Utslipp og miljø

Hensynet til ytre miljø har alltid vært en integrert del av forvaltningen av olje- og gassressursene og blir ivaretatt i alle faser av virksomheten – fra leting, utbygging og drift til avslutning av et felt. Næringen er underlagt strenge rammer for utslipp både til luft og sjø.

Virkemidler for å redusere utslipp

Hovedvirkemidlet for å begrense utslippene av klimagasser fra petroleumsvirksomheten er økonomisk; kvoteplikt og CO₂-avgift. Disse gjør at selskapene til enhver tid har egeninteresse av å gjennomføre tiltak for å redusere sine utslipp. I Norges innrapportering til FNs klimakonvensjon er det anslått at CO₂-avgiften og kvoteplikten bidrar til gjennomføring av tiltak som reduserer CO₂-utslippene på sokkelen med nesten sju millioner tonn i 2020.

CO₂-utslipp petroleumssektoren har vært omfattet av det europeiske kvotesystemet for klimagasser siden 2008. Gjennom dette bidrar oljeselskapene på norsk sokkel til en reduksjon i de totale utslippene innenfor kvotesystemet på 43 prosent fra 2005 til 2030. I tillegg betaler oljeselskapene CO2-avgift.

CO₂-avgiften ble innført i 1991, og har, sammen med kvoteplikten ført til at mange tiltak er implementert på innretninger og landanlegg. Store ressurser er brukt blant annet på mer effektive gassturbiner, energieffektivisering, løsninger med kraft fra land og CO₂-lagring. Dette har bidratt til at norske utslipp er vesentlig lavere pr. produsert enhet enn gjennomsnittet for oljeproduserende land.

Faglige vurderinger tilsier at petroleumsvirksomhet ikke har noen betydelig påvirkning på miljøtilstanden i havområdene. Det har verken vært oljepåslag på land eller målbare effekter på havmiljøet fra akutte oljeutslipp siden oppstarten for over 50 år siden. Større akuttutslipp av olje kan likevel ha effekter og er derfor viktig å unngå.

Nullutslippsarbeidet er en målsetning om at det ikke skal forekomme skadelige utslipp til sjø på norsk sokkel. For å oppnå dette er utslippene regulert av norske myndigheter. Det er ikke tillatt å slippe ut produsert vann som inneholder mer enn 30 milliondeler (ppm.) olje. De fleste selskap på sokkelen opererer imidlertid med enda strengere krav til rensing, og flere selskap injiserer det produserte vannet tilbake i undergrunnen.

Produksjonen øker men utslippene er stabile

Oljedirektoratet utarbeider årlige utslippsprognoser som omfatter all aktivitet på sokkelen som er underlagt petroleumsskatteregimet. Prognosene for utslipp fra framtidig aktivitet er basert på vedtatte planer, prosjekter i planleggingsfasen og forventet leting etter og potensiell utbygging av uoppdagede ressurser.

Historiske utslipp og utslippsprognosen for CO₂-ekvivalenter og produsert vann er vist i figur 4.1 og figur 4.2, sammen med historisk og prognosert produksjon fram til 2023. Produksjonen forventes å øke fram mot 2023. Likevel ventes de samlede utslippene av CO₂-ekvivalenter og utslipp av produsert vann å holde seg stabile. Det betyr at utslippene prer produsert enhet går ned.

 

Figur 4.1 Historiske utslipp av CO₂-ekvivalenter (millioner tonn) og produksjon fra sokkelen inkludert prognose fram til 2023.

 

 

Figur 4.2 Historiske utslipp av produsert vann (millioner m³) og produksjon fra sokkelen inkludert prognose fram til 2023.

 

Utslipp av produsert vann

Utslipp til sjø omfatter i hovedsak produsert vann, borekaks og rester etter kjemikalier og sement fra boreoperasjoner. Avbøtende tiltak omfatter rensing før utslipp til sjø, re-injeksjon i reservoaret for trykkvedlikehold, deponering i undergrunnen eller frakt til land og behandling som farlig avfall.

De siste 10 – 15 årene har det vært en betydelig forskningsinnsats for å finne effekten av utslipp av produsert vann og av komponenter som inngår i vannet. Forskning viser at komponentene kan føre til skade på organismer som lever i vannet, men generelt utelukkende ved konsentrasjoner helt nær utslippspunktet.

