Draugengass – fakling eller reinjisering

draugengass falking eller reinjisering, illustrasjon, kart,

Geologien i området der Draugen ble påvist er spesiell. I letefasen var det flere geologer som trodde det ikke var dannet hydrokarboner i området, men at olje kunne ha migrert dit fra områder på Haltenbanken der det allerede var gjort funn. Bergartene som var interessante å undersøke, lå grunt i havbunnen. Fokus ble rettet mot et område der de seismiske undersøkelsene viste antydning til en forhøyning. Antagelsene viste seg å stemme, og Draugen-funnet ble gjort i en reservoarbergart med gode produksjonsegenskaper. Feltet var først og fremst et oljefelt, men det var også mindre mengder assosiert gass.[REMOVE]Fotnote: Lerøen, B., & Norske Shell. (2012). Energi til å bygge et land : Norske Shell gjennom 100 år. Tananger: A/S Norske Shell.: 173–74. 

Oljetransporten fra feltet kunne skje med tankskip, men hva skulle en gjøre med gassen i et område fullstendig uten infrastruktur for gasseksport? Det er spørsmålet vi skal se nærmere på i denne artikkelen.

Mulig felles gassløsning for Haltenbanken?

draugengass falking eller reinjisering, illustrasjon, kart,

En studie av transportløsninger for olje og gass fra Haltenbanken ble igangsatt i 1985. Draugen ble vurdert utbygd samtidig som Heidrun ble vurdert bygd ut med Conoco som operatør. Siden det var flere påviste reserver på Haltenbanken (Midgard, Tyrihans, Smørbukk, Smørbukk Sør og Njord), og det var muligheter for flere funn, lå forholdene til rette for en viss samordning.

Olje- og energidepartementet ba, i brev av 24. februar 1987, de fem operatørene i området om å gå sammen om en felles utreding av ilandføringsproblematikken. Rapporten var ferdig i september samme år. For oljens del ble bøyelasting anbefalt som den mest gunstige løsningen økonomisk sett av Statoil, Saga, Conoco og Shell, mens Hydro som hadde utredet muligheten for rørledningstransport av råolje til en landterminal, gikk inn for ilandføring av olje i rør.

Når det gjaldt gassen ville en ilandføringsløsning for Haltenbanken tvinge seg frem på sikt, men det var usikkert når dette kunne skje, og hvilken løsning som skulle velges. I 1988 hadde Shell og departementet flere samtaler om hvordan gassen fra Draugen skulle disponeres. Departementet ønsket å pålegge rettighetshaverne å finne en langsiktig løsning som innebar deltagelse i et samordnet transportsystem for ilandføring av gass fra flere felter på Haltenbanken, blant annet Heidrun, med investeringer proporsjonalt med kapasitetsbehovet.[REMOVE]Fotnote: Brev av 14. desember 1988 fra Olje- og energidepartementet til energi- og industrikomiteen.

Hvordan gassen skulle utnyttes var et annet spørsmål. Statoil som hadde en ledende rolle i arbeidet med utbygging av rørledningsnettet på sokkelen, sto i spissen for utredningene om gassmarkedet og hvor en eventuell gassterminal skulle ligge. Statoil og NVE hadde allerede en tid samarbeidet om å utrede et gasskraftverk i Midt-Norge.[REMOVE]Fotnote: NTB. (1986. 6. mars). Statoil og NVE vurderer gasskraftverk. 

Statkraftverkene utredet mulighetene for et gasskraftverk, som hvis det ble bygget, ville bli det største i Europa – 30 ganger større enn kraftverket i Alta som sto ferdig i 1987, og som det hadde vært så mye protester mot. Kraftproduksjonen i et gasskraftverk kunne bli opp til 15 TWh i året. Både det svenske og finske statskraftverket så med stor interesse på mulighetene for import og diskuterte dette med ledelsen i NVE.[REMOVE]Fotnote: Aftenposten. (1986. 27. november). Gasskraftverk planlegges i MidtNorge.

