Składowanie węgla w Morzu Północnym
 Składowanie węgla na morzu; oprócz składowania na dnie morskim pojawiły się propozycje rozpuszczania dwutlenku węgla w wodach Morza Północnego.
| |
| Typ procesu | Chemiczny |
|---|---|
| Główne technologie lub podprocesy |
Czysty wodór Przechowywanie węgla |
| surowiec |
|
| Produkt(y) | magazynowanie CO2 _ |
| Wiodące firmy | Zobacz tekst |
Składowanie dwutlenku węgla na Morzu Północnym (znane również jako sekwestracja dwutlenku węgla na Morzu Północnym ) obejmuje programy prowadzone przez kilka krajów Europy Północnej w celu wychwytywania węgla (w postaci dwutlenku węgla, CO 2 ) i składowania go pod dnem Morza Północnego w starych wyrobisk naftowych i gazowych lub w solankowych warstwach wodonośnych. Chociaż nastąpiły pewne ruchy w kierunku współpracy międzynarodowej, większość programów wychwytywania i składowania dwutlenku węgla (CCS) podlega prawu kraju, który je prowadzi. Ponieważ rządy zobowiązały się do zerowej emisji dwutlenku węgla netto do 2050 r., muszą znaleźć sposoby radzenia sobie z pozostałym produkowanym CO 2 , na przykład przez przemysł ciężki. Około 90% zidentyfikowanych geologii składowania dwutlenku węgla w Europie jest wspólnych dla Norwegii i Wielkiej Brytanii; wszystkie wyznaczone miejsca składowania znajdują się na Morzu Północnym.
Pierwszą operacją składowania dwutlenku węgla, w której wykorzystano dno Morza Północnego, było pole Sleipner w 1996 r., Które było obsługiwane przez norweską firmę naftowo-gazową. Jednak magazynowanie węgla sprowadzało się do tego, że produkt gazowy miał wysoką zawartość węgla, a zatem musiał zostać wypłukany (oczyszczony) z węgla, który został wpompowany z powrotem do odwiertu gazowego.
Tło
Gaz i ropę naftową po raz pierwszy odkryto na Morzu Północnym u wybrzeży Holandii w 1959 r. Doprowadziło to do powstania ogromnego przemysłu naftowego i gazowego, który osiągnął szczyt około 2000 r., przewiduje się, że gaz i ropę można z powodzeniem wydobywać od Morza Północnego do lat 50. XX wieku. Ustawa uchwalona przez Organizację Narodów Zjednoczonych z 1958 r . ( Konwencja Narodów Zjednoczonych o szelfie kontynentalnym ) oraz późniejsza ustawa z 1982 r. ( Konwencja Narodów Zjednoczonych o prawie morza [UNCLOS]) przyznały narodom pewne prawa do korzystania z dna morskiego na szelfu kontynentalnego, ale także obowiązki, jakie państwo powinno wypełniać. Tak więc, podczas gdy instalowanie platform wiertniczych i gazowych było dozwolone, czasami wymagane jest usunięcie platform i rurociągów po zakończeniu wiercenia, aby uniknąć zakłócania żeglugi i rybołówstwa. Ma to ogromne znaczenie u wybrzeży Niderlandów, gdzie wody przybrzeżne są bardzo płytkie, ale w przypadku Norwegii i Zjednoczonego Królestwa decyzje mogłyby być podejmowane indywidualnie, dając w ten sposób możliwość ponownego wykorzystania infrastruktury do magazynowanie CO2 .
Wcześniejsze wykorzystywanie odwiertów ropy i gazu oraz duża dostępność solankowych warstw wodonośnych na dnie morskim oznacza, że Norwegia i Wielka Brytania dzielą 90% zidentyfikowanych lokalizacji, które są wystarczająco stabilne geologicznie, aby składować dwutlenek węgla pod ciśnieniem. Dyrektor naczelny Storegga, firmy stojącej za programem magazynowania dwutlenku węgla, pracującej ze Szkocji, stwierdził, że „… Chociaż nie wątpię, że z czasem w Europie pojawią się inne sklepy… nadal będą one przyćmione przez Morze Północne ”.
