Archive for December, 2008


StatoilHydro storing 2,800 tonnes of CO2 underground every day

“]Dag Myrestrand) ]

[Caption: Carbon dioxide (CO2) is separated from the well stream on the Sleipner T platform . (Photo: Dag Myrestrand)

Norway’s oil giant Statoil that merged last year with Norsk Hydro to form StatoilHydro, has been storing every day nearly 2,800 tonnes of carbon dioxide (CO2) that is removed from natural gas produced on its Sleipner West field in the North Sea every day.

The carbon dioxide is injected and stored in the Utsira formation, contains porous sand rock filled with salt water, rather than being emitted into the atmosphere. This sandstone formation extends over a large area in the Norwegian sector of the North Sea. The facility has been online since 1996, recording a very high regularity.

The company believes that carbon storage under the seabed may be an important tool in the efforts to slow global warming.

StatoilHydro says its research and monitoring of the carbon injection into the Utsira formation show that the greenhouse gas is retained in the formation and that this is an environmentally friendly and safe way of reducing climate gas emissions.

“This is a good carbon capture demonstration project. Sleipner documents that carbon storage is feasible and safe,” says Rolf Håkon Holmboe, head of HSE on the Sleipner field.

“We wish to build on the experience we have gained through 12 years of operations employing carbon capture and storage techniques,” says Sjur Talstad, vice president, Sleipner production.

Used for other discoveries?
The Sleipner organisation is exploring the possibilities of offering other petroleum discoveries in the area the opportunity to process gas, remove CO2 from the gas and store it in the Usira formation.It says the possibility of receiving carbon dioxide from land for injection into the Utsira formation is also being considered.

The EU aims to cut Europe’s carbon emissions by 20 per cent by 2020 and carbon storage may be one of several necessary requirements. A decision by the EU Parliament as to whether, and on what conditions, such storage may be permitted is scheduled for 2008.

CO2 capture is done at Sleipner with a conventional amine process. The company says it was a challenge to design this process compact enough so that it could be placed on an offshore platform in the middle of the North Sea, 250 kilometres from land.

The extra equipment cost for the CO2 compression and the drilling of the CO2 injection well was roughly $100 million. Until now eight million tonnes of CO2 have been stored. The spreading of the CO2 underground has been mapped in various research projects, which were partly financed by the European Union (EU).

In 1990 the Statoil-operated gas condensate field Sleipner Vest in the North Sea was in its planning phase. The natural gas at Sleipner contains naturally around 9 per cent CO2, much higher than customer requirements, and had to be removed first.

In 1991 the Norwegian authorities introduced a CO2 offshore tax aimed at reducing CO2 emissions, which currently is around $50 per tonne. Statoil proposed to remove the CO2 offshore and inject it into a deep geological layer below the Sleipner platform, where the seperated CO2 will be stored, probably thousands of years, says StatoilHydro. This layer contains porous sand rock filled with salt water, and is called the Utsira formation. The CO2 is prevented from seeping into the atmosphere by a 800 metre thick gastight cap rock above this layer.

The Sleipner license partners supported this idea as its implementation meant a reduction in CO2 emissions of nearly one million tonnes per year, which was roughly 3 per cent of the Norwegian CO2 emissions in 1990.

The field became operative in October 1996, making it the the world’s first offshore CO2 capture plant, together with the world’s first CO2 storage project in a geological layer 1000 metres below the sea floor.


Snøhvit CCS Project

Snøhvit field di Barents Sea adalah gas supply LNG Plant pertama di dunia (Liquefied Natural Gas) dengan CO2 capture and storage technology.

Field ini didevelop dengan subsea installation dan dengan panjang 145 km multiphase pipeline mentransport gas ke Melkoya, island facility.

Berlokasi di hammerfest, dimana LNG Plant berada. Dimana gas liquid dibuat dengan mendinginkan sampai dengan minus 163 C sehingga dapat di ekspor ke Europe dan USA menggunakan LNG Tanker.


Snøhvit gas mengandung CO2 yang akan membeku pada temperatur yang relatif tinggi dibandingkan dengan natural gas. Oleh karena itu harus di pisahkan sebeluh didinginkan menjadi LNG.

CO2 harus di separasi dari hydrocarbon di early stage dari process agar gas mixture tidak mendingin dan mengganggu process heat transfer dalam process.

145 km pipa lainnya memastikan bahwa CO2 dari liquefaksi plant di kirim kembali ke Snøhvit field. Dimana akan di simpan dalam geological layer yang cocok, Porous Sandstone yang dinamakan Tubåen formation.

Struktur ini berlokasi 2500 meter di bawah sea floor dan di bawah gas bearing layers di utara.

lebih dari 700.000 tonnes dari CO2 tiap tahunnya akan disimpan dengan cara ini.

