EINDRAPPORT

Toetsingskader
CO2 –opslag
Beoordeling van een aangereikte
screening methode en toepassing
op een selectie van mogelijke
opslaglocaties voor CO2

Auteur: Peter van der Gaag - Holland Innovation Team, Rotterdam
© Holland Innovation Team, maart 2010

Inhoudsopgave

1. INLEIDING EN VERANTWOORDING ........................................................................................................3
2. BEOORDELING SCREENING METHODE ................................................................................................. 4
4. WORKSHOP EN COMMENTAREN ........................................................................................................... 10
5. TOEPASSING TOETSINGSKADER VOOR BESTAANDE OF NIEUWE OPSLAGLOCATIES........ 11
6. VERGELIJKING VAN LOCATIES (RANKING)....................................................................................... 16
7. BESTAANDE CO2-INJECTIES EN TOEKOMSTIG GEBRUIK.............................................................. 18
8. CONCLUSIES………….................................................................................................................................. 20
9. AANBEVELINGEN…… ................................................................................................................................ 23
BIJLAGEN………………. .................................................................................................................................. 24
Inleiding: Demonstratie in Barendrecht ................................................................................................... 24
Bijlage 1: Small-scale carbon sequestration field test yields significant lessons learned ......................... 26
Bijlage 2: Injection Test System at the Michigan Basin (Diagram) ......................................................... 28
Bijlage 3: Petrobras' CO2 injection project to serve as a test for the pre-salt............................................ 29
Bijlage 4: Success marks CO2 injection into Mt. Simon sandstone MRCSP ........................................... 30
Bijlage 6: Greenville ................................................................................................................................ 32
Bijlage 7: Well test results and reservoir performance for a carbon dioxide injection test in the
Bass Islands Dolomite in the Michigan Basin ........................................................................ 33
Bijlage 8: CO2 Injection Field Tests Begin .............................................................................................. 34
Bijlage 9: Opmerkelijke verandering van feiten in een jonge wetenschap............................................... 36
Bijlage 10: Conclusies en aanbevelingen Van der Gaag et al. 1995 en 1997........................................... 38

LITERATUURLIJST…… .................................................................................................................................. 39
LIJST WEBSITES………. .................................................................................................................................. 43

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

2

1. INLEIDING EN VERANTWOORDING

CO2-opslag is een onderwerp dat de laatste jaren sterk in de belangstelling staat. Voor
voorstanders is het een modus om fossiele brandstoffen schoon te maken (‘schoon fossiel’).
Voor tegenstanders is het een halfslachtige en dure oplossing die extra energie kost en een
groter verbruik van kolen moet legitimeren.
Holland Innovation Team (HIT) is eind maart 2009 door het Ministerie van Economische
Zaken, via het Utrecht Centrum voor Energieonderzoek (UCE) van de Universiteit Utrecht,
gevraagd om een korte studie te verrichten, onder de titel: “Toetsingskader voor CO2-opslag”.
Doel van de studie is om een bestaande screening methode voor CO2-opslag verder te
verdiepen. Deze methode is beschreven in het artikel ‘Screening CO2 storage options in the
Netherlands' van Ramirez et al., gepubliceerd in het International Journal of Greenhouse Gas
Control (2009) 1 . De beoordeling van de methode is vastgelegd in een discussiestuk, dat
voorafgaand aan de workshopverspreid is (d.d. 23 juni 2009). Op 30 juni is een workshop met
deskundigen gehouden aan de Universiteit Utrecht, met als input het discussiestuk en het
oorspronkelijke artikel. Op basis van de discussies tijdens de workshop en later ontvangen
commentaren is de methode toegepast op een geselecteerd aantal opslaglocaties. In het
concept eindrapport is het commentaar dat UCE en TNO hebben gegeven op de draft versie
van het rapport, deels verwerkt. Waar nodig zijn opmerkingen van TNO in de voetnoten
opgenomen.
HIT is van mening dat er diverse manieren zijn om afvang en ondergrondse opberging van
CO2 ter hand te nemen. HIT ondersteunt deze methoden omdat zij kunnen bijdragen aan het
(tijdelijk) oplossen van een urgent klimatologisch probleem. HIT is vanaf 1995 uitgebreid
betrokken geweest bij studies die de mogelijke opslag van CO2 bekijken. Anderzijds
onderkent HIT mogelijke bezwaren die bij de bevolking leven. Er moet zorgvuldig worden
omgegaan met de discussie over voordelen en nadelen.
Met dit rapport hopen wij vanuit onze expertise te kunnen bijdragen aan beleidsontwikkeling
met betrekking tot opslag van CO2. Ook plaatsen we ondergrondse opslag in het kader van
ander gebruik van de ondergrond, zoals enhanced oil and gas recovery en zullen we een aantal
nieuwe mogelijkheden voorstellen. Dit onderdeel valt overigens buiten de kaders van de
onderzoeksopdracht.
HIT hoopt met dit rapport een bijdrage te leveren aan verbeterde inzichten over CO2-opslag in
Nederland.

1

Ramirez, A., Hagedoorn, S., Kramers, L., Wildenborg, T. and Hendriks, C.. Screening CO2 storage options in the Netherlands.
International Journal of Greenhouse Gas Control, In Press, Corrected Proof, Available online 27 November 2009

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

3

2. BEOORDELING SCREENING METHODE
2.1. Inleiding

De auteurs van het artikel ‘Screening CO2 storage options in the Netherlands’ doen een
(goede) eerste poging om een aantal criteria op te stellen waaraan ondergrondse CO2-opslag
moet voldoen.
9
9
9
9
9
9
9
9
9

De capaciteit van de opslag moet tenminste 2Mton (voor aquifers) en 4Mton (voor
gasvelden) bedragen
De dikte van de aquifer moet groter zijn dan 10 meter
De top van de ondergrondse berging moet tenminste op 800 meter liggen
De porositeit van de ondergrondse berging moet tenminste 10% bedragen
De permeabiliteit (doorlatendheid) moet tenminste 200mDarcy bedragen
De dikte van het dakgesteente (caprock) moet groter zijn dan 10 meter
De samenstelling van het dakgesteente moet uit steenzout, anhydriet, schalie of
kleisteen bestaan
De samenstelling van het reservoir moet in het geval van een aquifer bestaan uit
zandsteen (aquifers); in het geval van een gasveld uit zandsteen, kalk of silt
De begindruk van het reservoir moet de hydrostatische druk niet overschrijden

Het is duidelijk dat de parameters die in deze studie ten behoeve van CO2-opslag zijn
gekozen, een rol zullen spelen bij beoordeling van geschiktheid van verschillende locaties. De
waarden wijken in bepaalde gevallen af van waarden die in andere studies worden gekozen. In
een commentaar tijdens de workshop werd opgemerkt dat de focus van het artikel van
Ramirez et al. niet bij deze technische aspecten lag, maar meer bij risicomanagement.
Inmiddels is er eveneens commentaar op dit artikel gekomen van de kant van TNO. 2
2.2. Beoordeling van de parameters van de screening methode

Een eerste beoordeling van de parameters van de screening methode leidt tot de volgende
opmerkingen van HIT:
Capaciteit
Er wordt een minimale CO2-opslagcapaciteit voor gas en olievelden gevraagd van 4 miljoen
ton en minimaal 2 miljoen ton voor opslag in aquifers. Dit is een redelijke aanname. Bij
lagere hoeveelheden zal het eerder om een proef of demonstratie gaan omdat de investering
per ton CO2 in dat geval relatief hoog wordt.
Dikte aquifer
Een minimumdikte van een aquifer van 10 meter als voorwaarde, is naar mening van HIT erg
weinig. Immers een aquifer van 1 km bij 1 km bij tien meter dik zou inderdaad slechts enkele
megatonnen ruimte voor CO2-opslag opleveren. Om het water te verdringen op grote diepte
moet veel arbeid (energie) worden geleverd. Bij een porositeit van 20% zou alle water over
een afstand in alle richtingen van meer dan 500 meter moeten worden weggedrukt.

2

Opmerkingen TNO (januari 2010) op de criteria uit het artikel: Er moet duidelijk onderscheid gemaakt worden tussen
screening (globale inschatting capaciteit in beleidstudies) en haalbaarheidsstudies (individueel). De 200 mDarcy ondergrens
geldt alleen voor aquifers. Dikte dakgesteente: moet veilig zijn, en dat kan ook bij 5 m. De chemische reactie van kalk met CO2
wordt in verschillende landen onderzocht. De begindruk van het reservoir: geen overdruk - geldt alleen voor aquifers.

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

4

Diepte top van de aquifer
Wanneer het criterium 800 meter diepte is genomen omdat CO2 zich op die diepte en bij de
heersende temperatuur als superkritisch gedraagt, lijkt dat een juiste aanname. Andere auteurs
nemen liever een diepte van 1000 meter (Holloway, 2006).
Porositeit en permeabiliteit
Een porositeit van minimaal 10% zal technisch geen beletsel hoeven zijn voor CO2-injectie.
In samenhang met een minimale dikte van 10 meter en een capaciteit van minstens 2 Mton
wordt injectie in een dergelijk kleine aquifer echter wel erg duur, omdat er veel arbeid moet
worden geleverd om het water opzij te drukken.
Dikte van het dakgesteente
Een dikte van 10 meter kan in bepaalde gevallen genoeg zijn. Wanneer het in samenhang
wordt gezien met een dunne aquifer met lage porositeit, zal er over grote afstand geen variatie
in dikte van het dakgesteente mogen optreden. In een sedimentair bekken kunnen snel
wisselende diktes in de verschillende stratigrafische lagen optreden.
Samenstelling van het reservoir
Voor aquifers wordt een zandsteencompositie voorgesteld, voor lege gasreservoirs wordt
zandsteen, kalk of siltstone voorgesteld.
HIT ziet kalk niet als een optie die in dit stadium zou moeten worden meegenomen, immers
kalk (limestone) reageert met CO2. Hiervan is bijvoorbeeld het effect van chemische reacties
onvoldoende bekend. Zandsteen met zo weinig mogelijk kalk zou wat HIT betreft dan eerder
een optie zijn dan kalk (limestone). 3
Begindruk
Reservoirdrukken zijn over het algemeen hydrostatisch. Dat betekent dat bij iedere 10 meter
diepte de vloeistof/gasdruk in het reservoir 1 bar hoger wordt. Bepaalde gasvelden laten
overdruk zien bij aanvang van de exploitatie. We zien dit bijvoorbeeld bij gasvelden onder
dikke steenzoutlagen. Overdruk heerst in voorkomende gevallen al miljoenen jaren in deze
reservoirs. Dit betekent dat de integriteit van deze velden gedurende lange tijd gegarandeerd
is geweest, ook bij aanvoer van aardgas vanuit de dieper gelegen carboon kolenlagen. HIT
vindt initiële overdruk daarom een positieve eigenschap van een dergelijk veld. Hierin wordt
HIT gesteund door een aantal Engelse studies ( o.a. Holloway, 2006).
Het belang van begrijpelijke omschrijvingen van verschillende soorten drukken
In de discussie over CO2-opslag wordt in Nederland sterk de nadruk gelegd op procedures,
vergunningen en toetsingscriteria. Hierbij worden vaak technische aspecten uit het oog
verloren. Zoals de commissie ter beoordeling van de MER opmerkt, is bijvoorbeeld niet altijd
duidelijk wat met druk wordt bedoeld.

3

Het reservoirgesteente van Barendrecht bestaat uit kleiige zandsteen, waarbij de textuur (framework) van de zandsteen
gevormd wordt door kwartskorrels (ongeveer 80%) en ongeveer 20% door kleimineralen (illiet en kaoliniet). (Beantwoording
Toetsingskader CO2 Barendrecht, p.24)

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

5

HIT onderscheidt in analyse en evaluatie van de rapporten die in Nederland zijn verschenen
(o.a. AMESCO, MER Ondergronds opslag CO2 in Barendrecht, Beantwoording Toetskader
Barendrecht) tenminste 7 verschillende drukken die een rol spelen in het proces van CO2opslag, te weten:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.

oorspronkelijke reservoir druk (hydrostatisch tot een overdruk van 30-60 bar)
gesteentedruk / lithostatische druk
hydrostatische druk
druk waarbij CO2 zich superkritisch gedraagt
restdruk van het reservoir voor injectie
druk waarbij CO2 geïnjecteerd wordt
verschil in injectiedruk en restdruk van het veld (bepaalt injectiviteit en daarmee de
snelheid en dus de hoeveelheid van het ingebrachte CO2).

