Document · PDF

Bijlage 4: RHDHV bijlage 1 CE toetsing Drenthe

Commissie Wonen en Ruimte 13 maart 2023, gemeente EmmenBij agendapunt: Bestuurlijke reflectie gebiedsproces Schoonebeek (gevoelen raad ovv college) (39990-2022)40.164 woorden

Open het PDF bij de gemeente ↗Naar de vergadering →

Tekst van het document

Uit het bestand gehaald, zonder opmaak, tabellen en afbeeldingen · deel 2 van 5

4.1

Samenstelling van het mee geproduceerde water

Het productiewater is samengesteld uit de volgende deelstromen: ▪ Formatiewater: het van nature aanwezige water in het oliereservoir, dat met de olie mee wordt opgepompt; ▪ Condenswater: de geïnjecteerde en nadien gecondenseerde stoom die bij de winput terecht komt; ▪ Mijnbouwhulpstoffen: toegevoegd in de put, voor transport van het oliewatermengsel naar de OBI, in de OBI voor het scheidingsproces en in het injectiewater om de afvoerleidingen en injectieputten te beschermen; ▪ Overige waterstromen: zoals olie-waswater uit het scheidingsproces. In de loop van de tijd neemt de hoeveelheid condenswater in het productiewater toe, naarmate er meer stoominjectie heeft plaatsgevonden en het condenswater naar de productieput wordt gezogen. Onder andere door de toename van de deelstroom condenswater, verandert de samenstelling van het productiewater in de loop van de jaren. Dit is bijvoorbeeld zichtbaar in de afname van het zoutgehalte en in de stijging van andere stoffen. Tabel 4-1 geeft een overzicht van de samenstelling van het productiewater. Hierin is de verwachte waarde gepresenteerd, de gemeten waarde in 2015 en in 2020.

17-1-2023

CE-TOETSING DRENTHE ALTERNATIEVEN

BF5299-IB-RP-CE-OOS

Projectgerelateerd

Tabel 4-1. Overzicht samenstelling productiewater Parameter

Verwachte maximale waarde (vergunning 2010)

Eenheid

Gemiddelde gemeten waarde 2015

2020

pH (eenheden)

4–9

6,5

5,9

Temperatuur

°C

Total Dissolved Solids

mg/l

200.000

44.000

28.300

Total Suspended Solids

mg/l

100

Natrium (Na+)

mg/l

40.000

12.000

8.100

Magnesium (Mg2+)

mg/l

2.500

420

280

Barium (Ba )

mg/l

250

Arseen (As)

mg/l

0,025

0,01

<0,01

Kwik (Hg)

mg/l

0,005

<0,0001

<0,001

mg/l

1,4

IJzer (totaal Fe en Fe3+)

mg/l

7,9

Kalium (K+)

mg/l

1.000

120

Strontium (Sr2+)

mg/l

2500

250

180

Chloride (Cl-)

mg/l

90.000

23.000

16.000

Sulfaat (SO42-)

mg/l

<19

<10

Bicarbonaat (HCO3-)

mg/l

1000

710

210

Koolstofdioxide (CO2)

mg/l

500

5953

410

Zuurstof (O2)

mg/l

0,05

<0,01

Olie en vetten

mg/l

100

Cadmium (Cd)

mg/l

0,25

<0,001

Koper (Cu)

mg/l

<0,001

<0,01

Monoethylene Glycol (MEG)

mg/l

750

<200

<100

Diethylene Glycol (DEG)

mg/l

750

<200

<100

Triethylene Glycol (TEG)

mg/l

750

<200

<100

Ethylbenzeen (C8H10)

mg/l

0,5

0,2

Tolueen (C6H5CH3)

mg/l

1,23

1,13

Chroom (Cr)

mg/l

0,25

<0,005

Benzeen (C6H6)

mg/l

1,5

1,3

Lood (Pb)

mg/l

<0,01

Nikkel (Ni)

mg/l

0,5

<0,01

Zink (Zn)

mg/l

7,5

0,02

<0,02

Calcium (Ca2+)

mg/l

8.000

2.000

1.400

Xylenen (C6H4C2H6)

mg/l

0,5

0,56

Zwavelwaterstof (H2S)1 2+

17-1-2023

CE-TOETSING DRENTHE ALTERNATIEVEN

BF5299-IB-RP-CE-OOS

Projectgerelateerd

Mijnbouwhulpstoffen: Zwavelwaterstofbinder2

mg/l

120

13,8

Emulsiebreker

mg/l

0,050

1,08

Anti-corrosievloeistof

mg/l

200

65,6

Biocide

mg/l

2,4

1,9

2,2

Gemeten sulfide gehalte omgerekend naar H2S. Concentraties van mijnbouwhulpstoffen zijn berekend op basis van verdeling coëfficiënten tussen olie en water 3 Gemeten concentratie overschrijdt de maximaal verwachte waarde 2

Mijnbouwhulpstoffen Op verschillende momenten in het oliewinproces worden mijnbouwhulpstoffen toegevoegd. Het toevoegen van mijnbouwhulpstoffen is een wettelijke verplichting of een interpretatie van de toezichthouder waarop wordt toegezien dat dit zodanig wordt uitgevoerd. Ter bescherming van de buisleidingen in het Schoonebeekveld wordt ter plaatse van de oliewinputten de mijnbouwhulpstof zwavelwaterstofbinder toegevoegd: ▪ Zwavelwaterstofbinder (H2S-binder): het opgepompte mengsel van olie, water en gas bevat zwavelwaterstof (H2S ook wel aangeduid als waterstofsulfide). Dit is een corrosief gas dat schade aan de pijpleidingen kan veroorzaken. De zwavelwaterstofbinder verwijdert het H 2S, om schade aan de pijpleidingen te voorkomen. Ter ondersteuning van de oliewaterscheiding bij de OBI wordt de mijnbouwhulpstof emulsiebreker op de OBI toegevoegd: ▪ Emulsiebreker: een emulsie is een stabiel mengsel van olie en water. Emulsiebreker heeft als doel de olie van het water te scheiden. In vaten waar olie en water van elkaar worden gescheiden kan een emulsie het scheidingsproces verstoren. Met een emulsiebreker wordt het olie/water mengsel gedestabiliseerd om zo een goede scheiding te bewerkstelligen. Bij de oliewinlocaties SCH-1000 en SCH-3100 wordt emulsiebreker geïnjecteerd op de oliewaterleiding naar de hoofdleiding richting de OBI.

De emulsiebreker komt vrijwel volledig in de afgescheiden olie terecht en niet in het injectiewater. Ter bescherming van de injectiewaterleiding en de injectieputten worden de mijnbouwhulpstoffen anti-corrosievloeistof en biocide op de OBI continu toegevoegd: ▪ Anti-corrosievloeistof: verschillende onderdelen van de injectie putten moeten worden beschermd tegen corrosie. De anti-corrosievloeistof hecht aan deze onderdelen en brengt daarmee een beschermende laag aan. ▪ Biocide: de aanwezigheid van bacteriën geeft aanleiding tot biofilm aangroei en corrosie in de waterinjectie pijpleidingen. Biocide remt de bacteriegroei.

