Muligheter for økt oljeutvinning ved injeksjon av CO 2 Odd Magne Mathiassen, Oljedirektoratet

1. Trøndelagsrådet 2. Juni 2005 Muligheter for økt oljeutvinningved injeksjon av CO2Odd Magne Mathiassen, Oljedirektoratet Ressursutnyttelse i Norskehavet Bjørn Kvanvik, oljedirektoratet

2. Tema • Mulighetene for økt oljeutvinning ved injeksjon av CO2 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 CO2 : • Det skapes et marked for CO2. • Det vurderes økonomiske insitament når CO2 brukes som ”trykkstøtte” for mer oljeproduksjon. • Staten bidrar til at det etableres et selskap som kan ta seg av verdikjeden fra CO2 fanges til den leveres til mottaker eller deponeringssted. • Den samfunnsmessige lønnsomheten vurderes ved å se gassrørledninger, kraftproduksjon og reinjisering av CO2 under ett. • 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 oljeutvinningved injeksjon av CO2

4. CO2- kjeden (kompleks og mange aktører) Kilde Fangst Transport Injeksjon EOR/ Lagring Drift av gasskraftverk Drift av kjemisk anlegg Drift av transportsystem Drift av offshore installasjon Drift av lagringsplass Oljeselskap

5. CO2 - kilder Eksisterende punkt- utslipp i Norge Eksisterende punktutslipp i Nordsjø området Planlagte kraftverk i Europa Kilde: NGU Kilde: Statoil Kildee: Chalmers Tjeldbergodden: 860 MW gasskraft i kombinasjon med utvidelse av metanolfabrikk kan gi ca 2,8 mill tonn CO2 per år Skogn: 800 MW gasskraft kan gi ca 2,2 mill tonn CO2 per år

6. Konklusjon CO2- kilder • I øyeblikket er det kun få CO2-kilder i Norge som er store nok til å være kandidater til forsyning av CO2 til økt oljeutvinning på norsk kontinentalsokkel. • Potensialet for store punktutslipp av CO2 i Norge ligger i bygging av gasskraftverk. • De potensielle gasskraftverkene i Norge ligger spredt, og det blir en utfordring å frakte CO2 ut til feltene på norsk sokkel. • Det finnes store punktutslipp av CO2 i Europa, eksempelvis kullkraftverkene i Danmark, som kan forsyne feltene på norsk sokkel med CO2. • Import av CO2 er en forutsetning for å få ut hele det tekniske potensialet for økt utvinning ved CO2-injeksjon på norsk sokkel.

7. CO2 - fangst I Norge er det størst fokus på fangst av CO2 fra gasskraftverk Kilde: Bolland • Tre basisteknologier for fangst av CO2 fra gasskraftvek • Eksempler på andre metoder: • Pressurised Fluid BED Combustion (Videreutviklet av Sargas) • Bruk av naturgass i brenselceller

8. Konklusjon CO2- fangst • Teknologi for fangst av CO2 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 CO2 -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. CO2 - transport (rørledning) USA Over 30 års erfaring med transport av CO2 Snøhvitfeltet 143 km lang rørledning på havbunnen for transport og injeksjon av CO2

10. CO2 - transport (skip) Eksisterende teknologi Ny teknologi Yara Statoil Ikke egnet for transport av store mengder CO2 ( 0,5 tonn CO2 per m3 ) Nedkjølt CO2 Statoil Trykksatt CO2

11. Konklusjon CO2- transport • CO2 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 CO2 skal transporteres fra små eller spredte kilder langt fra etablert CO2-lager. • Levering av CO2 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. Ny installasjon kan bli nødvendig for å få plass til nytt utstyr : CO2 - injeksjon CO2 - separasjon (nødvendig hvis gassalg) CO2 - reinjeksjon Nødvendig med modifikasjoner på eksisterende installasjoner på grunn av CO2 - gjennombrudd: Sikkerhet Materialkvalitet Nye driftsbetingelser Nye brønner og brønnoppgraderinger Estimerte kostnader for et middels stort felt: 3 – 6 milliarder NOK (ekskl. brønner) Oppgraderinger offshore Stort sett begrenset med plass og vektreserver på de fleste installasjoner offshore