Volgens de adviescommissie MER geven verschillende websites en rapporten weinig
uitsluitsel over de terminologie met betrekking tot de verschillende uitdrukkingen voor
heersende drukken. Zie het volgende citaat (AMESCO):
“Geen verplaatsing”
De kans dat CO2 zich gaat verplaatsen naar andere gesteentelagen in de ondergrond is
nihil. De CO2 wordt namelijk op dezelfde druk gebracht als het aardgas dat er
oorspronkelijk zat. Daarmee is er geen overdruk of onderdruk tussen de lagen die ertoe
kan leiden dat CO2 zich gaat verplaatsen. Dit is ook onderzocht door TNO-NITG en zij
komen tot dezelfde conclusie.”
We geven een voorbeeld hoe druk een reservoir kan beïnvloeden/veranderen:
Wanneer CO2 (altijd met een hogere druk dan de restdruk van het reservoir) wordt
geïnjecteerd, dan zal het CO2 expanderen, hetgeen tot koeling leidt (Joule Thompson cooling).
Eén van de belangrijkste parameters van de injectie is dan ook het verschil tussen injectiedruk
en restdruk/onderdruk in het reservoir. Wanneer dit verschil groot kunnen temperatuur
effecten ontstaan. Wanneer het verschil klein is, neemt de injectiviteit af en wordt het lege
gasreservoir langzamer gevuld. De vraag is dan legitiem of de gewenste hoeveelheid CO2 per
tijdseenheid wel in het reservoir gaat zonder hoge drukken te gebruiken die tot ongewenste
neveneffecten kan leiden, zoals het reactiveren van breukzones. TNO vindt dat er geen
temperatuureffecten kunnen optreden. 4
Het is derhalve van groot belang dat duidelijk is, wat de waarde is van de belangrijkste
drukken bij een demo project. De injectiedruk, de huidige druk van het reservoir en het
verschil van de injectiedruk en de restdruk zijn belangrijke parameters. Deze parameters zijn
niet ingebouwd in de screening methode, maar dienen onderdeel te vormen van een
haalbaarheidsstudie bij een concreet opslagveld.
Temperatuur
Ook over het belang van (verschil in) temperatuur is in de verschillende rapporten
(AMESCO, startnotitie MER Ondergronds opslag CO2 in Barendrecht) weinig terug te
4 Volgens TNO (commentaar op dit rapport, januari 2010) zal er geen Joule-Thompson koeling optreden tijdens injectie, door de
lage warmtecapaciteit van CO2 en de hoge warmtecapaciteit van het reservoir. De snelle expansie wordt tegengewerkt door de
permeabiliteit van het reservoir, terwijl de druk op peil blijft door doorgaande injectie. Tijdens constante injectie loopt de
temperatuur rondom de injectieput langzaam naar de temperatuur van de geïnjecteerde CO2.

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

6

vinden. Bij snelle afkoeling kan de permeabiliteit worden verlaagd – bijvoorbeeld door
bevriezing van achtergebleven of ingestroomd water. HIT heeft in correspondentie met
experts aandacht gevraagd voor het feit dat door afkoeling de concentratie van zout in het
formatiewater oververzadigd kan raken en neerslaat, met mogelijke gevolgen voor de
permeabiliteit.
2.3. Evaluatie en aanbeveling

Na evaluatie van in Nederland uitgebrachte rapporten over CO2-opslag is HIT van mening dat
er meer aandacht moet worden besteed aan (oorspronkelijke) drukken en temperaturen. Dit
wordt wel gedaan bij ieder individueel veld, maar volgens HIT wordt niet gekeken of er
overdrukken in een regio aanwezig zijn of juist onder een bepaalde gesteentelaag. Overigens
wordt vastgesteld dat oliemaatschappijen en boormaatschappijen goed naar druk- en
temperatuurwisselingen kijken. Ook Shell heeft hierover uitgebreid nagedacht (zie startnotitie
MER Ondergronds opslag CO2 in Barendrecht).
Bij selectie van een geschikt veld wordt aanbevolen om naast de veranderde parameters als
drukval, gasproductie per tijdsinhoud, compactie en hun samenhang en daarvan afgeleide
parameters als afnemende permeabiliteit en porositeit ook de parameters van de injectie
(injectiedruk en temperatuur) als selectiecriteria mee te nemen.
HIT vindt het belangrijk om de effecten van veranderende parameters door gaswinning en hun
samenhang te evalueren. Dit wordt in het volgende hoofdstuk behandeld. In de noot wordt een
voorbeeld gegeven. 5

5 Wanneer een gasveld geen water bevat en sterk compacteert, zal de permeabiliteit afnemen. Om er eenzelfde hoeveelheid
CO2 in op te bergen als bij een veld dat niet is gecompacteerd, zal de injectiedruk hoger moeten zijn. Daar waar geen
compactie is maar sterke aquiferwerking, wordt geadviseerd het gasveld slechts voor 65% te vullen (Holloway 2006).

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

7

3. SAMENHANG VAN DE PARAMETERS
3.1. Samenhang

HIT ziet bij de 10 gekozen parameters een duidelijke onderlinge samenhang, die belangrijk is
bij de evaluatie van de geschiktheid van gasvelden en aquifers voor CO2-opslag. Dit kan het
beste aan de hand van onderstaande voorbeelden worden toegelicht.
Een aquifer met een dikte van 10 meter, porositeit van 10% en een permeabiliteit van
200mDarcy op 2000 meter zal een hydrostatische druk laten zien van 200 bar. Om in dit
reservoir CO2 te krijgen, zal het aanwezige water opzij moeten worden gedrongen, wat met
hogere druk gepaard zal moeten gaan dan in het geval van een aquifer op diepte van 800
meter. (Dit voorbeeld toont de samenhang van porositeit, diepte en permeabiliteit.)
Gasreservoirs in Nederland laten drukken zien die variëren van hydrostatisch tot overdrukken
tot 50 bar. Bij een evaluatie zien we dat gasreservoirs die hoge drukken vertonen, worden
afgesloten door een dikke zoutlaag (tot honderden meters). Steenzout is plastisch (een lage
viscositeit) en op diepte vinden we daarom geen breuken in het steenzout. Steenzout is
ondoordringbaar voor gassen en vloeistoffen en vormt als zodanig een ondoordringbare laag.
Bij toevoer van gas uit het carboon is kennelijk de druk in bepaalde velden opgelopen tot
overdruk. Bij gasvelden in het westen van het land die geen dakgesteente tonen van zout,
treffen we geen of nauwelijks overdruk aan (er zijn uitzonderingen waar overdruk is en geen
steenzout).
Wat ons betreft is het een legitieme conclusie te veronderstellen dat een steenzout dak een
beter dakgesteente is dan een dakgesteente van een andere samenstelling omdat gasreservoir
onder dikke zoutlagen vaker overdruk laten zien dan gasreservoirs onder andere gesteenten
(Dit voorbeeld toont de samenhang van reservoirdruk 6 en samenstelling en dikte van het
dakgesteente).
3.2. Parameters gebruikt in andere landen

In de Engelse studies naar geschiktheid van reservoirs, worden als belangrijke technische
parameters beschouwd:
(a) Onderverdeling in subreservoirs (een gasveld toont vaak verschillende compartimenten
(blokken) 7 .
(b) Aquiferwerking (in hoeverre heeft het water de plaats ingenomen van het gewonnen
gas); dit kan gebeuren omdat de druk in het reservoir afneemt bij winning en water de plaats
probeert in te nemen van het gas, de plaats waar nu minder druk heerst. Met andere woorden
het aanwezige formatiewater stroomt langzaam naar boven naar de plaats waar voorheen gas
of olie zat.

6 Overdruk van een reservoir bewijst dat het reservoir deze druk aan kan en dat er ook bij injectiedrukken een grotere
veiligheidsmarge is.
7 Citaat: “Some of Rotliegendes gas reservoirs are highly compartmentalised. That is to say they are divided into compartments
by faults that act as permeability barriers. This is significant because each compartment is likely to require a separate CO2
injection well, adding to the cost of storage. By contrast, the Triassic reservoirs do not appear to be significantly
compartmentalised.” INDUSTRIAL CARBON DIOXIDE EMISSIONS AND CARBON DIOXIDE STORAGE POTENTIAL IN THE
UK Report No. COAL R308 DTI/Pub URN 06/2027 October 2006

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

8

Het bestaan van compartimenten is een ongunstige eigenschap, terwijl het ontbreken van
aquiferwerking juist een gunstige eigenschap is. Kosten worden hoger door compartimentatie
omdat er meer injectieputten nodig zijn. Daarom is bijvoorbeeld het Botlek-veld met 1 boring
in dit opzicht geschikter dan het Ziedewij-veld. (Zie ook hoofdstuk 6.)
Opvalt dat in de landen waar al CO2 wordt geïnjecteerd maar ook in landen waar alleen nog
studies worden uitgevoerd meer waarde wordt gehecht aan technische parameters als
temperatuur, druk, viscositeit, injectiviteit dan in Nederland. De NOGEPA studies laten wat
dat betreft wel technische parameters de revue passeren.
3.3. Veranderingen van parameters door gaswinning

HIT acht een aanpak die de veranderingen meeneemt die een gasveld heeft ondergaan tijdens
exploitatie in een toetsingskader juist. Immers tijdens de olie/gaswinning ontstaat er
verandering in een situatie die gedurende miljoenen jaren dezelfde is geweest.
Er vinden belangrijke processen plaats tijdens de gaswinning. Er wordt massa uit de
ondergrond genomen. Dit leidt tot drukverlaging in het reservoir. Er vindt compactie plaats in
het reservoir, dit vertaalt zich in bodemdaling aan het maaiveld -- soms direct, in bepaalde
gevallen met vertraging. Water neemt in bepaalde gasvelden de plaats in van het gewonnen
gas, door toestroom uit de omgeving. In het ene veld is er wel aquiferwerking, in het ander
niet. Omdat er tijdens de gaswinning een instabiele situatie is gecreëerd is het van groot
belang om de veranderingen van het veld in kaart te brengen, immers met het injecteren van
CO2 zal getracht worden andermaal een stabiele situatie te creëren. Het is aan te bevelen om
een zo goed mogelijk overzicht te genereren van de parameters die gedurende of vlak na
exploitatie (gedurende en na de gaswinning) zijn veranderd. De belangrijkste parameters zijn:
1.
2.
3.
4.
5.

gewonnen volume aan gas (per tijdseenheid)
drukafname
compactie (afname in porositeit en permeabiliteit), vaak gerelateerd daaraan
bodemdaling
aquiferwerking

Voor een goed toetsingskader (en eventuele ranking van potentiële opslaglocaties) is het van
belang de samenhang tussen en veranderingen in de parameters van een reservoir als
aanvullend criterium mee te nemen. Gebruik derhalve niet alleen de initiële eigenschappen
van het veld maar ook de verandering na de eerste boring. 8

8 TNO is van mening dat deze parameters deel uit moeten maken van een haalbaarheidsstudie en niet van selectiecriteria. HIT
stelt daartegenover dat in verschillende studies wordt geadviseerd gasvelden met aquiferwerking slechts voor 65% te vullen
(Holloway 2006). Dit betekent dat deze parameter direct van invloed is op het bepalen van de capaciteit van CO2- opslag.

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

9

4. WORKSHOP EN COMMENTAREN

Tijdens de workshop op 30 juni 2009 in Utrecht heeft Ecofys een presentatie gehouden over
de screeningmethode in het artikel van Ramirez et al.. Vervolgens heeft HIT een presentatie
gehouden, met daarin de in de vorige hoofdstukken gegeven aanpassingen (veranderingen van
bestaande parameters en een aantal voorstellen voor nieuwe parameters). De aanwezigen
verklaarden dat de uitgangsstudie (Ramirez et al.) een eerste aanzet was voor het opzetten van
een toetsingskader en dat er wereldwijd nog veel gestudeerd werd. Verder werd gezegd dat er
in Nederland nauwelijks velden waren met overdruk behalve een veld in de Waddenzee en dat
een aantal criteria beschreven in het artikel inderdaad arbitrair gekozen was om een eerste
inventarisatie mogelijk te maken.
Men was van mening dat het wellicht niet juist was om de opdrachtverstrekking aan HIT op
dit artikel te baseren. Naast de onvolkomenheden van de uitgangsstudie was een punt van
kritiek op de opdrachtverlening het feit dat Barendrecht met 800.000 ton niet aan het
screening criterium van minimum opslagcapaciteit voldoet.
De discussie ging vervolgens vooral over het feit of er technische bezwaren zouden kunnen
zijn om in Barendrecht CO2 te injecteren. De aanwezigen zagen hierbij geen grote risico’s.
HIT opperde dat het injecteren van CO2 met een massa van 800.000 ton in een veld waar
voorheen een hoeveelheid aardgas met veel minder massa en over een veel langere tijd is
gewonnen, wel degelijk met risico gepaard gaat.
Afgesproken is dat binnen veertien dagen commentaar zou komen van EZ, SODM, TNO
B&O en Shell. Het commentaar van TNO en B&O is ontvangen op 14 juli. Het commentaar
van EZ is ontvangen op 22 juli. Het commentaar van Shell is ontvangen op 12 november. Van
EDN, VROM, Gaz de France en SODM is geen commentaar ontvangen.

