Elektrifiseringen av Johan Sverdrup feltet er et eksempel på dette. Med aktuelt effektpådrag og distansen fra land, bygget manen elkraft DC-løsning med en CAPEX på NOK 4.5 mrd. På Johan Castberg feltet var landstrømalternativet (DC) estimert til NOK 12.5 mrd. Om sentralnettet i Finnmark kunne bære denne økte etterspørselen er usikkert.
Den åpenbare løsningen er å etablere CO₂-utslippsfrie elkraftverk til havs, på utrangerte eller operative plattformer, eller på nye faste eller flytende installasjoner. På denne måten vil man kunne drive olje- og gassproduksjon med kortreist grønn elkraft. Dermed kan norsk vannkraft utnyttes på fastlandet, eller man kan øke elkrafteksporten for å fremme nedbygging av fossile elkraftverk på kontinentet.
I dag presenterer vi våre løsninger for Stortinget.
CCUS er kostbare og energikrevende
Hvordan skal man i praksis kunne etablere kostnadseffektive CO₂-utslippsfrie elkraftverkløsninger offshore?
Noen har foreslått CCUS (Carbon Capture, Utilities & Storage) som en løsning for å gjøre denne type kraftverk grønne og CO₂-utslippsfrie. En løsning her er blant annet bruk av aminer for å binde CO₂. Dette er imidlertid kostbare anlegg, som dessuten er meget energikrevende. Det er ikke uvanlig at et aminanlegg kan konsumere 1/3 av tilgjengelig energi. Det har også vært stilt spørsmål med hensyn til HMS godheten til slike systemer, spesielt i forhold til økt kreftrisiko.
IEC AS har utviklet og patentert et bredt spekter av CO₂-utslippsfrie systemløsninger, blant annet hvor man separerer mesteparten av nitrogenet N2 i avgassen i stedet for å fange opp CO₂. Dette gir både driftsmessige og økonomisk robuste løsninger.
Figuren med prosess-systemet viser et totrinns elkraftverk med både gassturbin, fyrkjele og dampturbin. Grunnen til en slik dobbel-forbrenningsprosess, er at i en EOR (Enhances Oil Recovery) modus må O2 nivået komme ned i under 2 molprosent for å unngå korrosjon og algevekst i reservoaret. Standard N2 filtre separerer 2/3 av nitrogenvolumene. Den resterende avgassmiksen, med 20+ % CO₂ innhold, har vist seg å ha formidable EOR effekter. Eclipse-simuleringer med olje fra Ivar Aasen feltet viser at gassinjeksjon har ca. 3 x EOR-effekten til vanninjeksjon.
Drivstoff: Gjenværende gassressurser
Uansett fangstmetode, må CO₂ og andre forbrenningsgasser komprimeres og deponeres for evigheten i akvifer eller hydrokarbonreservoar under havbunnen.
Som drivstoff kan man benytte gjenværende gassressurser i det aktuelle feltet, gass fra andre felt eller fra et (nytt) strandet felt, hvor utbygging ikke tidligere har blitt vurdert som lønnsom på grunn av manglende infrastruktur.
Elkraftverket kan være modulstrukturert hvor komponentene produseres på land og transporteres offshore for sammenkobling. Her kan man, basert på det aktuelle anlegget benytte kombinasjoner av gassturbiner, varmegjenvinning og dampturbiner for å drive generatorer, som igjen omdanner energien til elektrisk kraft.
Slipper kilometer med kabler for landstrøm
Oppsummert medfører disse systemløsningene:
- Norsk olje- og gass serviceindustri kan, basert på tidligere erfaringer med modifikasjoner av offshore (eller på land) anlegg, konstruere, bygge og installere elkraftproduserende dynamoer drevet av de regulære gassturbinene og fra en ny damptrykksturbin!
- Da slipper man å grave ned kabler for landstrøm mange km ut til olje- og gassfelt!
- All CO₂ blir fanget opp og injisert permanent (CCS) i en akvifer, eller et olje- og gassreservoar.
- Gassturbinene på olje- og- eller gassfeltet, kan fortsette å produsere elkraft, men nå med null CO₂-utslipp!
- Kan øke olje- og- eller gassfeltets EOR uttak med 10–20 %!
- Dette vil øke olje- og- eller gassfeltets produksjonsverdi betydelig!
- Installere to elkraftproduserende turbin- med generatorsystemer!
- Redusere CAPEX til 1/3-1/5 sammenlignet med å legge en DC elkabel fra land!
- Overskuddet av turbin-generator produsert elkraft kan selges til andre felt!
- Dermed unngås å måtte kjøpe kostbar elkraft fra land, som vil øke feltets driftskostnader betydelig for å bli CO₂ utslippsfritt!
- Alle systemkomponentene er utprøvet på operative offshore olje- og gassanlegg!
- Løsningen kan bygges raskt med liten risiko for teknologiske systemfeil!
Verifiseringer av systemløsningene:
- I 2012 verifiserte DNV-GL selve elkraftverksløsningen via sitt OPera-konsept
- (Offshore Power for a New Era), som vist her; www.youtube.com/watch? v=JvrB9PMane4; dog uten reinjeksjon av avgasser.
- Sintef, med samarbeidspartnere, har i perioden 2015–2020 bekreftet via standard ingeniørberegninger, IECs systemløsninger, inklusiv avgassdeponi til akvifer, gjennom sitt CEPONG (Clean Electricity Production from Offshore Natural Gas) prosjekt.
Det er viktig for Norge å nå sine klimamål! Da må olje- og gassindustrien igangsette modifikasjoner av offshore produksjonsinstallasjoner ved å installere CO₂ utslippsfrie gass og varme elkraftverk, som samtidig vil øke inntektene, redusere driftskostnadene og følgelig blir meget lønnsomme investeringer!
Maritim næring: Mener ministeren sitter på klimanøkkel – men ikke vil bruke den
