Energienews – Übersicht

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Gas-to-Liquid-Technologien (GTL) haben mehrere Phasen langer und relativ erfolgreicher Entwicklung sowie eine ziemlich entwickelte Infrastruktur für ihre Anwendung. Einerseits belegen die mittlerweile lange Betriebsgeschichte großer GTL-Anlagen in Katar, Südafrika, Malaysia und Nigeria die Attraktivität dieser Technologie, andererseits aber auch hohe Kapitalkosten und eine lästige Abhängigkeit von den sich ändernden Bedingungen der freien Wirtschaft Markt behindern seine groß angelegte Entwicklung.
Die Technologie zur Umwandlung eines fossilen Brennstoffs in einen anderen wurde vor fast hundert Jahren in Deutschland entwickelt und ermöglichte die Gewinnung flüssiger Brennstoffe aus Kohle (Coal to Liquid – CTL). Die Technologie wurde nach den Namen ihrer Autoren benannt – Fischer-Tropsch-Verfahren. Es basiert auf einem zweistufigen Prozess – der Produktion von Synthesegas, also Wasserstoff und Kohlenmonoxid, und dessen anschließender Umwandlung in verschiedene langkettige Kohlenwasserstoffmoleküle. In den fünfziger Jahren des letzten Jahrhunderts wurden diese Ergebnisse in Südafrika adaptiert und ergänzt, wo CTL- und etwas später auch GTL-Technologien einen echten industriellen Maßstab erreichten. In beiden Fällen war der eigentliche Grund für die Entwicklung dieses Verfahrens der Mangel an flüssigem Brennstoff und die Nichtverfügbarkeit von Ölressourcen. Weitere Gründe für die Einführung von GTL und CTL in verschiedenen Ländern waren die große Verbreitung einer bestimmten Rohstoffart gegenüber anderen, die mangelnde Bereitschaft, sich auf teure Importe bestimmter Arten fossiler Brennstoffe zu verlassen, und Versuche, die Hauptmarktnischen von Kohlenwasserstoffprodukten zu besetzen. Zuvor wurden auch häufig die Umweltvorteile synthetischer Kraftstoffe erwähnt. Da es sich bei der Fischer-Tropsch-Synthese jedoch um einen Hochtemperaturprozess mit einem spürbaren CO2-Fußabdruck der verwendeten Rohstoffe handelt und mit Kohlendioxidemissionen einhergeht, wird dieser Indikator in letzter Zeit deutlich seltener erwähnt . Unter den großen GTL-Projekten, die in den letzten Jahren umgesetzt wurden, sind Anlagen in Turkmenistan und Usbekistan zu nennen. Allerdings wurden gleichzeitig mehrere Projekte eingestellt. Laut US Energy Information Administration, International Energy Outlook 2017 , sollte man in den nächsten zwei Jahrzehnten nicht mit der Einführung neuer GTL-Großprojekte auf der Welt rechnen, mit Ausnahme ihres möglichen Baus in Südafrika, der noch immer nur eine Absicht ist . Daher scheinen die Aussichten für die Entwicklung von GTL im großen Maßstab nicht überzeugend.
 


Im letzten Jahrzehnt wurden jedoch von den Entwicklern von Small-Scale-, Mini- und Micro-GTL, im Folgenden einfach Small-Scale-GTL genannt, neue Horizonte für die Entwicklung von GTL-Technologien vorgeschlagen. Im Gegensatz zu herkömmlichen GTLs im großen Maßstab, die mit Volumina über 100 MMscfd arbeiten, liegen die Kapazitäten von GTLs im kleinen Maßstab zwischen 0,1 und 10 MMscfd. Die neuen Technologien bieten eine Reihe erheblicher Vorteile. Insbesondere geringere Anforderungen an Erdgasreserven, geringere Kapitalkosten und kürzere Bauzeit. Wenn man bedenkt, dass kleine GTL-Anlagen modular aufgebaut sein können und Erdölbegleitgas als Ausgangsmaterial nutzen können, schienen die Aussichten für deren Skalierung grenzenlos. Darüber hinaus kann der Einsatz von Mikrokanalstrukturen in GTL-Anlagen im kleinen Maßstab chemische Fischer-Tropsch-Prozesse erheblich intensivieren, indem die Effizienz der Wärmeübertragung und die Katalysatoraktivität erhöht werden.

