Muligheter for økt oljeutvinning ved injeksjon av CO 2 Odd Magne Mathiassen, Oljedirektoratet Ressursutnyttelse i Norskehavet Bjørn Kvanvik, oljedirektoratet.

Presentasjon om: "Muligheter for økt oljeutvinning ved injeksjon av CO 2 Odd Magne Mathiassen, Oljedirektoratet Ressursutnyttelse i Norskehavet Bjørn Kvanvik, oljedirektoratet."— Utskrift av presentasjonen:

1 Muligheter for økt oljeutvinning ved injeksjon av CO 2 Odd Magne Mathiassen, Oljedirektoratet Ressursutnyttelse i Norskehavet Bjørn Kvanvik, oljedirektoratet Trøndelagsrådet 2. Juni 2005

2 Tema 1.Mulighetene for økt oljeutvinning ved injeksjon av CO 2 i felt på norsk sokkel og hvilke forutsetninger som må være tilstede for at dette skal la seg gjennomføre, herunder på hvilke måter følgende forutsetninger kan påvirke risiko og lønnsomhet ift å rense, transportere og reinjisere CO 2 :  Det skapes et marked for CO 2.  Det vurderes økonomiske insitament når CO 2 brukes som ”trykkstøtte” for mer oljeproduksjon.  Staten bidrar til at det etableres et selskap som kan ta seg av verdikjeden fra CO 2 fanges til den leveres til mottaker eller deponeringssted.  Den samfunnsmessige lønnsomheten vurderes ved å se gassrørledninger, kraftproduksjon og reinjisering av CO 2 under ett. 2.Best mulig ressursutnyttelse av de til nå påviste petroleumsressursene i Norskehavet sett i lys av de ulike transportalternativene for naturgass som er utredet.

3 Muligheter for økt oljeutvinning ved injeksjon av CO 2

4 CO 2 - kjeden (kompleks og mange aktører) KildeFangstTransportInjeksjon EOR/ Lagring Drift av gasskraftverk Drift av kjemisk anlegg Drift av transportsystem Drift av offshore installasjon Drift av lagringsplass Oljeselskap

5 CO 2 - kilder Planlagte kraftverk i EuropaEksisterende punktutslipp i Nordsjø området Kildee: ChalmersKilde: Statoil Eksisterende punkt- utslipp i Norge Kilde: NGU Tjeldbergodden: 860 MW gasskraft i kombinasjon med utvidelse av metanolfabrikk kan gi ca 2,8 mill tonn CO 2 per år Skogn: 800 MW gasskraft kan gi ca 2,2 mill tonn CO 2 per år

6 Konklusjon CO 2 - kilder  I øyeblikket er det kun få CO 2 -kilder i Norge som er store nok til å være kandidater til forsyning av CO 2 til økt oljeutvinning på norsk kontinentalsokkel.  Potensialet for store punktutslipp av CO 2 i Norge ligger i bygging av gasskraftverk.  De potensielle gasskraftverkene i Norge ligger spredt, og det blir en utfordring å frakte CO 2 ut til feltene på norsk sokkel.  Det finnes store punktutslipp av CO 2 i Europa, eksempelvis kullkraftverkene i Danmark, som kan forsyne feltene på norsk sokkel med CO 2.  Import av CO 2 er en forutsetning for å få ut hele det tekniske potensialet for økt utvinning ved CO 2 -injeksjon på norsk sokkel.

7 CO 2 - fangst Tre basisteknologier for fangst av CO 2 fra gasskraftvek Eksempler på andre metoder: Pressurised Fluid BED Combustion (Videreutviklet av Sargas) Bruk av naturgass i brenselceller I Norge er det størst fokus på fangst av CO 2 fra gasskraftverk Kilde: Bolland

8 Konklusjon CO 2 - fangst  Teknologi for fangst av CO 2 fra gasskraftverk er tilgjengelig, men er ikke demonstrert for store gasskraftverk.  Det er identifisert muligheter for kostnadsbesparelser, men ny teknologi med vesentlige kostnadsbesparelser er trolig ikke tilgjengelig før om 5-6 år.  Det er stor forskjell i kostnadsestimatene for CO 2 -fangst fra de ulike gasskraftverkene som er under planlegging i Norge.  Forskning, teknologiutvikling og demonstrasjonsprosjekter vil på sikt å kunne bidra til reduserte fangstkostnader.  Framdrift i teknologiutviklingen er avhengig av et internasjonalt engasjement.

9 CO 2 - transport (rørledning) USA Over 30 års erfaring med transport av CO 2 Snøhvitfeltet 143 km lang rørledning på havbunnen for transport og injeksjon av CO 2

10 CO 2 - transport (skip) Nedkjølt CO 2 Trykksatt CO 2 Ikke egnet for transport av store mengder CO 2 ( 0,5 tonn CO 2 per m 3 ) Yara Statoil Eksisterende teknologiNy teknologi Statoil

11 Konklusjon CO 2 - transport  CO 2 kan transporteres i rør eller med skip  Med dagens teknologi er det nødvendig med rørledning ut til feltene, enten direkte fra kilde eller fra et mellomlager.  Transport med skip er nødvendig hvis CO 2 skal transporteres fra små eller spredte kilder langt fra etablert CO 2 -lager.  Levering av CO 2 fra skip direkte til et felt kan på sikt være et alternativ til rør dersom slik teknologi blir kvalifisert, og de feltspesifikke forholdene gjør det mulig.

