Energi i nordområdene, fossilt, fornybart, eller? Industriell bruk av naturgass i Norge teknologi og rammebetingelser

Transkript

1 Energi i nordområdene, fossilt, fornybart, eller? Industriell bruk av naturgass i Norge teknologi og rammebetingelser Professor Hilde J. Venvik Gassteknisk Senter NTNU-SINTEF Institutt for Kjemisk prosessteknologi, NTNU

2 Om foredragsholderen Oppvokst i Tromsø Siv. ing. og PhD i eksperimentell material-/overflatefysikk fra NTH/NTNU Forsker og underviser i katalysegruppa, Institutt for kjemisk prosessteknologi, NTNU Deltaker i SFI ingap - «Innovative Natural Gas Processes and Products» - m/uio og SINTEF; INEOS, Haldor Topsøe AS og Statoil. Programstyremedlem GASSMAKS, Norges Forskningsråd, Programstyremedlem ENERGIX, Norges Forskningsråd, 2012-

3 INNHOLD: Innledning Ressurser Utnyttelse Konklusjon

4 «Pearl GTL» Shell, QP Diesel + olje: 140 kbbl/day C 2, NGL: 120 kbbl/day Investment ~ 19 x 10 9 USD (Profit sharing contract with QP, all risk on Shell, earnings: 10% of Shell cash-flow)

5 PEARL GTL (gas-to-liquids): Fischer-Tropsch syntese (første patent 1925) 24 «heat exchange type fixed bed reactors», hver 1200 ton. Anslagsvis reaktorrør Ø:0,1m x H:12 m, og tonn katalysator (kobolt (Co) nanopartikler på porøs bærer) Reaktor under montering photo: Shell,

6 Pearl: Some other numbers GTL product slate (140 kbbl/day) Naphta and n-alkanes: 35 kbbl/day Kerosine: 25 kbbl/day Gasoil: 50 kbbl/day Base oils: 30 kbbl/day Ethane/LPG/NGL/: 120 kbbl/day Sulfur recovery: 600 tons/day 8 Air Separation Units (ASU): tons O 2 /day (99,8%) Gas supply: 2 offshore platforms («North field/south field») 350 bar 1,6 Bcfd/day (~320 kboe/day) 100 years +? >40 distillation columns >2000 pumps > 50 compressors 45 compressors > 50 MW > «tags» (process control, =10 oil refineries) 1000 online analysers lab samples/month

7 Endringer i ressursbildet og markedet: Sterk effekt på gasspris relativt oljepris Liberalisering (konkurranse) i EU USA Fornybar energi i EU Skifergass i USA Finanskrise Fortsatt økende oljepris (Asia)

8 HOUSTON, Sept /13/2011

9 Ressurser Kart: Sherpa Konsult Olje Gass Mineraler Kraft (el. energi)

10 Olje

11 Olje Liten sannsynlighet for videreforedling av olje på land Off-shore virksomhet Leverandørindustri

12 Naturgass Hva er naturgass? Hovedsakelig metan (CH 4 ) kjemisk stabilt Varierende innhold av høyere hydrokarboner (C 2 H 6, C 3 H 8, ) «Forurensninger» (CO 2, H 2 S, H 2 O, ) Alternativene: 1. Eksport til energimarkedet (CH 4 ) a. Rør b. LNG 2. Kraftproduksjon (?) 3. Videreforedling («kjemi») på land

13 Pipeline NG market LNG Hydrogen WGS/NH 3 Ammonia CH 4 C 2+ «Syngas» H 2 + CO «Olefins» C=C LPG CH 3 OH synthesis CH 3 OCH 3 synthesis FT synth. Polymerization Methanol Gasoline DME Diesel Polyetylen Polypropylen PVC LIQUID FUELS PLAS -TICS

14 i Norge pr 2013

15 CH 4 Pipeline LNG NG market «Ingen kjemi» > 99% av norsk gass C 2+ Statoil Melkøya LNG fra 2007 ~ 250 ansatte LPG LPG market

