Décision finale d'investissement pour la phase 2 de Northern Lights : extension de la chaîne de transport et de stockage du CO2

Décision finale d'investissement pour la phase 2 de Northern Lights : ce que cela signifie pour la chaîne de valeur du CSC

En mars 2025, Equinor, Shell et TotalEnergies ont annoncé une décision finale d'investissement (DFI) pour la phase deux du projet de captage et de stockage du carbone (CSC) Northern Lights. L'expansion augmentera la capacité totale d'injection de 1,5 million de tonnes de CO2 par an (Mtpa) à au moins 5 Mtpa, avec une disponibilité visée pour le second semestre 2028. Cette décision fait suite à un accord commercial avec Stockholm Exergi pour transporter et stocker jusqu'à 900 000 tonnes de CO2 biogénique par an pendant 15 ans.

Pour les ingénieurs d'ingénierie, les responsables des achats et les inspecteurs, cette expansion signale une demande croissante pour des matériaux, raccords et brides compatibles avec le CO2. Cependant, l'annonce fournit peu de détails techniques, les acheteurs doivent donc soigneusement vérifier les exigences matérielles et les conditions de conception avant de spécifier les composants.

Portée de l'expansion et ajouts d'infrastructure

Selon le communiqué de presse officiel, la phase deux s'appuie sur l'infrastructure existante à terre et en mer. L'expansion comprend :

• Des réservoirs de stockage à terre supplémentaires
• Un nouveau quai
• Des puits d'injection supplémentaires

Equinor reste le fournisseur de services techniques (FST) pour la phase deux, responsable du développement, de la construction et de l'exploitation au nom du partenariat. L'investissement est de 7,5 milliards de NOK, y compris 131 millions d'euros (environ 1,5 milliard de NOK) provenant du mécanisme de financement du mécanisme pour l'interconnexion en Europe (MIE).

Les opérations de la phase un ont commencé en août 2025, avec les premiers volumes de CO2 injectés et stockés. Le terminal de réception est situé à Øygarden, près de Bergen, et le CO2 est transporté par pipeline vers un réservoir situé à 2 500 à 2 600 mètres sous le fond marin en mer du Nord.

Implications pour les achats de systèmes de tuyauterie CO2

Pour les fournisseurs de raccords anticorrosion et d'isolation et de tubes en acier sans soudure, l'expansion de Northern Lights représente une opportunité significative. Cependant, le service CO2 impose des exigences uniques sur les matériaux et les composants.

Considérations clés pour les achats :

• Composition du CO2 et teneur en eau : La corrosivité du CO2 dépend fortement de la présence d'eau et d'impuretés. Les acheteurs doivent obtenir la composition exacte du fluide, y compris la teneur en eau, auprès de l'opérateur ou de l'entrepreneur d'ingénierie.
• Pression et température : Les pressions et températures d'injection affectent la sélection des matériaux et les calculs d'épaisseur de paroi. Ces paramètres ne sont pas divulgués dans l'annonce publique et doivent être vérifiés.
• Sélection des matériaux : L'acier au carbone peut convenir pour le CO2 sec, mais si de l'eau est présente, des alliages résistants à la corrosion ou des revêtements peuvent être nécessaires. De l'acier inoxydable ou des matériaux duplex peuvent être spécifiés pour certaines sections.
• Normes et codes : La conception de la tuyauterie doit suivre les codes applicables tels que ASME B31.3 ou B31.12 pour la tuyauterie d'hydrogène et les pipelines, mais des directives spécifiques au CO2 peuvent également s'appliquer. Les acheteurs doivent confirmer quel code est référencé dans les spécifications du projet.

Entrées RFQ pour les composants de service CO2

Lors de la préparation des RFQ pour les composants de tuyauterie pour les projets CSC, incluez les éléments suivants :

• Composition du fluide : Pureté du CO2, teneur en eau et composants traces (par exemple, H2S, O2, NOx)
• Conditions de fonctionnement : Pression, température et débits
• Code et édition de conception : par exemple, ASME B31.3, ASME B31.12 ou DNV-ST-F101
• Spécification des matériaux : par exemple, ASTM A106 pour les tubes en acier au carbone sans soudure, ASTM A333 pour le service à basse température, ou ASTM A312 pour l'acier inoxydable
• Allocation de corrosion : Comme spécifié par l'ingénieur de conception
• Exigences de revêtement et d'isolation : Pour les raccords anticorrosion et d'isolation, spécifiez le type et l'épaisseur du revêtement, ainsi que le matériau et la densité de l'isolation
• Exigences de test et d'inspection : Méthodes de contrôle non destructif, pression d'essai hydrostatique et critères d'acceptation

Points d'inspection et de documentation

Pour les composants de tuyauterie CO2, les inspecteurs doivent vérifier :

• Traçabilité des matériaux : Certificats de contrôle en usine (MTC) conformément à EN 10204 3.1 ou 3.2, montrant la composition chimique et les propriétés mécaniques
• Conformité dimensionnelle : Vérifier par rapport à ASME B16.9 pour les raccords et ASME B16.5 pour les brides
• État de surface : Pas de fissures, piqûres ou autres défauts qui pourraient initier la corrosion
• Intégrité du revêtement : Pour les raccords anticorrosion, vérifier l'épaisseur et l'adhérence du revêtement
• Qualité du soudage : Si un soudage sur site est requis, s'assurer que les WPS/PQR sont qualifiés pour le matériau et le service

Risques courants et atténuation

• Données matérielles incomplètes : Sans composition complète du fluide, spécifier le mauvais matériau peut entraîner des défaillances par corrosion. Atténuation : Demander un rapport de sélection des matériaux à l'équipe du projet.
• Sous-estimation des effets à basse température : Le CO2 peut provoquer une rupture fragile si les températures descendent en dessous des limites de conception. Atténuation : Spécifier des matériaux à basse température comme ASTM A333 ou des raccords testés aux chocs.
• Ignorer la formation d'hydrates : L'eau et le CO2 peuvent former des hydrates, entraînant des blocages. Atténuation : S'assurer que les systèmes de déshydratation sont en place et spécifier des matériaux résistants aux inhibiteurs d'hydrates.
• Supposer que l'acier au carbone standard est suffisant : Même le CO2 sec peut provoquer une corrosion sous contrainte dans les applications à haute pression. Atténuation : Suivre NACE MR0175/ISO 15156 si un service acide est possible.

Conclusion

La DFI pour la phase 2 de Northern Lights est un signal clair que le CSC à grande échelle progresse. Pour les fournisseurs et acheteurs de composants de tuyauterie, cela signifie de nouvelles opportunités mais aussi de nouveaux défis techniques. En vérifiant toutes les conditions de conception et en spécifiant correctement les matériaux, vous pouvez garantir un fonctionnement sûr et fiable en service CO2.

Sources

• https://www.equinor.com/news/20250327-northern-lights-phase-2
• https://www.equinor.com/energy/northern-lights

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