12 Oppgraderinger offshore  Ny installasjon kan bli nødvendig for å få plass til nytt utstyr :  CO 2 - injeksjon  CO 2 - separasjon (nødvendig hvis gassalg)  CO 2 - reinjeksjon  Nødvendig med modifikasjoner på eksisterende installasjoner på grunn av CO 2 - gjennombrudd:  Sikkerhet  Materialkvalitet  Nye driftsbetingelser  Nye brønner og brønnoppgraderinger  Estimerte kostnader for et middels stort felt:  3 – 6 milliarder NOK (ekskl. brønner) Stort sett begrenset med plass og vektreserver på de fleste installasjoner offshore

13 Mulige CO 2 EOR kandidater – 20 felt Sørlige NordsjøTroll, Oseberg omr.Tampen områdetNorskehavet Ekofisk Eldfisk Gyda Ula Valhall Brage Oseberg Sør Oseberg Øst Veslefrikk Gullfaks Gullfaks Sør (kun Rimfaks) Snorre Statfjord Nord Sygna Vigdis Tordis (ikke Borg) Draugen Heidrun (Åre ikke inkludert) Norne Åsgard (kun Smørbukk Sør, Fangst) Teknisk potensial: 150 – 300 millioner Sm 3 olje Utfordringer: De 20 feltene har ca 200 mrd Sm 3 gjenværende produserbar gass. OD har identifisert mer enn 100 prosjektet for økt utvinning fra disse feltene, hvorav 39 prosjekter (ikke CO 2 injeksjon) er under planlegging. OD anslår at ca 120 mill Sm 3 ekstra olje kan utvinnes fra disse 39 prosjektene.

14 Installasjoner med oljeproduksjon i Norskehavet Heidrun Draugen Njord Åsgard Norne

15 Teknisk potensial for økt oljeutvinning

16 EOR og CO 2 -behov

17  CO 2 -injeksjon kan øke ressursutnyttelsen på norsk sokkel, men utvinningseffektene er usikre.  Totalt tjue felt er vurdert som egnet for CO 2 -injeksjon. Det tekniske potensialet for CO 2 -injeksjon fra disse feltene er estimert til 150-300 millioner Sm 3 olje.  CO 2 -injeksjon er teknisk krevende, og konkurrerer med andre metoder for økt oljeutvinning.  For å utvinne hele eller deler av det tekniske potensialet trengs det store CO 2 - volumer på rett sted til rett tid.  Det er ikke nok CO 2 fra norske kilder til å utløse hele potensialet, slik at det meste av det tekniske potensialet må utvinnes med import av CO 2.  Det kreves store modifikasjoner på eksisterende installasjoner for å sette dem i stand til å injisere og behandle CO 2.  Det er mer enn 30 års erfaring med injeksjon av CO 2 for økt oljeutvinning på land, spesielt i USA, men det er ingen erfaring med injeksjon av CO 2 i store offshore oljefelt Konklusjon CO 2 - injeksjon

18 Felteksempler (Norsk CO 2 )  Balansepris Gullfaks:  $26-33/fat  Balansepris Ekofisk:  $26-33/fat  Ekofisk starter CO 2 -injeksjon etter Gullfaks  Antall kvotepris: 10 €/tonn CO 2

19 Scenarie Tjeldbergodden/Draugen/Heidrun Kostnader:12 mrd NOK Merutvining: Draugen:6 – 14 mill Sm 3 Heidrun:5 – 13 mill Sm 3 (8 – 19 mill Sm 3 ) Sum ca: 11 – 27 (33) mill Sm 3 CO 2 -fangst 3,5 mrd NOK Draugen 3 mrd NOK Heidrun 4 mrd NOK Transport 1,5 mrd NOK Basert på 2,8 mill tonn CO 2 (egentlig for lite) per år i 16 eller 20 år fra 2010 Basert på noe gjenbruk av CO 2 fra Draugen for injeksjon i Heidrun NB: Svært grovt estimat ! Krever mer CO 2

20 Nåverdi sensitiviteter Nåverdi 600 mill NOK ved 5 % ekstra oljeutvinning (av STOIIP), 7 % avkastning, 27 $/fat, kvotepris 10€/tonn CO 2 og 50 % restverdi av fangstanlegg

21 Konklusjon Ikke lønnsomt i dag med de beslutningskriterier som selskapene benytter. Dette har bakgrunn i at:  Med dagens teknologi er terskelkostnadene for å etablere en CO 2 - leveransekjede er så høye at andre metoder for økt oljeutvinning er mer attraktive for lisenseierne.  CO 2 til økt oljeutvinning er kapitalintensivt i startfasen samtidig som inntektene først kommer etter flere år og over en lang tidsperiode. Risikoen i prosjektet er derfor betydelig og omfattende.  Selskapene har som regel beslutningskriterier med avkastingskrav på 8 % og høyere, og oljeprisforutsetningene deres er 22-25 USD/fat for denne typen langsiktige prosjekt. Dette er lavere enn utvinningskostnadene for de eksemplene som ligger til grunn for denne studien.