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

10

5. TOEPASSING TOETSINGSKADER VOOR BESTAANDE OF NIEUWE
OPSLAGLOCATIES
5.1. Inleiding

Dit onderdeel betrof het derde gedeelte van de opdracht aan HIT. Tijdens de workshop op 30
juni 2009 is door deelnemers aangegeven dat de parameters van het toetsingskader niet
beschouwd moeten worden als maatgevend. Ze waren een eerste aanzet. Een aantal zaken die
HIT heeft aangegeven vond men zeker van belang en zullen worden meegenomen. De nieuw
aangedragen parameters (geen compartimenten, zo min mogelijk aantal putten, liefst
oorspronkelijke overdruk, geen vermindering van effectieve permeabiliteit) zullen zeker niet
tot gevolg hebben dat CO2-opslag niet meer zal kunnen.
De aanwezigen van de workshop waren van mening dat de opdracht aan HIT wellicht niet
goed is geformuleerd. Desondanks heeft HIT getracht om de genoemde locaties in het kort de
revue te laten passeren. Voor de offshore situatie is gebruik gemaakt van het de studie
‘Potential for CO2 storage in depleted gas fields on the Dutch Continental Shelf’ (2008),
Report number B3157/MD-MV20080582
5.2. Bestaande lokaties

K12B
Dit veld van Gaz de France wordt gebruikt voor opslag van een beperkte hoeveelheid CO2 die
ter plekke wordt afgescheiden van het gewonnen aardgas. Het CO2 wordt op het platform
gewonnen en vervolgens op 4000 m in het gasreservoir geïnjecteerd. Gedurende deze proef
wordt veel geleerd. Het gaat hier om beperkte hoeveelheden; natuurlijk heeft dit te maken met
de beschikbaarheid van het CO2. De afstand van K12B tot onshore CO2-bronnen is groot, er
ontbreekt een infrastructuur en – volgens de huidige schatting met de nu beschikbare
parameters – zullen kosten van CO2-berging daarom hier erg hoog zijn.
Barendrecht
Het Barendrecht-veld (1700 m diepte) lijkt een geschikt veld voor opslag van CO2. Er wordt
slechts 1 put gebruikt, wat duidt op een goede permeabiliteit. Aan een belangrijke voorwaarde
van het toetsingskader wordt niet voldaan door het Barendrecht-veld alleen. De
opslagcapaciteit voor CO2 van het Barendrecht-veld wordt geschat op maximaal 800.000 ton,
terwijl in het toetsingskader wordt gesproken van een minimale capaciteit die hoger moet zijn
dan 4 Mton. Dat neemt niet weg dat het Barendrecht-veld gebruikt zou kunnen worden voor
een demonstratie, juist omdat daardoor in een beperkte periode de complete cyclus van
injectie, opslag, afsluiting plus (enige jaren) monitoring kan plaatsvinden. Samen met het veld
Barendrecht Ziedewij (zie volgende bladzijde) wordt overigens wel ruimschoots aan deze eis
van capaciteit voldaan.
HIT vindt het moeilijk om juiste cijfers te vinden over de winninggeschiedenis en
hoeveelheden, maar die zijn uiteraard bij NAM bekend. Wel is duidelijk dat het Barendrechtveld een grote hoeveelheid water/condensaat produceert en dat de verhouding van
hoeveelheid gas tot de hoeveelheid water varieert.
Dat de hoeveelheid gas belangrijk is, wordt duidelijk in de schatting die in bovengenoemde
studie wordt gedaan over de hoeveelheid CO2 die opgeslagen kan worden wanneer we in
ogenschouw nemen hoeveel gas er is gewonnen. De vastgestelde verhouding is dat voor 1
miljard m3 gas 2,2 tot 3 Mton CO2 kan worden geborgen (NOGEPA 2008).

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

11

Bron: TUD technisch geologisch onderzoek naar CO2 opslag, TA3006, augustus 2009

We lezen in een overigens goed gedocumenteerd afstudeeronderzoek van de TU Delft (2009)
dat de oorspronkelijk geschatte 360 miljoen m3 aanwezig gas naar beneden is bijgesteld tot
285 miljoen m3 (TUD technisch geologisch onderzoek naar CO2 opslag, TA3006, augustus
2009). Op blz 20 van dit rapport staat: “een opmerkelijk verschijnsel is te zien in figuur 4
(Febr. 2007, Shell) dat de druk van het reservoir bijna aan het einde van de injectie iets
boven de initiële reservoirdruk uit zal komen onder aan de injectieput.”
Dit zou betekenen dat er 600-800.000 ton CO2 zou kunnen worden geborgen. De vraag hierbij
is of de druk die hiervoor nodig is nooit aanleiding geeft tot het overschrijden van de
oorspronkelijke reservoirdruk of tot het overschrijden van lokale stressregimes zodat er
aanleiding is voor het ontstaan van (micro) schokjes, zeker wanneer men de injectiedruk door
welke omstandigheden dan ook laat oplopen.
Een korte proef zou de geloofwaardigheid van het model kunnen bevestigen.
Barendrecht Ziedewij
Het veld Barendrecht Ziedewij ligt dichtbij het veld Barendrecht. Echter alle geologische
parameters (de diepte, het reservoirgesteente, het dakgesteente, de temperatuur) verschillen
van die in het veld Barendrecht, zoals blijkt uit de haalbaarheidsstudie waaraan het veld is
onderworpen. Dat betekent dat de resultaten van het vullen van het Barendrecht-veld niet éénop-één kunnen worden vertaald naar het veld Barendrecht Ziedewij. Verder is er een aantal
putten geboord, waarvan de status niet duidelijk is (zie dinoloket van TNO). Er wordt volgens
de TU Delft (2009) uit 4 putten geproduceerd en het veld is in 2014 uitgeproduceerd.
De Lier
Er is een groot aantal putten geboord in de Lier (50 putten, zie database TNO). Het boren van
een dergelijk groot aantal putten wordt gedaan wanneer de olie niet snel genoeg kan worden
gewonnen. Met andere woorden, in twee olie- of gasvelden van gelijke grootte/capaciteit zal
het veld met maar 1 put een hogere permeabiliteit (en een betere continue structuur) vertonen

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

12

dan een veld van gelijke grootte met 50 putten. In De Lier zijn er een groot aantal putten
geabandonneerd. Daar verlaten putten zeker geen kleinere risico’s op lekken meebrengen is
het grote aantal putten, naast het argument dat de permeabiliteit kennelijk niet zo goed is, een
verdere reden om hier af te zien van gebruik voor CO2-opslag. 9
Geleen
Het gaat hier om een proef waarbij CO2 onder de kolenlagen in een aquifer wordt gepompt.
HIT ontbeert voldoende gegevens om een goede evaluatie te geven van deze proef. HIT wijst
wel op het grote verschil tussen injectie in aquifers en injectie in lege gasvelden. De druk in
“volle” aquifers zal altijd oplopen. Daarom wordt aanbevolen een korte proef uit te voeren,
om te bezien of er voldoende CO2 kan worden geïnjecteerd, zonder ongewenste gevolgen (zie
onder 5.3. Overige locaties: Aquifers en de diverse bijlagen).
Q8
Voor de kust bij Wijk aan Zee bevinden zich het Q8-A veld en het Q8-B veld. Deze hebben
een Trias ouderdom, met een zout/kleisteen dakgesteente. Er wordt in de NOGEPA studies
geschreven dat CO2-opslag in principe kan. Hier is het HIT het mee eens.
De haalbaarheid van de drie offshore combinaties hangt daarbij sterk af van het antwoord op
de vraag, hoe dit zich verhoudt tot het recent door het Rotterdam Climate Initiative
gepresenteerde plan dat voorziet in gefaseerde opslag van CO2 in Q8-A (vanaf 2013), de
blokken P15 en P18 (vanaf 2015) en blok P6 (vanaf 2017).
5.3. Overige lokaties

Aquifers
Met betrekking tot aquifers is HIT dezelfde mening toegedaan als Shell en geologen van o.a.
TNO/NITG. CO2-opslag in aquifers werpt in dit stadium nog veel vragen op.
Proeven in de V.S en in andere landen laten zien dat bij injectie de druk (te) hoog kan
oplopen. Een verslag van diverse proeven is opgenomen in de bijlagen. Hieruit kan worden
gelezen dat er aan opslag in aquifers zeker in bevolkte gebieden meer risico’s kleven dan aan
lege gasvelden 10 . Er kan overigens wel lering worden getrokken uit de aanpak van de diverse
proeven voor de Nederlandse situatie. Doe korte proeven, laat de bevolking tijdens deze korte
proeven meekijken, bespreek de resultaten en laat zien wat de drukken doen (actie-reactie).
Vanwege de vele vragen heeft HIT zich in dit stadium niet verder op aquifers gericht.
Offshore gasvelden
Een aantal offshore gasvelden kan voor CO2-opslag worden gebruikt. De uitgebreide
NOGEPA studies geven een goed inzicht in de diverse mogelijkheden. Vooral de infra en
logistiek van CO2-opslag in offshore velden lijken op dit moment een bezwaar evenals de
directe beschikbaarheid van een aantal velden.
Op de short list van de Dynamis studie (16 locaties) staan twee Nederlandse locaties, waarvan
1 offshore (L10).

9 TNO: er is een uitgebreide studie voor NAM gedaan naar dit stacked reservoir. Aangezien er olie onder het gas zit en olie veel
visceuzer is, moesten er veel meer putten geboord worden. Het grote aantal putten en hun toegankelijkheid bleek uiteindelijk de
“show stopper” voor mogelijke CO2-opslag in het De Lier veld.
10
Bijlage 1: small scale carbon sequestration field test yields significant lessons learned, US Department of Geology, May 2009;
Volgens HIT vereist het injecteren in een formatie met hydrostatische druk (aquifers) een hogere injectiedruk en geeft meer
risico op het voorkomen van aardschokken ten opzichte van het injecteren van CO2 (of gas) in velden met onderdruk.

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

13

Onshore gasvelden in relatie tot gasopslag
Op de shortlist van de 16 locaties staat 1 gasveld in Nederland , te weten het Annerveen veld.
HIT constateert dat bij de selectiecriteria vooral de minimum opslagcapaciteit (voor aardgas)
een rol heeft gespeeld; deze is (omgerekend) veel groter dan de 4 miljoen ton capaciteit (voor
CO2) die HIT in deze studie is aangereikt.
Er zijn analogieën tussen opslag van gas en opslag van CO2. Ook al valt dit buiten de kaders
van de onderzoeksopdracht, toch heeft HIT gemeend deze analogie hier iets verder uit te
werken, op basis van eigen kennis. Ook bij CO2-opslag in Barendrecht wordt de vergelijking
namelijk vaak gemaakt. In beide gevallen wordt gebruik gemaakt van de vrijgekomen ruimte
door gaswinning. HIT is in de 90-jaren betrokken geweest bij o.a. selectie van
gasopslaglocaties Norg/Langelo en Alkmaar. Er is door enige geologen een onderzoek
uitgevoerd naar de mogelijkheid van gasopslag in de Rijnmond (sectie ingenieursgeologie,
oktober 1996). Ook hier werden selectiecriteria gebruikt. De resultaten hiervan worden in
onderstaand overzicht weergegeven.

Het Barendrecht-veld komt in deze tabel als minder geschikt naar voren voor gasopslag. Het
Botlek-veld wordt beschouwd als een veld dat geschikt is voor gasopslag, en dient ons inziens
nauwkeuriger te worden beschouwd.
Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

14

De initiële druk van het Botlek-veld dat op 2350 meter is gelegen is 269 bar, dat wil zeggen
een overdruk van 35 bar. Dit veld laat als één van de weinige velden in Nederland een
overdruk zien, zonder dat er een dikke zoutlaag boven aanwezig is.
Tot 2003 was reeds 61% van het aanwezige gas geproduceerd, de druk was reeds
teruggelopen van 269 bar (overdruk) tot 133 bar in 2003. De einddruk wordt in 2003 geschat
op 46 bar in 2014. Dan zou 80% van het gas moeten zijn geproduceerd.
Wanneer we nu de productiecijfers van 2003-2008 bekijken moeten we tot de conclusie
komen dat de situatie van 80% productie reeds moet zijn bereikt. Opvallend is de mededeling
van blz. 5 van het Botlek winningplan:
“Het verwachte winningpercentage voor het voorkomen Botlek Bunter is 82%. Met
extra compressie zou een winningpercentage van rond 95% behaald kunnen worden.
Echter dit percentage kan waarschijnlijk niet gehaald worden wegens beperkingen ten
aanzien van dan te verwachten additionele bodemdaling.”
Onze vraag is hierbij: welk percentage van het gas is nu gewonnen? Wanneer de cijfers
worden geïnterpreteerd is de verwachte 82% nu reeds overtroffen. Welke maatregelen zijn
(tegen de bodemdaling) getroffen, wanneer er meer dan 82% gas uit Botlek is gewonnen?
De vervolgvraag van HIT luidt dan: waarom wordt niet met Enhanced Gas Recovery (zie
hoofdstuk 7) bewerkstelligd dat het percentage van 82% wordt verhoogd naar 95%?