I mange felt injiseres det produserte vannet i reser­voaret og fungerer dermed som en del av det nødvendige trykkvedlikeholdet for å holde oljeproduksjonen i gang. Sammenlignet med injeksjon av sjøvann eller avsaltet vann, kan imidlertid injeksjon av produsert vann redusere permeabiliteten og komplisere dreneringen av reservoaret. 

Myndighetene og selskapene på norsk sokkel har som mål at det ikke skal være skadelige utslipp til sjø. Dette har medført en betydelig reduksjon av oljeutslipp til sjø gjennom reinjeksjon og rensing av vann før utslipp. På enkelte felt er det gjort milliardinvesteringer for å rense eller injisere produsert vann.

 

Klimagassutslipp

I 2018 ble det sluppet ut i underkant av 14 millioner tonn CO₂ ekvivalenter fra norsk sokkel. Dette utgjør rundt en fjerdedel av de totale CO₂-utslippene i Norge. Mesteparten av utslippene på sokkelen kommer fra gassturbiner som enten genererer elektrisk strøm eller driver pumper og kompressorer på plattformene.

Det største utslippspotensialet ligger derfor i effektiv drift av turbiner eller innføring av alternative kraftkilder. I tillegg finnes det teknologier som kan bidra til å redusere utslippene fra andre deler av driften.

 

Figur 4.3 CO₂-utslipp kilder på norsk sokkel 2018.

OD har kartlagt flere typer tiltak for å redusere CO₂-utslippene fra olje- og gassproduserende innretninger. Tiltakene er delt inn i følgende kategorier:

• energieffektivisering redusert gassfakling
  
  
• kraft fra land
  
  
• kraft fra havvind
  
  
• varmekraft (kraft fra turbiners eksosvarme)

Hvert felt er unikt. Både kostnader og potensialet for utslippsreduksjoner må alltid baseres på den enkelte innretnings design, størrelse, produksjonsnivå og gjenværende levetid, og vurderes opp mot kvotepris og avgiftsnivå.

 

Energieffektivisering

Mer effektiv energibruk reduserer drivstofforbruket og dermed CO₂-utslippene fra innretningene. Energi­effektive gassturbiner gjør at mindre gass brukes til å generere kraft, og mer gass kan selges og bidra til verdiskaping. Høy energieffektivitet er derfor god ressursforvaltning.

Energieffektivisering kan også oppnås ved å redusere gjennomføringstiden for energikrevende operasjoner. Bore- og brønnoperasjoner peker seg spesielt ut. Hoved­intensjonen med redusert gjennomføringstid er å redusere kostnader. I tillegg gir det mindre energibruk og lavere CO₂-utslipp.

 

Redusert gassfakling

Fakling er bare tillatt når det er nødvendig av sikkerhets­grunner. Fakkelsystemet er en del av innretningenes sikkerhetssystem og skal bare benyttes i forbindelse med sikker oppstart, nedstengning og trykkavlastning. Fakling kun for å produsere olje har vært forbudt siden produksjonen startet på norsk sokkel. Her har Norge vært et foregangsland. Dette har bidratt til lavere CO₂-utslipp og bedre utnyttelse av gassressursene fra feltene.

Redusert fakling må alltid ses i sammenheng med sikkerhetssystemet på innretningene. Fakling antas å kunne reduseres gjennom ulike tekniske og operasjonelle tiltak, blant annet forbedring av produksjons­regularitet, forbedring av prosedyrer og faklingsstrategier, trening av personell og redusert trykkavlastning.

 

Kraft fra land

Siden 1996 har operatørene vært pålagt å vurdere kraftforsyning fra land for alle nye utbygginger og større ombygginger av eksisterende felt. Å forsyne en innretning til havs med kraft fra land vil i de fleste tilfeller redusere CO₂-utslippene fra produksjonen betydelig. Samtidig er norsk sokkel underlagt EUs kvotesystem, slik at utslippsreduksjonene sannsynligvis i stor grad blir motsvart av økte utslipp andre steder i Europa.

Med kraft fra land frigis den gassen som ellers brennes i gassturbinene for salg. Flere felt og innretninger, for eksempel Valhall, Troll A og Gjøa har vært drevet med kraft fra land i mange år med gode resultat.

