Modell av skyen av CO2 ved Sleipner-feltet per 2020, der Equinor har injisert CO2 siden 1996. Kilde: Ringrose med flere, 2022
Det sies gjerne – litt forenklet – at CO2-lagring er gassutvinning i revers. Og utsagnet har definitivt noe for seg. Å finne og vurdere potensielle reservoarer for CO2 er en jobb som kan minne om leting etter hydrokarboner.
I begge tilfeller er det primært porøs sandstein som er målet, og man søker gjerne etter avgrensede reservoarer med optimale verdier for dybde, tykkelse, porøsitet, permeabilitet og væskeinnhold.
Når reservoaret er utviklet, skal man i det ene tilfellet injisere en gass (CO2) og i det andre tilfellet utvinne en gass (eventuelt olje).
Men karbonhåndtering (CCS) og utvinning skiller seg også på en del områder, og i en artikkel i tidsskriftet First Break, Why CCS is Not Like Reverse Gas Engineering, har forskere ved NTNU og Equinor oppsummert forskjellene i syv punkter.
NEXT 2024
Kunnskap om undergrunnen er helt essensielt når Norge og andre land nå modner frem nye CO2-lagringsprosjekter. På konferansen New Energy X Subsurface kan du møte undergrunnsekspertene og lære mer om hvordan kunnskap, teknologi og erfaring fra olje- og gassvirksomheten kan utnyttes når nye energi- og lavkarbonprosjekter skal designes overvåkes og implementeres.
Offshore vind – CCS – geotermisk energi – hydrogen
Bergen, 23. – 25. januar 2024
Mer informasjon om konferansen
1. CO2 er ikke nødvendigvis en gass i undergrunnen
Når drivhusgassen CO2 injiseres 800 meter eller dypere, vil den komprimeres til væske. Den transporteres typisk også i væskeform på skip eller i rør.
Litt forenklet, CO2 i væskeform vil ha en viskositet som en gass, men tetthet som en væske. CO2-væsken vil dermed oppføre seg ganske annerledes enn naturgass (som metan).
Små endringer av forholdene i transportsystemet eller i undergrunnen kan påvirke hvilken fase den injiserte drivhusgassen befinner seg i, og dette må det tas høyde for av hensyn til drift og sikkerhet. For eksempel kan en rask trykkreduksjon (eksempelvis ved rør- eller ventilsvikt) føre til at CO2 går fra væske til gassform med plutselig volumutvidelse som resultat.
2. En annen flyt-fysikk
Geologisk lagring av CO2 involverer vanligvis injisering i saline akviferer. Flytteori tilsier at dette er en form for drenering av reservoaret. God forståelse av hvordan CO2 i væskeform vil bevege seg i et reservoar krever mer modellering og kunnskap rundt blant annet termoelastisitet og geokjemiske reaksjoner.
3. Tilgjengelige data – mindre for CCS
Artikkelforfatterne påpeker at leteundersøkelser for petroleum kan ta i bruk et vell av data fra andre brønner før det bores en letebrønn (brønnkalibrering). For CO2-lagringsmål vil det derimot være færre brønner å hente relevante data fra. Det vil også være mindre seismiske data tilgjengelig. Utfordringen er mindre i de tilfeller der det planlegges for å lagre CO2 i nedlagte olje- og gassfelter.
4. Lengre tidshorisont
Olje- og gassprosjekter har gjerne en levetid på 10 – 30 år, mens CO2-lagringsprosjekter skal kunne forutsi hva som skjer i reservoaret gjennom 25 år med injeksjon, og deretter 50 år etter injeksjon og videre inn i fremtiden. Heldigvis er det flere prosesser i undergrunnen som bidrar til at CO2-væsken som er injisert over tid vil bli stabilisert (for eksempel ved at CO2 løses i formasjonsvannet eller ved at det omvandles til fast materiale (mineralisering).
Artikkelforfatterne påpeker at det uansett kreves nøye undersøkelser for å fastslå prosessene som vil skje over hundre til tusener av år i reservoaret.
5. Brønndesign
En del borerigger og boreteknologier som brukes av petroleumsbransjen kan også brukes for CO2-lagring, men flere forskjeller er gjeldende.
For eksempel vil en brønn som skal utvinne olje eller gass gjerne plasseres høyt oppe i reservoaret (fordi olje og gass er lettere enn formasjonsvannet og akkumuleres i toppen). For CO2-brønner er det derimot ønskelig å injisere ved bunnen av et reservoar.
Artikkelforfatterne nevner også at ved CO2-injisering er brønnene mer utsatt for korrosjon, og det kan være behov for andre materialvalg. Også mer fokus på sementering og isolasjon er nødvendig for CO2-brønner av hensyn til lekkasje.
I sum vil endringene gjerne føre til at CO2-brønner blir mer kostbare enn olje- og gassbrønner.
6. Fokus på lagerintegriteten
Et olje- og gassreservoar er per definisjon tett. Olje og gass har en oppdrift, og der det har blitt akkumulert, vil det være en tett takbergart.
For et mulig CO2-lager har man ikke den samme garantien for et tett reservoar, og takbergartens integritet må studeres nøye både før, under og etter injisering.
7. Sosio-økonomiske betingelser og motivasjon
Petroleumsprosjekter drives fremover for å sikre fremtidig produksjon, møte energibehov og skape inntjening. CO2-lagringsprosjekter har mer komplekse «motivasjoner», men kan inkludere at de kan bidra til å møte visse klimamål og tilby en løsning for utslippere samtidig som det skapes nye grønne jobber.
Artikkelforfatterne påpeker at tilgangen på finansiering, effektive forretningsmodeller og skepsis/motstand i offentligheten alle er utfordringer som kan bremse eller stoppe CCS-prosjekter. De foreslår at det må utvikles knutepunkter for avkarbonisering rundt industriklynger, i motsetning til mange enkeltstående CCS-prosjekter.
De lister også opp en rekke områder der de to bransjene har felles kunnskap og tekniske ferdigheter, deriblant kunnskap om sedimentære bassenger, geologiske, geofysiske og ingeniørfaglige metoder, arbeidsflyter og verktøy, og kunnskap og metoder knyttet til overvåking av reservoarer.