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

15

6. VERGELIJKING VAN LOCATIES (RANKING)

Volgens de opdrachtomschrijving (Marcelis, 2009) dient een ranking te worden toegepast op
de locaties van hoofdstuk 5. Een ranking hiervan is echter niet mogelijk omdat het gaat om
het vergelijken van appels en peren. In de workshop is door HIT de geschiktheid van het
Botlek-veld als alternatieve CO2-opslaglocatie voor de velden Barendrecht en vervolgens
Barendrecht Ziedewij ter discussie gesteld. Een eerste vergelijking van een aantal parameters
tussen de velden Botlek 11 en Barendrecht/Barendrecht Ziedewij levert naar mening van HIT
het volgende op:
1.

Het Botlek-veld heeft een beter dakgesteente dan het Barendrecht veld. De capaciteit
van het Botlek-veld is veel groter dan die van het Barendrecht veld. Toch is er maar 1
winningsput, hetgeen een zeer goede permeabiliteit bewijst. In Ziedewij zijn 4 putten.

2.

Boven het Botlek-veld bevindt zich in nabijheid van de put geen woongebied. De
risico’s van het Botlek gebied ten aanzien van CO2-opslag lijken HIT kleiner dan
andere risico’s in dit industriële gebied. Boven het Botlek-veld zelf bevindt zich wel
een woonwijk (Hoogvliet).

3.

Het Botlek-veld heeft een scheefgestelde stratigrafie en wordt afgesloten door een
breuk die niet doorloopt. Daarboven bevindt zich horizontaal gelaagd gesteente
(disconformity). Ziedewij bestaat uit een groot aantal compartimenten, gescheiden
door breuken. Het Barendrecht veld is een mooie anticlinale structuur (met kans op
joints in de carbonaat rijke caprock).

4.

Waar van het Barendrechtveld gezegd kan worden dat er op verschillende niveaus gas
zit en er dus transport moet zijn geweest, is er in het Botlek-veld slechts gas op een
niveau in een veld van grotere ouderdom (Trias) dan het Barendrechtveld (Krijt). Het
Botlek-veld toonde behoorlijke initiële overdruk, hetgeen de integriteit van het veld
temeer bewijst.

5.

De afstand van de Shell-raffinaderij tot het Botlek-veld is kleiner dan de afstand tot het
Barendrecht veld en/of Ziedewij.

6.

Het Botlek-veld kwalificeerde zich voor 2000 al als een veld dat geschikt was voor
gasopslag. (Professor Weber, vergelijkende studies met betrekking tot de Langelo en
Grijpskerk gasopslagen). Sinds die tijd kwalificeert het Botlek-veld zich als een beter
veld voor gasopslag dan het Barendrecht veld. 12

7.

In het Botlek-veld is nog gas aanwezig. Dit gas zou er met Enhanced Gas Recovery
(EGR) kunnen worden uitgehaald. De structuur van het Botlek-veld leent zich
uitstekend voor Enhanced Gas Recovery. Bij EGR bestaat de kans op doorbraak van
het CO2. Hoewel dit in het Botlek-veld miniem is, zou dit geen probleem opleveren.13

11 TNO: het Botlek-veld is voorlopig niet beschikbaar en er is geen onderzoek naar mogelijke CO -opslag voor verricht.
2

12 Ziedewij is nooit genoemd voor gasopslag.
13 Immers CO -rijk aardgas kan bovengronds worden opgewaardeerd. Hiervoor zijn scheidingsmethoden. Een betere
2

mogelijkheid is om een mengsel van CO2 en CH4 direct om te zetten in energie en puur CO2, met de zogenaamde oxyfuel
methode, waarbij een mengsel van CH4 en CO2 direct wordt verbrand met zuivere zuurstof. Er bestaan plannen om een
dergelijke installatie te bouwen in Rotterdam. Een CO2-opslag met Enhanced Gas Recovery en energie-opwekking met pure
zuurstof (oxyfuel) zou Rotterdam op de kaart kunnen zetten als CO2-vrije energiestad in Europa en zou sterk door de politiek en
inwoners worden gesteund.

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

16

8.

Het Botlek-veld is aan het oppervlak (lees maaiveld) minder diep onder zeeniveau
gelegen dan het Barendrecht veld of veld Ziedewij. De CO2-pijplijn loopt reeds langs
het Botlek-veld in tegenstelling tot de Barendrechtse velden.

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

17

7. BESTAANDE CO2-INJECTIES EN TOEKOMSTIG GEBRUIK

Al tientallen jaren vindt CO2-injectie plaats met als doel extra olie te winnen. Er vinden de
laatste jaren ook CO2-injecties plaats met als doel CO2 van gas te scheiden en dat te
herinjecteren in de directe omgeving. Dat komt omdat het gewonnen gas een hoog percentage
CO2 kan bevatten. Door scheiding aan de bron wordt de marktwaarde van het gas verhoogd.
Inmiddels vinden ook enige projecten plaats waarbij CO2-injectie tot doel heeft CO2 op te
bergen dat uit kolencentrales vrijkomt (zie bijlagen voor referenties).
Enhanced Oil Recovery
Een methode om extra olie te winnen vanuit een veld waarin de druk is afgenomen is het
inspuiten van stoom, formatie water of gas. Dit heet Improved Oil Recovery (of Enhanced Oil
Recovery, wanneer chemische processen een rol gaan spelen, zoals bij injecteren van CO2).
Behoudens slechts enkele (een zestal) blow-outs is dit een beproefde en succesvolle techniek.
HIT heeft veel contacten met CO2 Global, Kinder Morgen en andere experts op dit gebied en
ziet voordelen in het gebruik van EOR. 14
Enhanced Gas Recovery
Zo kennen we ook (in theorie) enhanced gas recovery waarbij zwaar gas als CO2 onderin het
gasreservoir wordt gepompt. Daar wordt de druk weer opgevoerd zodat het lichtere aardgas
(methaan) makkelijker en sneller naar de winningput stroomt. Er is een risico dat het zware
gas doorbreekt, echter er zijn velden waarbij HIT het risico op doorbraak klein acht.
Scheefgestelde velden lijken bij uitstek geschikt voor deze vorm van EGR. Immers het zware
gas zal onderin het veld blijven. Het voordeel van deze winningmethode is het feit dat
tegelijkertijd CO2 wordt opgeslagen.

HIT heeft in 1992 voorgesteld om bij het begin van gaswinning te beginnen met injecteren
van CO2 om op die manier bodemdaling te voorkomen. Het wordt aanbevolen om deze
techniek op plaatsen waar bodemdaling groot is verder te evalueren.

14 Gemeten aan de totale opslagcapaciteit van CO in Nederland levert EOR een beperkte bijdrage, maar wel een waar de
2
kosten per opgeslagen ton CO2 laag zijn vanwege de inkomsten van extra oliewinning.

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

18

TNO vindt het gevaar van menging te groot en daarom niet acceptabel voor de operators. HIT
stelt daarom voor om veel nauwkeuriger te kijken naar initiatieven die hierin voorzien:
Enhanced Gas Recovery samen met een oxyfuel centrale
Het doorbreken van CO2 is niet onmogelijk. In dit geval zal het aardgas dat naar boven wordt
gehaald, een grotere hoeveelheid CO2 bevatten. Het is de vraag of dit erg is, wanneer er boven
het veld een oxyfuel energiecentrale wordt gebouwd. Een oxyfuelcentrale verbrandt het
binnenkomende gas met zuivere zuurstof, zodat zuivere CO2 en zuivere waterdamp (stoom)
overblijft. Op deze manier ontstaat een kringloop waarbij sprake is van een nul-emissie
centrale. Dit principe werd voorgesteld door SEQ, een initiatief in Drachten, zie onderstaande
figuur.

Ander gebruik van lege gasvelden: geothermie in kleine lege aardgasvelden
Naast gebruik van de ondergrond voor gas en CO2-opslag is er een andere mogelijkheid,
namelijk geothermie. In dit licht is het artikel over mogelijke winning van geothermie in
Barendrecht een eye-opener: Geothermal Heat and Abandoned Gas Reservoirs in the
Netherlands.
Recent heeft het EOS NEO programma een onderzoeksvoorstel van HIT gehonoreerd om een
toepassing te ontwikkelen (onder de naam Geoboiler) waarbij overtollig hemelwater in lege
gasvelden wordt gebracht om winning van warm geworden water (enhanced geothermie) te
initiëren. In dat geval wordt het graven van een duur waterbekken bespaard. Het water zal
door de zwaartekracht in het lege gasveld stromen. Wanneer er dan een tweede put wordt
geboord op zekere afstand van de gebruikte gaswinningsput, kan vanuit de nieuwe put het
warm geworden water worden opgepompt.
Evaluatie en conclusies
Het moge duidelijk zijn dat er verschillende mogelijkheden zijn om lege dan wel bijna lege
gasvelden te gebruiken. Het is van belang hierbij de gebruiksmogelijkheden en combinaties te
selecteren en naar haalbaarheid te evalueren, omdat het verkeerd/onjuist kiezen van een proef
in voorkomende gevallen contraproductief werkt.
Overigens zijn de bovengenoemde mogelijkheden deels al voorgesteld in rapporten van HIT
voor Novem in 1995 en 1997. De conclusies en aanbevelingen uit die studies zijn opgenomen
in bijlage 10.

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

19

8. CONCLUSIES

De aangeleverde selectie van parameters die de geschiktheid moeten aantonen van
geologische formaties voor CO2-berging wordt door HIT als een goede aanzet beschouwd
(uitgangspunt was de screening methode beschreven in het artikel ‘Screening CO2 storage
options in the Netherlands’ van Ramirez et al.).
HIT heeft het toetsingskader toegepast op bestaande en nieuwe opslaglocaties, zowel on-shore
als offshore. Tevens zijn gasvelden voor gasopslag hierbij betrokken. De gevraagde ranking
van al deze locaties bleek echter niet mogelijk, omdat het gaat om een vergelijking tussen
appels en peren.
Belangrijk is naar mening van HIT vooral de samenhang van de verschillende parameters. Zo
is een groot gasreservoir met een dik zoutdak en initiële overdruk geschikter voor CO2-opslag
dan een dunne aquifer met hydrostatische druk. Immers de overdruk van een gasreservoir in
genoemde setting bewijst de ondoordringbaarheid van zout en de verhoogde druk laat zien dat
dit zoutdak de overdruk miljoenen jaar heeft kunnen verdragen. Bij een aquifer met
hydrostatische druk moet in ieder geval het water opzij worden gedrukt en bij een (gewenst)
(oneindig grote) aquifer is de invloed van variaties in dikte en permeabiliteit niet bekend (en
niet onderkend). De samenhang van de verschillende parameters moet voor iedere locatie
worden beschouwd.
Gedurende exploitatie van gasvelden is het onderkennen en analyseren van de samenhang van
de verschillende belangrijke parameters wellicht nog groter. Een verbijzondering van deze
samenhang kan aan de hand van een voorbeeld worden beschouwd:
Wanneer het gasveld leeg geproduceerd is, heerst er onderdruk, zodat CO2 er met weinig
moeite kan worden geïnjecteerd. Zeker waar het formatiewater niet omhoog is gekomen in het
reservoir (naar de plaats met lagere dan de initiële druk, dat betekent dat er geen
aquiferwerking is), maar het veld (toch) niet is gecompacteerd, blijven porositeit en
permeabiliteit hoog en zou zo snel mogelijk CO2 moeten worden geïnjecteerd. In een veld
waar snelle en sterke bodemdaling is opgetreden is de effectieve permeabiliteit afgenomen,
doordat het reservoirgesteente in elkaar is gedrukt. De bodemdaling in Barendrecht is zeer
gering, ook in een naburig veld waar veel gas is gewonnen zoals Botlek is de bodemdaling
gering (2-4 cm) en dus in beide velden is de effectieve permeabiliteit nauwelijks gedaald.
Mede daarom beveelt HIT aan om in eerste instantie te kijken naar (bijna) lege aardgasvelden,
met zo weinig mogelijk water, waarbij permeabiliteit en porositeit nauwelijks lager zijn
geworden tijdens de exploitatie. Er zijn theoretisch vele gasvelden geschikt. De vraag is
wanneer deze leeg zijn. Om te vermijden dat aan het eind of vlak na exploitatie
aquiferwerking optreedt en/of sterke compactie de effectieve permeabiliteit vermindert, is het
zaak zo snel mogelijk met injectie te beginnen na het stoppen van de gaswinning.
HIT heeft geconstateerd dat (nog) niet duidelijk is, op welke manier monitoring van CO2injectie ter hand kan worden genomen. Op een vraag van Shell heeft HIT gesuggereerd dat
het zinvol is om bovengronds gebruik te maken van gevoelige tiltsensoren die de verspreiding
van CO2 in de ondergrond, bovengronds kunnen monitoren.
HIT heeft na het lezen van de rapporten over CO2-opslag die recent (augustus-november
2009) zijn uitgekomen de opinie dat er meerdere offshore velden geschikt zijn, maar dat deze
nog niet beschikbaar zijn en een grotere investering vergen dan op land.