13. Mulige CO2 EOR kandidater – 20 felt Teknisk potensial: 150 – 300 millioner Sm3 olje Utfordringer: De 20 feltene har ca 200 mrd Sm3 gjenværende produserbar gass. OD har identifisert mer enn 100 prosjektet for økt utvinning fra disse feltene, hvorav 39 prosjekter (ikke CO2 injeksjon) er under planlegging. OD anslår at ca 120 mill Sm3 ekstra olje kan utvinnes fra disse 39 prosjektene.

14. Installasjoner med oljeproduksjon i Norskehavet Norne Heidrun Åsgard Draugen Njord

15. Teknisk potensial for økt oljeutvinning

16. EOR og CO2-behov

17. Konklusjon CO2- injeksjon • CO2-injeksjon kan øke ressursutnyttelsen på norsk sokkel, men utvinningseffektene er usikre. • Totalt tjue felt er vurdert som egnet for CO2-injeksjon. Det tekniske potensialet for CO2-injeksjon fra disse feltene er estimert til 150-300 millioner Sm3 olje. • CO2-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 CO2-volumer på rett sted til rett tid. • Det er ikke nok CO2 fra norske kilder til å utløse hele potensialet, slik at det meste av det tekniske potensialet må utvinnes med import av CO2. • Det kreves store modifikasjoner på eksisterende installasjoner for å sette dem i stand til å injisere og behandle CO2. • Det er mer enn 30 års erfaring med injeksjon av CO2 for økt oljeutvinning på land, spesielt i USA, men det er ingen erfaring med injeksjon av CO2 i store offshore oljefelt

18. Felteksempler (Norsk CO2) • Balansepris Gullfaks: • $26-33/fat • Balansepris Ekofisk: • $26-33/fat • Ekofisk starter CO2-injeksjon etter Gullfaks • Antall kvotepris: 10 €/tonn CO2

19. Kostnader: 12 mrd NOK Merutvining: Draugen: 6 – 14 mill Sm3 Heidrun: 5 – 13 mill Sm3 (8 – 19 mill Sm3) Sum ca: 11 – 27 (33) mill Sm3 Scenarie Tjeldbergodden/Draugen/Heidrun Heidrun 4 mrd NOK Krever mer CO2 Draugen 3 mrd NOK Transport 1,5 mrd NOK NB: Svært grovt estimat ! Basert på 2,8 mill tonn CO2 (egentlig for lite) per år i 16 eller 20 år fra 2010 Basert på noe gjenbruk av CO2 fra Draugen for injeksjon i Heidrun CO2-fangst 3,5 mrd NOK

20. Nåverdi sensitiviteter Nåverdi 600 mill NOK ved 5 % ekstra oljeutvinning (av STOIIP), 7 % avkastning, 27 $/fat, kvotepris 10€/tonn CO2 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 CO2-leveransekjede er så høye at andre metoder for økt oljeutvinning er mer attraktive for lisenseierne. • CO2 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. Njord – Forslag til KU • 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 Sm3 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 Letebrønner påbegynt etter 1.1.2003 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.

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

37. Åsgard Transport

38. Totale gassressurser i Norskehavet 1865 GSm3 Uoppdaget – Ressursrapport 2003 Ressursrapport 2003

41. 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 Gassressurser i NorskehavetMulig scenarie : Funn og prospekter

42. Gassressurser i NorskehavetFunn og riskede, uoppdagede ressurser

43. Områdeutvikling - Norskehavet • 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 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

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 0 100 Trondheim miles Predefined area Torshavn • Meksiko Gulfen • ~ 1000 brønner > 200m vanndyp • ~ 426 brønner > 600m vanndyp • ~ 10.7mrd.fat olje, 26 TCF • Norskehavet: • ~ 190 brønner • ~ 13 brønner > 600 m vanndyp • ~ 8.3 mrd fat olje, 65 TCF Kilde GoM: BP 2003