4.2

Waterzuivering

Er wordt al lange tijd onderzoek gedaan naar mogelijk geschikte waterzuiveringstechnieken voor het productiewater. In het MER Herontwikkeling Oliewinning Schoonebeek uit 2006 is gestart met verschillende uitwerkingen. Bij de Herafweging 2016 is een overzicht gemaakt van mogelijke zuiveringstechnieken. Voor de Herafweging 2022 heeft NAM een brede marktconsultatie uitgevoerd naar mogelijke zuiveringstechnieken op basis van nieuwe technieken en inzichten. De zuiveringsconcepten zijn in dit hoofdstuk uitgewerkt. 17-1-2023

CE-TOETSING DRENTHE ALTERNATIEVEN

BF5299-IB-RP-CE-OOS

Projectgerelateerd

Zuiveringsconcepten als maatwerk door bijzonder aspecten waterstroom Bij het bepalen van de mogelijke zuiveringsprocessen is het van belang dat de aangeleverde waterstroom voor de waterzuivering zodanige eigenschappen heeft, dat dit niet standaard veel voor komt in de wereld. Het zoutgehalte dat in de loop van de tijd verandert, de olieresten die nog voorkomen na de scheiding bij de OBI en de mijnbouwhulpstoffen, zorgen ervoor dat de toe te passen zuiveringsconcepten als maatwerk moeten worden samengebracht. In het verlengde is daarmee onzekerheid of de zuiveringsprocessen uiteindelijk functioneren naar behoren. Dit vormt een bedrijfsrisico, want als de zuivering niet goed werkt zal de olieproductie gestopt moeten worden. Waterzuivering levert altijd een ingedikt restproduct op dat verwerkt moet worden 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. 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. Reststoffen 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 fors hoger vanwege de benodigde installaties voor ontharding. Het zoutproduct is dan mogelijk verkoopbaar als kalksteen of strooizout. Dit betekent dat NAM moet toetreden tot een seizoensgebonden competitieve strooizoutmarkt met een gerede kans dat afzet van het zout onderbrekingen kent. Met name de laatste factor maakt het daadwerkelijk hergebruik van strooizout onzeker. Als de oliewinning Schoonebeek regelmatig en gecontroleerd moet verlopen, dan zal ook de verkoop en fysieke afname/transport van kalksteen en strooizout ongestoord moeten verlopen. 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 benaderen1, wordt grootschalige opslag waarschijnlijk. Met een gedeeltelijke zuivering is het mogelijk te komen tot een indikking van het productiewater. Voor het indikken is een nieuwe waterzuiveringsinstallatie nodig die het productiewater indikt tot een reststroom van 25% tot 10% van de oorspronkelijk waterstroom. De ingedikte waterstroom zal in de diepe ondergrond moeten worden geïnjecteerd. Het schone zoete water kan op het oppervlaktewater worden geloosd of worden gebruikt voor het maken van stoom.

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

CE-TOETSING DRENTHE ALTERNATIEVEN

BF5299-IB-RP-CE-OOS

Projectgerelateerd

4.3

Waterinjectie nabij Schoonebeek

Voor waterinjectie in de omgeving van Schoonebeek kan naar twee aardlagen worden gekeken: het terug injecteren in het olieveld waaruit het geproduceerde water afkomstig is en injectie in een dieper gelegen aardgas reservoir (zie Figuur 4-1): ▪ 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. ▪ Herinjectie in het gesteente waarin de Schoonebeek olie zich bevindt (de Bentheim Zandsteen formatie) op ongeveer 800 meter diepte.

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

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 opname capaciteit van het gesteente voor water laag is.

17-1-2023

CE-TOETSING DRENTHE ALTERNATIEVEN

BF5299-IB-RP-CE-OOS

Projectgerelateerd

4.4

Waterinjectie in gasveld Schoonebeek

4.4.1

Beschrijving van het gasreservoir

Het Schoonebeek gasreservoir (licht groene zone aan de onderkant van 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 500m onder het maaiveld).

Het massieve Zechstein 2 zout boven het gasreservoir voorkomt dat er breuken kunnen bestaan, die een verbinding tussen het reservoir en maaiveld kunnen veroorzaken.

Figuur 4-2. Schematisch overzicht van de geologische formaties van het Schoonebeek Gasveld (ingezoomd van Figuur 4-3)

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.

17-1-2023

CE-TOETSING DRENTHE ALTERNATIEVEN

BF5299-IB-RP-CE-OOS

Projectgerelateerd

Figuur 4-3. Schematisch overzicht van de geologische formaties van het Schoonebeek Gasveld

17-1-2023

CE-TOETSING DRENTHE ALTERNATIEVEN

BF5299-IB-RP-CE-OOS

Projectgerelateerd

Anhydriet en haliet Bij de Zechstein carbonaat formaties van het Schoonebeek gasveld bevinden zich aan de boven- en onderzijde ondoorlaatbare en onoplosbare anhydriet- en kleilagen. Deze vormen een natuurlijke barrière tussen het injectiewater en het haliet (steenzout), wat daardoor niet in oplossing kan gaan. Daar waar breukzone aanwezig zijn, met verticale verschuiving van het reservoir, kan een deel van het reservoir in direct contact komen met het bovenliggende haliet. Putten nabij de breukzone geven zodoende meer risico op zoutlossing, dan putten op grotere afstand.

4.4.2

Gasproductie Schoonebeek gasveld

Het Schoonebeek gasveld werd ontdekt in 1957 met het boren van de put SCH313, een put die werd geboord als onderdeel van het Schoonebeek olieveld. Momenteel telt het Schoonebeek gasveld 4 gasproductieputten, 1 waterinjectieput, 3 geabandonneerde putten en 2 gesuspendeerde putten. Hieronder bevindt zich de SIM well-put, een put die in het verleden werd gebruikt voor trainingsdoeleinden.

Figuur 4-4. Reservoir kaart met de reservoirlocaties van de putten als cirkels waarbij de producerende gasputten in geel, de gesuspendeerde putten in grijs, de geabandonneerde putten in zwart en de huidige waterinjectieput in blauw zijn aangegeven. De wellsites zijn gemarkeerd als roze vierkanten. Wellsite namen in roze, put namen in zwart.

Aardgasproductie Schoonebeek gasveld Het aardgas uit het Schoonebeek gasveld wordt vanaf de locaties SCH-313 en SCH-447 gewonnen. Het gewonnen aardgas wordt via bestaande infrastructuur naar het landelijke Gasunie netwerk getransporteerd. 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 Nm3 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. 17-1-2023

CE-TOETSING DRENTHE ALTERNATIEVEN

BF5299-IB-RP-CE-OOS

Projectgerelateerd

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 70 bar bedraagt, in het geval dat er geen water geïnjecteerd zou worden.

Figuur 4-5. Historische gasproductie uit het Schoonebeek Zechstein reservoir.