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

20

HIT heeft verder geconstateerd dat de bevolking niet goed genoeg en zeker niet in
begrijpelijke taal is geïnformeerd over geologische processen die te maken hebben met CO2opslag. In de MER-verslagen worden in voorkomende gevallen Nederlandse termen gebruikt
die tot verwarring leiden. Een voorbeeld is het voorkomen van meer dan 7 Nederlandse
termen voor een aantal drukmechanismen.
HIT concludeert dat een injectie proef van enkele duizenden tonnen CO2 in het buitenland
met goede monitoring en een open discussie van de resultaten het draagvlak duidelijk heeft
vergroot voor projecten met injectie van CO2 in de ondergrond.
Tenslotte: ook al valt het buiten de opdracht voor de korte studie “Toetsingskader CO2opslag” heeft HIT gemeend ook conclusies te moeten trekken voor het concrete geval van de
voorgenomen opslag in Barendrecht, gezien de lopende discussies en de beschikbare expertise
bij HIT. Tevens worden conclusies ten opzichte van EGR getrokken.
Het lege gasveld Barendrecht lijkt geschikt voor CO2-opslag, gezien de waarden van de
verschillende geologische parameters en de beschikbaarheid. De beschikbaarheid van CO2 uit
Pernis is een pluspunt. De capaciteit is een minpunt omdat slechts 800.000 ton kan worden
opgeslagen; daarom is de opslag relatief duur per ton CO2. HIT vindt dat de risico’s van CO2opslag in gasveld Barendrecht niet groot zijn. Een punt van aandacht is wel het feit dat er in
drie keer een half jaar meer massa aan CO2 zal worden geïnjecteerd dan er in meer dan 7 jaar
aan massa van aardgas is gewonnen. Kort gezegd er gaat meer massa in dan eruit is gehaald.
De berekening die HIT maakt wijst erop dat er veel minder dan de gewenste 800.000 ton aan
CO2 in Barendrecht kan worden geïnjecteerd.15 Er is tot aan 2003 in Barendrecht 38% van
het gas gewonnen, in 2011 zal dat in totaal 250 miljoen m3 zijn plus nog 7500 ton condensaat.
Dat is in totaal 180.000 ton in zo’n tien jaar. Nu wil men in 6 maanden zo’n 280.000 ton CO2
injecteren, dat betekent dat men er in 6 maanden 100.000 ton méér in wil injecteren dan er in
10 jaar is uitgekomen. Dat vereist een erg hoge injectiviteit/injectiesnelheid, waarbij volgens
HIT het risico bestaat dat de druk daarbij te hoog zal oplopen. HIT denkt overigens dat de
toezichthouder voldoende controle kan uitoefenen om oplopende druk te monitoren en
toezicht te houden. Dit zou continu moeten gebeuren om het risico van kleine schokjes te
vermijden.
Om grote des-investeringen in infrastructuur voor CO2-opslag te vermijden worden op
locaties in het buitenland eerst proeven gehouden van enkele 1000-en tot tienduizenden
tonnen CO2, aangevoerd per tankauto, om de geschiktheid van locaties te testen. Het risico
van een event met een tankauto is zeer klein, en de impact van het verliezen van 25 ton CO2 is
aanvaardbaar, omdat dit om een uiterst kleine hoeveelheid gaat, zonder risico voor de
volksgezondheid. Dit zou ook een optie voor Barendrecht kunnen zijn 16 .

15 Volgens TNO gaat het niet om massa maar om volume en zal er minder volume aan CO worden geïnjecteerd dan er aan
2
volume gas is uitgehaald en zal men in Barendrecht bovendien altijd onder de initiële gasdruk blijven.
16 De risico’s van een event (lekkage) met een tankauto en een pijpleiding zijn moeilijk te vergelijken. Echter navraag door HIT

bij transporteur Den Hartogh die met tankauto’s vol CO2 al vele jaren transporten organiseert, leert dat er nog nooit een lekkage
heeft plaatsgevonden. Ook Yara heeft veel ervaring met CO2 transporten over de weg zonder dat dit ooit tot een probleem heeft
gelid. Ook speelt mee, dat bij een event met een tankauto vol CO2 slechts de inhoud van de tankauto aan de lucht wordt
blootgesteld, wat betekent dat dit maximaal 20 ton zal zijn. Bij pijpleidingen ligt het aan de compartimentering (afsluiters)
hoeveel CO2 maximaal kan lekken.

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

21

Kijkend naar EGR, lijkt het Botlek-veld hiervoor geschikt. De vorm van het veld leent zich
ervoor en het feit dat een grote hoeveelheid gas is gewonnen vanuit 1 put, garandeert een
goede permeabiliteit en porositeit. De afstand van Pernis naar Botlek is kleiner dan die van
Barendrecht tot Pernis; een pijp die nu al CO2 vervoert loopt langs het Botlek-veld.
De caprock (side seal) is goed, de diepte van het veld is geschikt. Botlek heeft zich in de loop
van de tijd al gekwalificeerd voor opslag van gas. Feit is dat er op dit moment nog gas in het
Botlek-veld bevindt en dat de eigenaar van het veld geen risico wil lopen om CO2 mee te gaan
produceren met het gas. HIT is het ermee eens dat dit een risico is, anderzijds kunnen 800.000
ton gemakkelijk worden geïnjecteerd downdip in het Botlek veld waarbij de kans dat het
zware CO2 snel zal mengen veel kleiner is dan bij andere velden (van een andere vorm).
Een kleine hoeveelheid CO2 zal dit risico minimaliseren tot (bijna) nihil. Feit is wel dat er een
put moet worden geboord.

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

22

9. AANBEVELINGEN

Holland Innovation Team adviseert om bij het toetsingskader voor CO2-opslag niet alleen
naar de individuele parameters te kijken, maar vooral ook naar hun onderlinge samenhang.
Bij selectie van een geschikt veld wordt aanbevolen om naast de veranderde parameters als
drukval, gasproductie per tijdsinhoud, compactie en hun samenhang en daarvan afgeleide
parameters als afnemende permeabiliteit en porositeit, ook de parameters van de injectie
(injectiedruk en temperatuur) als selectiecriteria mee te nemen.
Wanneer de druk bij injectie te hoog oploopt, wordt geadviseerd in te grijpen om te
voorkomen tot er een risico ontstaat op microschokjes (reactivering van breukjes).
Ook al valt het buiten de opdracht voor de korte studie “Toetsingskader CO2-opslag” heeft
HIT gemeend ook aanbevelingen te moeten doen voor het concrete geval van de
voorgenomen opslag in Barendrecht, gezien de lopende discussies en de beschikbare expertise
bij HIT. Dit wordt ook verder uitgewerkt in de bijlagen.
HIT beveelt aan om in eerste instantie een leeg gasveld of bijna leeg gasveld te nemen voor
injectie en opslag van CO2. Barendrecht is een veld waarvan de geologische parameters op het
eerste gezicht gunstig zijn. Om te vermijden dat op voorhand grote investeringen worden
gedaan stellen we voor een korte proef te doen zonder de complete infrastructuur aan te
leggen. Wanneer de resultaten zodanig zijn dat er minder CO2 kan worden geïnjecteerd dan
verwacht, kan er alsnog worden besloten om te kijken naar een andere locatie. Zelfs wanneer
dat gebeurt, is de proef niet voor niets geweest.
Voorstel is dat bij deze proef gedurende 6-8 weken CO2 wordt geïnjecteerd dat met
tankwagens in vloeibare vorm wordt aangevoerd. Het zou hier om een gelimiteerde
hoeveelheid gaan, maximaal enkele duizenden tonnen. Bij injectie kan dan worden gekeken
of de druk oploopt, de verspreiding van CO2 in de ondergrond en de druk kan worden
gemonitored en er kan gekeken worden of de monitoring-methoden en de instrumentatie
voldoen. Er kan tussentijds gestopt (gepauzeerd) worden met injectie waarbij het drukverloop
zo goed mogelijk zal worden gevolgd. Een test waarbij deze zaken worden geregistreerd en
uitgemodelleerd zal een schat aan kennis opleveren voor vergelijkbare locaties, ook als mocht
worden besloten te stoppen.
Bij injecteren van duizend of enkele duizenden tonnen zullen de resultaten moeten worden
besproken en geëvalueerd door onafhankelijke experts in samenspraak met overheid,
uitvoerder en bevolking. Afhankelijk van de resultaten van een dergelijke proef, zal besloten
kunnen worden door te gaan met injectie van 800.000 ton CO2 of er zou een andere locatie
kunnen worden gekozen.
Er wordt aanbevolen een vergelijkende studie te doen naar de geschiktheid van het Ziedewijgasveld ten opzichte van het Botlek-gasveld.
Resumerend: HIT beveelt aan een korte proef te doen in Barendrecht waarvan de resultaten
kunnen worden benut voor een brede maatschappelijke en begrijpelijke discussie die toe nu
toe naar de mening van HIT heeft ontbroken.

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

23

BIJLAGEN

Inleiding: Demonstratie in Barendrecht

Duidelijk is dat een demonstratie in Barendrecht technisch mogelijk is (HIT is in discussie
met Shell over verschillende eigenschappen van het Barendrecht reservoir). Het overgrote
deel van de technische vragen wordt adequaat beantwoord. 17 Bij HIT blijft de vraag of gezien
de beperkte (onregelmatige) winning van CH4 (285 miljoen kubieke meter) uit dit veld, in
drie jaar 800.000 ton in het veld kan worden geïnjecteerd. Daarmee is het wellicht geen goed
idee om nu al te beslissen om een dure infrastructuur aan te leggen, maar het is uiteraard aan
Shell en de overheid om hierover te beslissen.
Er zijn verschillende argumenten om eerst een periode te nemen waarin gezocht wordt naar
andere mogelijkheden en ook verschillende zaken worden getest (relatie injectiviteit en
oplopende druk). Dit zouden korte proeven kunnen zijn, aan de hand waarvan gemodelleerd
kan worden, maar ook tegelijk verdere studies. Tegen een korte proef lijkt er in Barendrecht
geen bezwaar. Proeven kunnen natuurlijk ook op andere plaatsen worden gehouden, zeker
wanneer het budget van de aanleg van de infrastructuur hiervoor kan worden herbestemd. Een
aantal korte proeven in het buitenland wordt in de bijlagen 1 t/m 8 voorgesteld.
Voorbeelden
1. Een proef in Barendrecht zonder aanleggen van infrastructuur, maar met injecteren
van CO2 aangevoerd door tankwagens (vloeibaar CO2), bijvoorbeeld 1 tankwagen per
uur. Dit betekent dat bij een proef van 1000 uur meer dan 20.000 ton zal kunnen
worden geïnjecteerd.
2. Het selecteren van een klein gasveld (kleine veldenbeleid) waarbij wordt gekeken of
CO2 kan worden afgescheiden en het afgescheiden CO2 kan worden teruggeïnjecteerd;
kijken of bodemdaling hiermee kan worden vermeden.
3. Het selecteren van een klein aardgasveld en het opereren van een oxyfuelunit, waarbij
pure CO2 na de verbranding wordt geïnjecteerd in het veld om enhanced gas recovery
mee te bewerkstelligen.
4. Bezien of in Botlek CO2-opslag past, bezien of dit met EGR (verhoogde gasopbrengst)
kan worden gecombineerd om de voorziene bodemdaling (zie 7) tegen te gaan.
5. Beschouwen hoe het Botlek-veld gecombineerd kan worden met een oxyfuelcentrale.
6. Het uitvoeren van een vergelijkende studie tussen de velden Ziedewij en Botlek.
7. Selecteren en evalueren van de geschiktheid van gasvelden onder steenzoutlagen met
oorspronkelijke overdruk (plus eventueel oxyfuel etc.).
Essentieel is het doen van een korte proef in Barendrecht die kan tonen of de beoogde
hoeveelheid CO2 er eigenlijk wel in kan en of de benodigde injectiedruk niet te hoog oploopt.
17 Onderwerpen als mogelijke (carbonate) joints in dakgesteente, watersaturatie en verschillende niveaus in het reservoir
worden besproken

