De oorlog in Oekraïne zorgt voor een doorbraak in de samenwerking met Duitsland op het gebied van gaswinning in de Noordzee. Nederland en Duitsland boren binnenkort gezamenlijk naar een nieuw gasveld. Staatssecretaris Vijlbrief gaf voor het Nederlandse deel al de vergunningen af en de Duitsers gaan binnenkort ook overstag.
De Duitse overheid werkt aan een versnelde procedure voor de vereiste vergunningen. Een jaar geleden besloot de Duitse deelstaat Nedersaksen geen vergunningen af te geven. Zij maken nu een andere afweging vanwege de oorlog in Oekraïne.
2024 eerste productie
Het productieplatform komt te liggen in de Noordzee, ruim negentien kilometer ten noorden van Schiermonnikoog en Borkum. Er is ook een nieuwe pijpleiding nodig om het gas aan land te krijgen. Ook komt er een kabel naar een Duits windpark in de buurt voor de elektriciteitsvoorziening op het platform. Naar verwachting kan eind 2024 het eerste gas worden geproduceerd.
Lager platform
Er is een uitgebreide rapportage gemaakt over onder andere de milieueffecten. Daaruit blijkt dat aan alle vereiste voorwaarden wordt voldaan. Toch blijven Schiermonnikogers en natuurorganisaties verschillende zorgen houden bij deze gaswinning. Daarom zijn er verschillende aanpassingen gedaan. Zo is het productieplatform een stuk lager waardoor het minder opvalt vanaf het eiland. Ook wordt het platform verder weg geplaatst van een oesterproject, wordt de boorspoeling niet geloosd en reinigt men water dat vrijkomt bij de gasproductie met een extra filter.
RWE en Neptune Energy stappen samen in een consortium om het offshore demonstratieproject H2opZee te ontwikkelen. Vóór 2030 wil het consortium 300 tot 500 megawatt elektrolyzer-capaciteit bouwen op de Noordzee, om met offshore wind groene waterstof te produceren. Deze waterstof wordt vervolgens via een (bestaande) pijpleiding naar land getransporteerd.
Het project is een initiatief van TKI Wind op Zee. H2opZee bestaat uit twee fases. In het tweede kwartaal van dit jaar begint een haalbaarheidsstudie. In deze eerste fase wordt ook een platform opgezet voor kennisdeling met de industrie. Bedrijven kunnen zich aansluiten, bijna veertig relevante organisaties hebben al een support letter getekend. In de tweede fase wordt het project daadwerkelijk gerealiseerd.
PosHYdon
Neptune is met haar Q13a-A platform ook betrokken bij het pilotproject PosHYdon. Op het offshore productieplatform wordt naast gas ook groene waterstof geproduceerd. Daarvoor wordt zeewater op het platform omgezet in gedemineraliseerd water en dit wordt vervolgens met een PEM-elektrolyzer omgezet in waterstof. Daarbij wordt stroom van wind gebruikt. Het project integreert daarmee drie energiesystemen op de Noordzee: offshore wind, offshore gas en offshore waterstof.
Doel van de pilot is om ervaring op te doen met het integreren van werkende energiesystemen op zee en het produceren van waterstof in een offshore omgeving. Wat is de efficiency een elektrolyzer met een variabele voeding vanuit offshore wind? Hoe zit het met de kosten van zowel de installatie offshore als van het onderhoud? Wat doen offshore condities, waaronder zout, met de elektrolyzer?
Lessen
De PosHYdon-installatie heeft een vermogen van 1,25 megawatt en kan dagelijks vijfhonderd kilo groene waterstof produceren. Dit wordt vermengd met het lokaal geproduceerde gas en gaat op die manier via een bestaande gaspijpleiding naar de kust. ‘Met de PosHYdon-pilot zijn we één van de koplopers op het gebied van offshore energie systeemintegratie en hergebruik. De lessen die uit dit project worden geleerd, zijn van toepassing op H2opZee’, aldus Lex de Groot, managing director van Neptune Energy Netherlands.
Zes olie- en gasbedrijven hebben een overeenkomst getekend met Oceaneering Services om gezamenlijk exploratieputten in de Noordzee te ontmantelen. Het is voor het eerst dat er in één campagne putten van zoveel verschillende operators samen worden verwijderd.
