Bijlage 3: RHDVH hoofdrapport Onderzoek Oliewinning Schoonebeek

Naast de nationale MKBA is in de analyse ook gekeken naar de verdeling hiervan voor de regio’s Schoonebeek en Twente: ▪ In een analyse voor de regio’s Schoonebeek en Twente is gekeken naar de verdeling van kosten en baten over nationale en regionale actoren. Financiële effecten van oliewinning zijn voor rijksoverheid, terwijl milieu- bodem- en grondwaterrisico’s en droogterisico’s toevallen aan regionale actoren. Klimaateffecten treden wereldwijd op en zijn niet specifiek voor rijksoverheid of regio. Leveringszekerheidseffecten van gas vallen toe aan het Rijk en in mindere mate aan regio’s. Ten slotte zijn er effecten als werkgelegenheid, huurinkomsten van percelen (winning en injectie) en ozbinkomsten die uitsluitend toevallen aan lokale actoren. ▪ De uitkomsten van de analyse op lokaal niveau zijn minder eenduidig. Het stopalternatief (Alternatief 4) leidt tot het grootste gekwantificeerde welvaartseffect, maar de lekkage- en seismische risico’s zouden deze conclusie kunnen veranderen.

17-1-2023

ONDERZOEK OLIEWINNING SCHOONEBEEK

BF5299-IB-RP-OOS

10

Projectgerelateerd

2.3

Regionale belangen

In de MKBA zijn regionale belangen al meegewogen. De partijen betrokken bij het regionale Bestuurlijk Overleg hebben verzocht meer specifiek in te gaan op de regionale aspecten van de oliewinning Schoonebeek. Bron van de hier gepresenteerde informatie Ten aanzien van de impact op de lokale economie zijn er geen specifieke onderzoeksgegevens beschikbaar. Onderstaande informatie is gebaseerd op door NAM aangeleverde informatie, gebaseerd op interne gegevens van NAM van de operationele activiteiten van de afgelopen jaren. Daarmee geeft het een indicatie van de regionale belangen, een orde grootte van de invloed van de oliewinning op de lokale en regionale economie. Regionale economie In de periode 2016-2021 bedroegen de jaarlijkse operationele kosten voor de uitvoering van de oliewinning van de Schoonebeek door NAM ongeveer € 35 miljoen. Daarvan werd € 20 miljoen direct in de regio besteed, waarvan zo’n € 2 miljoen direct in Schoonebeek. Deze uitgaven gingen met name naar de bedrijven op het bedrijventerrein aan de noordzijde van Schoonebeek. Andere financiële bijdragen aan de directe omgeving vinden plaats in de vorm belastingen zoals de WOZ (Wet waardering onroerende zaken) aan de gemeenten, dit is zo’n € 1 miljoen per jaar. De huurkosten voor landgebruik voor locaties aan lokale grondeigenaren bedraagt in totaal ook ongeveer € 1 miljoen per jaar.

Werkgelegenheid De werkgelegenheid voor de dagelijkse operaties in en rondom het olieveld bedraagt ongeveer 300 fte 2; dit is opgebouwd uit 150 fte NAM-personeel waarvan 50% operationeel in het veld werkt en 50% in support-rollen, bijvoorbeeld vanuit hoofdkantoor Assen en 150 fte bij contractors vanuit externe organisaties. De oliewinning Schoonebeek is sinds de start in 1947 sterk geïntegreerd in de directe en wijdere omgeving van Schoonebeek. Naast de directe inkomsten uit lokale belastingen en huurovereenkomsten en werkgelegenheid heeft de aanwezigheid van de NAM ook geresulteerd in de ontwikkeling van bedrijven die toeleverancier zijn geworden voor de uitvoering van de oliewinning. Het gaat met name om bedrijven op het bedrijventerrein aan de noordzijde van Schoonebeek en bedrijven in Coevorden, waar van oudsher een concentratie van toeleveranciers voor de olie- en gaswinning zit. Van de top 20 toeleveranciers betrokken bij de oliewinning in Schoonebeek, zijn 13 toeleveranciers gesitueerd in Noordoost Nederland waarvan de meeste dus in Schoonebeek en Coevorden. Tijdens periodiek groot onderhoud en incidenteel bij specifieke projecten is er sprake van tijdelijk verhoogde werkgelegenheid.

De lokale economie, bijvoorbeeld in de vorm van horeca en de lokale middenstand (bakkerij, supermarkt), zien de positieve effecten van de aanwezigheid van de bedrijvigheid van de NAM in Schoonebeek. Er zijn innovatieve samenwerkingen ontstaan met nieuwe producten en processen die ook van belang zijn voor andere sectoren. Zo is bij de herontwikkeling van het olieveld Schoonebeek in 2011 een ultra-puur waterfabriek ontwikkeld die het water levert voor de stoomproductie. De ultra-puur waterfabriek gebruikt het afvalwater (effluent) van de rioolwaterzuiveringsinstallatie (RWZI) in Emmen. De fabriek is een voorbeeld voor hoe verschillende partijen in de waterketen elkaar kunnen versterken.

2

Fte staat voor fulltime-equivalent of voltijdsequivalent. Fte is een rekeneenheid voor de omvang van een arbeidsovereenkomst of personeelsbestand. Een fte komt overeen met de volledige werkweek van één werknemer 17-1-2023

ONDERZOEK OLIEWINNING SCHOONEBEEK

BF5299-IB-RP-OOS

11

Projectgerelateerd

2.4

Grensoverschrijdende belangen

De onderstaande informatie is afkomstig van NAM en beschrijft de operationele parameters van de oliewinning Schoonebeek en de bijdrage aan de raffinage van olie in Duitsland. De ruwe olie die in Schoonebeek wordt gewonnen wordt verwerkt in Duitsland, in de plaats Lingen. Schoonebeek heeft een groot aandeel (orde grootte 50%) in de totale regionale productie die naar Lingen stroomt en vormt daarmee een substantieel onderdeel van een Nederlands-Duitse samenwerkende aardolieketen: de Emsland Energy Valley. De aardolie uit Schoonebeek zorgt er mede voor dat het systeem voldoende volume heeft om het in stand te houden. Dus als de oliewinning in Schoonebeek finaal zou stoppen, dan heeft dit ook gevolgen voor de Duitse zijde, voor de hoeveelheid beschikbare olie en voor hun bedrijfsprocessen. Het wegvallen van de Schoonebeek olie wordt momenteel tijdelijk opgevangen door aardolie te importeren en aan te voeren via de Eems. Deze grensoverschrijdende aspecten vallen methodologisch niet binnen het kader van de MKBA, waarin alleen naar de Nederlandse economie is gekeken. De raffinaderij van oliemaatschappij BP in Lingen is in 1953 speciaal ontwikkeld voor de behandeling van de zware olie die in Schoonebeek en in het Duitse Nedersaksen gevonden werd. Het proces is nagenoeg vrij van residu; dat wil zeggen dat alle componenten van de olie worden benut.

In de raffinaderij wordt de ruwe olie gesplitst in diverse fracties, zoals benzine, diesel, LPG, kerosine, stookolie en nafta (koolwaterstof). Deze fracties worden vrijwel volledig afgezet en geconsumeerd in een straal van 250 km rond de raffinaderij, waardoor dit in vergelijking met de raffinage van olie uit andere regio’s een zeer korte keten van oliebron naar consument vormt. Met name nafta vormt de basis van allerlei grondstoffen voor chemische producten in de kunststofindustrie, zoals plastics, geneesmiddelen, insecticiden, meststoffen en voedingsmiddelen. In de Emsland Energy Valley werken duizenden mensen. De werkgelegenheid van de Lingen raffinaderij zorgt voor banen op het industrieterrein en indirecte banen bij toeleveranciers. Wintershall DEA (de operator van het Emlichheim veld) en het Noord-Duitse olie- en gasbedrijf Brigitta Elwerath Betriebsgesellschaft (BEB) hebben tientallen medewerkers in dienst en creëren honderden indirecte banen. Met name in Coevorden zitten veel toeleverende bedrijven aan de olie- en gasindustrie. Veel van deze bedrijven hebben ook Duitse partijen als klant. Overstap naar waterstof De Emsland regio heeft vergevorderde plannen om een waterstof regio te worden. De provincie Niedersachsen heeft een bijdrage van € 2,3 miljard aangekondigd. De eerste electrolyser is op 1 november 2022 in de elektriciteitscentrale in Lingen aangekomen.

