I konsesjonen for utbyggingen den gang var betingelsene å skille ut etan fra den rike Statfjordgassen og dermed sikre råstofftilgang til petrokjemianleggene i Bamble. Plass ble avsatt og anlegget forberedt, men ikke utbygd. Bambleanleggene fikk etan gjennom gass fra Ekofiskfeltet. Når Ekofiskgassen etter hvert tar slutt, må konsesjonskravene tilfredsstilles. Først nå er konsesjonskravene fra 1985 oppfylt.
– I 1985 var det ikke marked for etan levert på skip fra Kårstø. Fortsatt er dette meget begrenset, men i 1996 ble det klart at anleggene i Bamble ikke lenger kunne få dekket sitt behov for etan fra Ekofisk. Vi fikk etablert en salgsavtale med Bamble og Stenungsund i Sverige for leveranser av nedkjølt etan fra Kårstø, forteller forhandlingsleder Tor K. Kristiansen i Statoil. – Utfordringen vi stod overfor, var at vi ikke hadde gass tilgjengelig. Gassen fra Tampenområdet var solgt, det samme var gassen fra Haltenbanken. Vi havnet i et dilemma – Norge hadde gass med store mengder etan, men ikke tilgjengelig. Gassen var allerede solgt.
Troll kompenserer
Statoil trengte et nytt instrument for å frigjøre mengder av rikgass for å skille ut etan, samtidig som selskapet måtte tilfredsstille kjøpernes krav til energitetthet i salgsgassen. Trollfeltet er etablert som selgere av etan fra Kårstø. Gass fra Troll byttes mot etan på Kårstø, som dermed kompenserer bortfallet av etan fra Statpipe. – Statoil og Hydro etablerte sammen et selskap Etanor, hvor også oljeselskapene Shell, Exxon/Mobil og Conoco senere ble med som eiere. Etanor DA har bygget anlegg for nedkjøling og rensing av etan, lager og utskipningskai. Etableringen av Etanor DA er et viktig instrument for å videreutvikle salg av etan. Vi har fått etablert et rammeverk hvor det er teknisk mulig å kunne ta ut inntil 1,5 millioner tonn etan årlig, sier Kristiansen.
Anlegget som er bygget, tar ut 620.000 tonn etan årlig fra Kårstø. Denne gassen sendes til Borealis i Stenungsund og til Bambleanleggene. Ved å ta ut etanet fra gassen økes omsetningsverdien på gassen betydelig i forhold til salg som ren energi.
Miljøkrav bremser
En av de store utfordringene er miljøkrav fra myndighetene. Utslippstillatelsene på NOx utslipp er svært strenge, slik at det blir vanskelig å få til en lønnsom gassindustri i Norge. Utslippskravene krever så dyre tekniske investeringer at det skremmer industrielle aktører. Beregninger industrien har gjort, viser at kostnaden for renseanlegg er på rundt 50 kroner kiloen, mens SFT og myndighetene antar 12 kroner.
– Statoil mener at utslippstillatelsen vi har fått på Kårstø, er svært streng. Vi har derfor anket denne, opplyser prosjektleder Nils Kristian Strøm.
Flere prosjekter
Utbyggingen av utskillingsanlegget for etan er en del av en større utbygging på Kårstø. Både mottaket av Åsgard gass og en utvidelse av lagerkapasiteten ved anlegget ble gjort samtidig. Til sammen seks delprosjekter til en kostnad av 10,3 milliarder kroner er gjennomført når anlegget kommer i full drift med mottak av gass fra Haltenbanken 1. oktober i år. Gjennom å samordne utbyggingen regner Statoil med å ha spart rundt 1,5 milliarder kroner. Hele utbyggingen går under navnet Kårstø utbyggingsprosjekt (KUP). De seks delprosjektene har vært finansiert av seks forskjellige investorgrupper.
Åsgard Ekstraksjons- og lageranlegg (Åsgard Unit)
Åsgard NGL Fraksjonering (Statpipe)
Etananlegg (Etanor D.A)
Åsgard Transport (Åsgard Transport Gruppen)
Tilknytning til Europipe II ledningen (Europipe II Gruppen)
Tilknytning til Naturkraft
Mer miljøvennlig
Det største prosjektet er Åsgard Transport, som øker kapasiteten ved anlegget med 160 prosent. Daglig kan 58 millioner Sm3 gass behandles og sendes videre til Europa gjennom rørledningssystemene Europipe II og Statpipe. Felles for alle utbyggingene er at Statoil har tatt ut maksimalt av synergiene mellom de forskjellige prosjektene. Det er felles bruk av hjelpesystemer, og samtidig har hele Kårstø-terminalen fått et nytt kontrollrom. Til sammen 5000 nye instrumentsløyfer er testet ut.
Samtidig med nybyggingen er det foretatt en omfattende revisjon av sjøvannssystemene. Tidligere lå vanninntaket slik til at store deler av sjøvannsystemene grodde igjen av blåskjell. – Vi mistet kjøleeffekt. Når vi åpnet systemene, levde det både skjell, alger og kreps inne i systemet. Nå har vi fått et nytt inntak på 70 meters dyp. Da vil vi få en bedre kontroll med kjølingen av anlegget, både fordi vi slipper skjell og skalldyr, men også fordi sjøtemperaturen på 70 meter er konstant året rundt. I tillegg får vi en stor miljøfordel ved at vi slipper å klore sjøvannet, forteller Strøm.
.png){kind=logo}
Gigantisk fryser
Prosjektet følger planene. Alle anleggsdeler er testet og mekanisk ferdigstilt. Anlegget er klart til å motta gass for utprøving 1. juli. Regulære gassleveranser starter 1. oktober. Gassen skal fraktes fra Kårstø i Europipe II rørledningen. For å trykke gassen nedover et det installert to gassturbindrevne kompressorer på hver 28 megawatt.
En viktig del av KUP er å oppgradere lagerkapasiteten. Når anlegget skal behandle mer enn 160 prosent større gassmengder, må lagerkapasiteten økes, siden en rekke av produktene fraktes fra terminalen med skip. To store fjellhaller, hver på 125.000 kubikkmeter, er bygget for å lagre propan. – Dette er sannsynligvis landets to største kjøleskap, eller frysebokser, mener Strøm. Propanet lagres i fjellet ved minus 40 grader Celsius. De gamle propantankene skal nå brukes for å lagre butan og isobutan.
