POTENSIELT KJEMPELAGER: Utsiraformasjonen er rundt 900 meter dyp og dekker hele 25 000 km2. Den er dekket av tette skifere som er mellom 100 og 200 meter tykke som gjør den velegnet til CO2-lagring. (Bilde: SINTEF)
Bildeserien viser hvordan Sintef beregner at injisert CO2 vil fordele seg i et reservoar i løpet av 50 år. Dette bildet viser hvordan 25 millioner tonn CO2 fordeler seg etter injisering i en formasjon i år 2021. (Bilde: Sintef)
CO2-boblen i rødt strekker seg over et område på 7 x 10 km. Etter hvert begynner mer og mer av CO2-en å løse seg i vannkolonnen og synke ned gjennom formasjonen (år 2321). (Bilde: Sintef)
Bilde 3, 4 og 5 viser hvordan all CO2 oppløses i løpet av 5000 år. (Bilde: Sintef)
Bilde 3, 4 og 5 viser hvordan all CO2 oppløses i løpet av 5000 år. (Bilde: Sintef)
Bilde 3, 4 og 5 viser hvordan all CO2 oppløses i løpet av 5000 år.

CO2 fjernes best med reinjeksjon

Koster penger

Med dagens teknologi er det kostbart å håndtere CO 2. Totalt vil det koste rundt 400 kroner per tonn før gassen ligger nede i det permanente lageret. Av dette kommer ¾ fra CO 2-fangst, mens ¼ er knyttet til selve lagringen. Selve transporten av gassen er ikke særlig dyr selv over store avstander.

Kan bli butikk

Studier viser at de norske formasjonene har kapasitet til å lagre rundt 500 milliarder tonn CO 2. Det er like mye CO 2 som Europa kan slippe ut før alle de fossile kildene er uttømt.

Ingen andre sedimentære strukturer i Europa er av slike dimensjoner, og Nordsjøen er det eneste alternativet for storskala CO 2-lagring. Likevel er det naturlig at slik kommersiell lagring starter i mindre formasjoner i Tyskland og Frankrike, men fortsetter i Nordsjøen i større skala.

Likevel blir det neppe særlig fart i deponeringen før straffeavgiften blir større enn kostnadene, men potensielt kan lagring bli mer verd for Norge enn oljealderen har vært.

Ingen ting tyder på at vi vil slutte å brenne fossile drivstoffer med det første selv om prognosene for jordens tilstand er skremmende. Veksten i energiforbruket er for stor til at vi klarer å utvikle tilstrekkelige CO 2-frie alternativer.

Forbrenning av fossile drivstoffer slipper ut rundt 30 milliarder tonn CO 2 årlig, og det øker. Om vi skal begrense utslippene, ser reinjeksjon ut til å være den eneste farbare veien for å bli kvitt virkelig store volumer.

Made in Trondheim

Ideen om reinjeksjon startet på Sintef i 1986. Den gangen var det ikke bare om å gjøre å bli kvitt klimagassen, men like mye å bruke CO 2 til EOR – Enhanced Oil Recovery, det vil si bruke den til å presse ut mer olje ut fra reservoaret. Injeksjon av CO 2 til økt oljeutvinning var ikke noe nytt i USA.

Der hadde man mange lokale raffinerier som slapp ut rundt 80 prosent ren CO 2 i nærheten av oljebrønnene. Det viste seg raskt at CO 2, som ble renset for H 2S – hydrogensulfid, var en god drivgass. Det som kom opp igjen med produksjonen ble skilt ut og injisert på nytt.

I 1996 begynte Statoil med sin CO 2-injeksjon på Sleipner-feltet. Naturgassen herfra inneholder 9 prosent CO 2, og det meste av den måtte fjernes for å lage et salgbart produkt. Forslagene om en CO 2-avgift var en viktig årsak til at Statoil valgte å reinjisere CO 2-gassen.

I 12 år har drivhusgassen blitt pumpet ned i den enorme Utsira-formasjonen som ser ut til å egne seg veldig bra til slik injeksjon.

2

CO -reservoar

Det var ikke tilfeldig at tankene om permanent lagring av CO 2 oppsto på Sintefs avdeling for reservoarteknikk. Det er de samme seismiske og geofysiske metodene som brukes for å lete etter olje og gass som trengs for å finne strukturer som egner seg for varig deponering av drivhusgassen.

En struktur som skal romme store mengder CO 2 må være tilstrekkelig porøs i form av en sand- eller kalksten.

I tillegg må den ha en tett takbergart slik at ikke gassen slipper ut. Dette er veldig likt forholdene i et olje- og gassfelt hvor en tett takbergart har hindret hydrokarbonene i å forsvinne over millioner av år.

Solid lokk

Det er ikke så vanskelig å vise at man har gode takbergarter. Det vanskelige er å bevise at de er tette over et stort nok område som trengs for at de store gassvolumene ikke skal unnslippe.

Men selv om seismikk er veldig bra til å finne store formasjoner og overganger mellom bergarter, kan den ikke garantere at det ikke er oppsprekkinger hvor gass kan unnslippe. Manglende forekomster av olje eller gass under en takbergart kan også bety at den har lekket ut over millioner av år.

Det beste beviset for at en takbergart er tett, er at den har fanget store lommer av naturgass.

Sintef tror ikke som mange andre at det er mulig å vise at takbergarten er helt tett.

Det kan bli svært vanskelig å beregne hvor lenge drivhusgassen vil holde seg på plass. Derfor kan den beste løsningen være å starte injisering når man finner en formasjon som man har tro på.

Håndtere lekkasjer

Hvis et CO 2-lager skulle begynne å lekke, er det likevel ikke noen katastrofe. Sintef tror det er svært viktig å ha det de kaller en remedieringsplan i bakhånden om det skulle oppstå lekkasjer fra et CO 2-lager.

Forskerne har beregnet at det vil være mulig å hente ut rundt halvparten av den injiserte gassen gjennom horisontale brønner slik at den kan reinjiseres et bedre sted. Da vil lageret være trykkavlastet.

Den siste halvdelen av CO 2-gassen vil være permanent fanget i bergartene og aldri bli noe problem. I Utsira-formasjonen, som ligger 800 meter under havbunnen, vil det uansett ta mange titalls år før det er mulig å oppdage eventuelle lekkasjer.

Det store spørsmålet er selvfølgelig hvordan en lekkasje kan oppdages. Den vil ikke oppstå på samme måte som når man åpner en godt ristet flaske med Farris, men lekke umerkelig ut over tid. Derfor må et slikt reservoar overvåkes med metoder som avansert seismikk for å finne endringer i lydhastighet og gravimetri for å finne endringer i tyngdekraft.

Det er ikke nødvendig at reservoaret skal være tett i millioner av år for at det skal egne seg til CO 2-lagring. Hvis bergarten kan holde gassen inne i 5000 år, men helst 10 000 år, er det bra nok.

Innen den tid er alle fossile kilder på jorden for lengst uttømt.





Kilde: Erik Lindeberg, Seismikk og reservoarteknologi, Sintef Petroleumsforskning