Het beoogde waterstofnetwerk krijg een connectie met het GTS-netwerk in Nederland nabij Vlieghuis. Deze connectie biedt kansen voor het bedrijfsleven en de energietransitie in Zuidoost Drenthe om aan te sluiten bij het waterstofnetwerk. Samen met de regio kan NAM deze ontwikkelingen aanjagen door inzet van personeel en middelen.

2.5

Conclusie nut en noodzaak oliewinning Schoonebeek

Om inzicht te krijgen in de nut en noodzaak van de oliewinning in Schoonebeek en het belang hiervan voor Nederland is een maatschappelijke kostenbatenanalyse (MKBA) uitgevoerd door adviesbureau CE Delft in opdracht van het Ministerie van EZK. De nationale MKBA concludeert dat het stopzetten van de oliewinning een sterk negatieve impact op het nationale welvaartsniveau heeft. In de transitie naar hernieuwbare energie en grondstoffen blijft aardolie de komende jaren nog een belangrijke rol spelen als brandstof en grondstof voor de chemische industrie.

17-1-2023

ONDERZOEK OLIEWINNING SCHOONEBEEK

BF5299-IB-RP-OOS

12

Projectgerelateerd

Daarnaast zijn bij de productie en verwerking van olie uit Schoonebeek regionaal, en vlak over de Duitse grens, veel partijen betrokken, wat een positieve impact heeft op de regionale economie en de werkgelegenheid. In Hoofdstuk 3, 4 en 5 is beschreven wat de mogelijkheden zijn voor verwerking van het productiewater, bij een voortzetting van de oliewinning in Schoonebeek.

17-1-2023

ONDERZOEK OLIEWINNING SCHOONEBEEK

BF5299-IB-RP-OOS

13

Projectgerelateerd

3

Zuiveringsopties voor het productiewater

Bij voortzetting van de oliewinning blijft het restproduct van de oliewinning, productiewater, over. De vraag is hoe het productiewater het beste kan worden verwerkt. In Hoofdstuk 3 is beschreven welke waterzuiveringsopties er zijn. In Hoofdstuk 4 is beschreven hoe injectiewater kan worden opgeslagen in formaties in de diepe ondergrond. De waterzuiveringsopties en de waterinjectie opties zijn gecombineerd in drie alternatieven (waarbij één alternatief twee varianten heeft), die met behulp van de CE-afwegingsmethodiek vergeleken zijn. De CE-toetsing in bijlage 1 geeft een veel uitgebreidere beschrijving van het selectieproces en van de technische uitwerkingen, waarbij is gekeken naar milieu, risico’s en kosten. De belangrijkste bevindingen van de CE-toetsing zijn samengevat in Hoofdstuk 5.

3.1

Inleiding

Er wordt al lange tijd onderzoek gedaan naar geschikte waterzuiveringstechnieken voor het productiewater. In het MER Herontwikkeling Oliewinning Schoonebeek uit 2006 is gestart met verschillende uitwerkingen. In 2016 heeft er een Herafweging verwerking productiewater plaatsgevonden, als voorwaarde uit de vergunning bij de waterinjectielocaties. Dit onderzoek is breed opgezet met een uitgebreide inventarisatie van alle mogelijke opties voor de verwerking van het productiewater tot een selectie van meest kansrijke alternatieven, die onderling zijn vergeleken. In 2022 heeft een volgende Herafweging plaatsgevonden, in iets minder uitgebreide vorm, waarbij de nadruk heeft gelegen op de nieuwe informatie en inzichten. Deze rapportage is ingediend bij EZK en ligt daar nu ter review. Paragraaf 3.2 beschrijft de terminologie en uitgangspunten en onzekerheden met betrekking tot waterzuivering. Paragraaf 3.3 beschrijft de zuiveringsconcepten en de voor- en nadelen van het volledig zuiveren van productiewater tot schoon water en een vast zout. Paragraaf 3.4 kijkt naar het gedeeltelijk zuiveren van productiewater tot schoon zoet water en een ingedikte waterstroom en beschrijft de voor- en nadelen van dit partieel zuiveren. Paragraaf 3.5 vat de bevindingen samen.

3.2

Waterzuivering

Terminologie waterzuivering De term waterzuivering geeft aan dat er schoner water wordt verkregen. Daarbij moet wel bedacht worden dat waterzuivering vooral een waterscheiding is, wat leidt tot schoon water en tot een ingedikt restproduct. Afhankelijk van de gekozen zuiveringsmethode kan het restproduct bestaan uit een vast zout product dat ergens opgeslagen moet worden, of een ingedikte zoute afvalwaterstroom die alsnog in de diepe ondergrond geïnjecteerd moet worden. Zodoende is het bij de zoektocht naar een effectieve waterzuivering van belang om ook na te gaan in hoeverre het restproduct verwerkbaar is. Waterzuivering aanpassen op specifieke eigenschappen van productiewater De samenstelling van het productiewater van oliewinning Schoonebeek is vrij specifiek. De waterzuivering moet zodanig worden ingericht dat dit type water effectief kan worden gezuiverd. Kenmerkend voor het productiewater afkomstig van de oliewinning Schoonebeek is: ▪ De hoeveelheid productiewater, die kan variëren op korte termijn (uitschakelen en inschakelen van de oliewinning) of op langere termijn (periode met lagere hof hogere productie); ▪ Aanwezige hoeveelheid zout, die in de loop van de tijd afneemt; ▪ Aanwezige olieresten;

17-1-2023

ONDERZOEK OLIEWINNING SCHOONEBEEK

BF5299-IB-RP-OOS

14

Projectgerelateerd

▪ ▪

Aanwezige mijnbouwhulpstoffen die op basis van inzichten aangepast kan worden; Oplevering zoet water, dat kan worden geloosd op oppervlaktewater of hergebruikt voor stoomproductie.

Onzekerheden functioneren nieuw samengestelde waterzuiveringsconcepten Bij het onderzoek naar geschikte zuiveringsconcepten is gebleken dat de aard en samenstelling van het te zuiveren productiewater zo specifiek zijn, dat hiervoor wereldwijd weinig vergelijkbare situaties bekend zijn. Als gevolg hiervan zijn voor deze situatie door experts maatwerk oplossingen uitgewerkt. Het betreft combinaties van zuiveringstechnieken die in de markt bewezen zijn, maar die in de specifieke samenstelling nog niet bewezen zijn voor het aangeleverde productiewater. Als gevolg hiervan geldt dat de gepresenteerde opties de best denkbare met de huidige kennis zijn, maar dat voordat kan worden overgegaan tot productie de juiste werking eerst met pilots moet worden aangetoond. Als de werking onvoldoende is, zullen aanpassingen nodig zijn, met mogelijk extra chemicaliën, extra energie en extra kosten. Bij de hier gepresenteerde zuiveringsconcepten wordt ervan uitgegaan dat ze als zodanig daadwerkelijk effectief zijn, wat als een optimistische aanname kan worden gezien.

3.3

Zuiveringsconcept 1: Zuiveren tot schoon zoet water en vast zout

Technisch is het mogelijk om het productiewater volledig te zuiveren, waarbij alle mijnbouwhulpstoffen en al het zout uit het water worden gehaald. Het restproduct dat overblijft is vast zout dat moet worden opgeslagen. Voor de zuivering zal een nieuwe waterzuiveringsinstallatie moeten worden gebouwd. Zuiveringsproces Bij de waterzuivering staat het indampen van het zout centraal. Daarmee ontstaat een schone waterstroom en een vast zoutproduct. In de nieuwe waterzuivering kan het productiewater met de volgende stappen worden gezuiverd: 1. Voorbehandeling: eerst wordt een groot deel van de olieachtige stoffen die zich nog in het productiewater bevinden verwijderd. Deze worden teruggevoerd naar de oliebehandelingsinstallatie OBI. 2. Indampen: het productiewater wordt ingedampt tot een geconcentreerde zoutwaterstroom (brijn). 3. Na-zuiveren van de zoetwaterstroom: het destillaat wordt door middel van stoomstrippen ontdaan van ammoniak, met oxidatie wordt sulfide verwijderd en met actieve kool worden olieachtige stoffen verwijderd. 4. Kristallisatie van het zout: het geconcentreerde brijn wordt verder ingedampt tot vast zout met behulp van een centrifuge en ontwatering. Resultaat van het zuiveringsproces Het zuiveringsproces resulteert in zoet water, dat kan worden geloosd op het oppervlaktewater of kan worden hergebruikt voor de opwekking van stoom.