Hvor gassen skulle ilandføres var et vesentlig spørsmål. Det ble pekt på fem alternativer fordelt på tre fylker: Nord-Trøndelag, Sør-Trøndelag og Møre og Romsdal.

Hvor store gassmengder som skulle ilandføres var enda ikke klart. Derfor ble tre alternativer utredet; ett minimumsalternativ som innebar produksjon av elektrisitet på 0,700 TWh til lokalt forbruk, et større gasskraftverk på 2,500 TWh med eksport av elektrisk strøm til Sverige og et maksimumsalternativ som i tillegg til gasskraftproduksjon innebar eksport av gass til potensielle markeder. Det var snakk om gassmengder på henholdsvis 1.0, 3.5 og 8.0 milliarder m³ i året for de tre alternativene.[REMOVE]Fotnote: Norske Shell AS, Draugen – konsekvensutredning. (1987).: 56.

I Stortingsproposisjonen 56 (1987–88) som bygde blant annet på denne utredningen, ble det lagt til grunn at et gassrør fra Heidrun og Draugen, med en transportkapasitet 1.0–1.5 milliarder m³ gass per år til en ilandføringsterminal og gasskraftverk ville koste 2,5 milliarder kroner. Ilandføring av 1.0 milliarder m³ gass per år kunne gi grunnlag for 4,500 TWh per år i et gasskraftverk. Et annet alternativ var å bruke gassen som råstoff og energi i industriell produksjon. På lengre sikt kunne salg av gass til Sverige eventuelt med rørledning via Østlandet være en mulighet, salg av gassbasert kraft til Finland/Sverige et annet. Tilknytning til eksisterende rørledninger i Nordsjøen og salg av LNG ble også diskutert.[REMOVE]Fotnote: Norsk olje- og energidepartement. (1987-88). Innfasing av feltutbygginger i årene fremover. Utbygging og ilandføring av olje og gass fra Snorrefeltet. St.prp. nr. 56 (1987–88). Pkt. 17. Oslo: Departementet.

I 1989 hadde det norske Gassforhandlingsutvalget (GFU), som besto av de norske selskapene Statoil, Norsk Hydro og Saga, møter med svenske myndigheter om gassleveranser fra Haltenbanken. Forhandlingene dreide seg om et volum på 2,5 milliarder kubikkmeter gass fra 1995. Svenskene stilte imidlertid krav som var vanskelige for GFU å imøtekomme. De forlangte at minst et av gassfeltene de skulle få sin gass fra, skulle hentes sør for 62 breddegrad. Men med de relativt beskjedne volumene svenskene ønsket seg fra midten av 1990-årene, var det ikke økonomi i en rørledning både fra Haltenbanken og en fra Nordsjøen, og forhandlingene strandet.

Begrunnelsen for svenskenes krav var at gassleveransen fra Haltenbanken alene ikke ville gi tilstrekkelig sikkerhet, særlig for kraftverkene som var tenkt å bruke deler av gassen til å produsere elektrisk kraft. Svenskene mente at regulariteten med leveranser fra Nordsjøen ville være langt bedre. Gass fra Haltenbanken til en terminal på land før den gikk til Gøteborg-området, ville være for sårbar når det skulle gjøres vedlikehold og det kunne risikeres driftsstans på flere av knutepunktene underveis. Utbygginger med undervannsløsning, reduserte ikke risikoen. I Nordsjøen vil det være flere felt og alternative leveransekilder, mente svenskene som i stedet jobbet videre med alternative leveranser både fra Sovjet og leveranser fra eller via Danmark.[REMOVE]Fotnote: Dagens Næringsliv. (1989. 14. oktober). Svenskene vil ikke ha Haltenbanken.

Fra fakling til reinjisering av gass

Shells opprinnelige plan for Draugen var kontrollert avbrenning av gassen, også kalt fakling, de første produksjonsårene. Det sto i klartekst i PUDen som ble oversendt myndighetene 22. september 1987.

Shell påpekte at den assosierte gassen fra feltet kunne ilandføres i en samlerørledning og brukes i et gasskraftverk, men det ville ta lang tid før et slikt gasskraftverk sto klart, og i mellomtiden var den beste og rimeligste løsningen å brenne gassen på feltet.