Chociaż większość naukowców uważa składowanie dwutlenku węgla za niezbędny element redukcji emisji gazów cieplarnianych, koszt usuwania CO 2 , transportu, a następnie ewentualnego magazynowania gazu jest dość wygórowany, a ponieważ kraje zobowiązały się do gospodarki zerowej netto do 2050 r., wysiłki skoncentrowano na technologiach radzenia sobie z wytwarzanym węglem lub całkowitego jego usunięcia. W kwietniu 2021 r. komercyjne usuwanie, transport i składowanie CO 2 wyceniono na 600 USD za tonę, ale spodziewano się, że do końca lat 20. XX wieku cena ta spadnie do 200–300 USD. Pomimo konieczności realizacji programów zeroemisyjnych, składowanie dwutlenku węgla na lądzie sprzeciwia się opinii publicznej, a Morze Północne oferuje największe w Europie możliwości składowania na morzu.
Podczas gdy badania rozwinęły perspektywę składowania CO 2 w głębinach morskich, gdzie ciśnienie utrzyma go w stanie zanurzenia, preferowaną metodą jest składowanie w starych szybach naftowych i gazowych. Kiedy CO 2 miesza się z wodą morską, brak równowagi może zaszkodzić organizmom morskim i doprowadzić do „mierzalnych zmian w chemii oceanów”.
Pierwsze komercyjne składowanie CO 2 na Morzu Północnym (i na świecie) miało miejsce w 1996 r. na polu gazowym Sleipner , chociaż węgiel został usunięty z gazu na miejscu (tj. na morzu) i wpompowany do solankowej warstwy wodonośnej ze względów handlowych. Jednak monitorowanie składowiska i dane gromadzone przez lata stanowią użyteczny punkt odniesienia dla innych projektów, z których można się uczyć. Badanie przeprowadzone na zbiorniku retencyjnym Sleipner w 2003 r., kiedy działał on przez siedem lat, wykazało, że CO 2 nie będzie „migrował do Morza Północnego przez 100 000 lat. Inni stwierdzili, że podczas gdy wycieki ze zbiorników retencyjnych mogą być nieuniknione , wskaźnik strat będzie znikomy, a wpływ braku składowania CO 2 na środowisko będzie jeszcze większy. Podobnie badanie przeprowadzone na polu naftowym lat czterdziestych wykazało, że w ciągu 1000 lat 0,2% CO 2 zostanie wypłukane składowiska i przemieszczać się w górę. Mimo to maksymalna odległość, jaką przebyłby, wynosiłaby tylko połowę odległości do poziomu dna morskiego. Jednak z niektórych istniejących szybów naftowych i gazowych wyciekał metan do morza. Badanie przeprowadzone w latach 2012/2013, ustalili, że z 43 odwiertów obserwowanych na Morzu Północnym, z 28 wydobywa się metan, drugi po dwutlenku węgla najważniejszy gaz cieplarniany.Metan w wodzie morskiej prowadzi do zakwaszenia wody.
.jpg)
Możliwość ponownego wykorzystania wyczerpanych odwiertów naftowych i gazowych lub solankowych warstw wodonośnych oraz możliwość zawracania dwutlenku węgla przez redundantne rurociągi oznacza korzyści w postaci oszczędności kosztów. Badanie przeprowadzone przez Uniwersytet w Edynburgu na polu naftowym Beatrice u wybrzeży Szkocji wykazało, że likwidacja platformy wiertniczej kosztowałaby 260 milionów funtów, ale zmiana przeznaczenia platformy na przyjmowanie wychwytywanego CO2 przez okres trzydziestu lat kosztowałaby tylko 26 milionów funtów. Jeden projekt, który miał zostać zrealizowany w St Fergus Gas Terminal w Szkocji, pozwoliłby zaoszczędzić 730 milionów funtów dzięki pompowaniu CO 2 z powrotem przez zbędne rurociągi, oszczędzając na inwestycjach w transport. Niektóre systemy w Wielkiej Brytanii wychodzą poza swoje rynki krajowe pod względem składowania CO2 i będą lobbować na rzecz magazynowania gazu w imieniu innych krajów. Jedno zbadane miejsce składowania leży 1,6 kilometra (1 mil) w dół, pod Moray Firth u wschodniego wybrzeża Szkocji. Wyczerpany zbiornik znajduje się pod formacją Captain Sandstone, a jeśli CO 2 zostanie wstrzyknięty z dwóch punktów jednocześnie, zbiornik może pomieścić 360 000 000 ton (400 000 000 ton) na zaledwie 1/6 jego powierzchni. Jest to ilość CO 2 wyemitowana przez Szkocję w ciągu 23 lat.