Daarnaast ontstaat er een vast zout restproduct en een stroom van ingedikt concentraat met reststoffen (organische componenten, zoals oliehoudend slib en ammoniumsulfaat). Het ingedikte concentraat moet per tanker of vrachtwagen worden afgevoerd en worden verwerkt door commerciële partijen. Het zoutproduct is vanwege de aanwezigheid van zware metalen en omdat het bestaat uit goed oplosbare zouten niet toepasbaar voor andere doeleinden en zal naar verwachting in een stortplaats, een ondergrondse zoutmijn of vergelijkbare inrichting moeten worden ondergebracht. Dit vergt een aanzienlijke hoeveelheid ruimte, en zal ook hoge kosten met zich meebrengen. Ter illustratie, opslag in een zoutmijn van zouten uit rookgasreiniging bij afvalverbrandingsinstallaties kost momenteel ongeveer € 150/ton zout en zal naar verwachting duurder worden. 17-1-2023

ONDERZOEK OLIEWINNING SCHOONEBEEK

BF5299-IB-RP-OOS

15

Projectgerelateerd

De kans op een herbruikbaar en verkoopbaar zoutproduct zal toenemen, als de zuiveringsfabriek wordt uitgebreid met een onthardingsstap waarin de zware metalen eruit worden gehaald. De investeringskosten zijn dan hoger vanwege de benodigde installaties voor ontharding. Het zoutproduct is dan mogelijk verkoopbaar als kalksteen of strooizout. Doordat er een overschot is op de zoutmarkt is afzet van het restproduct ook na verdere zuivering onzeker. NAM of een verwerker zal moeten toetreden tot een seizoensgebonden competitieve strooizoutmarkt met een gerede kans dat afzet van het zout onderbrekingen kent. Het daadwerkelijk hergebruik van strooizout is zeer onzeker door de hoge kwaliteitseisen van Rijkswaterstaat en het feit dat er voldoende andere aanbieders zijn. Als de oliewinning Schoonebeek regelmatig en gecontroleerd moet verlopen, dan is het wenselijk dat de verkoop en fysieke afname/transport van kalksteen en strooizout ongestoord verloopt. Onderbrekingen in de afname geeft weer een noodzaak voor forse extra opslagfaciliteiten waar een tijdelijk overschot kan worden gehouden. Aangezien de jaarlijkse Schoonebeek zoutproductie maximaal ongeveer 25% van de omvang van de gemiddelde jaarlijkse strooizoutbehoefte in Nederland gaat benaderen 3, wordt grootschalige opslag waarschijnlijk.

Installaties en leidingen Voor de zuivering zijn meerdere installaties nodig, die nabij de OBI aangelegd moeten worden. Hiervoor is een terrein nodig en zullen bouwwerkzaamheden uitgevoerd moeten worden. Het is de ervaring dat een dergelijke complexe installatie uitgebreid getest moet worden, en dat er nog vele modificaties nodig zijn alvorens het proces naar behoren verloopt. Dit kan mogelijk jaren duren en geeft onzekerheid ten aanzien van het moment van ingebruikname. Ook zijn transportleidingen nodig, naar en van de waterzuivering. Als het resterende zoete water wordt geloosd op het Stieltjeskanaal is er een verbindingsleiding nodig. Als het zoet water wordt hergebruikt voor stoomproductie is een extra leiding naar de RWZI in Emmen nodig. Aanleg en gebruik van deze zuiveringsmethodiek is onderdeel van de CE-toetsing (bijlage 1).

3.4

Zuiveringsconcept 2: Indikking tot brijnstroom

In dit zuiveringsconcept wordt het productiewater gedeeltelijk gezuiverd, zodat zoet water en een ingedikte zoute afvalwaterstroom (ook wel brijn genoemd) overblijft. De ingedikte waterstroom zal alsnog in de diepe ondergrond moeten worden geïnjecteerd. Voor de zuivering zal een nieuwe waterzuiveringsinstallatie moeten worden gebouwd. Zuiveringsproces In de nieuwe waterzuivering kan het productiewater met de volgende stappen worden gezuiverd: 1. Voorbehandeling: eerst worden de olieachtige stoffen die zich nog in het productiewater bevinden verwijderd. De verwijderde olieachtige stoffen worden teruggevoerd naar de OBI. 2. Ontharding: calciumcarbonaat wordt verwijderd met natronloog/natriumbicarbonaat. 3. Diepe verwijdering van deeltjes en olieachtige stoffen: Met behulp van keramische ultrafiltratie en zuiveren met actieve kool worden de laatste restjes olie en deeltjes verwijderd. 4. Ontzouting/indikking: met behulp van membranen wordt het zoute water gescheiden in een zoete waterstroom (75-90%) en een ingedikte zoute afvalwaterstroom (25-10%).

3

De gemiddelde strooizoutconsumptie in Nederland bedraagt ongeveer 100.000 ton/jaar. De hoeveelheid NaCl in het Schoonebeek productiewater bedraagt maximaal ongeveer 25.000 ton/jaar en neemt af tot gemiddeld ongeveer 20.000 – 22.000 ton/jaar. 17-1-2023

ONDERZOEK OLIEWINNING SCHOONEBEEK

BF5299-IB-RP-OOS

16

Projectgerelateerd

Resultaat van het zuiveringsproces Het zuiveringsproces resulteert in zoetwater, dat kan worden geloosd op het oppervlaktewater of kan worden hergebruikt voor de opwekking van stoom. Er ontstaat een ingedikte zoute waterstroom (brijn) dat wordt geïnjecteerd en een restfractie dat naar een erkend afvalverwerker getransporteerd moet worden. De verwerking van het zoete water vindt plaats zoals bij het eerste zuiveringsconcept, maar de hoeveelheid is ongeveer 75% van datgene wat beschikbaar komt bij het eerste zuiveringsconcept. De waterstroom is ingedikt tot ongeveer 25% of zelfs 10% van de vrijkomende hoeveelheid productiewater. De ingedikte zoute waterstroom (brijn) wordt in de diepe ondergrond geïnjecteerd. Dit is nader beschreven in Hoofdstuk 4. Installaties en leidingen Voor de zuivering zijn meerdere installaties nodig, die nabij de OBI aangelegd moeten worden. Hiervoor is een terrein nodig en zullen bouwwerkzaamheden uitgevoerd moeten worden. Het is de ervaring dat een dergelijke complexe installatie uitgebreid getest moet worden, en dat er nog vele modificaties nodig zijn alvorens het proces naar behoren verloopt. Dit kan mogelijk jaren duren en geeft onzekerheid ten aanzien van het moment van ingebruikname. Ook zijn transportleidingen nodig, naar en van de waterzuivering.

Als het resterende zoete water wordt geloosd op het Stieltjeskanaal is er een verbindingsleiding nodig. Als het zoet water wordt hergebruikt voor stoomproductie is een extra leiding naar de RWZI in Emmen nodig. Aanleg en gebruik van deze zuiveringsmethodiek is onderdeel van de CE-toetsing (bijlage 1).

3.5

Conclusie zuiveringsopties voor het productiewater

Er zijn twee waterzuiveringsconcepten ontwikkeld, specifiek voor het productiewater van de oliewinning Schoonebeek. Voor beide concepten geldt dat deze zijn samengesteld uit zuiveringstechnieken die bewezen zijn in de markt maar in combinatie voor dit soort productiewater wereldwijd niet veel toepassingen kennen. De zuiveringsconcepten zijn zodanig uitgewerkt dat ze op basis van de huidige kennis als optimaal gezien worden voor: ▪ Waterzuivering tot er een vast zout product over blijft en schoon zoet water. Hiervoor wordt gebruik gemaakt van onder meer het principe van mechanische damprecompressie (Mechanical Vapour Recompression, MVR); ▪ Waterzuivering tot een ingedikte waterstroom (brijn) en schoon zoet water. Hiervoor is gekozen voor de membraantechnologie.

17-1-2023

ONDERZOEK OLIEWINNING SCHOONEBEEK

BF5299-IB-RP-OOS

17

Projectgerelateerd

4

Injectieopties nabij Schoonebeek

4.1

Inleiding

In dit hoofdstuk zijn de realiseerbare injectiemogelijkheden in de omgeving van Schoonebeek beschreven. De beschrijving bestaat uit een beknopte technische beschrijving van de reservoirs en de mogelijkheden voor opslag van water. De CE-toetsing waarin uitgebreider wordt ingegaan op de technische aspecten en toetsing van milieu, risico’s en kosten plaatsvindt, is opgenomen in de rapportage CE-toetsing alternatieven in bijlage 1 en samengevat in Hoofdstuk 5. Twee mogelijke reservoirs voor waterinjectie nabij Schoonebeek Voor waterinjectie in de diepe ondergrond in de omgeving van Schoonebeek kan naar twee aardlagen worden gekeken: het terug injecteren in (de aquifer onder) het olieveld waaruit het geproduceerde water afkomstig is en injectie in een dieper gelegen aardgas reservoir (zie Figuur 4-1): ▪ Herinjectie in het gesteente waarin de Schoonebeek olie zich bevindt (de Bentheim Zandsteen formatie) op ongeveer 800 meter diepte, in het olieveld of in de aquifer onder het olieveld; ▪ Injectie in de Zechstein fractured carbonates formatie op ongeveer 3.000 meter diepte. In dit reservoirgesteente liggen ongeveer tien gasvelden in de buurt van Schoonebeek, waaronder het Schoonebeek gasveld.