Gaswinning in de toekomst op locatie SCH-313 en op locatie SCH-447 Het Schoonebeek gasveld bevat aardgas van ‘midden zuur’ gehalte. Dit aardgas kan niet afgeleverd worden aan het Gasunie netwerk zonder verdere behandeling of vermenging met ‘zoet gas’. Daarvan is er momenteel onvoldoende beschikbaar in de aangesloten leidingen, waardoor de SCH-gasputten veelal niet produceren. Er is een plan om medio 2023 wel voldoende ‘zoet gas’ te hebben om het Schoonebeek gasveld weer structureler te kunnen produceren. Als gevolg hiervan wordt er rekening gehouden met gasproductie op zowel de locatie SCH-313 als de locatie SCH-447.

4.4.3

Gasproductie in combinatie met waterinjectie

Waterinjectie Het gasveld is voldoende leeg-geproduceerd om er ook water in te kunnen injecteren. Op dit moment vindt al beperkte waterinjectie plaats in put SCH-597 op locatie SCH-447. Het gaat om water dat wordt mee-geproduceerd met de gasproductie in oost-Nederland en betreft momenteel zo’n 60 m3/dag. De injectiviteit van het Zechstein gasreservoir voor injectiewater is goed. 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. Aangezien de mobiliteit van injectiewater 10 tot 100 keer kleiner is dan die van het aardgas, zal de daadwerkelijke injectiecapaciteit waarschijnlijk lager uitvallen. Opslag van productiewater in het Schoonebeek gasveld kan plaatsvinden op de NAM-locaties SCH-447 en SCH-313, waar elk twee nieuwe putten komen en injectiepompen worden geplaatst. Er worden nieuwe leidingen aangelegd naar de bestaande watertransportleiding. Locatie SCH-580 is in beeld als 17-1-2023

CE-TOETSING DRENTHE ALTERNATIEVEN

BF5299-IB-RP-CE-OOS

Projectgerelateerd

reservelocatie en kan worden ingezet indien de totaal benodigde injectiecapaciteit niet gerealiseerd kan worden. Figuur 4-6 geeft het voorstel voor de locaties van waterinjectie in het gasveld Schoonebeek weer.

Figuur 4-6. Voorstel waterinjectie gasveld Schoonebeek

Aardgasproductie in combinatie met waterinjectie Schoonebeek gasveld Ten tijde van de Schoonebeek Herontwikkeling en de Herafweging 2016 werd er nog tot zo’n 300.000 m3/dag gas geproduceerd uit het Schoonebeek gasveld. Maar sinds de operatie van de Gas Zuiverings Installatie (GZI) in Emmen economisch onrendabel werd en deze begin 2018 werd gesloten, is het overgebleven gasproductie potentieel van het Schoonebeek gasveld zeer beperkt. Door het relatief hoge zwavelwaterstof (H2S)-gehalte in het Schoonebeek gasveld is er zeer beperkte capaciteit binnen het overgebleven productiesysteem om dit te verwerken. In combinatie met hoge waterproductie in de putten kan gasproductie alleen intermitterend plaatsvinden. Echter, mogelijk ontstaan er door de huidige hoge gasprijzen in de toekomst nog mogelijkheden om het zure gas deels weg te mengen met minder zuur gas uit andere velden die voorheen niet langer economisch rendabel waren. Gegeven de specifieke reservoirstructuur van het Schoonebeek gasveld denkt 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.

Injectie vindt momenteel plaats aan de zuidkant van het Schoonebeek gasveld in putten SCH-597 en ENZ-7 (in Duitsland), welke zijn afgeschermd van de gas productieputten door breuken en laaggelegen delen van het reservoir. In een eerder stadium 2010-2014 werd 0,36 miljoen m3 geïnjecteerd in put SCH-580, welke laag op de oostflank ligt van het noordelijke deel van het gasveld, ver weg van de gas productieputten. De NAM-injectie is afgenomen van rond de 200 m3/dag in de periode 2010-2017 tot zo’n 60 m3/dag sinds het sluiten van de GZI in 2018. De injectie in Duitsland vanaf eind 2013 zit gemiddeld rond de 300 m3/dag. De totale cumulatieve waterinjectie in Nederland en Duitsland bedraagt momenteel een kleine 2 miljoen m3. Mogelijke effecten in het Duitse deel van het Schoonebeek gasreservoir Aan de Duitse zijde van het Schoonebeek gasreservoir vindt momenteel geen gasproductie meer plaats, de putten zijn uitgewaterd. Er wordt 1 voormalige gasproductieput gebruikt voor waterinjectie. Tot op heden is de totale waterinjectie in het Schoonebeek gasveld (zowel aan Duitse als Nederlandse zijde) 17-1-2023

CE-TOETSING DRENTHE ALTERNATIEVEN

BF5299-IB-RP-CE-OOS

Projectgerelateerd

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 huidige cumulatieve waterinjectie is minder dan 2 miljoen m3, wat zo’n 2 bar drukstijging oplevert in het veld 2. Dit valt binnen de meetnauwkeurigheid van de reservoirdruk, die wordt beïnvloed door lokale effecten van productie en injectie. Er gelden regels dat de druk nooit hoger mag worden dan de oorspronkelijke reservoirdruk. De drukopbouw in het zuidelijke blok (dat doorloopt tot in Duitsland) wordt in Nederland gemeten in een tweetal putten (SCH-597 en SCH-591) en bij afwijkende drukopbouw kan worden bijgestuurd. De putten in Duitsland liggen weer verder naar het zuiden. 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. 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.

4.5

Waterinjectie in Schoonebeek olieveld

4.5.1

Beschrijving van het olieveld

Het Schoonebeek olieveld wordt gevormd door het Bentheim Zandsteen. Dit is een heel uitgestrekte gesteentelaag waarin zich meerdere olieaccumulaties bevinden (zie onderstaande figuur). De olie zit bovenin de olieaccumulaties 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. Aan de zuidkant strekt het Schoonebeek olieveld zich 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: NAM Schoonebeek SGDA en Schoonebeek MWDA.

4.5.2

Olieproductie

NAM heeft de westelijke helft van het Schoonebeek veld (SGDA 3) 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.

Als een eerste orde benadering wordt de compressibiliteit van het systeem gegeven door: c = 1/V·V/p Uit de drukdata blijkt dat er wel lokale effecten zijn bij injectie, maar dat deze op termijn uitmiddelen over het gehele gasveld. Het totale gasvoorkomen is grofweg 16 mrd Nm3 oftewel 70 mln Rm3 (V) gegeven de gas expansie factor van 230 Nm3/Rm3. Bij de huidige reservoirdruk van rond de 80 bar is de gascompressibiliteit rond de 1.25·10-2 1/bar (c). Een water injectievolume van 2 mln m3 (V) geeft zo’n 2 bar drukstijging (p). 3 SGDA: Solution Gas Drive Area, het westelijke deel van het totale Schoonebeek olieveld. De SGDA loopt aan de zuidzijde door in het Emlichheim veld in Duitsland. Het oostelijke deel van het Schoonebeek veld wordt aangeduid als MWDA: Main Water Drive Area. Dit gedeelte van het veld is niet herontwikkeld na de abandonment in de jaren ‘90. Het loopt ten oosten van de grens door in het Rühlermohr veld. 2

17-1-2023

CE-TOETSING DRENTHE ALTERNATIEVEN

BF5299-IB-RP-CE-OOS

Projectgerelateerd

Figuur 4-7. Regionaal overzicht van de Bentheim zandsteen, met de olie accumulaties in donkergroen, en de verschillende aquifer systemen in rood, geel, lichtgroen en blauw.

