En vei mot en helhetlig og bære­kraftig bruk av undergrunnen

Norsk kontinentalsokkel må ses på som et helhetlig energisystem, ikke bare et sted for olje- og gassproduksjon, mener Tina Puntervold. (Illustrasjon: Alejandro Escalona/Universitetet i Stavanger)

Samspillet mellom rifter, salt og strukturer i jordskorpen. Petroleumssystemer  og geologi i nordområdene. Alt dette har bidratt til å synliggjøre nye konsepter for leting etter petroleum på norsk sokkel.

Det er tre fellesnevnere for flere av de siste petroleumsfunnene på norsk sokkel:

• De er relativt små av størrelse.
• De fleste er i nærheten av eksisterende infrastruktur.
• Funnene viser at mange letemodeller fortsatt er dårlig forstått. 

Tradisjonelt har leting på norsk sokkel vært begrenset til olje- og gassproduksjon (Halland et al., 2014; Quirk og Archer, 2020; OD, 2020). Men sokkelen har et stort potensial for fornybar energiforsyning og lagring av energi. Derfor vil en helhetlig evaluering av ressursene i undergrunnen, som et omfattende energisystem, bidra til både energisikkerhet og energiomstilling. 

Utradisjonelle reservoarer som salthuler (Caglayan et al., 2020) for hydrogenlagring og lagring av geotermisk energi (Cui et al., 2016) kan være nøkkelen til grønn omstilling. 

Modellering av undergrunnen

Digitalisering og maskinlæring kan gi nye verktøy for bedre forståelse av undergrunnen og for realistisk modellering av modne områder på norsk sokkel. Men denne kunnskapen er ikke begrenset til leting og produksjon av hydrokarboner. Den kan også brukes til CO₂- og H₂-lagring og produksjon av geotermisk energi. 

Forskere ser imidlertid en mangel på datadrevet forståelse av viktige risikofaktorer på norsk sokkel. Riktig integrering av data for å forbedre reservoarforståelsen og redusere risikoen blir derfor stadig viktigere i årene som kommer (Van Schaack og Tillmans, 2021).

Realistisk modellering kan også øke sannsynligheten for å lykkes med letebrønner på kontinentalsokkelen. I dag er mindre enn halvparten av oljefunnene lønnsomme (OD, 2020). Dagens forståelse av gjenbruk av reservoarene er den største usikkerhetsfaktoren. Dette gjenspeiles i vår begrensede evne til å kartlegge fordelingen av kildebergarter og væskemigrasjon,  det vil si flyt av væsker og gasser i sprekker i bergartene (OD, 2020). 

I denne sammenhengen spiller såkalte akviferer en viktig rolle. En akvifer er en geologisk formasjon hvor bergartene eller sedimentene inneholder store mengder grunnvann. Akviferer er avgjørende for lagring av både energi og avfall. Bedre forståelse av bevegelse og fordeling av væsker i undergrunnen vil åpne et stort uoppdaget potensial i områder nær eksisterende oljefelt. 

En miks av energikilder

Energimiks-scenariet er basert på ren hydrogenproduksjon kombinert med storskala karbonfangst og -lagring og underjordisk H₂-lagring. Flere piloter og småskala industriprosjekter har gjort at forskerne har fått større tro på at vi kan lykkes med underjordisk CO₂- og H₂-lagring. Selv om vi har kommet et stykke på vei, er ikke CO₂-injeksjon i stor skala (gigatonskala) innført på norsk sokkel ennå. 

Mange utfordringer gjenstår, for eksempel kan store injeksjonshastigheter gi betydelige geomekaniske effekter (Elenius et al., 2018; Wangen et al., 2016).

CO₂ fra flere avfallskilder reiser også spørsmål om hvordan urenheter påvirker tettheten i reservoaret. Eksisterende simuleringsverktøy sliter med å gi gode beregninger for CO₂-strømning (Räss et al., 2014; Verdon et al., 2013). Det er gjort forsøk på å matche historiske observasjoner fra Sleipner-feltet ved hjelp av konvensjonelle simuleringer, men det er ennå begrenset med forskning på feltet. 

Kan vi lagre hydrogen i salthuler?

Et annet forskningsfelt som fortsatt er i sin spede begynnelse er den underjordiske kapasiteten for H₂-lagring i salthuler, saltvannsakviferer eller utarmede gassreservoarer. Teknisk gjennomførbarhet, effektivitet og sikkerhet for H₂-lagring påvirkes av vekselvirkninger mellom væske og bergart. 

Det betyr at en tilnærming som kombinerer vannkjemi og mekanikk er nødvendig for å vurdere både den korte og den langsiktige effekten av syklisk H₂-injeksjon. Effekten av væske-bergart-interaksjoner på lagring eller kapasitet er foreløpig ukjent og trenger en tverrfaglig tilnærming. Vi trenger flere eksperimentelle undersøkelser, numeriske simuleringer, geologisk karakterisering og vurdering av operasjonelle prosedyrer. 

På den annen side er potensialet for geotermisk energi stort på norsk sokkel. Forskning viser at geotermisk energi fungerer godt særlig i områder med lave temperaturer, selv om det er få lokaliteter i drift globalt (IGA, 2014). 

Forbedringer i boreteknologi gir nye muligheter for å utvikle geotermisk energi i Norge ved bruk av for eksempel lukkede geotermiske systemer med koaksial varmeveksler. Denne teknologien er fortsatt under utvikling, og flere mulighetsstudier er nødvendig.

Mer miljøvennlig oljeutvinning

Eksisterende olje- og gassfelt er i tilbakegang. Utvinningen skjer ved hjelp av store mengder vann, noe som øker energibehovet, kostnadene og utslippene per fat over tid. Metoder for økt oljeutvinning (EOR - enhanced oil recovery) for å forbedre utvinningen fra reservoaret og for å minimere bruken av vann kan ha et stort potensial for å optimalisere effektiviteten. 

Gevinstene er akselerert produksjon og redusert energibehov og utslipp. Reservoarene på norsk sokkel har et betydelig potensial for økt utvinning. Metoder som bruk av lav saltholdighet i injeksjonsvannet (Smart Water) alene eller i kombinasjon med polymerer, hydrokarbongass eller CO₂-blandbar gass, er identifisert med høyt teknisk potensial. Metodene er også økonomisk gjennomførbare (Smalley et al., 2020).

Men EOR som utvinningsmetode krever ofte ekstra utstyr og bruk av kjemikalier som er både energi- og kostnadskrevende, og som fører til økte utslipp. Ved forskningssenteret NCS2030 prioriterer forskerne metoder som akselerer produksjonen og lagrer CO₂ samtidig. Enten ved at CO₂ brukes som injeksjonsmiddel for oljeutvinning eller kombinert med at CO₂ lagres i feltet. 

Nullutslipp

Det er fortsatt en lang vei gå for å nå nullutslippsmålene. Metoder for reduserte klimagassutslipp og energisparing i hele EOR-livssyklusen må videreutvikles (Metidji, 2021). 

Mesteparten av den tidligere forskningen på økt oljeutvinning har blitt utført på nanoskala i laboratorier. Forskerne har vært avhengige av modeller for å forutsi potensialet i storskala. Nyere storskala-testing (Åsen et al., 2019, Stavland et.al. 2020) og felttester for skumbasert CO₂-injeksjon (Alcorn, et.al., 2020) har vist at det er et stort behov for mer testing for å oppskalere metodene til bruk offshore.