Figuur 4-1. Schematisch overzicht van de aardlagen geschikt voor waterinjectie

17-1-2023

ONDERZOEK OLIEWINNING SCHOONEBEEK

BF5299-IB-RP-OOS

18

Projectgerelateerd

Een eventuele derde gesteentelaag waar men aan zou kunnen denken voor waterinjectie is de Limburg formatie, die zich onder de Zechstein bevindt. Hier is op verschillende plekken ook gas uit geproduceerd, maar niet in Schoonebeek zelf. Op basis van ervaring in Twente is echter gebleken dat dit reservoir niet erg geschikt is voor waterinjectie. Dat komt omdat de opnamecapaciteit van het gesteente voor water laag is. Deze optie is dan ook niet verder onderzocht. Paragraaf 4.2 beschrijft de waterinjectiemogelijkheden in het Schoonebeek gasveld en paragraaf 4.3 de mogelijkheden in het Schoonebeek olieveld. Paragraaf 4.4 vat de resultaten samen.

4.2

Waterinjectie in gasveld Schoonebeek

Beschrijving van het gasreservoir Het Schoonebeek gasreservoir (licht groene zone onder in Figuur 4-2) wordt gevormd door het Zechstein 2 carbonaat. Dat is een kalksteenlaag van 70 m tot 200 m dikte. Naar beneden toe is het gasreservoir begrensd door de Zechstein 1 anhydriet met een dikte van 150 m tot 250 m. Aan de bovenkant van het gasreservoir bevindt zich de Zechstein 2 anhydriet van variabele dikte (tussen de 6 en 40 m) die de kalksteen van het gasreservoir afschermt van het bovenliggende Zechstein pakket waarbinnen zich ook enkele zoutlagen (haliet) bevinden. Hier weer boven ligt de Main Claystone (onderdeel van de Lower Germanic Trias Group), een afsluitende kleilaag van zo’n 200 m dikte. Gezamenlijk voorkomt dit pakket aan lagen een verbinding tussen het reservoir en bovengelegen lagen. Boven de Lower Germanic Trias Group ligt de Upper Germanic Trias Group (Solling, Röt, Muschelkalk, Keuper), een pakket van grofweg 1 km dikte met meerdere ondoorlatende klei en evaporiet lagen. Rond 1 km diepte bevindt zich het oliereservoir (Bentheim Sandstone), met zijn eigen afsluitende laag (Vlieland Claystone en Holland Marl) die de olie over miljoenen jaren op zijn plaats heeft gehouden en afsluit van de bovengelegen biosfeer (tot 500 meter onder het maaiveld). Een grote oost-west breuk verdeelt het gasreservoir in een opgeschoven noordelijk en afgeschoven zuidelijk blok.

Het zuidelijke blok strekt zich uit tot over de Duitse grens. Driekwart van het reservoir volume bevindt zich in het noordelijke blok. Gasproductie Schoonebeek gasveld Het Schoonebeek gasveld werd ontdekt in 1957 met het boren van de put SCH313, een put die zo’n 2 km dieper werd doorgeboord dan het bovengelegen Schoonebeek olieveld. Momenteel telt het Schoonebeek gasveld 4 gasproductieputten, 1 waterinjectieput, 3 geabandonneerde putten en 2 gesuspendeerde (afgesloten) putten. Het aardgas uit het Schoonebeek gasveld wordt vanaf de locaties SCH-313 en SCH-447 gewonnen. Winning in dit gebied vindt sinds 1957 plaats. Tot eind 2021 is in totaal 9.739 miljoen Nm3 aardgas uit het Schoonebeek gasveld geproduceerd. NAM verwacht nog tussen de 30 tot 100 miljoen Nm 3 aardgas te winnen over de periode 2022-2031, afhankelijk van het productiescenario. De daadwerkelijke productie hangt af van hoe goed de putten kunnen blijven produceren in combinatie met de waterinjectie in het gasveld, de zuurgraad van het gewonnen aardgas en de aardgasprijs. De oorspronkelijke druk in het gasreservoir bedroeg 358 bar (op 3.000 meter diepte). Ten gevolge van de aardgasproductie is de druk inmiddels afgenomen tot ongeveer 80 bar. Het is de verwachting dat na beëindiging van de aardgaswinning de resterende druk in het gasveld ongeveer 75 bar bedraagt, in het geval dat er geen water geïnjecteerd zou worden.

17-1-2023

ONDERZOEK OLIEWINNING SCHOONEBEEK

BF5299-IB-RP-OOS

19

Projectgerelateerd

Figuur 4-2. Schematisch overzicht (dwarsdoorsnede) van de geologische formaties van het Schoonebeek Gasveld en bovenliggende formaties. Rechtsboven is met een blauwe wig de typische diepte voor waterwinning weergegeven (tot ~70m). De boortorens, zoals die hier ingetekend staan zijn niet op schaal, maar de Eiffeltoren is wel op schaal getekend.

Beschikbare ruimte voor waterinjectie Het gasveld is voldoende leeg geproduceerd om er ook water in te injecteren. Op dit moment vindt al beperkte waterinjectie plaats in put SCH597 op locatie SCH-447. Het gaat om water dat wordt mee-geproduceerd met de gasproductie in gasvelden in het oostelijk deel van Nederland en betreft momenteel zo’n 60 m3/dag. Op basis van de historische waterinjectie in verschillende Zechstein gasreservoirs in Twente en Drenthe kan NAM een verwachtingswaarde voor injectiviteit afleiden van de historische gasproductie in bestaande putten. Op basis hiervan wordt verwacht dat er voldoende injectiviteit voor injectiewater is in het Schoonebeek Zechstein gasreservoir. De maximale opslagcapaciteit van het gehele Schoonebeek Zechstein gasreservoir is geraamd op 44 miljoen m3. De opslagcapaciteit van het hoger gelegen noord-blok is ongeveer 33 miljoen m3 en van het lager gelegen Zuid-blok ongeveer 11 miljoen m3. Bij volledige waterinjectie wordt jaarlijks ongeveer 2,4 miljoen m3 injectiewater opgeslagen.

17-1-2023

ONDERZOEK OLIEWINNING SCHOONEBEEK

BF5299-IB-RP-OOS

20

Projectgerelateerd

Aardgasproductie in combinatie met waterinjectie Schoonebeek gasveld Gegeven de specifieke reservoirstructuur van het Schoonebeek gasveld verwacht NAM dat er een mogelijkheid is om de gasproductie voortgang te laten vinden nadat injectie van het injectiewater afkomstig van oliewinning is gestart. Hier is al op beperkte schaal ervaring mee opgedaan. Het injectiewater geassocieerd met NAM’s gaswinning in Oost-Nederland wordt vanaf 2010 geïnjecteerd in het Schoonebeek gasveld terwijl er ook gaswinning plaatsvindt. Mogelijke effecten in het Duitse deel van het Schoonebeek gasreservoir Aan de Duitse zijde van het Schoonebeek gasreservoir vindt momenteel geen gasproductie meer plaats. Er wordt 1 voormalige gasproductieput gebruikt voor waterinjectie. De drukopbouw in het zuidelijke blok (dat doorloopt tot in Duitsland) wordt in Nederland gemeten in een tweetal putten (SCH597 en SCH591). De putten in Duitsland liggen weer verder naar het zuiden. Tot op heden is de totale waterinjectie in het Schoonebeek gasveld (zowel aan Duitse als Nederlandse zijde) dermate laag in relatie tot het totale gasvolume dat er wel lokaal drukeffecten zijn gezien, maar geen significante drukeffecten zijn geobserveerd door het gehele veld.