W 2009 roku Unia Europejska wydała dyrektywę regulującą wychwytywanie i składowanie dwutlenku węgla, w której stwierdzono, że miejsca składowania muszą być zabezpieczone przed szkodami dla zdrowia ludzkiego, a operatorzy muszą mieć wsparcie finansowe, aby zrealizować projekt w przypadku wystąpienia problemów. Przedsiębiorstwa (i państwa członkowskie), które przechowują CO 2 na warunkach określonych w dyrektywie, mają swobodę oznaczania CO 2 jako niewyemitowanego w ramach systemu handlu emisjami.
Ulepszone odzyskiwanie oleju
Zwiększone wydobycie ropy naftowej (EOR) polega na wtłaczaniu CO 2 na pola naftowe w celu wypchnięcia pozostałej ropy i pozostałości z pola. Może to wydłużyć żywotność pola naftowego oprócz magazynowania CO 2 , pod warunkiem, że geologia jest na to wystarczająco stabilna. Technologia tego została sprawdzona na lądzie, ale wyrobiska na morzu są nadal w trakcie oceny. W 1998 i 2002 r. rozpoczęto dwa projekty na Morzu Północnym, z których jeden polegał na zatłaczaniu ciekłego metanu do szybu naftowego. Sukces obu przedsięwzięć doprowadził do wzrostu zaufania do wykorzystania EOR na morzu. Zasugerowano dalsze przedsięwzięcie na polu naftowym lat czterdziestych, które składowałoby CO 2 i ułatwiłoby wydobycie ropy, chociaż nie jest to ekonomicznie opłacalne.
Dania
- Projekt Greensand
Konsorcjum trzech firm ( Ineos , Maersk Drilling i Wintershall Dea ) prowadzi projekt składowania węgla na polu naftowym Nini West. Wykonalność zbiornika podmorskiego została potwierdzona w listopadzie 2020 r. po tym, jak program wiercenia ustalił, że może przechowywać 450 000 ton (500 000 ton) wychwyconego CO 2 przez okres dziesięciu lat. Szacuje się, że zbiornik podmorski Nini West znajduje się 1,4 mili (2,3 km) poniżej poziomu morza i na obszarze, który był wystarczająco stabilny geologicznie, aby przechowywać ropę i gaz przez 20 milionów lat.
Norwegia
Poszukiwania gazu i ropy, wiercenia i wydobycie aktywów wykorzystywanych w tych przedsięwzięciach są przyznawane przez Ministerstwo Ropy Naftowej i Energii (MPE). Ponieważ szelf kontynentalny na wodach norweskich składa się z bardzo głębokich wód, rurociągi można pozostawić na miejscu, gdy staną się zbędne, pod warunkiem że nie kolidują z prawami połowowymi.
- Pole Sleipnera
Wiercenie pola naftowego i gazowego Sleipner zapoczątkowało w 1996 roku projekt usuwania dwutlenku węgla z gazu pozyskiwanego z pola gazowego około 800 metrów (2600 stóp) poniżej poziomu morza. Oceniono, że zawiera około 9% CO 2 , które musiało zostać znacznie zredukowane, jeśli gaz miał być akceptowalny w handlu. Poziom CO 2 na poziomie 2,5% został określony ze względu na specyfikację rurociągu, a także w celu spełnienia podatku od emisji dwutlenku węgla wprowadzonego przez rząd Norwegii w 1990 r. Proces obejmuje przepuszczanie gazu ziemnego przez płuczkę aminową, która usuwa CO 2 , a następnie amina / Mieszanka CO 2 jest podgrzewana, wytwarzając strumień czystego CO 2 , który jest odprowadzany rurami z powrotem na dno morskie i magazynowany w zbiorniku solanki. Zbiornik ten był monitorowany od czasu rozpoczęcia projektu w 1996 r., dzięki czemu skała pokrywowa zatrzymuje gaz. Skała czapkowa to Nordland Shale o grubości wahającej się od 200 metrów (660 stóp) do 300 metrów (980 stóp).
Do 2011 r. ponad 13 000 000 ton (14 000 000 ton) CO 2 zostało zamaskowanych w solankowej warstwie wodonośnej w formacji piasku Utsira pod czapą z piaskowca. Operacja prowadzona jest zgodnie z norweskim prawem naftowym.
- Projekt Longship
W 2011 r. projekt w Norwegii mający na celu redukcję emisji dwutlenku węgla w elektrowniach (węglowych i gazowych) nie zyskał poparcia. Projekt nie zadziałał, ponieważ źródło energii można było przełączyć na odnawialne źródła energii. W 2021 roku inna propozycja, Project Longship , ujawniła plan o wartości 25 miliardów koron (3 miliardy dolarów) mający na celu ograniczenie emisji dwutlenku węgla z cementowni, zakładów szkła, papieru i nawozów sztucznych, które emitują duże tony węgla w swoich procesach produkcyjnych.