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

24

Het volgende bericht heeft HIT op persoonlijke titel uitgestuurd op vragen van o.a. RTV
Rijnmond.
Kennisniveau CO2-opslag vraagt om flexibele proef in Barendrecht
Het afvangen en opslaan van CO2 uit de industrie kan bijdragen aan het terugdringen van het broeikaseffect. De
meeste wetenschappers onderschrijven dat de stijgende concentratie van CO2 daar in grote mate toe bijdraagt.
Opberging van CO2 in plaats van uitstoot naar de lucht zou een oplossing zijn.
In Nederland staan verscheidene projecten op stapel om hier ervaring mee op te doen. Het meest bekende project
is dat in Barendrecht. Shell wil hier in drie jaar tijd 800.000 ton CO2 opslaan in een gasveld. Dit betekent dat er
elk uur ongeveer 30 ton CO2 in de diepe ondergrond zal worden geïnjecteerd.
Eind van dit jaar besluit het kabinet definitief over het wel of niet doorgaan van het Barendrecht project. Een
definitief ja betekent het aanleggen van 17 kilometer pijpleiding en bouw van de volledige infrastructuur voor
vele jaren. Een positief kabinetsbesluit zal veel commotie geven in Barendrecht. De bevolking is faliekant tegen
uit zorg dat CO2 uit de opslag kan lekken.
Wetenschappers van het Cato-project zeggen dat er niets fout kan gaan. Op grond van de beschikbare kennis is
een positieve grondhouding over CO2-opslag terecht. Er zijn echter nog wel degelijk kennislacunes, die tijdens
een recente workshop met wetenschappers, industrie en beleidsmakers aan de orde kwamen.
Andere landen beseffen dat er kennislacunes zijn en doen daarom proefinjecties, zoals in september 2008 op de
R.E. Burger testlocatie in de Verenigde Staten. Daar was het plan om gedurende 6 weken 3000 ton CO2 te
injecteren op dezelfde diepte als gepland in Barendrecht. In juni kwamen de eerste resultaten van deze korte
proef beschikbaar. Opvallend resultaat is dat de ondergrond er veel minder CO2 opnam dan men had verwacht.
De druk op de testlocatie liep snel op omdat parameters als permeabiliteit in de praktijk lager bleken dan
verwacht.
Om de kennislacunes in Barendrecht te dichten stellen wij voor om gedurende een maand een praktijkproef met
injectie van CO2 uit te voeren, waarbij de bevolking kennis kan nemen van de resultaten. Doel van deze proef is
te bepalen hoe het CO2 zich tijdens de proef ondergronds verspreidt en of er chemische reacties plaatsvinden,
maar ook of en hoe het CO2 zich verspreidt gedurende enige maanden na het stoppen van de injectie.
Verspreiding van CO2 en eventuele bodembewegingen dienen met meetapparatuur te worden gemonitord.
Net als bij genoemde Amerikaanse test kan het CO2 voor de korte proef in Barendrecht eenvoudig en veilig
worden aangevoerd per tankauto. Zulke vloeibare CO2-transporten vinden dagelijks plaats, wereldwijd
tienduizenden transporten per dag. Diverse transportbedrijven in de Rijnmond hebben hier veel ervaring mee.
Om 30 ton CO2 per uur te kunnen injecteren zal er pakweg elk uur een vrachtwagen vanuit de haven rijden naar
de locatie Barendrecht. In vergelijking met de tientallen vrachtauto’s met gevaarlijke stoffen die ieder uur
Barendrecht passeren, is een auto met ongevaarlijk CO2 te verwaarlozen. De kosten van de proef zijn in
vergelijking met de aan te leggen pijpleidingen en overige infrastructuur zeer laag.
Het vervoer per tankwagen biedt ook de mogelijkheid om CO2 van een andere herkomst te betrekken dan een
raffinaderij, bijvoorbeeld het CO2 dat vrijkomt bij opwaardering van biogas tot Nederlands groen gas. Nederland
kan werkelijk fors emissies terugdringen wanneer we het CO2 uit biomassaprojecten opbergen (carbonnegatieve
energieopwekking).
Een dergelijke flexibele proef is een manier om een dialoog tot stand te brengen tussen overheid, bevolking,
industrie, wetenschappers, veiligheids- en andere deskundigen.
Nu dreigt er over een omstreden project te worden beslist op grond van hypothesen en emoties, niet op grond
van feiten. Door te variëren met druk, temperatuur en injectiesnelheid kan de eventuele verandering in de
ondergrond als gevolg van CO2-injectie worden vastgesteld. Zo kan de optimale aanpak voor de grootschaliger
opslag worden bepaald, of kan men daar zonder grote des-investeringen van afzien.
Peter van der Gaag
[verstrekt aan Radio/TV Rijnmond, oktober 2009]

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

25

Bijlage 1: Small-scale carbon sequestration field test yields significant
lessons learned
Source: US Department of Energy
May 21, 2009
Results of the formation evaluation indicated that the porosity, void space, and permeability of the
target formations were lower than expected. The pressure in the formations also rose unexpectedly
with very low injection rates. This does not mean that the entire western flank of the Appalachian
Basin will show these same rock properties; instead, it confirms the complex nature of the formations
within the basin. The work demonstrates the importance of extensive drilling, formation evaluation,
and testing to characterize and identify appropriate formations for CO2 storage within the Appalachian
Basin prior to injection.
Other lessons learned include the following:
Site Selection—Although the Burger site was determined not to be in the optimal location for CO2
storage from a geologic perspective, it was an excellent place to drill and test because of the extensive
cooperation provided by FirstEnergy and the potential to co-locate the storage site with the plant. Data
derived from rock property models and characterization information suggested that the site would
have good geologic storage potential; however, the pressures necessary to inject CO2 into the target
formations proved to be much higher than anticipated. Additional testing methods must be developed
to provide more information about the character of geologic formations chosen for injection testing.
Power plants in the Appalachian region may eventually need to transport CO2 relatively short distances
to areas that have adequate storage formation characteristics.
Design of Robust Formation Imaging, Evaluation, and Testing Program—Because of the geologic
complexity of this region, a robust wire line logging, imaging, and testing program should be designed
and implemented at every potential geologic storage site considered within the region. Stakeholder
understanding of the type of data collected from the various logging and testing tools and its
interpretation will benefit future siting decisions. This evaluation plan will decrease overall costs at
future field test sites. If economically feasible, drilling a pilot hole prior to drilling the injection hole
would be ideal to develop a robust logging, coring, and testing program.
Formation Stimulation—As part of the project design process, project developers should request the
ability to hydro-fracture the formation to create fractures that extend from a borehole into the targeted
formation. This could provide a better injection rate into rocks that have moderate porosity and low
effective permeability.
Well Completion—Project developers should also consider plans to complete the well at the target
formation. Given the low permeability and porosity that exist at some areas in the Appalachian Basin,
care should be taken so that well drilling and construction operations do not reduce or eliminate the
effective permeability that is naturally present.
Communications—Continuous communications with all stakeholders, including those who are nontechnical, is vital throughout the field testing process, especially at key decision points, including
collection of data to allow informed decision-making.

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

26

Ultimately, the goal of geologic sequestration field testing is to successfully demonstrate the viability
of safely storing injected CO2 in geologic formations. To achieve this goal, DOE will continue to
collect pertinent geologic information as part of its characterization phase within the Appalachian and
other basins. Drilling deep wells into proposed injection zones, performing formation evaluations to
understand their rock properties, and testing injection capability within the zones are all necessary to
develop a clear understanding of the overall potential of geologic formations to store CO2.
As DOE and its partners continue to gain understanding and experience related to geologic carbon
storage by extensive characterization and injection of CO2 at various sites across the United States and
Canada, various best practices will be developed for undertaking sequestration projects. These best
practices will provide guidance on site selection through monitoring of stored CO2 after injection and
well closure.
The Midwest Regional Carbon Sequestration Partnership is managed by the Battelle Memorial
Institute, headquartered in Columbus, Ohio. The characterization and test were sponsored by the DOE
Office of Fossil Energy’s National Energy Technology Laboratory, with support from FirstEnergy,
Praxair, and the Ohio Geological Survey.

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

27

Bijlage 2: Injection Test System at the Michigan Basin (Diagram)
http://216.109.210.162/MichiganBasin.aspx

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

28

Bijlage 3: Petrobras' CO2 injection project to serve as a test for the pre-salt
Published Oct 5, 2009

In November, Petrobras will start injecting high-pressure CO2 into the Miranga onshore field, in the
municipality of Pojuca, state of Bahia, to test technologies that might contribute to future development
projects for the Santos Basin's Pre-Salt cluster. The carbon dioxide produced at the future pre-salt
fields will be reinjected into the reservoirs themselves to boost the recovery factor.
The Miranga field project foresees the geological sequestration and removal of 370 tons of CO2 from
the atmosphere per day. In addition to the excellent environmental gains it affords for, the technology
to be applied will considerably increase the recovery percentage of the oil nestled in that field's
reservoir. This project will serve as a proving ground for new technologies that might be applied in
other fields to be developed in Brazil, particularly in new pre-salt discoveries, since the reservoirs
there have shown the presence of natural CO2 associated to the oil.
Other alternatives, such as storage in caves or saline reservoirs, are also under analysis. The Miranga
field was appointed for the tests on account of its geological characteristics and because of the
logistics that are already available at the site.
The technique to be used in Miranga is based on injecting CO2 under high pressures. In this case, the
CO2 works like a type of solvent that changes the properties of the oil and allows it to flow better
through the reservoir-rocks porous system.
Attaining supplementary oil recovery by injecting CO2 is nothing new to the Company in Brazil. The
procedure was first used 28 years ago, in Bahia. When it started experimenting with the concept,
Petrobras applied a high-pressure CO2 injection technique at the Araçás field, in the Recôncavo Basin.
In 1991, it deployed a low-pressure CO2 injection project in the Buracica field, in the same basin. The
project was highly successful and resulted in the partial maintenance of the field's oil production for
nearly 20 years. Additionally, this technique allowed 600,000 tons of CO2 to be removed from the
atmosphere through the geological sequestration approach.

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

29

Bijlage 4: Success marks CO2 injection into Mt. Simon sandstone MRCSP
October 22, 2009
Demonstration validates promising CO2 storage candidate in Ohio Valley region
COLUMBUS, OH—The most recent demonstration of injecting carbon dioxide deep underground
provides yet another step in proving that this technology (known as carbon capture and sequestration)
can be an answer to the challenge of curbing greenhouses gases that are vented into Earth’s
atmosphere.
The injection of 1,000 tons of carbon dioxide (CO2) into the ground at Duke’s East Bend power station
near the town of Rabbit Hash, KY was completed in September. Predictions of the geological structure
and injectivity potential at the site proved to be largely consistent with field observations from drilling
and injection rates. The predictions were made by geologists from the Midwest Regional Carbon
Sequestration Partnership (MRCSP), led by Battelle, the world’s largest independent R&D
organization. The MRCSP is one of seven partnerships in the U.S. Department of Energy’s (DOE’s)
Regional Carbon Sequestration Partnership Program, managed by the National Energy Technology
Laboratory (NETL).
Injection rates of about 45 metric tons per hour of CO2 (equivalent to over 1,000 metric
tons per day) were sustained in the short-term test. These rates, limited by the capacity of the
injection equipment at the site, indicate good injectivity into this segment of the Mount Simon
Sandstone, a geologic deep saline formation that’s widespread under much of the Midwestern
United States. The Mt. Simon Sandstone is believed to have large storage potential.
This DOE Phase II validation phase demonstration was the first-ever such injection into
the Mt. Simon. When incorporated into the MRCSP’s regional maps and computer simulations, the
test results will add much to the understanding of the CO2 storage potential in the Mt. Simon.
“This test bodes well for the potential of long-term carbon dioxide storage in the Mt.
Simon reservoir in this area,” said Chuck McConnell, Battelle’s Vice President of Carbon
Management. “We predicted good things and good things happened.

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

30

Bijlage 5: Atzbach-Schwanenstadt gas field
(Austria, operated by Rohoel)

The Atzbach-Schwanenstadt gas field is situated in central northern Austria, between Salzburg and
Linz. This onshore sandstone gas field at approximately 1.600 m below the surface is almost empty.
Rohoel AG considers its transformation into a CO2 storage site and possibly tests the suitability of CO2
injection for Enhanced Gas Recovery. Potential CO2 sources are a paper mill (emitting about 200 000
tonnes CO2 per year) and a fertiliser plant (emitting about 100 000 tonnes CO2 per year). Transport of
CO2 may be by trucks. Injection into the field may start towards the end of the project period, given
positive results of the study and financing by industrial partners.

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

31

Bijlage 6: Greenville
By Ben Sutherly, Staff Writer, Dayton Daily News
Updated 10:57 PM Thursday, August 20, 2009
A proposed $92.8 million carbon sequestration project in Darke County has been abandoned “due to
business considerations,” according to the controversial project’s lead partner.
The project had drawn growing opposition from the Darke County community in recent weeks,
including from local officials and state Reps. Jim Zehringer (R-Fort Recovery) and Richard Adams
(R-Troy), county representatives who both said there were too many unanswered questions
surrounding the injection of carbon dioxide from an ethanol plant underground.
Opponents said they feared an impact on property values and potential seismic activity from injecting
the carbon dioxide underground, among other concerns.
“I think it’s fantastic,” Anne Vehre, an organizer of a citizens group that opposed the project, said
Thursday, Aug. 20. “I was absolutely stunned (by the decision to abandon the project). We all were.”
The project would have injected carbon dioxide from a nearby ethanol plant more than 3,000 feet
underground.
Most of the project’s funding, $61 million, would have come from the federal government. The
Midwest Regional Carbon Sequestration Partnership, managed by Battelle in Columbus, would have
contributed $32 million, including $3 million in state funding.
Battelle spokesman T.R. Massey declined to elaborate on the business decisions that Battelle cited in
saying it was no longer pursuing the project, saying only, “Economics mean a lot.”
The Andersons Marathon Ethanol LLC, Ohio’s largest ethanol plant, generates annually more than
250,000 tons of carbon dioxide, a greenhouse gas thought to contribute to climate change. Virtually all
of it would have been injected underground if a porous rock layer filled with saltwater far beneath the
ethanol plant had been deemed suitable.
The project hadn’t been far enough along for the ethanol plant’s owners to decide whether to allow it
on their property, said Neill McKinstray, vice president and general manager of The Andersons’
ethanol division.
But to date, McKinstray said he hadn’t been assured to his satisfaction that any environmental
contingencies, however remote, would be addressed.
McKinstray said he was disappointed that some local citizens seemed to feel ethanol plant officials
didn’t have the community’s best interests at heart. He’s concerned the area might get an activist
reputation that could discourage future business investment.
“We didn’t come to Greenville in order to be a bad corporate citizen,” he said. “What is concerning to
me is that the community so quickly assumed otherwise.”

