Det er ikke bare elektrifisering som vil bidra til å kutte utslipp fra norsk sokkel

Medforfatter: Stefania gardarsdottir (SINTEF ENERGI)

Elektrifisering av olje- og gassproduksjon er det mest omtalte grepet for å redusere utslipp fra sokkelen, men andre teknologier kan også utgjøre en stor forskjell.

Norge har forpliktet seg til ambisiøse klimakutt de neste tiårene. Å redusere utslipp fra olje- og gassutvinning på norsk sokkel, er at av de viktigste tiltakene for nå målene. Olje- og gassutvinning står for 27 prosent av norske klimagassutslipp og er den nest største kilden til klimagassutslipp i Norge, etter transport.

LowEmission er et forskningssenter for petroleum (PETROSENTER) hvor industri og forskere jobber sammen i langsiktige prosjekt for å utvikle så mange utslippsreduserende løsninger som mulig. Ambisjonen til senteret er å bidra med teknologier som kan redusere utslipp fra produksjon med 50 prosent innen 2030. Dette vil være et avgjørende skritt på veien for å oppnå null-utslipps produksjon innen 2050.

For å redusere utslipp med 50 prosent innen 2030, er vi helt avhengig av å ta i bruk allerede eksisterende lavthengende frukt som elektrifisering, havvind og energieffektivisering kombinert med gass-baserte løsninger (som hydrogen, ammoniakk og CCS) som vil spille en enda større rolle etter 2030. Vi er altså avhengig av en portefølje med ulike løsninger, og i noen tilfeller skreddersydde løsninger for hvert felt.

Vi må redusere kostnaden for elektrifisering

Å drive oljeplattformer med elektrisitet er energikrevende, og det er beregnet at en full elektrifisering av sokkelen vil kreve 15 TWh – tilsvarende 10 prosent av Norges samlede energiforbruk i 2021. Elektrifisering er ett av de største forskningstemaene i LowEmission og for andre satsinger SINTEF deltar i som for eksempel NorthWind og Ocean Grid.

I LowEmission leter vi etter løsninger som kan redusere kostnadene uten at det påvirker energisystemets pålitelighet. Stabil og forutsigbar leveranse av strøm er en forutsetning for industri på landsiden i dag. Med en delvis elektrifisering av sokkelen, må leveransesikkerheten være like stor på land og på plattformene.

For å få levert tilstrekkelig elektrisitet, er det behov for høyspente offshore-kabler i kombinasjon med konverterstasjoner for å gjøre langdistanse vekselstrømoverføring mulig. Vi ser derfor på muligheten for å utvikle lettere kabler uten behov for metallbarrierer og på kostnadsreduserende tiltak for produksjon og installasjon av kabelen.

Les mer: Hybridkabel enkelt forklart

Kraftsystemet må bygges ut trinnvis, men samlet

En elektrifisering av Nordsjøen bør skje trinnvis for å spare kostnader. Det viktigste er å legge til rette for et Nordsjønett som er koblet sammen og ikke bygge ut enkeltprosjekter som ikke lar seg koble sammen. Ved hjelp av et Nordsjønett, delvis elektrifisering av sokkelen og utbygging av havvind, kan offshore energiproduksjonsanlegg eller «energihubber» gå fra å være netto importør til netto eksportører av kraft. Hubbene kan så videreutvikles til store energiøyer med opptil 30 GW tilkoblet vindkraft. Energiøyene kan gi store kostnadsbesparelser og samtidig muliggjøre transport av vindenergi i form av hydrogen og tilførsel av kraft til land på lang sikt.

Høringssvar om havvind fra SINTEF og NTNU

Videre oppkobling av energihubber og energiøyer til andre energihubber i et multinasjonalt offshore kraftnett, åpner for mer havvindutbygging enn hva enkeltprosjekter vil gjøre. For å få til dette må vi ha et sterkt samarbeid mellom nordsjølandene, hvor man deler risiko og gevinst. Vi har gjennomført analyser med EMPIRE- modellen for europeiske kraftmarkeder som viser at havvindressursen blir mer utnyttet best mulig dersom den kobles til et offshore nettverk av strømkabler som kobler sammen Norge med hubber i Nordsjøen og andre europeiske land.

Les mer: Energy hubs

Energieffektiv drenering og prosessering

Det er også et potensiale for å redusere utslipp gjennom å effektivisere kjerneoperasjonen på plattformene ved å optimalisere drenering og prosessering. Den genererte kraften fra turbinene går med til injeksjon (ca. 30%), gasskomprimering (ca 40%), og ca. 30% til resten som er transport, auxiliary loads, etc.). Om lag en tredjedel av kraften fra turbinene går direkte til å pumpe vann eller gass opp og ned fra undergrunnen for å sørge for trykkstøtte og drenering av reservoaret. Men også gasskomprimering på plattformen og transport av produserte strømmer til plattformen er energikrevende.

Behovet for trykkstøtte og andel produsert vann og gass øker vanligvis med alderen av et felt og dermed øker også CO₂-fotavtrykket (fordi man pumper mer vann/gass men får ut mindre ressurser). Utslippsverstingene er derfor de eldste feltene – og her er det også vanskeligst å få ned utslippene fordi installasjonene har kort gjenværende levetid og det blir svært kostbart å gjøre større endringer og eventuelt implementere nye løsninger. Gjennom energieffektivisering av kraftbruken på plattformen, vil en kunne redusere de totale utslippene på norsk sokkel med oppimot 20 prosent.