22 Ressursutnyttelse i Norskehavet

23 Gassressurser - Norskehavet

24 Njord

25 Njord – Forslag til KU

26  Nordvestflanken

27 Produksjon fra Njord Nordvestflanke

28 Øvrige utvinningsmuligheter i området  TFO lisenser, PL 348 og PL 347

29 Ressursutvikling - Norskehavet

30 Norskehavet – Aktivitet  1980: Første undersøkelsesbrønn  1981: Første funnet (6507/11-1 Midgard)  1993: Første olje i produksjon  2004: Produksjon fra 6 felt Under utbygging/godkjent PUD: Ormen Lange Kristin Njord gasseksport Urd Planlagt utbygd Tyrihans Skarv/Idun Njord Nordvestflanke Økt/Ny transportkapasitet : Ormen Lange rør Uoppdagete ressurser: 7,6 mrd fat o.e (40% væske – 60% gass)

31 Ressurstilveksten i Norskehavet 15. runden

32 6406/9-1 Onyx Pressemelding: Det er påvist gass i sandsteiner av jura alder, og to vellykkede produksjonstester er gjennomført. Det er for tidlig å si om funnet kan danne grunnlag for en selvstendig utbygging, eller om det kan bygges ut som en satellitt til eksisterende felt. Oljedirektoratet antar at funnet kan ha en størrelse på opp mot 60 milliarder Sm 3 gass utvinnbart, men dette anslaget vil være usikkert så lenge funnet ikke er avgrenset. Operatøren planlegger både en avgrensningsbrønn på funnet og en undersøkelsesbrønn på et annet prospekt i 2.halvår 2006.

33 Leteaktivitet Norskehavet 1980-2004: 193 letebrønner Flere av undersøkelsesbrønnene som er planlagt i Norskehavet er i dypvannsområdene i vest. Disse vil undersøke prospekt med lav funnsannsynlighet, men med store potensial, både volummessig og økonomisk. Resultatene av disse brønnene kan få stor betydning for den videre aktiviteten i Norskehavet. Letebrønner påbegynt etter 1.1.2003

34 Leteaktivitet 2005  Planer om å bore 25-30 letebrønner fra flyttbare innretninger og fem til ti letebrønner fra faste innretninger i 2005. Stramt riggmarked kan gi færre brønner.  Om lag to tredeler av de planlagte letebrønnene skal bores i Nordsjøen, de øvrige fordeler seg på Norskehavet og Barentshavet.

35 Gasstransport

36

37 Åsgard Transport

38 Totale gassressurser i Norskehavet 1865 GSm 3 Ressursrapport 2003 Uoppdaget – Ressursrapport 2003

39

40

41 Gassressurser i Norskehavet Mulig scenarie : Funn og prospekter  Funn i RK5 utgjør ca 200 mrd Sm3 gass  Inkluderer funnene:  Marulk  Alve  Sklinna Sør  Lavrans  Victoria  Luva  Innfasing er basert på modenhet  Kun tatt med prospekter som forventes å bli påvist ved boring i løpet av de neste 5 år.  Riskede uoppdagede ressurser utgjør ca 104 mrd Sm3 gass  Utgjør ca 13% av ODs forventninger til totale uoppdagede ressurser i Norskehavet

42 Gassressurser i Norskehavet Funn og riskede, uoppdagede ressurser

43  Mange relativt små funn med gass og relativt lite væske er påvist, og det er derfor viktig å få til samordnede utbygginger  Utfordring:  OD strategi: Viktig å stimulere til økt leting/modning av ressurser i området. Modne ressurser først - så finne gasstransportløsning Områdeutvikling - Norskehavet Hvorfor modne gassressurser Før ny transport- kapasitet er besluttet Behov for å modne ressurser før ny kapasitet besluttes

44 Njord PUD Njord gasseksport godkjent 2005 Planlagt oppstart gasseksport 2007

45 2005  192 blokker eller deler av blokker  Søknadsfrist 30 Sept.

46 Funn i Norskehavet - RNB 2005

47

48 Fordeling av de uoppdagete ressursene Totalt: 3.4 mrd Sm3 o.e (21.4 mrd fat o.e) Mrd fat o.e

49 Norskehavet kontra Meksiko Gulfen Meksiko Gulfen ~ 1000 brønner > 200m vanndyp ~ 426 brønner > 600m vanndyp ~ 10.7mrd.fat olje, 26 TCF Kilde GoM: BP 2003 Norskehavet: ~ 190 brønner ~ 13 brønner > 600 m vanndyp ~ 8.3 mrd fat olje, 65 TCF Torshav n Trondheim 0100 miles Predefined area