De kans dat water dat wordt geïnjecteerd aan de noordkant van het Schoonebeek veld het Duitse grondgebied instroomt (ruim 2 km zuidelijker) is vanwege de afstand verwaarloosbaar klein. Er gelden regels dat de druk nooit hoger mag worden dan de oorspronkelijke reservoirdruk. Met de operator aan de Duitse zijde worden gegevens uitgewisseld op vertrouwelijke basis, wat NAM in staat stelt om de eventuele effecten van waterinjectie op de Duitse kant te monitoren. Een lichte drukverhoging kan voor de eventuele toekomstige gasproductie aan Duitse zijde voordelig zijn. Conclusie: gasveld heeft voldoende capaciteit en combinatie met nog enige gaswinning kan.

4.3

Waterinjectie in Schoonebeek olieveld

4.3.1

Beschrijving van het olieveld

Het Schoonebeek olieveld wordt gevormd door het Bentheim Zandsteen. Dit is een heel uitgestrekte gesteentelaag waarin zich meerdere olievoorkomens bevinden. De olieaccumulaties zitten bovenin de zandsteenlaag als gevolg van het dichtheidsverschil tussen water en olie. Onderin is de zandsteenlaag gevuld met zout water, waaraan wordt gerefereerd als het ‘aquifer’. Naar het noorden toe wordt de zandsteenlaag steeds dunner en verdwijnt uiteindelijk, waarmee ook het Schoonebeek olieveld wordt begrensd. Het Schoonebeek olieveld strekt zich aan de zuidkant uit over de landsgrens met Duitsland, waar de naam Emlichheim olieveld wordt gebruikt. Er loopt een noordwest-zuidoost georienteerde breukzone door het hele olieveld, waardoor het in twee aparte olieaccumulaties is opgedeeld: ▪ het westelijke deel de Schoonebeek Solution Gas Drive Area “SGDA”. De SGDA loopt aan de zuidzijde door in het Emlichheim veld in Duitsland. en ▪ het oostelijk deel de Schoonebeek Main Water Drive Area “MWDA”. Dit gedeelte van het veld is niet herontwikkeld na de abandonnering in de jaren ‘90. Het loopt ten oosten van de grens door in het Rühlermohr veld.

17-1-2023

ONDERZOEK OLIEWINNING SCHOONEBEEK

BF5299-IB-RP-OOS

21

Projectgerelateerd

Figuur 4-3. Kaart van het reservoir met de (door breuken begrensde) productiepatronen aangegeven in verschillende kleurvlakken. De bestaande olieproductieputten zijn aangegeven in rood en de stoominjectieputten in blauw. De puttrajecten zijn aangegeven vanaf de putlocaties aan de oppervlakte (rode rechthoeken) naar de horizontale reservoir penetratie (grotere lijndikte). De bestaande stoomleidingen zijn in zwarte lijnen aangegeven vanaf de centrale boiler op de OBI naar de putlocaties.

Olieproductie NAM heeft de westelijke helft van het Schoonebeek veld (SGDA) sinds 2011 herontwikkeld met stoominjectie. Bij de ‘natuurlijke’ temperatuur is de olie in het Schoonebeek veld erg stroperig. Door het reservoir en de olie met stoom te verhitten gaat de viscositeit omlaag en stroomt de olie makkelijker naar de oliewinputten. Stoom wordt geinjecteerd met horizontale putten, waardoor er een langgerekte stoomkamer ontstaat aan de bovenkant van het reservoir. De stoomkamer ligt als een pannenkoek tegen de bovenkant van het oliereservoir aan. Door de warmte vanuit de stoomkamer wordt de onderliggende olie opgewarmd. Omdat het reservoir een afgesloten systeem is, komt de afgekoelde en daardoor gecondenseerde stoom uiteindelijk weer met de oliewinputten meer naar boven. Aan de Duitse zijde wordt ook olie gewonnen uit hetzelfde olieveld. Er zijn een paar belangrijke verschillen tussen de Duitse en de Nederlandse operatie: ▪ De Duitsers zijn al verder in de ontwikkeling van het veld, waardoor het toekomstige olieproductie potentieel van het gehele systeem zich grotendeels in Nederland bevindt. Duitsland kende geen productiestop en herontwikkeling, en de ontwikkeling aan de Duitse zijde heeft zich in de loop van de tijd geleidelijk ontwikkeld. ▪ Vroeger bestond er alleen technologie voor het boren van verticale putten.

In Duitsland worden nog veel verticale putten gebruikt (later aangevuld met horizontale putten). Toen Duitsland begon met stoominjectie is een Mechanical Vapor Recovery unit geplaatst. Dit is een vat dat op onderdruk opereert, waardoor de dampspanning van water wordt verlaagd en van grofweg een derde van de instroom van het zoute productiewater gecondenseerd zoet water wordt gemaakt. Dit zoete water wordt uiteindelijk als stoom geïnjecteerd in het olieveld. Het andere tweederde deel is ingedikt zouter water, en wordt ook geïnjecteerd in het olieveld. De Duitse methode is dus een combinatie van stoomen waterinjectie.

17-1-2023

ONDERZOEK OLIEWINNING SCHOONEBEEK

BF5299-IB-RP-OOS

22

Projectgerelateerd

▪

▪

▪

In Nederland is de oorspronkelijke ontwikkeling met ja-knikkers opgeruimd, en vanaf 2011 herontwikkeld. Nederland kan hierdoor profiteren van nieuwere technologie. Er zijn uitsluitend horizontale putten en er is alléén stoom injectie. Op het Nederlandse grondgebied bevindt zich de vlakkere top van de structuur, in Duitsland bevindt zich de naar beneden gekantelde flank van het olieveld. Stoom die in Duitsland beneden op de structuur wordt geïnjecteerd stroomt onder invloed van de zwaartekracht naar boven, komt koud gesteente tegen en condenseert. Doordat het reservoir in Nederland vrij vlak is, blijft daar de stoom boven in het reservoir hangen als een pannenkoek, van waaruit warmte wordt uitgestraald om de ondergelegen olie op te warmen. De stoom wordt geïnjecteerd en de warme olie wordt geproduceerd met horizontale putten die onder in het reservoir liggen. De Nederlandse manier zorgt voor een hogere efficiëntie in het produceren van de olie uit het reservoir (dat wil zeggen een lagere waterfractie in de totale productie).

4.3.2

Opties voor waterinjectie in of onder het olieveld

Het oliereservoir heeft een bewezen waterinjectiecapaciteit. Zowel tijdens de oorspronkelijke ontwikkeling van Schoonebeek (1946-1996) als nu nog in Duitsland wordt productiewater herinjecteerd in het Bentheim reservoir. Het is zodoende mogelijk het water terug te injecteren in het oliereservoir waar het oorspronkelijk uit is gekomen. Volledige injectie van al het productiewater veroorzaakt een te grote overdruk en is zodoende niet mogelijk. Echter bij het indikken tot een brijnstroom (zie Hoofdstuk 3) hoeft slechts een gedeelte van het water geïnjecteerd te worden en is het wel zinvol de mogelijkheden van de aquifer in beeld te brengen. In dat geval gaat het om ingedikt water, met hogere concentraties. Er zijn vier opties voor waterinjectie van ingedikt productiewater in of onder het olieveld onderzocht: 1. Injectie in het oliereservoir; 2. Injectie in de aquifer aan de oostzijde van het oliereservoir; 3. Injectie in de aquifer aan de westzijde van het oliereservoir; 4. Injectie in het Duitse deel van het oliereservoir. Optie 1: waterinjectie in het oliereservoir Waterinjectie in het oliereservoir heeft tot gevolg dat de druk in het reservoir toeneemt. Om een te hoge druk te voorkomen, zal de stoominjectie als gevolg hiervan moeten worden stopgezet, wat zal leiden tot het afkoelen van het oliereservoir, hetgeen geleidelijk de productie van olie zal stoppen.

De investering in het opwarmen van het reservoir door de geïnjecteerde stoom uit het verleden wordt deels tenietgedaan en de hoeveelheid winbare olie neemt sterk af. De bestaande horizontale productieputten bevinden zich onder in het reservoir, wat optimaal is voor de stoominjectie. Echter bij het injecteren van water in plaats van stoom zijn de productieputten juist slecht gepositioneerd: geïnjecteerd water stroomt onder de olie door naar de productieputten. Bij de stopzetting van de stoominjectie is de productie nog slechts enkele jaren economisch rendabel. Deze optie is zodoende technisch wel mogelijk maar economisch niet rendabel. Conclusie: Deze optie is zodoende niet toepasbaar bij langdurige voortzetting van de oliewinning.