Olieproductie aan de Duitse zijde van het olieveld 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. ▪ 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. 17-1-2023

CE-TOETSING DRENTHE ALTERNATIEVEN

BF5299-IB-RP-CE-OOS

Projectgerelateerd

▪

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).

4.5.3

Opties voor waterinjectie in 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 het productiewater veroorzaakt een te grote overdruk en is zodoende niet mogelijk. Echter in Alternatief 2 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 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. 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. Hiervoor is echter een afspraak tussen NAM en de Duitse operator noodzakelijk. 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. 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. De overige opties zijn hieronder nader uitgewerkt.

17-1-2023

CE-TOETSING DRENTHE ALTERNATIEVEN

BF5299-IB-RP-CE-OOS

Projectgerelateerd

4.5.4

Optie 1: waterinjectie in het oliereservoir

Waterinjectie in het oliereservoir kan plaatsvinden met bestaande putten of met nieuwe putten. ▪ Gebruik van de stoomputten: Het puttenbestand is in de Schoonebeek herontwikkeling geoptimaliseerd voor de hoogste efficiënte van olieproductie. Er is gewerkt met horizontale injectie- en productieputten, die parallel aan elkaar zijn geboord op zo’n 300 m afstand en die zich onder in het reservoir bevinden. Wanneer de stoominjectie wordt vervangen door waterinjectie, blijft het geïnjecteerde water onder in het reservoir, in tegenstelling tot stoom dat onder invloed van zwaartekracht naar boven migreert. Het geïnjecteerde (koude) water stroomt direct vanuit de laaggelegen horizontale injectieput naar de laaggelegen horizontale olieproductieputten toe, onder de bovengelegen olielaag door. Het reservoir binnen dit stroompad wordt afgekoeld, en de warmte boven in het reservoir wordt niet meer nuttig gebruikt. Hierdoor volgt een snelle stijging van de waterfractie in de totale productiestroom, en een sterke afname van de olieproductie. De eerdere investering van stoominjectie om het reservoir op te warmen wordt grotendeels tenietgedaan. Afgezien van afschrijven op de bestaande investering in reservoirwarmte, vereist herinjectie van productiewater ook opnieuw een grote investering in infrastructuur.

De bestaande stoomleidingen die de stoom aanvoeren vanaf de centrale boiler naar de putlocaties zijn niet bestand tegen het zout, de CO2 en de H2S in het injectiewater. Bij hergebruik van de bestaande stoominjectieputten zullen deze leidingen daarom vervangen moeten worden. ▪ Nieuwe waterinjectieputten: er kunnen ook nieuwe waterinjectieputten worden geboord vanaf bestaande NAM-locaties die op de nabijgelegen watertransportleiding kunnen worden aangesloten. Om voldoende druk te kunnen zetten in het veld zijn hiervoor minstens 7 nieuwe putten nodig. Figuur 4-8 laat zien dat de zuidkant van het Schoonbeek veld niet bereikt kan worden vanaf de bestaande locaties, dit deel van het veld zal dan mogelijk wegzakken in productie. 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. af. Hierdoor is bij stopzetting van de stoominjectie de productie nog slechts enkele jaren economisch rendabel.

Als gevolg hiervan wordt de optie waterinjectie in het oliereservoir als niet uitvoerbaar gezien.

17-1-2023

CE-TOETSING DRENTHE ALTERNATIEVEN

BF5299-IB-RP-CE-OOS

Projectgerelateerd

Figuur 4-8. 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. Er zijn 7 nieuwe injectieputten ingetekend als blauwe cirkels vanaf locaties SCH-313 en SCH-447, welke zijn gelegen naast de bestaande afvoerleiding vanaf de OBI richting Twente (lichtblauw).

4.5.5

Optie 2: injectie in aquifer aan oostzijde

Het oostelijke deel van het Schoonebeek olieveld is niet herontwikkeld (MWDA, zie Figuur 4-9). 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. 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 (SGDA, zie Figuur 4-9) en gezamenlijk ingedikt tot de waterstroom die weer in het oostelijk deel wordt geïnjecteerd.

17-1-2023

CE-TOETSING DRENTHE ALTERNATIEVEN

BF5299-IB-RP-CE-OOS

Projectgerelateerd

Figuur 4.9. Schematisch overzicht van mogelijke volume stromen

Op basis van modelresultaten lijkt het waarschijnlijk dat er ten minste 40 miljoen m3 ingedikt water kan worden opgeslagen in het Schoonebeek-Rühle-Bramberge aquifer. De gekozen modelrealisaties laten geen doorbraak zien van het ingedikte zoute water in de nieuw te boren productieputten, gelegen op 4 km afstand van de nieuwe injectieputten. Wel bestaat er binnen de geologische onzekerheid kans op een significante water influx vanuit Duitsland (als gevolg van de over-injectie in het Rühlermoor veld), waardoor er om druk-balans te behouden mogelijk tot wel 20% meer geproduceerd moet worden dan er aan ingedikt water geïnjecteerd kan worden. Bij het Schoonebeek Oost olieveld ligt de huidige druk dicht bij de oorspronkelijke druk en gaat het om enkele honderden geabandonneerde putten. Daarom dient tijdens de operationele fase het risico op lekkage van gas, olie en water geminimaliseerd te worden. Als gevolg van deze onzekerheden en operationele complexiteit is de optie waterinjectie in de aquifer oost van het oliereservoir moeilijk uitvoerbaar, maar wel geschikt om hier te toetsen.

17-1-2023

CE-TOETSING DRENTHE ALTERNATIEVEN

BF5299-IB-RP-CE-OOS

Projectgerelateerd

4.5.6

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). 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. Als gevolg van technische onuitvoerbaarheid wordt de optie waterinjectie in de westzijde van het oliereservoir als niet uitvoerbaar gezien.