NAM, Neptune Energy, ONE-Dyas, Petrogas E&P, TotalEnergies EP Nederland en Wintershall Noordzee willen hun mud line suspension (MLS) putten in de Nederlandse Noordzee ontmantelen. Deze putten zijn geboord voor exploratie, maar nooit in productie genomen. De zes partijen hebben de afgelopen jaren gewerkt aan de voorbereiding van deze eerste gezamenlijke campagne. MLS-putten zijn relatief eenvoudig of gemakkelijker te verwijderen dan putten die zijn aangesloten op een platform, waardoor ze bij uitstek geschikt zijn voor een eerste campagne.
Onderzoek heeft aangetoond dat grotere campagnes leiden tot een efficiëntere uitvoering en kostenbesparingen. Maar ook tot optimale leermogelijkheden en verbeteringen. Samen hebben de partijen daarom een gecombineerde strategie ontwikkeld voor het rigless pluggen en abandonneren van 24 stand-alone MLS-putten, met de mogelijkheid dat er meer putten kunnen worden toegevoegd.
Voorbereidingen
Begin dit jaar begint Oceaneering met de voorbereidingen voor het put- en zeebodemonderzoek. Na het onderzoeken van de put en de zeebodem, gaat het bedrijf aan de slag met het verwijderen van beschermende constructies, tijdelijke afsluitdoppen en putvloeistoffen. Daarna volgt het aanbrengen van cementpluggen in casing of annuli, het snijden en terughalen van conductors, en tot slot de verwijdering van afval. Naar verwachting zal de campagne eind 2023 klaar zijn.
Vorig jaar kondigde Wintershall Noordzee ook al een grootschalig ontmantelingsprogramma in de Noordzee aan. Wintershall sluit 24 putten en verwijdert twee productieplatformen en twee onderzeese installaties. > Lees meer
Een samenwerkingsverband van verschillende partijen uit de offshore sector gaat zich inzetten voor een efficiënte, duurzame manier om offshore installaties en grote maritieme objecten te recyclen en ontmantelen.
De komende decennia bereiken honderden objecten en installaties op zee het einde van hun levenscyclus. Dat varieert van platforms tot schepen en windturbines. De regio Amsterdam-IJmuiden wil daar een rol in spelen. Amsterdam IJmuiden Offshore Ports (AYOP) faciliteert daarom de samenwerking. Deze is DecomMissionBlue genoemd en bestaat uit AYOP-leden die de gehele waardeketen vertegenwoordigen. ‘Door samen te werken, kunnen we een totaalpakket aan oplossingen bieden’, stelt Jurgen Treffers, CFO Koole Contractors en partner van DecomMissionBlue. ‘In het complete proces en door de gehele keten. Van inventarisatie tot hergebruik en van oil major tot staalverwerker.’
Gezamenlijke missie
DecomMissionBlue-partners houden elkaar gefocust op de gezamenlijke missie om processen en infrastructuur te blijven vernieuwen en toe te werken naar een meer duurzame, circulaire en efficiëntere decommissioning. Het bouwen aan een circulaire economie is een belangrijke doelstelling van de regio Amsterdam-IJmuiden. Het recyclen van materialen en hergebruiken van hulpbronnen is daarom een belangrijk aandachtspunt in elk ontmantelingsproject.
DecomMissionBlue is een samenwerking van: BK Ingenieurs, Boskalis Nederland, Building Careers, Koole Contractors/Decom Amsterdam, Mammoet, Port of Amsterdam, Reym, Seafox, Tata Steel en Van Leeuwen Zwanenburg Sloopwerken.
Het Duitse olie- en gasbedrijf Wintershall Dea onderzoekt hoe bestaande gaspijpleidingen in de Noordzee gebruikt kunnen worden voor het transporteren van vloeibaar CO2. Het bedrijf ziet groot potentieel voor CO2-opslag in het Nederlandse gedeelte van de Noordzee, waar 1200 kilometer aan leidingen ligt.