Simplified GTL microchannel technology
 


1. Gas treatment; 2. Desulfurization; 3. SMR microchannel reactor; 4. Compressor station; 5. Boiler & Cooling Water Unit; 6. Hydrogen membranes; 7. F-T microchannel reactor; 8. Product separation unit; 9. Stock of liquid hydrocarbons; S – Syngas(H2+CO); L – Liquid hydrocarbons; V – Vapor; W – Water cooling; M – Methane+Steam; H – Hydrogen; A – Air; E - Exhaust

Die Hauptidee bei der Implementierung kleiner GTL-Anlagen bestand darin, die Möglichkeiten der Nutzung von Begleitgas in abgelegenen Ölfeldern zu realisieren, die über keine traditionelle Gastransportinfrastruktur verfügen. In diesem Fall ermöglichen kleine GTL-Anlagen die Gewinnung von synthetischem Öl oder sogar wertvollen Produkten, einschließlich Dieselkraftstoff, die vor Ort für Prozesszwecke verwendet, in Ölpipelines (im Fall von synthetischem Öl) gepumpt oder versendet werden könnten zum Verbraucher, zum Beispiel auf der Straße. Angesichts der Tatsache, dass weltweit in fast allen erdölproduzierenden Ländern jährlich mehrere Milliarden Kubikmeter Erdölbegleitgas ( 144 Milliarden m ³ im Jahr 2021 ) abgefackelt werden, bestehen keine Bedenken hinsichtlich der Ressourcenbasis für kleine GTL-Anlagen. Darüber hinaus können Deponiegas, Kohleflözmethan, verschiedene Raffineriegasmischungen und aus Biomasse gewonnenes Synthesegas (BTL) als Rohstoffe für diese Technologien verwendet werden. Eine detaillierte Liste der vorgeschlagenen Ausrüstung, technologische Parameter von Prozessen, Rohstoffanforderungen sowie eine Beschreibung von Demonstrations- und kommerziellen Projekten sind in der von der Global Gas Flaring Reduction Partnership erstellten Technologieübersicht - Nutzung von Begleitgas im kleinen Maßstab ausführlich dargestellt.
Unter den Hauptteilnehmern in diesem Bereich sind folgende zu nennen: CompactGTL , Calvert Energy Group , Velocys , Emerging Fuels Technology,   GasTechno Energy & Fuels , Greyrock , MET Gas Processing Technologies SpA , Primus Green Energy , INFRA Technology Group , BgtL und Rocky Mountain GTL Inc.

Allerdings können wir heute feststellen, dass auch diese Richtung nicht richtig entwickelt wurde. Trotz des großen Interesses an GTL im kleinen Maßstab gibt es derzeit weltweit nur wenige kommerziell erfolgreiche Projekte. Es kommt häufig zu Verzögerungen bei der Projektumsetzung, zu technologischen Ausfällen und sogar zu Insolvenzen. Ein deutlicher Rückgang des Wertes der Aktien von Velocys, einem der führenden Entwickler kleiner GTL-Technologien, nach dem Höhepunkt im Jahr 2014 kann ein klarer Ausdruck dafür sein. Infolgedessen hatten GTL-Technologien im kleinen Maßstab im letzten Jahrzehnt keinen wesentlichen Einfluss auf die Reduzierung des Volumens des damit verbundenen Abfackelns von Gas oder seiner Wiederinjektion in Öllagerstätten.



PetroSA, GTL Refinery, Mossel Bay, South Africa. Credit Creamer Media

Dafür gibt es mehrere Gründe, vor allem wirtschaftlicher und technologischer Natur. Erstens ist es offensichtlich, dass sich die Produkte kleiner GTL-Anlagen preislich als einfach nicht wettbewerbsfähig erwiesen und daher auf dem Markt nicht nachgefragt wurden. Dies ist auf die hohen Produktionskosten, die Unvollkommenheit der Technologie, den Mangel an langjähriger Erfahrung im Betrieb der Geräte, aber auch auf ein allgemeines Pech aufgrund äußerer Umstände zurückzuführen. Da die wirtschaftliche Leistungsfähigkeit von Klein-GTL letztlich stark vom Verhältnis der Marktpreise für Erdgas und Öl abhängt, ist ihre exorbitante Volatilität in den letzten Jahren zu einem der Hauptgründe für das Scheitern der Kommerzialisierung geworden. Tatsächlich konnten der steile Rückgang der Ölpreise in den Jahren 2014-2016, die negativen Werte der Öl-Terminkontrakte im März 2020 und der mehrfache Anstieg der Erdgaskosten ab der zweiten Hälfte des Jahres 2021 die Entwicklung kleiner und mittlerer Ölpreise nur negativ beeinflussen. Skala GTL. Diese Situation wurde durch die rasante Entwicklung erneuerbarer Energien, COVID-19-Beschränkungen und einen Rückgang der Investitionen in die Öl- und Gasförderung noch verschärft. Auch die Verknüpfung von GTL im kleinen Maßstab mit dem Problem des Klimawandels, basierend auf der potenziellen Möglichkeit, das Volumen der damit verbundenen Gasabfackelung durch diese Technologie zu reduzieren, hat nicht geholfen.

