På land

CO2-injeksjon for økt oljeutvinning er siden begynnelsen av 1970-tallet blitt anvendt på mange oljefelt, hovedsakelig i USA (Texas) og Canada.

CO2 fra naturlige kilder kan transporteres via rørledninger til oljefeltene for injeksjon.

Enkelte industrielle kilder i regionen bidrar også med CO2 -leveranser.

Hvorfor CO2 ?

CO2-injeksjon gir høy fortrengningseffekt i reservoaret. Det skyldes:

• blandbarhet mellom gass og olje
• innvirkning på sammensetningen (svelling og fordampning)
• redusert oljeviskositet
• høy CO2-tetthet sammenlignet med olje
• høy CO2-viskositet sammenlignet med hydrokarbongass (HC-gass).

Til havs

CO2-injeksjon for økt oljeutvinning er enda ikke tatt i bruk til havs.

Reservoarevaluering og screeningstudier for CO2-injeksjon er gjennomført på flere felt på norsk kontinentalsokkel. Statoil har gjennomført inngående reservoarstudier på feltene Gullfaks, Volve og Sigyn.

CO2-injeksjon i felt på norsk sokkel svarer seg ikke økonomisk. Dette skyldes mangel på lett tilgjengelige CO2-kilder og høye kostnader med CO2-fangst og transport .

Utfordringer

Anvendelse til havs medfører spesielle utfordringer knyttet til anlegg, korrosjon på materialer og store avstander mellom brønnene.

Alternerende vann- og gassinjeksjon (WAG) med CO2 synes å være mest lovende som metode for tertiær utvinning, hvor dagens produksjonsstrategi benytter seg av vannflømming.

Det er stor usikkerhet forbundet med prediksjonene og store variasjoner mellom estimatene for de ulike feltene, avhengig av individuelle reservoaregenskaper og feltforhold.

Simulering av en CO2-WAG-prosess byr på lignende utfordringer som hydrokarbon (HC)-WAG.

Vår solide erfaring med HC-WAG fra mange felt (f.eks. Gullfaks, Snorre, Statfjord og Veslefrikk) gir oss verdifull innsikt i forhold til mulig anvendelse av CO2 -WAG.

Statoil har solid erfaring med separasjon av CO2 fra naturgass, og er ledende innen lagring av CO2 i vannførende geologiske skikt (akviferer) til havs (Sleipner, Snøhvit).