Er ligt meer dan 4800 kilometer pijpleiding in de zuidelijke Noordzee, waarvan 1200 kilometer wordt geëxploiteerd door Wintershall Noordzee in het Nederlandse gedeelte van het water. Delen van dit netwerk zouden voor CO2-transport kunnen worden gebruikt. Wintershall Noordzee exploiteert ook veel uitgeputte reservoirs. Deze zijn potentieel geschikt voor de opslag van CO2. Deskundigen schatten volgens Wintershall dat er ongeveer achthonderd miljoen ton CO2 kan worden opgeslagen in het Nederlands continentaal plat. Dat is genoeg om de volledige jaarlijkse uitstoot van de hele Nederlandse industrie dertig keer op te slaan.
CCS
Voor Wintershall Dea maakt het onderzoek, dat ze samen met de OTH Regensburg Universiteit doet, deel uit van de maatregelen van het bedrijf om de energietransitie te bevorderen. In november 2020 heeft Wintershall Dea zich klimaatdoelstellingen gesteld. Deze omvatten de vermindering van de Scope 1- en Scope 2-emissies van broeikasgassen in alle eigen en niet-eigen geëxploiteerde exploratie- en productieactiviteiten tegen 2030. Na 2030 wil de onderneming haar netto koolstofintensiteit, met inbegrip van de Scope 3-emissies, op significante wijze verminderen. CCS en waterstof zijn daarbij belangrijke technologieën.
Wintershall Noordzee start een grootschalig ontmantelingsprogramma in de Noordzee. In de komende anderhalf jaar sluit Wintershall 24 putten in zowel Nederlandse als Duitse wateren. Daarnaast verwijdert het bedrijf twee productieplatformen en twee onderzeese installaties.
Ontmanteling en het volledig verwijderen van haar assets maakt deel uit van de totale activiteitencyclus van Wintershall Noordzee. Een grootschalige campagne als deze is een efficiënte en effectieve manier voor het bedrijf om aan zijn ontmantelingsverplichtingen te voldoen.
De aanbesteding voor het eerste deel van het programma is gegund aan Swift Drilling. In de afgelopen maanden is de SWIFT 10 jack-up rig aangepast en gereedgemaakt om aan de slag te gaan. De boortoren sluit eerst de twee onderzeese putten in sector P9 op een veilige manier volledig af. Daarna zijn de andere putten aan de beurt.
Recyclen
Onderdeel van dit grootschalige ontmantelingsprogramma is het volledig weghalen van de Q4-A en Q4-B productieplatformen, evenals de P9-A en P9-B onderzeese installaties. Naar verwachting start het bedrijf in het voorjaar van 2022 met deze activiteiten, zodat de eerste campagne in het vierde kwartaal van 2022 kan worden afgerond.
Wintershall Noordzee is sinds 1965 actief in de zuidelijke Noordzee. Sinds die tijd heeft het bedrijf zestien productieplatformen volledig ingesloten en verwijderd. Daarvan zijn zeven topsides hergebruikt op nieuwe locaties in de zuidelijke Noordzee. Een topside is zelfs al twee keer gerecycled.
Afgelopen jaar gaven mijnbouwmaatschappijen vergunningen voor de winning van gas met een oppervlak van ruim 5.500 vierkante kilometer terug aan de Nederlandse overheid. Op zee is het bijna 30 procent van het totale oppervlak aan vergund winningsgebied.
Het grootste deel van de winningsgebieden waarvan afstand is gedaan is onderdeel van grotere vergunningsgebieden, maar enkele vergunde winningsgebieden werden in hun geheel teruggegeven. Daarnaast is het gebied met opsporingsvergunningen op zee acht procent kleiner geworden, wat overeenkomt met 915 vierkante kilmeter. Een overzicht van de wijzigingen is te vinden in het Jaarverslag 2020 Delfstoffen en Aardwarmte 2020.
Snijden
Grosso modo waren de inkomsten uit olie- en gaswinning vóór vorig jaar al lager dan vroeger doordat bestaande velden leeg raken. Dat noopte de bedrijven om de lopende vergunningskosten te beperken tot de bestaande velden. In 2020 zijn de mijnbouwmaatschappijen verder gaan snijden in de kosten. De belangrijkste reden daarvoor is de zeer lage gasprijs van vorig jaar als gevolg van covid-19.