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

32

Bijlage 7: Well test results and reservoir performance for a carbon dioxide
injection test in the Bass Islands Dolomite in the Michigan Basin
September 2009; v. 16; no. 3; p. 153-162; DOI: 10.1306/eg.04080909001.
© 2009 American Association of Petroleum Geologists (AAPG)
Joel Sminchak1, Neeraj Gupta2 and Jacqueline Gerst3
Battelle, 505 King Ave, Columbus, Ohio 43201; sminchak@battelle.org
2
Battelle, 505 King Ave, Columbus, Ohio 43201
3
Battelle, 505 King Ave, Columbus, Ohio 43201
1

Joel Sminchak has worked at Battelle since 1997 as a research scientist with a focus on carbon
sequestration and hydrogeology. He earned his B.S. degree in geology from the University of Dayton
and his M.S. degree in hydrogeology from Ohio State University.
Neeraj Gupta is the senior research leader for carbon management at Battelle. He received his Ph.D. in
hydrogeology from Ohio State University, his M.S. degree in geochemistry from George Washington
University, and his M.Sc. and B.Sc. degrees in geology from Panjab University, India.
Jacqueline Gerst is a geophysicist at Battelle with an emphasis on carbon sequestration research. She
has a B.S. degree in applied physics and geology and an M.S. degree in geology from Rensselaer
Polytechnic Institute.
Analysis of well test results and reservoir behavior is presented for a 10,241-t carbon dioxide (CO2)
injection test in the Michigan Basin. The test site was located in Otsego County, Michigan, and was
part of the Midwest Regional Carbon Sequestration Partnership (MRCSP) program. The injection
target was a deep saline rock formation, named the Bass Islands Dolomite, at a depth of 1049–1071 m
(3442–3514 ft). Rock core tests on this formation suggested an average permeability of 22 md and
porosity of 13% across 22 m (72 ft). Hydraulic monitoring included metering injection at the wellhead
and downhole pressure and temperature logging in the injection well and a nearby deep monitoring
well. Pressure response curves were analyzed for a step-rate injection and shut-in recovery tests.
Downhole pressure in the injection well was approximately 13,800–13,930 kPa at injection rates of
400–600 t CO2 per day. Step-rate injection testing suggested that injection rates of several hundred
thousand metric tons CO2 per year may be sustainable in a single well. Injection test pressure falloff
analysis showed that the overall reservoir permeability may be more than twice as high as indicated
from rock core tests. This successful test provides extremely valuable field information on all aspects
of the CO2 storage feasibility for both the test region and the broader deployment of the technology.

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

33

Bijlage 8: CO2 Injection Field Tests Begin
September 10, 2009
Researchers at CONSOL Energy, West Virginia Univ., and the National Energy Technology
Laboratory have begun injecting carbon dioxide in a first-of-a-kind field trial of enhanced coalbed
methane recovery with simultaneous CO2 sequestration.
The ultimate goal of the Dept. of Energy–backed project is to help mitigate climate change by
providing an effective and economic means to permanently store CO2 in unmineable coal seams.
The $13 million field trial is located in Marshall County, W.Va. The site was chosen because of its
accessibility, availability, and typical northern Appalachian topography and geology.
In advance of the CO2 injection, horizontal coalbed methane wells were drilled in a modified five-spot
pattern over a 200-acre area into the unminable Upper Freeport coal seam, 1,200 to 1,800 ft below
ground, and separately into the overlying minable Pittsburgh coal seam. These wells have been
producing coalbed methane and water since 2004. The center wells in the Upper Freeport seam have
now been converted to CO2 injection wells, and a Class II underground injection control permit was
obtained from the West Virginia Dept. of Environmental Protection Office of Oil and Gas.
Researchers plan to inject CO2 at a pressure of up to 700 psi and a rate of about 27 short tons/day over
the next 2 years into the center wells in the Upper Freeport coal seam. The impacts of CO2 injection
on the production and composition of the coalbed methane produced in the peripheral and overlying
wells will be carefully monitored. Injection will stop when either 20,000 short tons have been injected
or the coalbed methane from the peripheral or overlying wells becomes contaminated with CO2 .
The field test is incorporating numerous site characterization and monitoring activities to ensure the
safety and efficacy of CO2 injection. These activities, which will continue for 2 years after CO2
ceases, include:
* Monitoring gas and water produced from active coalbed methane wells and abandoned deep gas
wells in the area.
* Monitoring the quality of groundwater and stream water.
* Soil gas monitoring.
* Perfluorocarbon tracer testing.
* Use of surface tilt meters to measure reservoir deflection and track movement of the CO2 plume.
NETL researchers are playing a large role in computational modeling and monitoring for the project.
Pre-test injection simulations they conducted in collaboration with WVU and the Zero Emission
Research and Technology team, headquartered at Montana State Univ., will help determine reservoir
properties, CO2 -injection and methane-production rates, and structural responses of the reservoir.
This work will provide data to formulate effective CO2 injection procedures, evaluate the CO2
adsorption capacity of an Appalachian coal seam, and assess the economic feasibility of this potential
greenhouse gas mitigation approach.
In July 2007, two observation wells were drilled at the Marshall County site, and core samples were
collected for laboratory analysis. Information from the core samples, such as pressure, production

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

34

data, and composition of the produced gases, helped identify the Upper Freeport seam’s capacity for
CO2 storage. The core samples also provided information about the coal seam that NETL researchers
are now using in simulations of CO2 injection and coalbed methane production.
Monitoring-and-simulation is an iterative process. NETL researchers will collect monitored data-—
such as the amount, rate, and pressure of the injected CO2-—and feed it back into their simulations to
help update predictions. This cycle, which could last up to a year, will improve understanding in a
short period of time of what is required for the injection process.
Many factors are expected to affect this field test; one of the most important may be coal swelling.
When CO2 is stored in a coal seam, the coal can swell. This reduces permeability (ability of CO2 to
flow through the coal), which in turn reduces injectivity (ability to receive the CO2).
It's believed that horizontal wells will help minimize the negative effects of coal swelling. NETL
researchers have also developed a coal-swelling model for use in simulations to help predict this
behavior.

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

35

Bijlage 9: Opmerkelijke verandering van feiten in een jonge wetenschap
Geologie is een jonge wetenschap. Dat heeft in een aantal gevallen na slechts 10 tot 20 jaar tot een
volledig afwijkende verklaring van de verschijnselen geleid. Er worden hier een viertal frappante
voorbeelden genoemd, te weten:
1) aardbevingen bij gaswinning
2) opbergen van radioactief afval in lekvrij zout
3) onmogelijkheid van bodemstijging bij gasopslag
4) zwelklei ja of nee
Ad 1) Vanaf de tachtiger jaren werd door een aantal geologen verklaard dat aardbevingen in
Nederland door de gaswinning werden getriggerd. Na vele jaren van ontkenning wordt een en ander
nu als volkomen waar aanvaard.
Ad 2) In de Asse-mijn in Duitsland is radioactief afval opgeslagen. 20 jaar geleden werd aan ons
(waaronder HIT) door alle medewerkers aan het OPLA-onderzoek en in de Duitse centra verklaard dat
het afval aldaar veilig was en nooit met water in contact zou kunnen komen. De situatie nu wordt door
bepaalde kenners desastreus geacht. In januari 2010 heeft de Duitse milieuminister besloten om het
opgeslagen afval weg te halen en de opslag te sluiten.
Ad 3) Bij het opstellen van de MER voor gasopslag in Nederland (Grijpskerk, Langelo en Alkmaar)
werd het volkomen onmogelijk geacht dat de bodem in deze omgeving (weer) zou stijgen door
gasopslag. Tot eind negentiger jaren werd diegene die dit suggereerde als incompetent beschouwd.
Inmiddels wordt door dezelfde organisaties met verve verklaard dat het normaal is dat er
18
bodemstijging optreedt en dat dit altijd al werd verwacht.
Website Shell:
Door CO2-opslag kan de bodem, waar die eerst was gedaald, weer opnieuw gaan stijgen. Uit de ervaringen met
ondergrondse gasopslag is bekend dat dit maximaal 80% van de eerder ontstane bodemdaling zal zijn. In
Barendrecht betekent dat ongeveer 1,5 centimeter in het hart van de schotel.

Ad 4) In 2004 heeft HIT onderzoek gedaan naar het voorkomen van kleien die kunnen zwellen en
krimpen. De eerste reactie van autoriteiten en geologen was dat er geen millimeter zwelklei in
Nederland aanwezig was en dat er absoluut geen verder onderzoek moest worden gedaan. HIT krijgt
nog wekelijks meldingen van vermeende schade door zwelklei. Op dit moment loopt er een onderzoek
van Deltares naar bodembewegingen in het noorden van ons land.. HIT verwacht – mede na verder
eigen onderzoek – dat volgend jaar wordt gerapporteerd dat er (nu?) wel zwelklei aanwezig is op
bepaalde plaatsen in het Noorden van het land.

Conclusie
De conclusie moet luiden dat in de jonge wetenschap die geologie is, nog steeds wordt bijgeleerd en
dat zaken die onmogelijk werden verondersteld, enige jaren later na het begin van een actie in de
ondergrond vanzelfsprekend worden geacht. Ook wordt duidelijk dat stellige conclusies beter niet
getrokken kunnen worden zonder een goede analyse en evaluatie.

18 Volgens TNO gaat het hier om een (80%) elastische, d.w.z. reversibele, deformatie van reservoir gesteente: compactie door

gaswinning en de-compactie door gasinjectie. Hard (over)geconsolideerd zandsteen reageert grotendeels elastisch en slecht
geconsolideerd gesteente grotendeels niet elastisch (geen bodemstijging). Elk gesteente heeft specifieke eigenschappen en
deformatiegedrag.

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

36

Geologie:
http://www.geo.uu.nl/ngv/geologie/geologie.htm
Geologie, vroeger ook wel aangeduid als ‘aardkunde’, is
een betrekkelijk jonge wetenschap. Aanvankelijk
vormde geologie een soort op de aarde gerichte
synthese van de ‘harde’ wetenschappen (vooral
scheikunde, natuurkunde en biologie); daar werd als
extra factor de tijd aan toegevoegd, omdat tot de
geologie nu eenmaal ook de historische ontwikkeling
behoort.
Pas in de zestiger jaren van deze eeuw is de geologie
uitgegroeid tot wetenschap met een geheel eigen
karakter, vooral omdat steeds meer modelmatig
gewerkt ging worden, en omdat met die modellen
steeds meer stukjes van de legpuzzel op hun plaats
vielen.