17-1-2023

ONDERZOEK OLIEWINNING SCHOONEBEEK

BF5299-IB-RP-OOS

23

Projectgerelateerd

Optie 2: injectie in aquifer aan oostzijde Het oostelijke deel van het Schoonebeek olieveld is niet herontwikkeld. Waterinjectie zou mogelijk plaats kunnen vinden ten noord-oosten van het herontwikkelde deel van het Schoonebeek olieveld, aan de andere kant van een hydraulisch scheidende breuk in het aquifer. Het volume van dit aquifer (binnen de landsgrenzen) is aanzienlijk. NAM verwacht op basis van modelberekeningen dat er tot 40 miljoen m 3 ingedikt zout water kan worden opgeslagen. De druk van het aquifer is zo’n 10 bar boven de initiële reservoirdruk, met name door over-injectie in de oostelijke extentie van de olie accumulatie (het Rühlermoor veld in Duitsland). Waterinjectie in dit aquifer zal daarom gepaard moeten gaan met gebalanceerde productie van formatiewater elders uit hetzelfde aquifer om verhoging van druk te voorkomen (een zogeheten productieinjectie doublet). Het onttrokken water heeft een lager zoutgehalte dan het geïnjecteerde productiewater, waardoor het zoutgehalte in het reservoir zal toenemen. Het onttrokken water uit het oostelijk deel kan worden gemengd met het productiewater uit het westelijk deel en gezamenlijk ingedikt tot de waterstroom die weer in het oostelijk deel wordt geïnjecteerd. Hierdoor vindt netto zoutopslag plaats in het aquifer bij een neutrale waterbalans.

Er zal bij deze optie een significante water influx vanuit Duitsland optreden als gevolg van de hoge druk in het aquifer door over-injectie in het Rühlermoor veld. Om druk-balans te behouden zal in het oostelijk deel extra formatiewater onttrokken moeten worden, ingedikt en met de brijnstroom van de olieproductie moeten worden teruggebracht in de ondergrond. Hiervoor is een productie-injectie doublet nodig, en moet hierdoor netto tot 20% meer geproduceerd worden dan de brijnstroom van de oliewinning. Conclusie: Deze optie is technisch uitvoerbaar, maar complex doordat met extra opslag en onttrekking de balans in het Schoonebeek Oost aquifer bewaakt moet worden. Optie 3: injectie in aquifer aan westzijde In deze optie is gekeken of het mogelijk is om waterinjectieputten en waterproductieputten tegenover elkaar te boren in het aquifer ten westen van het Schoonebeek olieveld. Met de injectieputten wordt ingedikt (zout) water in het aquifer gepompt, en om het verhogen van de reservoirdruk te voorkomen wordt een zelfde hoeveelheid (minder zout) formatiewater teruggeproduceerd uit het aquifer. Als de putten ver genoeg uit elkaar worden geboord, breekt het extra zoute water niet door in de productieputten, en vindt er effectief opslag van zout plaats in het aquifer.

Door de geologische configuratie en de landsgrenzen blijkt dat injectie in de aquifer van Schoonebeek alleen mogelijk is in een klein gebied ten zuidwesten van het Schoonebeek olieveld. Dit gebied wordt aan de oost- en zuidkant beperkt door de landsgrens, aan de noordkant wordt het reservoir gesteente steeds dunner en verdwijnt uiteindelijk, en aan de oostkant bevinden zich de oliewinningsputten (wat leidt tot het verlies van olieproductie). Conclusie: Het overgebleven gebied blijkt zo klein te zijn dat er al binnen enkele jaren doorslag plaats vindt van het zoute water tussen de injectie- en productieputten. Hierdoor is dit concept technisch niet uitvoerbaar.

17-1-2023

ONDERZOEK OLIEWINNING SCHOONEBEEK

BF5299-IB-RP-OOS

24

Projectgerelateerd

Optie 4: Injectie aan het Duitse deel van het reservoir De vierde optie is afhankelijk van externe partijen, maar mogelijk wel een interessante oplossing. De oliewinning in Duitsland, aan de Duitse kant van het olieveld, heeft op dit moment juist behoefte aan extra productiewater om de oliewinning via (warm)water injectie aldaar te stimuleren. Het zou voor de Duitse operator mogelijk goed uitkomen het productiewater vanuit de oliewinning Schoonebeek voor dit doel te gebruiken. Daarnaast moet verkend worden in hoeverre het juridisch is toegestaan om productiewater over de grens van Nederland naar Duitsland te brengen, ondanks dat er in de diepe ondergrond sprake is van een gemeenschappelijk olieveld. In 2022 heeft de Duitse operator laten weten een alternatieve waterbron vastgelegd te hebben die voorziet in haar directe behoefte. Conclusie: Omdat de Duitse operator al een alternatieve waterbron heeft vastgelegd, wordt dit concept als weinig kansrijk geacht en is in dit onderzoek niet nader uitgewerkt.

4.4

Conclusie injectieopties

Het is de bedoeling om het productiewater in de omgeving van Schoonebeek te verwerken. Er is gekeken naar waterinjectie in twee aardlagen in de omgeving van Schoonebeek: het Schoonebeek olieveld op ongeveer 800 meter diepte en het Schoonebeek gasveld op ongeveer 3.000 meter diepte. Beide lagen zijn onderzocht op capaciteit. Het Schoonebeek olieveld heeft onvoldoende capaciteit om in samenhang met de stoominjectie en oliewinning voldoende ruimte te bieden voor de opslag van het te injecteren water. Als de te injecteren waterstroom met een waterzuivering beperkt kan worden door indikking van de waterstroom tot 25% of nog maar 10% van het oorspronkelijke volume, is er een mogelijkheid de aquifer bij het olieveld te benutten voor waterinjectie. De beste optie daarvoor lijkt waterinjectie in het aquifer in de oostzijde van het Schoonebeek olieveld. Voor deze variant is het nodig water uit de formatie te onttrekken, een zogenaamde retourstroom uit de aquifer. Hiervoor dienen extra putten geboord te worden en is de totale hoeveelheid te verwerken productiewater hoger, zodat de waterzuivering groter gedimensioneerd moet worden. Technisch zou het ook mogelijk zijn rechtstreeks in het olieveld te injecteren, maar dat zou betekenen dat de stoominjectie moet worden stopgezet om een te hoge druk te voorkomen waardoor de olieproductie nog slechts enkele jaren economisch rendabel is.

In het bijna leeg geproduceerde Schoonebeek gasveld is er voldoende ruimte voor waterinjectie.

17-1-2023

ONDERZOEK OLIEWINNING SCHOONEBEEK

BF5299-IB-RP-OOS

25

Projectgerelateerd

5

CE-afweging verwerkingsopties productiewater

5.1

Inleiding

De verwerkingsopties voor het productiewater zijn getoetst aan de hand van de CE-methodiek. Daarbij zijn de onderstaande alternatieven (met varianten) getoetst: ▪ Alternatief 1 - Vast zout. Zuivering van het productiewater tot schoon zoet water en een vast zout restproduct dat bovengronds wordt opgeslagen ▪ Alternatief 2 – Indikken. Zuivering van het productiewater tot schoon zoet water en een ingedikte zoutwaterstroom die in de diepe ondergrond in de omgeving van Schoonebeek wordt opgeslagen: o Variant 2a – injectie van de brijnstroom in de Schoonebeek oost aquifer bij het olieveld o Variant 2b – injectie van de brijnstroom in het Schoonebeek gasveld ▪ Alternatief 3 – Waterinjectie. Waterinjectie in de diepe ondergrond in de omgeving van Schoonebeek. In dit hoofdstuk zijn de resultaten van de CE-afweging samengevat. De volledige CE-toetsing met een gedetailleerde levenscyclusanalyse is opgenomen in Bijlage 1.

5.2

Toelichting CE-afwegingsmethodiek

Totstandkoming van CE-afwegingsmethodiek in 2004 De CE-afwegingsmethodiek is in 2004 door CE Delft opgesteld (Met water de diepte in CE Delft, 2004). Aanleiding was de constatering dat de bestaande wetgeving met betrekking tot het verwerken van waterstromen bij olie- en gaswinning niet in detail was uitgewerkt. Vooral de vraag wanneer injectie in de diepe ondergrond is toegestaan en wanneer bovengrondse verwerking de voorkeur heeft, werd in de toenmalige wetgeving niet afdoende onderbouwd. Dit zorgde voor verschillende interpretaties, discussies en juridische procedures. Om te komen tot een meer gebalanceerde afweging, heeft CE Delft samen met de bevoegde gezagen en experts uit het werkveld, een breder afwegingskader ontwikkeld. Om de gevolgen van waterinjectie op de ondergrond mee te nemen in de afweging, zijn in het bredere afwegingskader naast milieu en kosten ook de risico’s voor de korte termijn (tijdens de uitvoering) en lange termijn meegenomen (mogelijke gevolgen voor volgende generaties). De methodiek waarmee dit afwegingskader wordt toegepast, is vervolgens bekend geworden onder de naam CE-afwegingsmethodiek. Toelichting CE-afwegingsmethodiek De methodiek bestaat uit drie stappen: ▪ CE-afwegingskader: toetsing randvoorwaarden waterinjectie. Voor waterinjectie zijn er randvoorwaarden aan de waterstroom en de te gebruiken reservoirs.