De coronacrisis bemoeilijkte tegelijkertijd het winnen van gas doordat personeel en materiaal lastiger op locatie waren te krijgen. Om kosten te minimaliseren, zullen olie- en gasbedrijven ook de komende twee à drie jaren weinig investeren in nieuwe gasvelden. Tegelijkertijd neemt het aantal investeringen ook af door beperkingen rond de NOx-uitstoot, die de boorkosten opdrijven.
Transitie
Gaswinning in Nederland is nodig om de transitie van fossiele naar duurzame energie de komende jaren mogelijk te maken. Tot er voldoende alternatief is zal de inzet van gas vanwege de grote toename in flexibele energieopwekking nodig zijn. Met name om vraag en aanbod op de energiemarkt te balanceren en de gebouwde omgeving van warmte te voorzien. Naar verwachting duurt de transitie nog zeker twintig jaar.
Door Nederlands gas te gebruiken als er geen alternatieven zijn, hoeft ons land geen gas te importeren. Wat de uitstoot van broeikasgassen beperkt. Bovendien Nederland daarmee minder afhankelijk van andere landen.
Langere termijn
Het is goed voorstelbaar dat mijnbouwmaatschappijen na een aantal jaar weer meer investeren in de winning van olie en gas op de Noordzee. Verschillende factoren dragen daaraan bij. Allereerst nam de Tweede Kamer de verruiming van de investeringsaftrek aan, waardoor investeringen goedkoper worden. Bovendien is er een grote lokale gasvraag na sluiting van het Groningenveld. Daarnaast kan hergebruik van uitgeproduceerde velden financiële ruimte en motivatie geven om ook in gaswinning actief te blijven.
Neptune Energy heeft een contract met Borr Drilling afgesloten voor het uitvoeren van boringen in zowel het Nederlandse als het Britse deel van de Noordzee. Het combineren van de boringen voor beide landen bespaart niet alleen kosten, maar ook emissies. De overeenkomst heeft een contractwaarde van 21,4 miljoen dollar.
Borr Drilling’s Prospector 1 jack-up rig zal de booractiviteiten uitvoeren. Dit platform beschikt over de nieuwste technologieën, waardoor het mogelijk is de koolstof- en stikstofemissies tijdens de activiteiten tot 95 procent te verminderen. Het betreft vier boringen voor Neptune Energy op het Nederlandse deel van de Noordzee. Allereerst een exploratieboring naar ondiep gas (shallow gas), ten tweede een boring van een additionele put in een bestaand veld. En daarna nog twee activiteiten voor het veilig ontmantelen van putten die aan het einde van hun levenscyclus zijn.
De Prospector 1 maakt gebruik van een Selective Catalytic Reduction (SCR)-systeem dat de uitstoot van stikstof (NOx) en koolstof (COx) vermindert. Harvey Snowling. Het contract omvat een optie voor nog een aantal putten, nadat deze eerste boorcampagne van zeven maanden is voltooid.
Nieuw gebied
‘Deze investering in het vinden van een nieuw gasveld laat zien dat we toekomst zien in de gaswinning op de Noordzee’, zegt Michiel van der Most, Directeur van Neptune Subsurface. ‘Dit gas bevindt zich zo’n 200 kilometer ten noorden van Den Helder. Exploratie naar ondiep gas is een nieuw geologisch werkgebied voor Neptune. Het gas zit hier dichterbij de oppervlakte dan de meeste van onze velden en is een mooie aanvulling op ons Nederlandse portfolio. De andere boring gaat om de vierde put in een bestaand veld, waarmee we de levensduur van het veld verlengen en de winning nog efficiënter maken.’
Lex de Groot, Managing Director van Neptune Energy in Nederland is blij met deze activiteiten. ‘Aardgas is in de komende jaren nog een belangrijke energiebron voor Nederland. We kunnen nog niet zonder. Dan is het beter om Nederlands aardgas uit kleine velden op de Noordzee te gebruiken, dan gas uit het buitenland te importeren. Dat geïmporteerde gas heeft namelijk een circa 30 procent hogere CO2-uitstoot. Dat maakt een wereld van verschil voor het milieu.’