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

37

Bijlage 10: Conclusies en aanbevelingen Van der Gaag et al. 1995 en 1997
Van der Gaag et al. (1995), Een analyse van de haalbaarheid van grootschalige CO2-opslag in de
Nederlandse ondergrond met de nadruk op relevante geologische parameters; studie voor NOVEM
Sittard contactnummer Novem/Sittard 222181/0001
Uit conclusies:
• Bepaalde typen van lege of halflege aardgasvelden zijn in principe geschikt om CO2 op te
slaan. Omdat nog niet genoeg bekend is over de reacties van CO2 met carbonaatgesteenten
valt injectie van CO2 in deze velden vooralsnog af te raden.
• De capaciteit voor CO2-opslag zal altijd kleiner zijn dan de oorspronkelijke capaciteit.
• De druk bij CO2-opslag zal vanwege het gevaar op aardtrillingen de oorspronkelijke
reservoirdruk niet mogen overschrijden.
Uit aanbevelingen:
• Aanbevolen wordt te onderzoeken of er een mogelijkheid is van een combinatieproef in
Nederland van CO2-injectie en olieproductie, zoals reeds vele jaren in verschillende landen
wordt toegepast.
• CO2-opslag en gasproductie lijkt een optie voor de toekomst wanneer menging kan worden
vermeden.
• Aanbevolen wordt om een afwegingskader te maken waarbij het gebruik van lege velden als
gasopslag (distributiefunctie) wordt gezet tegenover het gebruik van lege velden als CO2opslag.
Van der Gaag et al. (1997), Aanvullend onderzoek met betrekking tot mogelijke CO2-opslag in de
Nederlandse ondergrond met de nadruk op geologische stabiliteit; studie voor Novem Sittard:
contractnummer 222103/2006
Uit conclusies:
• Met betrekking tot gasvelden kan worden gesteld dat dit aanvullend onderzoek geen andere
conclusies oplevert dan het eerste onderzoek en dat gasvelden in principe geschikt zijn voor
opslag voor CO2. Er bestaan echter grote lokale verschillen waardoor velden voor gewone
gasopslag zijn afgewezen terwijl zij een even grote capaciteit bezitten als wel goedgekeurde
velden.
• Belangrijke afwegingscriteria hierbij waren vorm (lengte t.o.v.breedte), gas-water contact,
type formatie gesteente en integriteit van het veld (stabiliteit van de grensbreuken).
• Gezien het toenemende belang van lege gasvelden voor gasopslag zal de CO2-optie met deze
economisch belangrijke optie moeten wedijveren.
• Er is een groot verschil tussen injectie in “volle aquifers” en injectie in lege aardgasvelden. In
Nederland is geen ervaring met het injecteren in “volle aquifers”. Injecteren van CO2 in volle
aquifers kan daarom het best worden getoetst aan ervaringen opgedaan in het buitenland.
Uit aanbevelingen:
1.2. Afweging ondergrondse gasopslag versus CO2-opslag
• Hier werpt zich weer de uitdrukkelijke vraag op naar een ondergronds bestemmingsplan (Van
der Gaag, 1989)
• Het verdient aanbeveling processen nader te onderzoeken die van invloed zijn op de
injectiviteit, te denken valt aan het systeem kooldioxide-zout formatiewater, alsmede gedrag
en de verspreiding kooldioxide in breukzones. Het verdient aanbeveling om proeven te doen
waarbij injectiviteit, drukopbouw, verspreiding en gedrag van de te injecteren vloeistof wordt
gemonitored. Aan de hand hiervan kunnen de bestaande modellen worden getoetst.

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

38

LITERATUURLIJST
Adrichem van-Boogaert & Kouwe, 1993-1997, Geologie en Mijnbouw / Netherlands Journal of
Geosciences 79(1) 2000
Aeschbach-Hertig W., CO2 in natural gas fields dissolves in water, April 2009
Amesco, Generic Environmental Impact Study on CO2 Storage, Final Report, 9S0742, 1 July 2007
Bacon D.H., Sminchak J.R., Gerst J.L. and Gupta N., Energy Procedia 1 (2009) 1815-1822, Validation
of CO2 Injection Simulations with Monitoring Well Data
Berge G., April 2005, Feasibility study: CO2 injection too expensive and too risky
CDA Barendrecht, CDAktueel, December 2008, Het Ledenblad van CDA Barendrecht
Chameides D.B., Building an Underground ‘Highway’ for carbon Dioxide , July 2008
Cozijnsen J., December 2008, Is de CO2-markt rijp voor opslag van Kooldioxide
Creatieve Energie, April 2008, Platform Nieuw Gas, Gas aan het werk! Visie op decentrale
gastoepassingen in de gebouwde omgeving
Creatieve Energie, Utrecht, Juli 2008, Vergezichten in gas, Visie en strategie van het Platform Nieuw
Gas voor de ontwikkeling van een duurzame gasvoorziening naar 2050
Creatieve Energie, Juni 2009, Nieuw Gas Krant, pagina 7, CO2-afvang Grootste en schoonste
oxyfuelcentrale ter wereld bouwen
Dynamis, Towards Hydrogen and Electricity Production with Carbon Dioxide Capture and Storage,
Project no: 019672, 2007-04-03
Energie Dialoog Nederland (EDN), “CO2-afvang en- opslag: Vijgeblad, noodzakelijk kwaad of
wereldkans?”, Eindrapport, 17 maart 2009
EnergieGids, “Duitse proef CO2-opslag kans innovatieve technologieën”, november 2009 / Jaargang 2
/ Nummer 11
Fagundo J.R., Rodriguez J.E., Torre de la J., Arencibia J.A., Forti P., November 2002, Hydrologic and
Hydrochemical characterization of the punta alegre gypsum karst, Cuba
Gaag van der P. Drs., Stenhuis E.J., Januari 1994, Discussie met betrekking tot de kwaliteit van het
aardwetenschappelijk onderzoek in het kader van Opla 1988 – 1993
Gaag van der P. Drs., Erop Of Eronder? Verkenning van aardwetenschappelijke mogelijkheden tot
herroepelijk opbergen van chemisch afval in de Nederlandse ondergrond, Een programmeringsstudie
in opdracht van de Raad voor het Milieu- en Natuuronderzoek, Publicatie RMNO nr. 43, 1990

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

39

Gaag van der P. Drs., Poel van de H.M. Dr., Stenhuis E.J., December 1995, Een analyse van de
haalbaarheid van grootschalige CO2-opslag in de Nederlandse ondergrond met de nadruk op relevante
geologische parameters
Gaag van der P. Drs., Poel van de H.M. Dr., Stenhuis E.J., Augustus 1996 en April 1997, Aanvullend
onderzoek met betrekking tot mogelijke CO2-opslag in de Nederlandse ondergrond met de nadruk op
geologische stabiliteit
Geothermal Heat and Abandoned Gas Reservoirs in the Netherlands
http://iga.igg.cnr.it/pdf/WGC/2005/1177.pdf of http://www.geothermal-energy.org/
GRASP, SCR Cambridge (UK), Well & Reservoir Injectivity Assessment, October 2008
Gross S., Honeywell’s UOP Works with vaperma to offer enhanced energy efficiency in ethanol
production, Illinois, 11 March 2009
Henninges J., Kopp A., Bastard Le E., Brandt W., 2009, Thermal effects during CO2 injection and
well cementing at Ketzin, Vol 11.
Holloway S., Carbon Dioxide capture and geological storage, Jacobs M., February 2009, DOE Partner
Begins Injecting 50,000 Tons of CO2 in Michigan Basin
Holst van der E.J.B., September 1996, Underground Oil and Gas Storage, with a case study for LPG
storage in the Port of Rotterdam, Memoirs of the Centre of Engineering Geology in the Netherlands,
No.141
Holst van der E.J.B., Roest J.P.A., Oktober 1996, Ondiepe ondergrondse opslag van vloeibaar aardgas
en andere koolwaterstoffen
Jacobs M., May 2009, Small-Scale Carbon Sequestration Field Test Yields Significant Lessons
Learned
Kirk K.L., 2006, The potential of large UK offshore gas fields for storing CO2 emissions from E.ON
power stations, British Geological Survey, 42pp.
Laboratory For Energy And The Environment, August 2003, The Economics Of CO2 Storage
Lei X., G. Yu, S. Ma, X. Wen and Q. Wang (2008), Earthquakes induced by water injection at ~ 3 km
depth within the Rongchang gas field, Chongqing, China
Marcelis C.L.M., Maart 2009, Opdracht toetsingskader CO2 opslag
Maciej Radosz, Xudong Hu, Kaspars Krutkramelis, and Youging, Shen, Fighting carbon with carbon:
new low-cost filter halves CO2-capture costs, May 21, 2008

Milieu – Dier en Natuur, CO2-opslag in Geleen en Barendrecht, 18 februari 2009
Ministerie van Economische Zaken, 16 juni 1994, Weekblad, Kamervragen over gasopslag

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

40

Ministerie van Volkshuisvesting, Ruimtelijke Ordening en Milieubeheer, december 1990, Technology
and cost of recovering and storing carbon dioxide from an integrated gasifier, combined cycle plant,
nr. 92
Nagelhout A.C.G. en Roest J.P.A., Oktober 1996, Diepe ondergrondse gasopslag in het Rijnmondgebied (Een verkenning)
Nederlandse Emissieautoriteit (NEA, Dutch Emissions Authority), Leidraad CO2-monitoring, februari
2007
NOGEPA, Ministry of Economic Affairs, Potential for CO2 storage in depleted gas fields on the
Dutch Continental Shelf (2008), Report number B3157/MD-MV20080582
NOGEPA, 2009, Potential for CO2 storage in depleted gas fields on the Netherlands Continental
Shelf, Phase 2: Costs of transport and storage
Oldenburg C.M., 2006 & February 2007, Joule-Thomson Cooling Due to CO2 Injection into Natural
Gas Reservoirs, California
Over J.A. Ir., Vries de J.E. Drs., Amsterdam, mMei 1996, Bureau Milieu en Innovatie B.V.,
CO2 – opslag in de bodem, verslag van de workshop, gehouden op 18 januari 1996
Pruess K., On Leakage from Geologic Storage Reservoirs of CO2, California, 20-22 March 2006,
Progress in CO2-bearing gas field development and CO2 flooding technology, 2008,
Ramirez, A., Hagedoorn, S., Kramers, L., Wildenborg, T. and Hendriks, C. Screening CO2 storage
options in the Netherlands. International Journal of Greenhouse Gas Control, In Press, Corrected
Proof, Available online 27 November 2009
Reliability of a numerical model for CO2 injection and storage in deep geologic formations depends
on, June 2006
Riemersma G., februari 2004, Iedere knal ’s nachts betekent weer een scheur
Rotterdam Climate Initiative, June 2007, The World Capital Of CO2 – Free Energy
Schilling F., Bonneville A., Wurdemann H., April 2009, First European on-shore CO2 storage site
Ketzin (Germany), Oral Programme ERE5
Shell CO2 Storage B.V., Den Haag, “MER Ondergrondse opslag van CO2 in Barendrecht”, december
2008

Skinner L., CO2 Blowouts in Oil Wells: An emerging problem, 2003, vol. 224, no 1, pp. 38-42,
Soest van J.P., juni 2009, Uitnodiging voor een tweede EDN-werkconferentie, o.l.v. Wouke van
Scherrenburg
Svenson A.G., 1984, Earthquakes, Earth Scientists and Seismic-Safety planning in California

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

41

Toetsingsadvies over het milieueffectrapport, 23 april 2009 / rapportnummer 2047-172, Ondergrondse
opslag van CO2 in Barendrecht
Tossel, Juli 2009, New Molecule Could Lead to New CO2 Capture Methods
Touch Oil and Gas, CO2 for Enhanced Oil Recovery Needs, Norway (2005)
TU Delft, Technisch geologisch onderzoek naar CO2-opslag in het Barendrecht veld, 20 augustus
2009, repository.tudelft.nl/assets/uuid:516b60b1-1204-495c.../finalbscthesis.pdf.
Velde van der R, Mieog J., Breunese J., Remmelts G., DHV & TNO, June 2008, Potential for CO2
storage in depleted gas fields at the Dutch Continental Shelf, B3157 / MD-MV20080582
2008-U-R0674/A
Visser de H.P. (2009), Commentaar rapport toetsingskader CO2-opslag
Waterloopkundig laboratorium, DLO-Instituut voor Bos- en Natuuronderzoek, januari 1995,
Monitoring effekten van bodemdaling op Ameland-Oost, eerste evaluatie na 8 jaar gaswinning
Wildenborg T., April 2009, CO2 opslag, monitoring en veiligheid, Driebergen
Wilson K., Lynch M., Drilling of Test Well to Research Carbon Dioxide Storage is Underway in
Western Kentucky, April 2009
Winningsplan Botlek-veld, december 2003,
http://www.nlog.nl/wipla/Public_Winningsplan_Botlek.pdf
Zettlitzer M., Moller F., Wurdemann H., Lokay P., 2009, Reestablishment of Proper Injectivity of the
CO2-Injection Well Ketzin-201, Vol 11.
Zuurdeeg B.W. & Drabe K.E., Geochem research, januari 1996, (concept) Verkennende modellering
van de verspreiding en ontsnapping van ondergronds kooldioxide

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

42

LIJST WEBSITES
www.ad.nl/rotterdam/stad/3109895/Shell_boos_om_voorpagina_over_CO2.html
www.agu.org
www.citizensagainstco2sequestration.blogspot.com
www.cnpc.com.cn
www.co2sink.org/publications/GHGT8_IWS_UniStuttgart.pdf
www.co2-cato.nl/modules
www.co2-cato.nl
www.cordis.europa.eu
www.creatieve/energie.nl
www.ecn.nl
www.energieportal.nl
www.energysquare.nl/news/News.aspx?id=9&dossierId=5
www.fossil.energy.gov
www.fossil.energy.gov
www.grasp-co2.eu
www.greenbang.com/scottishpower-launches-longannet-carbon-capture-test
www.greencarcongress.com
www.meetingorganizer.copernicus.org
www.news.mongabay.com
www.nicholas.duke.edu
www.nora.nerc.ac.uk
www.npd.no
www.nrc.nl/economie
www.refdag.nl

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

43

www.sciencedirect.com
www.scielo.org.ve
www.scopus.com
www.shell.nl
www.touchoilandgas.com
www.uky.edu/KGS/announce/joint_project.htm
www.volkskrant.nl/binnenland
www.vrom.nl

Toetsingskader CO2-opslag

maart 2010

44