Als aan de voorwaarden wordt voldaan, kan een waterstroom en reservoir in aanmerking komen om onderdeel uit te maken van de zogenaamde doelmatigheidstoets. ▪ CE-afwegingskader: uitvoering doelmatigheidstoets. Voor alle alternatieven worden de milieueffecten, risico’s en kosten in beeld gebracht. De doelmatigheidstoets geeft een beeld van de gevolgen van ieder alternatief en deze kunnen onderling worden vergeleken. ▪ Vergelijking resultaten uit de toets. De bevindingen van de doelmatigheidstoets zijn naast elkaar gezet en vergeleken. Er vindt geen classificatie tot een totale score plaats, maar wel een vergelijk van de afzonderlijke scores. De methode doet geen uitspraak over voorkeuren voor alternatieven. Het is aan de initiatiefnemer en het bevoegd gezag om de keuzes te maken.

17-1-2023

ONDERZOEK OLIEWINNING SCHOONEBEEK

BF5299-IB-RP-OOS

26

Projectgerelateerd

5.3

Uitvoering CE-toetsing

In bijlage 1 is beschreven hoe is gekomen tot de te toetsen alternatieven voor de verwerking van productiewater, dat ontstaat bij de oliewinning Schoonebeek. Er is uitgegaan van het optimaal functioneren van de oliewinning waarbij dagelijks 6.500 m3 productiewater ontstaat. Waterinjectie in de Twentevelden wordt stopgezet en is niet meer als optie in de afweging meegenomen. De CE-toetsing is uitgevoerd op de aspecten milieu, risico’s en kosten: ▪ De milieutoetsing heeft plaatsgevonden op twee detailniveaus. Het energieverbruik, de benodigde chemicaliën en de hoeveelheid te verwerken reststoffen zijn voor de alternatieven bepaald. Daarnaast is een uitgebreide LCA-toetsing uitgevoerd, waarmee de milieueffecten gekwantificeerd zijn. ▪ Bij de risico’s zijn de gebeurtenissen van de afgelopen jaren meegewogen in het classificeren van de mogelijke risico’s. Dit heeft betrekking op lekkages bij de transportleiding en bij onderdelen van twee injectieputten in Twente4, waarbij geen negatieve effecten zijn opgetreden voor mens en milieu, maar de kans dat deze situaties optreden is groter dan eerder ingeschat. ▪ De risico’s ten aanzien van de ondergrond zijn conservatief ingeschat voor het risico van zoutoplossing en aardbevingen.

Daarbij is aangegeven dat door nieuwe putten te boren en deze op afstand van breukzones te positioneren, in samenspraak met SodM kan worden bepaald of ze de risico’s voldoende beperken. ▪ De kosten zijn opnieuw in beeld gebracht, waarbij hogere marktprijzen voor materialen en inflatie zijn meegenomen, naast aanvullende kosten voor het boren van nieuwe putten.

5.4

Overzichtstabel classificatie aspecten CE-afweging

Tabel 5.1 geeft een overzicht van de uitkomst van de CE-afweging. De effecten voor milieu en risico’s zijn geclassificeerd, de kosten zijn weergegeven in miljoen euro, uitgaand van aanlegkosten en een productieperiode van 10 jaar. Bij de classificatie van effecten geldt de onderstaande indeling: ▪ Score 0 : geen effecten ▪ Score - : beperkt negatieve effecten, acceptabel bij zorgvuldig ontwerp en bedrijfsvoering ▪ Score - - : negatieve effecten, zodanige dat mitigatie onderzocht moet worden ▪ Score - - - : zeer negatieve effecten, zodanige dat optie niet uitvoerbaar / vergunbaar is. Hoewel de feitelijke effecten mogelijk verschillen, kan dit leiden tot een zelfde score in de classificatie. Dit betekent dat een alternatief beter kan scoren dan een ander alternatief, maar dat het verschil niet doorslaggevend is in de score. De evaluatie van de geclassificeerde scores richt zich vooral op de scores met twee en drie minnen. Indien er bij een score van twee minnen een goede mogelijkheid voor mitigatie is, wordt dit daarbij aangeduid als “- - (-)”. Daarnaast is het van belang bewust te zijn dat de scores van een enkele min gebaseerd zijn op aannames ten aanzien van ontwerp en uitvoering, die dus daadwerkelijk zo moet worden toegepast.

Milieuscores Zoals uit de milieuscore voor de aspecten energieverbruik en reststoffen blijkt, heeft alleen het Alternatief 1 vast zout bij deze aspecten een dubbele min score. De overige alternatieven hebben wel negatieve milieueffecten, maar dit leidt tot hooguit een score enkele min. Er zijn kleine verschillen, waarbij alternatief 3 relatief iets beter scoort dan de anderen omdat er geen reststoffen zijn. De milieueffecten zijn tussen alternatief 2 en 3 verder niet echt onderscheidend, en kunnen bij nadere uitwerking van de alternatieven nog verbeterd worden. 4

ROW-2 had lekke casing maar intacte tubing, ROW-4 had lekkage van cement bond over anhydriet seal tussen 2 reservoir lagen

17-1-2023

ONDERZOEK OLIEWINNING SCHOONEBEEK

BF5299-IB-RP-OOS

27

Projectgerelateerd

Het resultaat van de LCA laat zien dat eveneens Alternatief 1 leidt tot scores van een dubbele min bij menselijk gezondheid, ecosysteem en voorraadgrondstoffen. De scores van alternatief 2 en 3 zijn vergelijkbaar. Uit de onderliggende informatie (zie bijlage 1) blijkt dat Alternatief 2a tot meer milieueffecten leidt dat alternatief 2b, vanwege een grote te verwerken waterstroom. Tabel 5-1. Samenvatting classificatie aspecten CE-toetsing Alternatief 1: Vast zout

Milieu

Alternatief 2a: Indikken - olieveld

Alternatief 2b: Indikken - gasveld

Alternatief 3: Waterinjectie

Totaal Milieu

--

-

-

-

Energieverbruik

--

-

-

-

Reststoffen

--

-

-

0

Chemicaliën

0

-

-

-

Milieu-LCA

--

-

-

-

Menselijke gezondheid

--

-

-

0

Ecosysteem

--

0

0

-

Voorraden grondstoffen

--

-

-

-

Risico korte termijn

-

- - (-)

- - (-)

- - (-)

Waterzuivering

-

-

-

0

Watertransport

0

-

-

-

Waterlozing

-

-

-

N.v.t.

Waterinjectie

N.v.t.

- - (-)

- - (-)

- - (-)

Restproducten

-

0

0

0

Risico lange termijn

- - (-)

-

- - (-)

- - (-)

Lekkage putten

N.v.t.

-

-

-

Lekkage reservoir

N.v.t.

0

0

0

Zoutoplossing

N.v.t.

0

- - (-)

- - (-)

Restproducten

- - (-)

0

0

0

Kosten (miljoen euro)

676

277

210

140

Schoonebeek pijpleidingen

161

N.v.t.

N.v.t.

N.v.t.

Aanlegfase

131

191

132

81

Operationele fase

384

86

78

59

Risico korte termijn Er wordt bij risico’s op korte termijn een score met een dubbele min gezien bij de alternatieven met waterinjectie. Dit heeft betrekking op het risico van zoutoplossing bij waterinjectie in het Schoonebeek gasveld (alternatief 2b en alternatief 3) en voor alle waterinjectie alternatieven bij de putten en mogelijke aardbevingen. Deze risico’s kunnen door goede de positionering van de nieuw te boren putten mogelijk beperkt worden tot een acceptabel risico met een lagere score.

