetene som er til stede blir identifisert, og at aktuelle tiltak blir iverksatt. 19
For et felt som ikke tidligere har nedlagt arbeid i å identifisere energieffektiviseringstiltak kan den potensielle gevinsten med å arbeide systematisk på dette området utgjøre 5-10 % som nevnt innledningsvis. Imidlertid har de fleste felt på norsk sokkel gjort en del tiltak, slik at et realistisk anslag på et besparingspotensial ligger en del lavere enn dette. Gjennom implementering av energiledelse kan denne siste rest av potensialet fanges opp. 5.3 Eksisterende anlegg Eksisterende anlegg har store individuelle forskjeller i forhold til anvendt teknologi og muligheter for økt energieffektivitet. Alder på de tekniske installasjoner og restlevetid betyr mye for mulighetene for forbedringer. Mulighetene for å ta i bruk ny teknologi er i mange tilfeller begrenset av eksempelvis vekt- og arealbegrensninger, inngripen i daglig drift og nødvendige prioriteringer i forhold til aktivitetsnivå om bord på innretningen. Generelt bør imidlertid energioptimalisering fokuseres også i driftsfasen og dynamikken som tidligere er beskrevet for både gass- og oljefelt, gjør at det hele tiden må fokuseres på muligheter for forbedringer og energieffektive løsninger som er tilpasset den aktuelle driftssituasjon. Mulige tiltak for eksisterende anlegg er beskrevet nedenunder. Det er valgt å skille mellom: - Tiltak knyttet direkte til energiforsyningen på sokkelen. - Tiltak rettet mot hovedkraftforbrukerne (kompressor- og pumpesystemer). - Tiltak knyttet til prosessoptimalisering. Tiltakene må vurderes innretningsspesifikt, men spesielt de operative tiltak og mindre modifikasjoner bør vurderes for de fleste felt. Tiltak knyttet direkte til energiforsyningen på sokkelen Gassturbiner i Nordsjøen er hovedsakelig flyderiverte turbiner som i stor grad representerer den beste teknologien både mht nominell virkningsgrad og dellast virkningsgrad. Operative tiltak og enkle modifikasjoner er likevel mulig for å opprettholde og forbedre termisk virkningsgrad. Felles for de fleste av disse tiltakene er at de hver for seg gir relativt marginale effekter, men at de totalt sett i kombinasjon kan gi et ikke ubetydelig bidrag (ref energiledelse). Mange av disse tiltakene er allerede gjennomført på en rekke felt. Nedenunder er det gitt en rekke eksempler på tiltak for økt effektivitet av energiforsyningen aktuelle for installasjoner i drift, inkludert større modifikasjoner: Operative tiltak: - Optimalisering av lastfordeling ut fra virkningsgradvurderinger (i tilfelle med flere turbiner på samme installasjon). Energioptimalisering vil veies opp mot eventuell sårbarhet for nedstengning. - Bedret kontroll med turbintilstanden. Dette inkluderer optimal vannvask intervall og prosedyre, og bør være basert på tilstandskontroll. Slike tiltak forhindrer effektivitetstap på grunn av tilsmussing, og kan gi effekter på opp mot 2 % reduksjon i brenngassforbruk. - Luftfilter tilstandskontroll og optimal rengjøring/utskifting - Forbedret anti-is kontroll. Feltspesifikke effekter. - Valg av brenngasskilde for å redusere CO 2 -utslipp (velge lettest mulig brenngass for å oppnå minst mulig utslipp per kraftenhet produsert) - Øket temperatur på brenngass for bedre termisk virkningsgrad. Mulig oppvarming av inntaksluft for å bedre virkningsgrad på dellast. Sistnevnte kan gi effektøkning på opp mot 5 %. 20