Do stycznia 2021 r. boki fiordu na obrzeżach Bergen zostały pocięte materiałami wybuchowymi w celu umieszczenia zbiorników potrzebnych do przechowywania wychwyconego CO 2 . Konsorcjum zarządzające firmą Longship oświadczyło, że ich celem jest prowadzenie działalności gospodarczej i oczekiwanie na transport statków z wychwyconym CO2 nawet z północnej Hiszpanii.
Zjednoczone Królestwo
Odwierty w poszukiwaniu ropy i gazu w Wielkiej Brytanii i wokół niej podlegają ustawie Petroleum Act z 1998 r ., ale składowanie CO 2 reguluje ustawa Energy Act 2008 . Brytyjski przemysł naftowy i gazowy nie jest własnością państwa, tak jak ma to miejsce w Holandii i Norwegii.
Do 2030 r. rząd Wielkiej Brytanii chce, aby powstały cztery klastry przemysłowe, które będą wychwytywać, transportować i magazynować dwutlenek węgla, aby zapobiegać emisjom do atmosfery. Pięć największych obszarów przemysłowych, które zostały wybrane do pracy nad tym projektem, to Grangemouth w Szkocji; Teesside , Humber i Merseyside w Anglii; i Port Talbot w Walii. W 2012 r. rząd sfinansował dwa projekty związane z CCS; jeden w Peterhead /St Fergus w Szkocji oparty na spalaniu gazu ziemnego, a drugi w Drax Power Station w North Yorkshire w Anglii.
Oprócz Morza Północnego, które jest wymienione na podstawie CO 2 składowanego w trzech różnych regionach (północne Morze Północne, środkowe Morze Północne, południowe Morze Północne), wody przybrzeżne wokół Zjednoczonego Królestwa mają również zidentyfikowane miejsca we wschodnioirlandzkim Morzu i Kanał . W sumie lokalizacje zidentyfikowane wokół szelfu kontynentalnego Wielkiej Brytanii mają zdolność magazynowania ponad 4 miliardów ton (w tym na Morzu Irlandzkim).
Anglia
Przemysł ciężki na Teesside i ujście rzeki Humber (znany jako klaster wschodniego wybrzeża) połączył siły, aby skoncentrować się na składowaniu CO 2 w słonej warstwie wodonośnej pod Morzem Północnym pod nazwą Northern Endurance Partnership . Łączna produkcja węgla z dwóch obszarów przemysłowych stanowi prawie 50% tego, co jest emitowane przez przemysł ciężki w Wielkiej Brytanii. Składowisko Endurance, które znajduje się 75-90 kilometrów (47-56 mil) od wybrzeża Yorkshire i 1,6 metra (5 stóp 3 cale) poniżej dna morskiego, było początkowo przeznaczone na projekt wychwytywania dwutlenku węgla (Biała Róża ) z Elektrownia Drax , która została odwołana w 2015 roku.
- Net Zero Teesside (NZT)
Propozycja zlokalizowania elektrowni na terenie dawnej huty Redcar została ogłoszona w 2021 roku. Oczekuje się, że Whitetail Energy Plant zacznie działać do 2025 roku. Zarówno NZT, jak i ZCH zamierzają w pełni działać do 2026 roku i będą szukać wykorzystania Endurance Aquifer do składowania dwutlenku węgla. W pierwotnej propozycji projektu White Rose oszacowano, że pojemność magazynowa warstwy wodonośnej Endurance wynosiła 54 000 000 ton (60 000 000 ton).
- Humber o zerowej zawartości węgla
Zero Carbon Humber (ZCH) to program Zero Carbon dla Humberside, regionu leżącego na północnym i południowym brzegu ujścia rzeki Humber na wschodnim wybrzeżu Anglii. Region jest największym emitentem przetworzonego węgla w Wielkiej Brytanii, uwalniając 12 400 000 ton (13 700 000 ton) rocznie. H2H Saltend to proponowana niskoemisyjna elektrownia wodorowa, której celem będzie produkcja wodoru z gazu ziemnego do 2027 r. Anulowany projekt White Rose , planowany dla rurociągu biegnącego do warstwy wodonośnej z obszaru Humber i opuszczającego linię brzegową w Barmston.