4.6

Realiseerbare alternatieven

Bovenstaande bevindingen zijn verwerkt in de uitwerking van de geselecteerde alternatieven. In de volgende hoofdstukken is dit beschreven voor de volgende alternatieven, die vervolgens met de CEmethodiek zijn getoetst: ▪ ▪

▪

Alternatief 1: volledig zuiveren tot zoet water en vast zout (Hoofdstuk 5). Bij Alternatief 1 vindt geen waterinjectie plaats. Alternatief 2: indikken van de waterstroom, circulaire aanpak, brijninjectie in aquifer (Hoofdstuk 6). o Bij Alternatief 2a wordt de zoutwaterstroom ingedikt en wordt het ingedikte water terug geïnjecteerd in een gedeelte van de aquifer oost van het olieveld. o In Alternatief 2b wordt de zoutwaterstroom ook ingedikt en wordt de ingedikte waterstroom geïnjecteerd in het gasveld Schoonebeek. Alternatief 3: waterinjectie in Schoonebeek gasveld (Hoofdstuk 7). Bij Alternatief 3 wordt het volledige volume productiewater in het gasveld Schoonebeek geïnjecteerd.

17-1-2023

CE-TOETSING DRENTHE ALTERNATIEVEN

BF5299-IB-RP-CE-OOS

Projectgerelateerd

Alternatief 1: Volledig zuiveren tot zoet water en vast zout

In dit alternatief wordt het productiewater voorgezuiverd en daarna in 2 stappen ingedampt. Daarbij worden zowel de mijnbouwhulpstoffen als het zout uit het water gehaald. Het gezuiverde water wordt geloosd op het oppervlaktewater (bijvoorbeeld Stieltjeskanaal) in de omgeving van de Oliebehandelingsinstallatie (OBI) of hergebruikt voor stoomproductie. Bij het indampen wordt een grote hoeveelheid vast zout gevormd. Dit zout zal naar verwachting moeten worden gestort. Om ervoor te zorgen dat het zoutproduct zo min mogelijk verontreinigingen bevat (bij voorkeur alleen een mengsel van NaCl en CaCl2 zouten), worden eerst – voor verdampen – andere stoffen uit het productiewater gezuiverd. In dit alternatief moet een nieuwe waterzuiveringsinstallatie worden gebouwd nabij het terrein van de OBI. Opmerkingen bij dit alternatief: ▪ Doordat voldoende zoet water beschikbaar komt na de waterzuivering, is geen of vrijwel geen water uit het oppervlaktewatersysteem nodig. ▪ Voor de realisatietermijn zal een periode van minimaal vier jaar nodig zijn, inclusief het verkrijgen van vergunningen, de bouwfase en het testen en eventueel bijstellen van de waterzuivering.

5.1

Zuiveringstechnieken

Voor het zuiveren tot zoet water en vast zout zijn een viertal stappen nodig. Stap 1: Voorbehandeling Na de scheiding van olie en water in de OBI bevinden zich nog olieachtige stoffen in het productiewater. Met een IGF (in Engels: induced gas flotation) wordt de opdrijvende olie verwijderd. Hierbij wordt coagulant (10 mg/l) toegevoegd. De verwijderde olieachtige stoffen worden teruggevoerd naar de OBI. Door het productiewater vervolgens te leiden over een bed van notenschalen (in Engels: nutshell filtration, NSF) worden nog meer olieachtige stoffen verwijderd. Nutshell filters worden regelmatig (bijv. elk uur) “teruggewassen” om de geabsorbeerde olie en solids van het media af te spoelen. Dit kan hydraulisch of mechanisch (het bed oproeren met mixer). Het bedmateriaal wordt regelmatig aangevuld door vers materiaal4. Deze combinatie van technieken zorgt ervoor dat deze olieachtige stoffen zoveel mogelijk uit het water worden gehaald, tot onder 5 mg/l, ter bescherming van de vervolgstappen. Het voorgereinigde productiewater wordt vervolgens aangezuurd met HCl (ongeveer 440 mg/l) om de pH te verlagen tot ongeveer 5,5. Aangezuurd productiewater wordt daarna opgewarmd tot ongeveer 100 C met restwarmte uit kristallisatie en ‘gestript’ door een kleine hoeveelheid stoom (1,25 ton/1.000 m 3 productiewater) door het water te laten borrelen.

Bij dit zogenaamde strippen worden opgeloste gasvormige verbindingen, vooral CO 2 (ongeveer 75%), H2S en aromatische koolwaterstoffen, uit het water verwijderd. Deze gassen (ook wel stripgassen genoemd) worden teruggevoerd naar de OBI, waar het stripgas wordt ontzwaveld in een Thiopaq unit (verwijdering H2S met meer dan 99% verwijderingsrendement). De afgevangen H2S wordt daarbij omgezet in een extern afzetbare zwavelcake. Het ontzwavelde stripgas wordt daarna afgekoeld, waardoor waterdamp uit het stripgas condenseert en wateroplosbare stoffen in het stripgas, zoals NH 3, worden verwijderd (NH3 zou NOx worden bij verbranding in de ketel). Het gekoelde stripgas wordt daarna verbrand in de stoomboiler op het OBI-terrein. Het condensaat wordt extern verwerkt.

Nutshell filters worden regelmatig (bijv. elk uur) “teruggewassen” om de geabsorbeerde (dus niet zozeer geadsorbeerde) olie en solids van het media af te spoelen. Dit kan hydraulisch of mechanisch (het bed oproeren met mixer). Hierdoor dient jaarlijks een deel van het bedmateriaal (10-15%), te worden aangevuld. 4

17-1-2023

CE-TOETSING DRENTHE ALTERNATIEVEN

BF5299-IB-RP-CE-OOS

Projectgerelateerd

Stap 2: concentratie van zouten door toepassing van MVR Voor de eerste indampstap is gekozen voor een zuivering volgens het principe van mechanische damprecompressie (in Engels: Mechanical Vapour Recompression, MVR). Deze techniek wordt bijvoorbeeld ook toegepast bij Wintershall in Emlichheim voor het terugwinnen van schoon water uit productiewater. Afweging membraantechniek (omgekeerde osmose) In de olie- en gaswereld wordt de toepassing van MVR als bewezen techniek gezien. Bij ontzilting van zeewater, waarbij eveneens grote hoeveelheden zout uit het water wordt gehaald, wordt daarentegen vaak gebruik gemaakt van membraantechnieken. De aanwezigheid van een aantal stoffen, zoals Calcium, Magnesium, H2S, BTEX en nutriënten brengt een risico van membraanvervuiling met zich mee. Voor dit alternatief is daarom uitgegaan van MVR. Membraantechnologie wordt inmiddels wel toepasbaar geacht als onderdeel van de waterzuivering bij het indikken van het productiewater (zie Alternatief 2).

MVR is een thermodynamisch efficiënte wijze van verdamping. Het maakt gebruik van een elektrisch aangedreven warmtepomp in de vorm van een compressor, die ervoor zorgt dat de warmte tussen de verdampingsstap en de condensatiestap in het systeem uitgewisseld wordt. Deze warmte wordt overgedragen. Voor aandrijving van de compressor van de MVR is ongeveer 20 kWh e/m3 destillaat nodig5. Het gestripte productiewater wordt in het MVR-proces ingedampt tot een geconcentreerde zoutoplossing (brijn) met een zoutconcentratie van ongeveer 200 g/l. Niet-vluchtige componenten, waaronder zouten, natuurlijke radio-isotopen6, zware metalen, enkele organische verbindingen en niet-vluchtige hulpstoffen, blijven achter in de geconcentreerde brijn en zullen ook in het zout terecht komen. Het na strippen nog in het productiewater aanwezige ammoniak zal voor het overgrote deel (meer dan 90%) in het zout achterblijven. Stap 3: Kristallisatie van zout Het geconcentreerde brijn wordt verder ingedampt (kristallisatie) met als warmtebron stoom uit de stoomboiler op het OBI-terrein. Door verder indampen neemt de zoutconcentratie toe tot boven de verzadigingsconcentratie van het zout in de oplossing. Daardoor ontstaat neerslag van zoutkristallen, die met een centrifuge worden afgescheiden tot een vast product met een droge stofgehalte van 90%.