17-1-2023

ONDERZOEK OLIEWINNING SCHOONEBEEK

BF5299-IB-RP-OOS

28

Projectgerelateerd

Risico lange termijn Er worden potentiele risico’s op lange termijn gezien bij Alternatief 1 vast zout als dit opgeslagen moet worden. Indien de zout kan worden verwerkt of nuttig gebruikt is dit risico beperkt. Bij waterinjectie in Schoonebeek gasveld wordt zoutoplossing als een potentieel risico gezien. Zoals aangegeven bij de risico’s korte termijn kan met een goede positionering van de injectieputten dit beperkt worden tot een gering risico. Voor alternatief 2b en alternatief 3 geldt dat het risico kan worden beperkt door de juiste positionering van de nieuw te boren putten. Kosten De kosten zijn gebaseerd op inschatting met onzekerheden. Hoe verder de ontwerpen worden uitgewerkt, des te preciezer kunnen de kosten ook in beeld worden gebracht. De orde grootte van de kosten laat zien dat zowel in de aanlegfase als gebruiksfase relatief grote verschillen optreden. De totale kosten van alternatief 1 zijn het hoogst. De operationeel kosten van alternatief 2a zijn het hoogst. Op alle onderdelen de laagste kosten bij Alternatief 3 waterinjectie.

5.5

Afweging alternatieven

5.5.1

Vergelijking uitkomsten CE-toetsing

Alternatief 1 - Vast zout alternatief Uit de overzichtstabel komt naar voren dat Alternatief 1 van zuivering tot vast zout relatief minder scoort dan de andere alternatieven. Het heeft relatief veel milieueffecten, mede doordat er veel stoffen uit de diepe ondergrond worden onttrokken en vervolgens verwerkt moeten worden in de biosfeer. De risico’s zijn beperkt, behalve dat mogelijk een lange termijn risico overblijft als het vaste zout niet in een ondergrondse opslag kan worden ondergebracht. Alternatief 1 leidt tot hogere kosten dan de andere alternatieven. Vergelijking Indikkingsalternatief (alternatief 2) en Waterinjectie alternatief (alternatief 3) De alternatieven voor indikking in combinatie met brijninjectie en voor waterinjectie scoren op veel punten vrijwel gelijk. Doordat voor beide alternatieven nog optimalisaties mogelijk zijn, is het van belang genuanceerd om te gaan met verschillen. Op milieuaspecten is het verschil tussen beide gering, zoals blijkt uit de scores in de tabel. Alternatief 3 biedt het voordeel dat er geen reststoffen verwerkt hoeven te worden. De LCA geeft aan dat het Indikkingsalternatief beter scoort op het ecosysteem maar iets slechter op menselijke gezondheid.

Ten aanzien van risico’s geldt voor beide alternatieven dat er onzekerheden zijn met betrekking tot de ondergrondse processen, maar dat dat deze niet tot heel grote risico’s leiden op korte of lange termijn. Er is aandacht nodig voor het risico bij de putten, op aardbevingen en van zoutoplossing. Op voorhand is het voorkomen van aardbevingen of trillingen niet uit te sluiten. Hiervoor zal met behulp van een seismische risico analyse en selectie van de nieuw te boren putten moeten worden gekomen tot een configuratie waarbij de kans op aardbevingen of trillingen geminimaliseerd wordt. Daarmee kan tevens het risico van zoutoplossing worden beperkt. Bij de variant met opslag van brijn in de aquifer van Schoonebeek oost, is er geen risico van zoutoplossing. Het belangrijkste verschil zit in de te verwachten aanlegkosten en operationele kosten. Voor het indikkingsalternatief bedraagt de berekende kosten voor een periode van 10 jaar € 277 miljoen, respectievelijk € 210 miljoen, terwijl dit voor het waterinjectie alternatief in 10 jaar tijd € 140 miljoen bedraagt.

17-1-2023

ONDERZOEK OLIEWINNING SCHOONEBEEK

BF5299-IB-RP-OOS

29

Projectgerelateerd

Een belangrijk voordeel van het indikkingsalternatief is dat er netto veel minder water uit het watersysteem wordt onttrokken. Door het afgescheiden water weer te hergebruiken voor de stoomproductie, is nog slechts een beperkte hoeveelheid water nodig van de NieuWater fabriek bij de RWZI Emmen. Het is ook mogelijk het schone water te gebruiken voor lozing op het oppervlaktewater waarbij de activiteit van NieuWater doorgang kan vinden. Dit voordeel doet zich eveneens voor bij het zuiveringsalternatief waarbij vast zout wordt verkregen en schoon zoetwater. Bij waterinjectie zal hiervoor een mitigerende maatregel nodig zijn. Afweging varianten indikkingsalternatief Bij alternatief 2, indikking, leidt alternatief 2a waterinjectie in de Schoonebeek oost aquifer tot grotere waterstromen en extra putten. Dit leidt tot een grotere milieubelasting, in vergelijking met alternatief 2b met waterinjectie in het Schoonebeek gasveld. De verschillen zijn beperkt en de classificatie is daarom in de scoretabel gelijk. Het risico van zoutoplossing is bij de variant met waterinjectie in de Schoonebeek oost aquifer niet aanwezig, terwijl dit als een risico wordt gezien bij waterinjectie in het Schoonebeek gasveld. De kosten voor alternatief 2a zijn wel beduidend hoger dan voor alternatief 2b.

5.5.2

Afweging kosten in relatie tot rendabele bedrijfsvoering

Op basis van de kosten zijn er geen alternatieven afgevallen. Bij de uiteindelijke afweging welk alternatief wordt toegepast, speelt dit uiteraard nog wel een rol. Er zijn commerciële randvoorwaarden waarbinnen NAM de oliewinning Schoonbeek meerjarig kan voortzetten. Deze randvoorwaarden hebben betrekking op de minimale hoeveelheid te produceren olie en de aanvullende kosten (zowel de aanlegkosten als de operationele kosten) waarbij risico en rendement verantwoord zijn 5. Voor realisatie van de alternatieven met een waterzuivering wordt minimaal 4 jaar verwacht, terwijl dit ongeveer 1 jaar bedraagt voor het waterinjectie alternatief. De beide zuiveringsopties hebben een bedrijfsrisico in de zin dat het samengestelde concepten betreft die in de praktijk getest moeten worden, om te bepalen of ze daadwerkelijk voldoen aan de gestelde eisen.

5.5.3

Afweging aspect circulariteit

In de CE-methodiek wordt het aspect circulariteit meegewogen, maar is niet zo zichtbaar in de uitkomsten. Daarom is onderstaand dit aspect nog nader toegelicht voor de verschillende alternatieven en varianten. Circulaire processen hebben de voorkeur boven processen waarbij steeds nieuwe bronnen ingezet moeten worden en afvalstoffen ontstaan. Bij verwerking productiewater kan circulariteit op drie manieren worden gezien: ▪ Door het mee geproduceerde water te zuiveren ontstaat een schoon water stroom, die kan worden ingezet voor de stoomproductie. Door het hergebruik van dit schone water is minder of geen water nodig vanaf de waterzuivering en wordt het functioneren oppervlaktewater minder beïnvloed. ▪ Waterinjectie terug in het oliereservoir waar het van afkomstig is. Het mee geproduceerde water bestaat uit formatiewater, aangevuld met gecondenseerde stoom. Door het water terug te brengen in het reservoir waar het uit afkomstig is, komen alle stoffen terug in dezelfde formatie. ▪ Waterinjectie in de diepe ondergrond. Door het mee geproduceerde water uit de biosfeer te houden en weer terug te brengen in de diepe ondergrond, komen de stoffen afkomstig uit de diepe ondergrond uiteindelijk weer in de diepe ondergrond. Dit is een variant van de vorige optie waarbij gebruik wordt gemaakt van andere formaties in de ondergrond dan waaruit de winning heeft plaatsgevonden.

5

NAM meldt: Bij het benoemen van extra kosten dient bedacht te worden dat de huidige oliewinning is gestart met een aanzienlijke investering die in de loop van het project terugverdiend zal moeten worden. 17-1-2023

ONDERZOEK OLIEWINNING SCHOONEBEEK

BF5299-IB-RP-OOS

30

Projectgerelateerd

Tabel 5-2. Afweging circulariteit Circulariteit

Water (schoon zoet water)

Stoffen (uit formatiewater)

Alternatief 1 - Vast zout

Ja, gebruik oppervlaktewater wordt voorkomen

Nee, stoffen blijven in biosfeer

Alternatief 2 – Brijn – oliereservoir

Ja bijna, gebruik oppervlaktewater beperkt nodig

Ja, stoffen terug in oorspronkelijke reservoir nabij winputten

Alternatief 2 – Brijn – gasreservoir

Ja bijna, gebruik oppervlaktewater beperkt nodig

Ja bijna, stoffen terug in diepe ondergrond, andere formatie

Alternatief 3 - Waterinjectie

Nee, oppervlaktewater nodig voor stoomproductie