Rettighetshaverne hadde også gjennomført studier som viste at det var mulig å reinjisere gassen i en separat formasjon, men det ble ansett som for dyrt. En løsning med gassinjeksjon ville dessuten bare være mulig i noen få år, etter cirka tre år ville gassinjeksjon gå ut over oljeproduksjonen.

draugengass falking eller reinjisering, avis,

Forslaget om å brenne gassen fra Draugen ble gjenstand for negativ oppmerksomhet. I Bergens Tidende ble gassbrenning på Draugen presentert under følgende overskrift: «Energi tilsvarende seks kraftverk i Alta brennes på Draugen». I avisreportasjen het det at «Sentrale aktører i det norske oljemiljøet karakteriserer overfor Bergens Tidende Shells planer for Draugenfeltet som ren galskap, og foreslår at denne feltutbyggingen skyves ut til andre halvdel av 1990-årene».

Olje- og energidepartementet var ikke nådig. Ordbruken overfor Shell i stortingsproposisjonen ble nokså skarp:

«Hvis rettighetshaverne på et senere tidspunkt skulle motsette seg å delta i et transportsystem for gass på betingelser som myndighetene finner å måtte sette, vil produksjon på Draugen kunne stanses av myndighetene for å unngå øding av petroleum»[REMOVE]Fotnote: Olje- og energidepartementet. (Utbygging av Draugenfeltet og lokalisering av drifts- og basefunksjoner for feltene Draugen og Heidrun. St. prp. Nr. 1. Tillegg nr. 2.: 35. Oslo: Departementet. 

Usikkerheten knyttet til valg av løsning for gassen på Draugen gjorde at departementet ønsket å utsette beslutningen om utbygging i inntil ett år.[REMOVE]Fotnote:  Norsk olje- og energidepartement. (1987-88). Innfasing av feltutbygginger i årene fremover. Utbygging og ilandføring av olje og gass fra Snorrefeltet. St.prp. nr. 56 (1987–88). Pkt. 17. Oslo: Departementet. Dette likte Shell lite. Forsinkelser var det siste Shell ønsket, og i løpet av kort tid revurderte selskapet planene om fakling.

I Bergens Tidende sto det nå: «Shell kommer til å trekke tilbake sitt eget forslag om å basere utbyggingen av Draugenfeltet på at gassen skal brennes. I stedet vil Shell føre gassen tilbake i reservoaret. Selskapet håper på denne måten å rykke frem i Oljedirektoratets utbyggingskø.»[REMOVE]Fotnote: Lerøen, B., & Norske Shell. (2012). Energi til å bygge et land : Norske Shell gjennom 100 år. Tananger: A/S Norske Shell.: 176–77. 

I innstillingen fra energi- og industrikomiteen om utbygging av Draugenfeltet i 1988 var det ikke lenger et aktuelt alternativ å brenne gassen. Komiteen understreket at selv om det var snakk om relativt små gassmengder, ville avbrenning av gassen ikke tillates ut fra miljø- og ressursmessige hensyn. Innstillingen la til grunn at fram til gassen kunne fraktes til land i en rørledning fra Haltenbanken, ville den bli injisert i en formasjon som inneholdt vann som lå 10 km unna Draugen. Denne prosessen kunne pågå i tre år, og det var beregnet at 75 prosent av gassen kunne produseres senere. Dessuten muligheter til å forlenge reinjiseringen i ytterlige tre år til 1999, ved å benytte et nabofelt.[REMOVE]Fotnote:  Olje- og energidepartementet. (1988-89). Innstilling fra energi- og industrikomiteen om utbygging av Draugenfeltet og lokalisering av drifts- og basefunksjoner for feltene Draugen og Heidrun. Budsjett-innst. S. nr. 8. Tillegg nr. 2. (1988–89). Oslo: Departementet.  Reservoaret som ble brukt til gassinjeksjon ble kalt Husmus.

draugengass falking eller reinjisering,