Het geproduceerde zout is een mengsel van voornamelijk NaCl (77%) en CaCl2 (14%). Eventuele in productiewater aanwezige hulpstoffen (coagulant, anti-corrosievloeistof, biocide, emulsiebreker) gaan deels met het geproduceerde zout mee. De verwachting is dat een deel geadsorbeerd zal zijn op de natte vaste stof, maar dat een ander deel gewoon in oplossing zal blijven. Met het oog op energie-efficiëntie wordt bij het indampen gebruik gemaakt van thermische damprecompressie (In Engels: Thermal vapour recompression of TVR). Hierbij wordt de bij indampen vrijkomende waterdamp (ongeveer 100 C, 1 bar(a)) gemengd met verse stoom van de stoomboiler op het OBI-terrein (300 °C, 30 bar(a)), waardoor lagedruk stoom ontstaat. In deze analyse is op basis van de druk en temperatuur van de verse stoom uitgegaan van een mengverhouding verse stoom: waterdamp van 1 staat tot 2. De gevormde lagedruk stoom wordt vervolgens voor twee-derde gerecirculeerd en gebruikt om warmte te leveren voor kristallisatie. De resterende gevormde lagedruk-stoom wordt gebruikt om productiewater voor te verwarmen en te strippen.

In de Herafweging 2016 is een specifiek gebruik van 60 kWhe/m3 destillaat. In deze waarde werd echter geen rekening gehouden met mogelijkheden voor energieoptimalisatie, met name voorverwarmen van productiewater voor ontgassing. 6 Radioactieve stoffen komen in het productiewater voor in niet meldingsplichtige concentraties van natuurlijke radio-isotopen. 17-1-2023

CE-TOETSING DRENTHE ALTERNATIEVEN

BF5299-IB-RP-CE-OOS

Projectgerelateerd

Stap 4: destillaat nabehandeling Het destillaat van MVR en het condensaat van kristallisatie worden nabehandeld met ClO2 en adsorptie aan actieve kool: • Nog aanwezige opgeloste sulfide wordt chemisch geoxideerd met ClO 2. De reactieproducten – sulfaat en chloride – zijn onschadelijk. • Actieve kool wordt gebruikt voor de verwijdering van nog aanwezige aromatische koolwaterstoffen. Er wordt in eerste instantie van uitgegaan dat de gebruikte actieve kool extern wordt geregenereerd. De concentraties aan zouten en ammoniak in het nabehandelde water bedragen naar schatting respectievelijk 50 mg/l en 2-3 mg/l en zijn daarmee aanzienlijk lager en vergelijkbaar met de concentraties van zouten (minder dan 300 mg/l) en ammoniak (minder dan 2,8 mg/l) in het Stieltjeskanaal De hoeveelheid te lozen gezuiverd water bedraagt maximaal ongeveer 6.500 m3 per dag. Ter vergelijking: de hoeveelheid effluent bij de ultra-puur waterfabriek bedraagt ongeveer 10.000 m3 per dag. Het lozingspunt zal in overleg met het waterschap worden vastgesteld, zodat het ontvangende watersysteem zo min mogelijk verstoord raakt. Vooralsnog wordt aangehouden dat het gezuiverde water op Stieltjeskanaal kan worden afgevoerd.

5.2

Afvoer reststoffen en varianten voor zout

De reststoffen bestaan uit twee groepen, gezuiverd vast zoutproduct en een kleine spuistroom van ingedikt concentraat met reststoffen (organische componenten, zoals oliehoudend slib en ammoniak). Deze kleine spuistroom dient per tanker of vrachtwagen te worden afgevoerd en verwerkt door commerciële partijen. De hoeveelheid gemengd zoutproduct bedraagt eerst 100-105 ton per dag (90% droge stof). Op basis van de huidige verwachtingen wordt er tot het einde van de oliewinning gemiddeld 70-75 ton per dag totaal zout (TDS) met het productiewater aangevoerd. Om een indicatie te krijgen van de benodigde hoeveelheid transport, kan worden uitgegaan van de afvoer van 70 ton per vrachtwagen. Het zout zal vanwege de aanwezigheid van zware metalen en aardalkalimetalen (met name strontium, barium)7 en omdat het bestaat uit (zeer) goed oplosbare zouten naar verwachting in een stortplaats 8, een ondergrondse zoutmijn of vergelijkbare inrichting moeten worden ondergebracht. Dit vergt een aanzienlijke hoeveelheid ruimte, maar zal mogelijk ook hoge kosten met zich meebrengen. De opslag van zouten uit rookgasreiniging bij afvalverbrandingsinstallaties in een zoutmijn kost momenteel ongeveer € 150/ton zout en zal naar verwachting duurder worden. Bij hetzelfde storttarief voor eindberging van de zouten uit productiewater bedragen de totale kosten ongeveer € 85 miljoen.

Zie ook tabel 3.1 in de Herafweging 2022. De concentraties van strontium en barium zijn naar schatting respectievelijk ongeveer 7 kg/ton zout en 0,5 kg/ton zout. De concentraties van andere zware metalen liggen – met uitzondering van die van mangaan – onder de detectiegrens, wat wil zeggen dat deze metalen naar verwachting hooguit in lage concentraties aanwezig zijn. De concentratie van mangaan in zout is naar schatting ongeveer 25 g/ton zout. 8 Een optie voor eindberging met minder zoutbelasting voor oppervlaktewater en grondwater is geconditioneerd storten van het zout in een reguliere stortplaats. Het zout zal hiervoor naar verwachting in big bags met afdekhoes moeten worden verpakt om oplossen tijdens exploitatie van het stortcompartiment te voorkomen. 17-1-2023

CE-TOETSING DRENTHE ALTERNATIEVEN

BF5299-IB-RP-CE-OOS

Projectgerelateerd

5.3

Gebruik van bedrijfsmiddelen en geproduceerde hoeveelheden water en reststoffen

In Tabel 5-1 is een overzicht gegeven van de ontwikkeling in de tijd van het gebruik van chemicaliën en energie en van de geproduceerde hoeveelheden zout en water gedurende de exploitatieperiode van het olieveld. Deze cijfers zijn ook gebruikt in de MKBA. Berekende resultaten in vergelijking met huidige situatie bij waterinjectie Er zijn een aantal verschillen met de voorgaande onderzoeken. De verschillen zijn deels gerelateerd aan verschillen in de vrijkomende hoeveelheden productiewater en het zoutgehalte van het productiewater. Daarnaast zijn er ook verschillen doordat er in dit onderzoek rekening is gehouden met mogelijkheden voor beperking van energiegebruik en met nieuwe inzichten in het functioneren van procesinstallaties. De belangrijkste verschillen zijn: ▪ Productievolume water is 6.500 m3/dag in plaats van 3.000 m3/dag. ▪ Er is een lager specifiek elektriciteitsgebruik aangehouden voor de MVR (20 kWhe/m 3 destillaat in plaats van 60 kWhe/m3 destillaat). In de oorspronkelijke, door NAM uitgevoerde analyse voor het MER in 2006 werd wel al uitgegaan van MVR en kristallisatie met TVR. Er was echter een 'los eindje' betreffende de met de TVR geproduceerde lage druk stoom. Hiervoor was in de oorspronkelijke opzet geen toepassing voorzien.