Studi reservoar terpisah akan dibangun untuk memeriksa bagaimana kelakukan/sifat CO2 di dalam reservoar. Project ini sebagian didanai oleh European Union.

StatoilHydro sebagai operator untuk pembangunan dan operasi di daerah kutub utara ini. Produksi dari Snøhvit di mulai pada Oktober 2007.

sumber : StatoilHydro


In Salah – Algerie CCS Project

Project ke 3 StatoilHydro untuk CO2 injection adalah berlokasi di In Salah Gas Field
Di central Algerian sahara.

Field dioperasikan bersama oleh Sonatrach, BP, dan StatoilHydro.

Baik alasan bisnis dan teknis dari separasi CO2 gas dari natural gas adalah sama dengan di Sleipner.

Separasi adalah dilakukan dengan Amine process.

Sejak tahun 2004, pertahunnya telah di capture dan di simpan sekitar 1,2 million tonnes CO2 di In Salah Field.

CO2 gas disimpan di layer yang sama dengan natural gas, tetapi dalam jarak yang aman.

Cap rocks yang sama yang menjaga narutal gas in place diharapkan juga akan menjaga CO2 gas secara aman tersimpan.

Sebagaimana project serupa yang sedang dilakukan di Mongstad, diharapkan teknologi dan inovasi ini akan bermanfaat untuk carbon capture storage masa depan.

sumber : StatoilHydro


Mongstad CCS Project

Thermal Power Plant baru yang berlokasi di Mongstad Norway (EVM) akan menjadi energy saving yang sangat besar dalam hubungannya dengan masa depan capture dan storage dari CO2.

Pemerintah Norwegia dan StatoilHydro telah menandatangani perjanjian untuk konstruksi full scale CO2 Capture and Storage di Mongstad.

Di dalam tahap pertama dari konstruksi plant tersebut, akan dapat menangkap 100.000 tons CO2 per tahun. Perencanaan harus selesai bersamaan dengan Heat Power Plant mulai beroperasi di tahun 2010.

Tahap 2 yang diharapkan dari full scale sistem ini adalah kemampuan meng capture CO2 dari Heat Power Plant dan sumber emisi lainnya di dalam atau di luar Mongstad Refinery.

Keputusan final dengan full scale installation size dan type akan diselesaikan di 2012, dan design dan pekerjaan konstruksi akan dilakukan sesudahnya.

Kerjasalam resolusi juga dilakukan pada Lapangan offshore Troll, dimana Mongstad akan menyediakan efisiensi energi yang tinggi.

Menggunakan power yang efektif, power heating ini dapat memperkuat dan pembangunan lebih lanjut Mongstad sebagai pusat industri.

Ketika plant dalam operasi, kemungkinan juga untuk mengambil manfaat dari energy yang tidak terpakai.

Fasilitas produksi energi baru ini akan memiliki fasilitas 280 MW listrik dan 350 MW dalam bentuk heat. Listrik ke lapangan offshore Troll berdasarkan kontrak partner dari Thermal Power Plant akan membakar Natural Gas dari Filed dan Fuel gas dari Refinery, dan sebagai tambahan untuk mensuplai refinery juga dengan power ke Troll A gas Platform dan Kollsnes.

Plant ini akan menjamin long term supply listrik ke Troll. Dimana kebutuhan power meningkat sebagai konsekuensi reservoir pressure drops, dan juga kebutuhan untuk menginstall kapasitas kompressor yang lebih besar untuk mengtransport gas.

Rencana gas pipeline dari Kollsness ke Mongstad adalah bagian dari production dan landing system untuk Troll Field. Pipeline akan mentransport fuel yang digunakan untuk produksi dari listrik ke Troll A dan Kollsnes Plant.

Heating Power Plant di Mongstad akan memperkuat energi balanse dari total power di Norwegia dan menolong kekurangan energi di Bergen region.

Ini akan menjadi sebuah project yang solid, baik bagi industri dan ennvironment.

Peletakan batu pertama telah dilakukan pada mid-january 2007, Heat dan Power Plant direncanakan siap untuk beroperasi di tahun 2010.

Ini akan dibangun, dimiliki dan dioperasikan oleh Danish Power Company , Dong Energy.

Sumber : StatoilHydro

December 2008
« Nov   Jan »

Recent Comments

mustaqim indrawan on Pembangkit Listrik Tenaga Angi…
Deny WS on Pembangkit Listrik Tenaga Angi…
Abdurrahman ibnu uma… on [INFO] Open Source Software…
sinta on Wind Energy Indonesia
rivanroyono on Teknik Fisika (Engineering Phy…

Flickr Photos

Blog Stats

  • 118,522 hits

where you from

<script language="Javascript" src=" are browsing our website through ISP .">
Powered by