Szkocja
Acorn CCS zamierza skoncentrować swoje wysiłki na przemyśle ciężkim wokół Grangemouth , przy czym terminal gazowy w St Fergus jest punktem eksportowym przez rurociąg Goldeneye do zbędnego pola Goldeneye, 100 kilometrów (62 mil) na północny wschód od Aberdeen i 2 kilometry ( 1,2 mil) poniżej poziomu morza. Platforma Goldeneye eksportowała gaz w latach 2004-2011, z pozwoleniem na likwidację platformy w 2019 r., jednak zgłoszono plany pozostawienia otwartych opcji dla platformy w przypadku programu CCS. Rurociąg łączący St. Fergus z polem Goldeneye to rura ze stali węglowej o średnicy 510 milimetrów (20 cali). Wyczerpany odwiert gazowy znajduje się na wysokości 2516 metrów (8255 stóp), pod warstwami piaskowca, łupków i kredy. Jednak finansowanie projektu od rządu Wielkiej Brytanii zostało anulowane w 2015 roku.
Projekt bezpośredniego wychwytywania powietrza ma na celu zainstalowanie instalacji, która zasysa powietrze przez gigantyczny wentylator i wiąże węgiel w powietrzu do roztworu, który można udoskonalić, aby umożliwić przechowywanie wychwyconego węgla. Uważa się, że lokalizacja takiej elektrowni w Szkocji jest preferowana, ponieważ wymagana inżynieria jest zbliżona do umiejętności potrzebnych w przemyśle naftowym i gazowym, a elektrownia może być zlokalizowana w pobliżu miejsca, w którym gazociągi docierają do lądu w Szkocji.
Walia
Klaster z północnej Walii będzie działał wspólnie z klastrem z północno-zachodniej Anglii. Przed szczytem COP 26 w Glasgow w 2021 r. rząd Wielkiej Brytanii ogłosił inwestycję w wysokości co najmniej 140 mln GBP w celu promowania programów dotyczących węgla, węgla i wodoru w klastrze północno-zachodniej Anglii/Północnej Walii, wspólnie z przedsięwzięciem Humber/Teesside . Węgiel wychwytywany w Walii ma być sekwestrowany w starych szybach naftowych i gazowych na Morzu Irlandzkim lub transportowany do jednego z projektów na Morzu Północnym w celu składowania.
Inne kraje
Holandia, Niemcy, Francja i Szwecja uznają potrzebę programów wychwytywania dwutlenku węgla. W 2021 roku wiele z nich rozważało składowanie pod Morzem Północnym. Jednak żaden nie stwierdził, czy będzie rozwijał własne składowanie lub zapłacił za usuwanie węgla w duńskich, norweskich lub brytyjskich lokalizacjach.
Zobacz też
Notatki
Źródła
- Piłka, Mateusz; Mann, Indira; Sim, Gordon, wyd. (czerwiec 2015). Składowanie CO² i udoskonalone wydobycie ropy naftowej na Morzu Północnym: zabezpieczenie niskoemisyjnej przyszłości Wielkiej Brytanii . Edynburg: SCCS. ISBN 978-0-9927483-2-6 .
- Furre, Anne-Kari; Eiken, Ola; Alnes, Håvard; Vevatne, Jonas Nesland; Kiær, Anders Fredrik (lipiec 2017). „20 lat monitorowania zatłaczania CO2 w firmie Sleipner” . Procedia energetyczna . 114 : 3916–3926. doi : 10.1016/j.egypro.2017.03.1523 .
- Metz, Bert; Davidson, Ogunlade; de Coninck, Helena; Loos, Manuela; Meyer, Leo, wyd. (2005). Raport specjalny IPCC na temat wychwytywania i składowania dwutlenku węgla . Cambridge: Cambridge University Press dla Międzyrządowego Zespołu ds. Zmian Klimatu. ISBN 978-0-521-86643-9 .
- Roggenkamp, Marta M (2020). „19: Ponowne wykorzystanie (prawie) wyczerpanych pól naftowych i gazowych na Morzu Północnym do składowania CO2: wykorzystanie lub przegapienie okazji?”. W Banet, Katarzyna (red.). Prawo dna morskiego: dostęp, użytkowanie i ochrona zasobów dna morskiego . Lejda: Brill Nijhoff. ISBN 9789004391567 .
- Spence, Bill; Horan, Denise; Tucker, Owain (2014). „Projekt CCS po spalaniu gazu Peterhead-goldeneye” . Procedia energetyczna . 63 : 6258–6266. doi : 10.1016/j.egypro.2014.11.657 .