In deze analyse is aangenomen dat de stoom wordt gebruikt voor het 'voorverwarmen' van productiewater tot de operationele temperatuur van de MVR. Door voorverwarmen kan het elektriciteitsgebruik van de MVR lager zijn. ▪ Bij Alternatief 1 wordt geen H2S-binder toegepast op de productielocaties. H 2S-binder ontbreekt daarom ook in de lijst van mijnbouwhulpstoffen in Tabel 5-1. De reden hiervoor is dat de H2S-binder achterblijft in het gezuiverde water. De consequentie daarvan is dat het water niet op oppervlaktewater zou mogen worden geloosd. De afwezigheid van H2S-binder moet worden opgelost door de pijpleidingen van de productielocaties naar de OBI te vervangen door hoogwaardiger staal, zodat H2S-binder niet meer gebruikt hoeft te worden. ▪ De consumptie van ClO2 is ongeveer 8 maal lager ingeschat. In dit onderzoek is op basis van praktijkervaringen bij bijvoorbeeld raffinaderijen aangehouden dat niet 10% maar 90% van de H2S bij strippen van productiewater wordt afgevoerd in het stripgas, waardoor ook de ClO 2-consumptie voor oxidatie van resterende H2S ongeveer 8 maal lager is geschat. ▪ Strippen van destillaat met stoom om ammoniak te verwijderen kan achterwege blijven. Aanzuren van productiewater (pH = 4) voorafgaand aan indampen in de MVR leidt ertoe dat ammoniak voor meer dan 90% als NH4+ in het zoutconcentraat achterblijft.

Door het achterblijven van NH3/NH4+ in het zout kan strippen met stoom achterwege blijven en kan de daaraan gerelateerde consumptie van NaOH en HCl worden vermeden.

17-1-2023

CE-TOETSING DRENTHE ALTERNATIEVEN

BF5299-IB-RP-CE-OOS

Projectgerelateerd

Tabel 5-1. Ontwikkeling in de tijd van het gebruik van chemicaliën en energie Jaar 1

Jaar 2

Jaar 3

Jaar 4

Jaar 5

Jaar 6

Jaar 7

Jaar 8

Jaar 9

Jaar 10

Jaar 11

Jaar 12

Jaar 13

Jaar 14

Jaar 15

Jaar 16

Jaar 17

Jaar 18

• Anti-corrosievloeistof, ton/jaar

106

122

126

• Biocide, ton/jaar

• Emulsiebreker, ton/jaar

0,01

0,02

0,03

0,04

0,05

• HCl consumptie voor aanzuren, ton/jaar

205

458

465

671

878

1.008

1.038

• NaOH (100%) voor ontzwaveling, ton/jaar

101

110

115

119

122

124

125

126

127

128

129

BF5299-IB-RP-CE-OOS

Mijnbouwhulpstoffen

Flotatie • Coagulant consumptie, ton/jaar Filtratie • Elektriciteit consumptie, MWhe/jaar Ontgassen

Voorverwarmen van 50 tot 100 °C

kton stoom/jaar

MVR • Elektriciteit consumptie, GWhm/jaar Kristallisatie • ton stoom/jaar toegevoerd

17-1-2023

CE-TOETSING DRENTHE ALTERNATIEVEN

Projectgerelateerd

Jaar 1

Jaar 2

Jaar 3

Jaar 4

Jaar 5

Jaar 6

Jaar 7

Jaar 8

Jaar 9

Jaar 10

Jaar 11

Jaar 12

Jaar 13

Jaar 14

Jaar 15

Jaar 16

Jaar 17

Jaar 18

• Destillaat, 1.000 m3/jaar

468

1.044

1.061

1.530

2.004

2.300

2.369

2.370

• Reststoffen (90% d.s.), ton/jaar

BF5299-IB-RP-CE-OOS

H2S-oxidatie • ClO2-consumptie, ton/jaar Jaarproductie

17-1-2023

CE-TOETSING DRENTHE ALTERNATIEVEN

Projectgerelateerd

5.4

Optimalisatieopties in productafzet

Variant 1: Hergebruik zout Omdat blijkt dat voor het gemengde product op voorhand geen nuttige toepassingen bekend zijn, is bekeken of met een andere zuivering mogelijk wel een herbruikbaar en verkoopbaar zoutproduct kan worden gemaakt. Kansen voor hergebruik nemen toe, als de zuiveringsfabriek wordt uitgebreid met een onthardingsstap waarin ongewenste zouten als strontium, barium en radium door reactie met CO 2 uit het productiewater worden gehaald. De CO2 zou bijvoorbeeld kunnen worden onttrokken uit het met de olie mee geproduceerde aardgas9 en uit stripgas. Hierbij resteert nog wel een product met voornamelijk magnesiumzouten en strontiumzouten dat mogelijk alsnog gestort 10 moeten worden. Een deel van de in het productiewater aanwezige calcium kan mogelijk als zuivere en verkoopbare kalksteen worden afgescheiden in een tweede onthardingsstap. Er blijft een zoutoplossing over met een hoog gehalte aan NaCl (keukenzout) en met lagere concentraties van KCl en sporen van olie, aromatische en polaire koolwaterstoffen, zware metalen, H2S, NH3 en mijnbouwhulpstoffen. Dit zoutmengsel zou mogelijk kunnen worden opgewerkt tot strooizout (> 97% NaCl) 11. Dit is vooralsnog niet het geval en de Rijksoverheid heeft niet aangegeven dit te willen overwegen, zodat het alternatief hier niet op kan worden gebaseerd.

