Island dekker mesteparten av energibehovet sitt fra geotermisk energi. Forskning og teknologiske fremskritt leder energibrønnene stadig nærmere de virkelig høye temperaturene nær magmaen.
Reykjanes geotermiske kraftverk. Foto: Christian Bickel / Wikimedia Commons
– I teorien kan én brønn produsere 50 megawatt (MW) – det er ti ganger så mye som vår gjennomsnittlige geotermiske brønn, fortalte Árni Magnússon, CEO i Iceland GeoSurvey (ÍSOR) under konferansen GeoEnergi 21 1. september.
ÍSOR er Islands svar på Norges geologiske undersøkelse.
Island har utnyttet og forsket på sine varmeressurser i bakken siden 1900-tallet. Systematisk forskning har blitt utført siden 1945, og bruken av geotermisk energi til å varme opp skoler, gårder og hus går enda lenger tilbake.
Energiproduksjonen (både varme og elektrisitet) har siden da økt jevnt og trutt, både nominelt og relativt til andre energikilder, og i dag leverer 7 kraftverk totalt 750 MW til landets innbyggere.
Til sammenlikning hadde Norge i 2020 en samlet installert vindkraftytelse på 3 977 MW, med en gjennomsnittlig turbinstørrelse på 3,4 MW. De nyeste vindkraftturbinene til Fosen Vind har en effekt på 4,2 MW.
Geotermisk energi dekker ifølge Magnússon 66 prosent av energiforbruket og 25 prosent av elektrisitetsforbruket. Det er i hovedsak vannkraft, olje og kull som står for resten, hvorav de to sistnevnte stadig mister markedsandeler.
Det er ikke usannsynlig at geotermisk energi sammen med vannkraft en dag kan dekke hele energibehovet på sagaøya.
Nådde 600 °C
Ett viktig forskningsprosjekt som kan bidra til dette, er Iceland Deep Drilling Project (IDDP) som ledes av den islandske stat i samarbeid med kraftselskapene. Flere internasjonale aktører samarbeider med IDDP.
Målet er kort og godt å øke energiproduksjonen ved geotermiske brønner ved å gå dypere og varmere, og utnytte superkritiske væsker (mer enn 450 °C og ca. 5 kilometers dyp).
En IDDP-brønn kan altså teoretisk produsere 50 MW, mot dagens standard på ca. 5 MW.
Den første testbrønnen ble boret ved Krafla, et aktivt geotermisk område, i 2009 og nådde 2,1 kilometers dybde. Magma ble påtruffet, og estimert kraftproduksjon var 20 MW. Foringsrøret i brønnen var nær ved å kollapse.
Den andre testbrønnen, IDDP-2 ble boret på Reykjaneshalvøya i 2016 (bildet øverst i saken) og nådde hele 4,6 kilometers dyp. I bunnen nådde temperaturene 600 °C. Foringsrøret i brønnen kollapset.
IDDP-samarbeidet planlegger nå en tredje testbrønn ved vulkanen Hengill to mil øst for Reykjavik.
Illustrasjonen viser typiske geotermiske brønner på Island til høyre som gjerne har en dybde på 2,5 kilometer. IDDP-brønnene har som mål å nå 5 kilometer under bakken. Illustrasjon: nea.is
Kollaps, korrosjon og avleiringer
Foringsrør som kollapser har ikke vært et uventet problem. Det er kun én av flere kjente utfordringer ved boring av dype brønner.
Under den samme konferansen holdt også Sturla Sæther i Equinor og Hieu-Nguyen Hong i SINTEF foredrag om dette temaet.
Både Sæther og Hong deltar i prosjektet HotCaSe som har som mål å utvikle et kostnadseffektivt geotermisk rørsystem som kan operere under svært tøffe forhold med temperaturer opp til 500 °C, tilstedeværelse av H2S og CO2 og som videre tåler raske temperatursvingninger som kan oppstå ved nedkjøling.
Supekritiske forhold i dypet skaper et aggressivt miljø for materialene som benyttes i brønnen. Korrosjon, knekking eller avriving av stålrøret og hydrogensprøhet er noen mulige resultater av dårlig utført utforming og materialvalg.
Partnerne i HotCaSe har frem til nå jobbet med modelleringer og konseptutvikling. Blant annet har de utviklet et designverktøy som kan teste ulike parametre for rørsystemer raskt og effektivt. Verktøyet gir umiddelbar tilbakemelding om hvordan et gitt rørsystem fungerer under gitte forhold og hva den mekaniske responsen blir.
– Vi har også hatt stor nytte av feltdata fra IDDP-brønnene, og Reykjavik Energy (én av energiselskapene) har vist interesse for verktøyet vårt i forbindelse med den kommende IDDP-3-brønnen, sa Sæther.
|
Er Equinor interessert i geotermisk energi på norsk sokkel?
Etter foredraget fikk Equinors Sturla Sæther spørsmål fra en konferansedeltaker om hvorvidt selskapet ser på mulighetene for å utvinne geotermisk energi på norsk sokkel eller ved midthavsryggene.
– Vi har vurdert norsk sokkel, men de fleste feltene har relativt lave temperaturer (under 100 °C). Ett reservoar holder 130 °C, og det gjør det noenlunde interessant, men det vil fortsatt være utfordrende å drive lønnsomt offshore. Å fortsette å bruke plattformer etter endt olje/gass-produksjon er krevende økonomisk. Det er ikke slik vi vil gå i gang med geotermisk energi.
Sæther fortalte videre at undersjøiske kraftproduksjon ved midthavsrygger i nærheten av hydrotermale kilder kan være en mulighet, men det ligger et godt stykke inn i fremtiden.
– Det er ikke noe vi vurderer nå. Offshorevirksomhet er kostbart. |
Selv ved optimale materialvalg og utforming av en brønnkonstruksjon, gjenstår fortsatt en annen utfordring; avleiringer inne i røret.
Morten Tjelta i Institutt for energiteknikk (IFE) fortalte om et prosjekt IFE er involvert i der målet er å bedre forstå løseligheten av silika under forhold med høye temperaturer og noenlunde høyt trykk (de mest gunstige geotermiske brønner har svært høye temperaturer, men ikke altfor høyt trykk (dybde)).
Silika finnes naturlig i grunnvannet, og i geotermiske områder under bakken er det som regel oppløst. Løseligheten synker i takt med temperaturen, og superhett vann som hentes opp og kjøles ned, kan felle ut silika slik at det dannes avleiringer av kvarts eller amorft silika på innsiden av rørene. 
Bildet viser avleiringer av silika i et geotermisk rør. Kilde: Manchester Metropolitan University
– Vi mangler data fra felt for slike miljøer med svært høye temperaturer og høyt trykk. Derfor vil våre undersøkelser bidra til å utvikle fremtidens superhete geotermiske brønner, sa Tjelta.
Geoenergi 21 ble arrangert av Norwegian Center for Geothermal Energy Research (CGER, en del av NORCE).