I LowEmission jobber vi med å se på energieffektivisering av dreneringsprosesser. For eksempel vurderer og kvantifiserer vi hvor mye energi som brukes til strømningsprosessene. Dette gjør vi for å se hvilke deler som har potensial for energireduksjon samtidig som utvinningen holdes stabilt høy. Målingene går inn i datamodeller som gir oss et optimaliseringsrammeverk for både energibruk og kostnader.

Optimalisering av prosessene for både brønn- og toppsiden, innebærer blant annet å identifisere hvor det er energisvinn og hvilket potensial det er for effektivisering av for eksempel transport og prosesseringssystemer, gjennom å gjenvinne trykk- og varmetap i ulike prosesser.

Et annet viktig aspekt, er koblingen mellom prosessene på plattformene og under havbunnen. Ved å modellere slike integrerte løsninger, får vi frem et større potensial for CO₂-reduksjon enn om man kun studerte prosessene på plattformen og under havbunnen hver for seg. Ulike dreneringsstrategier vil påvirke energiforbruket av prosessering top-side samtidig som man må ta hensyn til begrensninger av prosessutstyr.

Motsatt vil reservoaret respondere på enhver endring av innløpstrykket fra en plattform eller injeksjonstrykket og det må tas hensyn til når man optimerer top-side. For å muliggjøre integrering av fornybare energikilder som vindenergi kan også fleksible prosesser (injeksjon, produksjon og eksport) være en løsning i kombinasjon med energilagring og andre tiltak. For å finne den beste strategien er det helt avgjørende å forstå samspillet mellom reservoar, transport og prosessering inklusive tekniske og fysikalske begrensninger og tidsresponser.

Gassturbinene kan forbedres eller erstattes

Turbinene som driver oljeproduksjonen på plattformene, må forsynes med kraft kontinuerlig og energikilden som driver dem i dag er naturgass. En gassturbin har normalt en virkningsgrad på mellom 25 og 40 prosent. Det betyr at over halvparten av energien den produserer forsvinner i form av varme. En del av denne overskuddsvarmen brukes til å drive andre prosesser på plattformen. Over 80 prosent av CO₂-utslippene fra petroleumsvirksomheten kommer fra gassturbiner. Derfor er effektivisering, energigjenvinning og ny design av turbiner og forbrenningsteknologi med CO₂-fritt drivstoff viktige forskningsområder.

Utslipp fra gassturbinene kan reduseres ved å gjenvinne varme fra avgassene og bruke denne i en bunnsyklus som produserer elektrisitet. Teknologien er allerede utprøvd, men det krever at det installeres ytterligere utstyr som i sin tur utfordrer lastbegrensningene som allerede er utnyttet maksimalt på plattformene. Vi jobber derfor med å utvikle mer kompakte og lette design og ser på muligheten for å bruke andre vesker enn damp for å drive turbinene.

Både hydrogen og ammoniakk er aktuelle alternativer som kan fjerne CO₂-utslipp fullstendig fra gassturbiner. Det kan gjøres gjennom å forbedre dagens forbrenningsteknologi, men også ved hjelp av nye løsninger. Hydrogen kan produseres både fra elektrolyse og gass med CCS. På plattformene kan rørinfrastrukturen brukes for å blande hydrogen i naturgass og bli et effektivt klimatiltak der hydrogen produseres når det er kraftoverskudd. Hydrogen og ammoniakk kan anvendes i både oljeproduksjon, shipping og vindkraft slik at det etableres en hel verdikjede.

Les mer: Kan vi elektrifisere sokkelen uten strømkabler

Brenselceller kan erstatte gassturbiner

Brenselceller er blant de mest lovende null-utslipp-teknologiene fordi de omdanner hydrogen til elektrisitet med vann som det eneste «avfallet» fra prosessen. Teknologien er utprøvd og i bruk i flere industrier som for eksempel transport. På oljeplattformer kan brenselceller erstatte gassturbinene eller brukes som en hybridløsning. For å kunne anvende brenselceller må de ha egenskaper som ikke utfordrer last-kapasiteten på plattformen eller effektsikkerheten.

I LowEmission ser vi på to ulike løsninger som kan brukes på plattformer; Proton-Exchange Membrane Fuel Cell (PEMFC) og Solid Oxide Fuel Cell (SOFC). PEMFC fungerer ved lave temperaturer og er drevet av rent hydrogen. Denne teknologien brukes i noen hydrogenbiler i dag. SOFC krever temperatur over 500 grader, noe som gjør den mindre fleksibel for ujevn energitilførsel. Det skyldes at den trenger lenger tid på å staret og stenge, men fordelen er at den kan opereres med ulike drivstoff som naturgass og ammoniak.

Vi må ta i bruk flere løsninger for å redusere utslippene

For å klare å oppnå 2030 målene om 50 prosent utslippsreduksjon på norsk sokkel som er satt for industrien gjennom Stortingsmelding 36  «Energi til arbeid – langsiktig verdiskaping fra norske energiressurser», er man altså avhengig av å ta i bruk flere løsninger. Elektrifisering med kraft fra land og havvind sammen med energieffektivisering av prosesser på plattformen og i undergrunnen er lavthengende frukter som vil spille en nøkkelrolle.