De variant op kristallisatie met een herbruikbaar product kent een aantal voor- en nadelen ten opzichte van Alternatief 1 waarbij het zout moet worden gestort. De voordelen zijn: ▪ Potentieel sterke beperking van het te storten volume (tot 15%); ▪ Vanwege de onthardingsstap is mogelijk membraantechnologie toepasbaar in plaats van de MVR. Dit geeft een significante reductie in energieverbruik; ▪ Mogelijke verkoop van kalksteen en strooizout. De nadelen zijn: ▪ Fors hogere investeringskosten vanwege de extra onthardingsstap en de daarmee gemoeide installaties; ▪ Hogere storingsgevoeligheid van de installatie met daardoor grotere kans op ongewenste kwaliteitsvariaties, waarbij geldt dat de kwaliteit van het geleverde strooizout in Nederland moet voldoen aan strenge regels. De kwaliteitseisen leiden bij deze variaties tot extra investeringen in buffers en opslagfaciliteiten waarmee de kwaliteit kan worden gecorrigeerd; ▪ Toetreding van NAM tot een seizoensgebonden competitieve zoutmarkt – bij afzet van NaCl als strooizout – met een gerede kans dat afzet van het zout onderbrekingen kent. Met name de laatste factor maakt het daadwerkelijk hergebruik van strooizout onzeker. Als de oliewinning Schoonebeek regelmatig en gecontroleerd moet verlopen, dan zal ook de verkoop en fysieke afname/transport van kalksteen en strooizout ongestoord moeten verlopen.

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 12, wordt grootschalige opslag waarschijnlijk. 9

Ongeveer 8.000 ton/jaar. Strontium wordt commercieel gebruikt in bijvoorbeeld vuurwerk, ferriet magneten en tandpasta voor gevoelige tanden. 11 Een andere, niet verder verkende mogelijke optie is opwerking van het zout na ontharding tot hoogzuiver NaCl dat geschikt is als grondstof voor Cl2-productie bij Nobian of Sabic in Bergen op Zoom. Bij Sabic in Bergen op Zoom wordt een afvalbrijn uit NaCl elektrolyse opgewerkt met oog op hergebruik met een in een aantal achtereenvolgende actieve kool filters en een ionenwisselaar. 12 De gemiddelde strooizoutconsumptie in Nederland bedraagt ongeveer 100.000 ton/jaar. De hoeveelheid NaCl in productiewater bedraagt maximaal ongeveer 25.000 ton/jaar en neemt af tot gemiddeld ongeveer 20.000 – 22.000 ton/jaar. CE-TOETSING DRENTHE ALTERNATIEVEN 17-1-2023 BF5299-IB-RP-CE-OOS 42 10

Projectgerelateerd

Op basis van het bovenstaande wordt de aanvullende zuiveringsstap als optimalisatie bij Alternatief 1 gezien. De optimalisatie heeft voor NAM nog te veel technische en commerciële risico’s om als haalbaar alternatief te worden beschouwd en is daarom niet meegenomen in de afweging. Variant 2: Hergebruik zoet water (destillaat) Het geproduceerde zoet water (ofwel destillaat) uit MVR en kristallisatie is naar verwachting zo zuiver dat het op oppervlaktewater kan worden geloosd. Gezien de lage belasting met verontreinigende stoffen is het waarschijnlijk mogelijk om het te hergebruiken in landbouw, glastuinbouw bij buurtschap Amsterdamscheveld of voor productie van ketelvoedingswater voor de stoomboiler op het OBI-terrein of eventuele klanten op het industrieterrein De Vierslagen.

17-1-2023

CE-TOETSING DRENTHE ALTERNATIEVEN

BF5299-IB-RP-CE-OOS

Projectgerelateerd

Alternatief 2: indikken van de waterstroom

Bij alternatief 2 wordt het productiewater met behulp van een zuiveringsstap ingedikt. Vervolgens wordt het schone zoete water hergebruikt voor stoomproductie, terwijl de geconcentreerde zoutwaterstroom (brijn) wordt geinjecteerd in de diepe ondergrond. Voor de waterinjectie zijn er twee mogelijkheden, injectie in de aquifer van het olieveld in Schoonebeek Oost op circa 800 meter diepte (Alternatief 2a) of injectie in het Schoonebeek gasveld op circa 3.000 meter (Alternatief 2b). Kenmerken van de varianten zijn: ▪ Bij Alternatief 2a wordt brijn geïnjecteerd in de aquifer Schoonebeek Oost. Om te voorkomen dat hier de druk teveel oploopt, wordt er uit de reservoir water geproduceerd en samen met het productiewater ingedikt. Als gevolg hiervan dient er een extra wateronttreking in Schoonebeek Oost te komen en zal de waterzuivering worden gebruikt voor het indikken van 8.600 m3 per dag. ▪ Bij Alternatief 2b wordt brijn geïnjecteerd in het Schoonebeek gasveld. De waterzuivering is gedimensioneerd voor het indikken van 6.500 m3 per dag. Onderstaand worden deze aspecten nader toegelicht. Opmerkingen bij dit alternatief: ▪ Doordat voldoende zoet water beschikbaar komt na de waterzuivering, is geen of vrijwel geen water uit het oppervlaktewatersysteem nodig.

▪ Voor de realisatietermijn zal een periode van minimaal vier jaar nodig zijn, inclusief het verkrijgen van vergunningen, het boren van nieuwe putten, de bouwfase voor de locaties en installaties en het testen en eventueel bijstellen van de waterzuivering.

6.1

Waterzuivering

Voor de waterzuivering is een locatie nodig, installaties, leidingen voor de aan- en afvoer van waterstromen en faciliteiten voor onder meer benodigde elektriciteit. NAM heeft een ontwerp gemaakt waarin deze aspecten zijn uitgewerkt, zodat de waterzuivering aansluit op de bestaande componenten van de oliewinning. Waterzuivering koppelen aan de huidige waterfabriek In de huidige situatie wordt effluent vanuit de rioolwaterzuiveringsinstallatie (RWZI) Emmen bij de ultrapuur waterfabriek gezuiverd en geschikt gemaakt voor stoomproductie en wordt het productiewater in de diepe ondergrond gebracht. Het Alternatief Indikken is erop gericht het proces circulair te maken door het productiewater geschikt te maken als bron voor de stoomproductie. Dit vindt plaats door het productiewater te ontdoen van zoutcomponenten en vervolgens bij de ultra-puur waterfabriek aan te bieden om te zuiveren en het zo geschikt te maken voor stoomproductie. Om het productiewater dat vrijkomt vanuit de OBI geschikt te maken voor de ultra-puur waterfabriek, is een extra voorbehandeling nodig. Daarvoor zal een voorbehandelingsinstallatie (in Engels: Water Treatment Unit (WTU)) geplaatst moeten worden.

Waterzuivering aanpassen op specifieke eigenschappen van productiewater De condities waar aan de waterzuivering moet voldoen hebben betrekking op: ▪ De hoeveelheid productiewater, die kan variëren op korte termijn (uitschakelen en inschakelen van de oliewinning) of op langere termijn (periode met lagere of hogere productie);

← Vorig deel Volgend deel →

De tekst is automatisch uit het bestand gehaald en kan afwijken van het origineel (kolommen, tabellen en koppen lopen door elkaar). Het officiële stuk bij de gemeente is leidend. Bron: https://api1.ibabs.eu/publicdownload.aspx?site=Emmen&id=3dbd0c25-bb7b-4432-bf71-c6d183a0620f