Figur 4.4 viser andelen av total produksjon på sokkelen som drives, eller i henhold til vedtatte planer, skal drives med kraft fra land. I 2023 forventes det at over 40 prosent av produksjonen fra norsk sokkel drives på denne måten.

 

Figur 4.4 Andel av produksjonen som drives med kraft fra land.

En stor del av økningen i produksjonen som drives med kraft fra land kommer fra feltene på Utsirahøgda. Edvard Grieg, Ivar Aasen og Gina Krog drives i dag med gassturbiner, men skal forsynes med kraft fra land når andre trinn av Johan Sverdrup settes i drift i 2022.

Dette gjør at den totale mengden olje og gass som produseres på denne måten øker, og utslippene pr. produsert enhet på sokkelen går ned. Samtidig kommer ikke effekten av områdeløsningen på Utsirahøgda tydelig fram i utslippsprognosene i figur 4.1. Årsaken er at feltene på Utsirahøgda som går over fra gassturbiner har relativt små utslipp i et sokkel­perspektiv, og at Johan Sverdrup blir forsynt med kraft fra land fra oppstart.

Kraft fra land medfører ofte så store investeringer at det ikke blir lønnsomt. Dette kan gjelde både for
nye innretninger, og ikke minst ved modifikasjoner på eksisterende innretninger. I tillegg kreves det tilstrekkelig tilgang på kraft i nettet på land.

Modifikasjonsomfanget og kostnadene ved å bygge om en innretning for kraft fra land avhenger for eksempel av om den er flytende eller bunnfast og hvor stor del av kraftbehovet som skal dekkes.  For de fleste innretninger er det mindre krevende og kostbart å bare bytte ut gassturbiner som generer strøm enn å bygge om hele innretningen for å dekke alt kraftbehov med kraft fra land. For eksisterende innretninger er dette mest hensiktsmessig i områder som kan forsynes med vekselstrøm, det vil si områder som ligger relativt nært land.

Kraft fra land på nye felt og innretninger koster mindre enn å bygge om og legge til rette for dette på felt i drift.

 

Havvind

Havvind i denne sammenhengen er vindturbiner som kan forsyne olje- og gassinnretninger med kraft. Det skilles mellom flytende og bunnfast havvind. Ettersom feltene på norsk sokkel ligger i områder med relativt dypt vann (70 – 1000 meter), er det primært flytende havvind som er aktuelt. Vindturbinene plasseres da på flytende konstruksjoner i nærheten av innretningene.

En utfordring med vindturbiner for å generere kraft er at de ikke kan brukes når det blåser for lite eller for mye. Derfor kan ikke kraftbehovet på en innretning dekkes av havvind alene. Havvind egner seg generelt bedre til oppkobling mot et større nett med andre kraftgenererende enheter, slik at lokale variasjoner kan utjevnes.

Med dagens teknologi er det svært kostbart å forsyne olje- og gassinnretninger med kraft fra havvind.

Equinor har nå fått tilsagn om støtte fra Enova på 2,3 milliarder kroner for bygging av en flytende vindpark som skal levere kraft til olje og gassinnretninger på norsk sokkel.

Hywind Tampen-prosjektet

Varmekraft

Varmekraft innebærer at varmen i eksosgassen fra gassturbiner benyttes til å drive en kraftgenererende turbin. På denne måten utnyttes varme som ellers hadde gått til spille.  Dette er et tiltak for økt energieffektivitet.

Varmekraft er imidlertid avhengig av tungt og plasskrevende utstyr, og det kan være vanskelig å finne tilstrekkelig ledig plass og vektkapasitet på eksisterende innretninger.  Varmekraft er i dag installert på tre felt: Oseberg, Eldfisk og Snorre.

Nye innretninger kan i større grad enn eksisterende tilpasses et tungt og plasskrevende varmekraftverk. I tillegg har turbinene på nye innretninger som regel større installert effekt. Dette gjør det mulig å installere et større varmekraftverk med høyere kraftproduksjon og tilhørende reduserte CO₂-utslipp.

Installering av varmekraftverk innebærer betydelige investeringskostnader. Tilgangen på varme blir i tillegg begrenset av at en del av varmen fra turbinene må brukes som prosessvarme. 

Basert på innspill fra ConocoPhillips: Utslippslippsreduksjoner i Ekofiskområdet