Het Duitse Siemens Gamesa en Siemens Energy investeren samen 120 miljoen euro om een elektrolyzer te ontwikkelen die volledig is geïntegreerd in een offshore windmolen. Op die manier kan op zee direct groene waterstof worden gemaakt.
Over een periode van vijf jaar investeert Siemens Gamesa en Siemens Energy 40 miljoen euro in de ontwikkelingen. Siemens Gamesa gaat de krachtigste turbine ter wereld, de SG14-222 DD offshore windturbine, aanpassen om een elektrolysesysteem naadloos te integreren. Siemens Energy gaat een nieuw elektrolyseproduct ontwikkelen om niet alleen tegemoet te komen aan de behoeften van de ruwe maritieme offshore-omgeving en om in perfecte harmonie te zijn met de windturbine, maar ook om een nieuwe competitieve benchmark voor groene waterstof te creëren.
De elektrolyzer komt aan de basis van de windturbine te staan. De ontwikkelingen van de twee bedrijven dienen als proeftuin voor het realiseren van grootschalige kostenefficiënte waterstofproductie.
Voor het project krijgen de bedrijven waarschijnlijk subsidie van de Duitse overheid.
Het Poshydon-project van Nexstep, de samenwerking tussen TNO, Nogepa en EBN, krijgt binnenkort een electrolyser van het Noorse Nel Hydrogen. De in een zeecontainer geplaatste installatie komt op het Q13a-platform van Neptune Energy te staan. Het is de eerste stap in het onderzoek van offshore waterstofproductie met als uiteindelijk doel de aanlanding van windenergie via gasleidingen.
Nexstep, een samenwerkingsverband tussen Energiebeheer Nederland (EBN) en de Nederlandse olie- en gasindustrie (Nogepa), denkt dat de aanlanding van de windenergie een stuk goedkoper kan. De gasinfrastructuur in de Noordzee, die de opbrengsten van de honderdvijftig offshore-productieplatforms aan land brengt, kan namelijk ook waterstof transporteren.
Het onderzoek consortium wil als eerste de offshore productie van waterstof onderzoeken. Daarvoor bestelde men een electrolyser bij het Noorse Nel Hydrogen. De installatie zal in een zeecontainer komen te staan en worden geplaatste op het Q13a-platform van Neptune Energy op ongeveer dertien kilometer voor de kust van Scheveningen. Het voordeel van het Q13a-platform is dat deze al draait op groene stroom via een kabel die van het land komt. Het is dan redelijk eenvoudig om deze stroom te gebruiken om water te splitsen in waterstof en zuurstof.
Pilot
Doel van het onderzoek is met name te kijken hoe een electrolyser zich gedraagt onder invloed van de zware condities op een offshore platform. Hoewel de configuratie niet direct afwijkend van de installaties die op land staan, is nog te weinig bekend over het gedrag bij offshore condities. Directeur Gas Technologie René Peters van TNO: ‘Je hebt op zee toch te maken met zwaardere omstandigheden dan op land. Met veel wind, temperatuurschommelingen, en vooral ook zout en water. We willen graag weten wat dit betekent voor de betrouwbaarheid van de individuele onderdelen. Zijn de degradatieprofielen vergelijkbaar met onshore-installaties of slijten ze wellicht harder? Allemaal vragen die we alleen kunnen beantwoorden door het in de praktijk te testen. Uiteraard geven we ook inzicht in de kosten. We kunnen de installaties in zeecontainers bouwen en bedrijven, maar je zult ze toch moeten aanvoeren en aansluiten.’
Demiwater
Voor de productie van waterstof is gedemineraliseerd water nodig. Uiteraard is water nodig voor de productie van waterstofgas. Daarvoor zal TNO een reverse osmosis-installatie op het platform bouwen dat zeewater omzet in zoetwater. Vooralsnog zal de geproduceerde waterstof nog op het platform zelf worden ingezet. Later wil men ook kijken of het mogelijk is de waterstof aan land te krijgen via bestaande gasleidingen.
De pilot start naar schatting eind 2021.