16 YARA (Tidl. Norsk Hydro), fra 1968: Foredling av naturgass til kunstgjødsel på Herøya, Porsgrunn ~400 ansatte WGS/NH 3 Ammonia «Syngas» H 2 + CO C 2+

17 INEOS/Noretyl (tidl. Hydro Polymers, Borealis), Rafnes Bamble: Plastråstoff (1977) og plast(1950) fra etan/propan ~500 ansatte C 2+ «Olefins» C=C Polymerization Polyetylen Polypropylen PVC PLASTICS

18 Statoil Tjeldbergodden fra 1997: Metanol ( tonn/år) fra naturgass (Heidrun) ~120 ansatte CH 4 «Syngas» H 2 + CO CH 3 OH synthesis Methanol C 2+

19 CH 4 «Syngas» H 2 + CO FT synth. Diesel Shell Pearl GTL, Qatar 2011, bpd: Fischer-Tropsch syntese: syntetisk diesel (bensin) fra metan 5years and 500 million man hours to build

20 Norske miljøer: ledende kunnskap innen - GTL Statoil GMD demoanlegg Mossel bay, Sør-afrika: 1000 bpd ( ) Katalysator og reaktorteknologi Statoil, PetroSA, Lurgi joint venture: GTL.F1 NTNU/SINTEF fra ~1983 > 100 vitenskapelige artikler > 30 MSc, > 20 PhD Internasjonal pris (NGCB) til Professor Anders Holmen

21

22 Gass til materialer Jernframstilling (DRI) Annen metallurgisk industri Karbon, m.m.

23 IRONMAN Tjeldbergodden: Höganas, LKAB + NN, Norge (???)

24 Hva er mulig i Barentsregionen? «Alt» - dvs. GTL (diesel), ammoniakk (kunstgjødsel), plast, jern. Viktige faktorer Type og størrelse av gassressurs (gassfelt vs. assosiert gass) Andre ressurser (mineraler, energi, ) Markeds- og kostnadsutvikling Klimautslipp og forurensing Rammebetingelser (politikk) «Economy of scale» er gjeldende teknologisk «naturlov» for industriell bruk: store investeringer og ditto risiko FOU for å bryte «loven»

25 Miljøspørsmål og rammebetingelser

26 Klima/CO 2 og energi : Et eksempel fra plastverdikjeden Kilde: Dr. Steinar Kvisle, Director Technology & Production Support, INEOS Scandinavia

27 All utnyttelse i Norge vil medføre økte norske CO 2 -utslipp - Full CO 2 -rensing og lagring for kostbart pr i dag. - Men gassen blir også til CO 2 når den eksporteres - Den samme produksjonen lagt et annet sted kan medføre atskillig større utslipp Mulighet for «best practice» policy - uten hver gang å skulle gjennomføre en månelanding? Teknologiutvikling Samspill med fornybar energi Teknisk og logistisk tilrettelegging for framtidig CO 2 - rensing og lagring

28 Rammebetingelser Historiske vedtak om ilandføring, industri og arbeidsplasser I praksis fokus på: Historisk: gass eksport i langsiktige kontrakter Nå: Klimaforpliktelser samt utnyttelse av eksisterende infrastruktur («rør og terminaler fra Trondheim og sørover») Pr. i dag nesten dyrere å kjøpe gass i Norge enn i Europa «gasspool»? Dårlige erfaringer (overskridelser) i andre store prosjekter (Mongstad etc.)

29 Konklusjon Energimarked og ressursbilde i endring (Nord-)Norge bør være i posisjon til å velge mellom ulike alternativer for optimal utnyttelse av ressursene Samfunnsøkonomiske og bedriftsøkonomiske hensyn ivaretas av ulike aktører Markedstilpasning og miljøforbedringer krever kunnskap og kompetanse også «lokalt» Forskning Utdanning Opprettholdelse av relevant forskning og utdanning på høyt nivå krever ambisjoner og langsiktighet hos industrien.

30

31 Takk for oppmerksomheten!