Bei der Betrachtung technologischer Probleme muss auch berücksichtigt werden, dass verwandte Technologien mit einer Reihe erheblicher Unterschiede und bestimmten Vorteilen fast gleichzeitig mit kleintechnischen GTL auf den Markt kamen. Dabei handelt es sich in erster Linie um Technologien für verflüssigtes Erdgas im Kleinmaßstab (Small-Scale LNG), Technologien für komprimiertes Erdgas im Kleinmaßstab (Small-Scale CNG) und Energieerzeugungstechnologien. Wie im Fall des GTL im kleinen Maßstab bieten diese Anbieter eine Vielzahl kommerzieller Installationen an, auch solche in Modulbauweise. Eine detaillierte Übersicht über die Hersteller dieser Geräte finden Sie im bereits erwähnten GGFR Technology Overview – Utilization of Small-Scale Associated Gas. Die meisten LNG- und CNG-Technologien im kleinen Maßstab zielen auf die Herstellung gebrauchsfertiger Produkte und deren Direktverkauf ab. Selbstverständlich umfasst die technologische Kette zu diesem Zweck auch Vorgänge der Vorverarbeitung des Begleitgases oder sogar die Entfernung unerwünschter Kohlenwasserstoffe und anderer Gase. Derzeit besteht der große Vorteil von LNG- und CNG-Technologien im kleinen Maßstab im Vergleich zu GTL im kleinen Maßstab darin, dass sie nicht die anfälligste, komplexeste und teuerste Phase der Umwandlung von Gas in flüssige Kohlenwasserstoffe erfordern. Darüber hinaus handelt es sich bei den Ausgangs- und Endprodukten hier um verschiedene Formen von Methan, wodurch keine Abhängigkeit vom Preisverhältnis zwischen Erdöl und seinen Produkten und Erdgas besteht. Mit anderen Worten: In diesem Fall liegt eine vorhersehbarere Marktsituation vor. Wenn Ölfelder in angemessener Reichweite von Gasaufbereitungsanlagen liegen, kann die Versorgung mit verflüssigtem oder komprimiertem Begleitgas direkt an diese erfolgen. Gleichzeitig können die Anforderungen an eine teure Vorverarbeitung des Einsatzgases reduziert werden.

Viele abgelegene Felder verfügen nicht über eine zentrale Stromversorgung. Wenn also überschüssiges Begleitgas vorhanden ist, können Energieerzeugungstechnologien eine große Hilfe bei der Lösung dieses Problems sein. Umfangreiche Erfahrungen im Betrieb von Anlagen zur Stromerzeugung aus methanhaltigen Gasen verschiedener Art sowie ein klares und leicht vorhersehbares wirtschaftliches Bild sind gravierende Wettbewerbsvorteile dieser Technologie.

Allerdings gibt es bei diesen Technologien beispielsweise keine Möglichkeit, bestehende Ölpipelines in den Feldern zu nutzen, wo synthetisches Öl, das durch GTL-Prozesse im kleinen Maßstab gewonnen wird, geliefert werden kann. Daher liegt es auf der Hand, dass die oben genannten Optionen zur vorteilhaften Nutzung von Erdölbegleitgas allein nicht alle Verbraucher mit den unterschiedlichsten Feldbetriebsbedingungen zufriedenstellen können. Daher bestehen immer noch nennenswerte Chancen für die Nachfrage nach kleinen GTL-Anlagen, und unter günstigen Marktbedingungen könnte sie sogar wieder vorherrschend werden.



Qatar, gas field

Natürlich kann die wachsende Zahl erfolgreicher Projekte zur industriellen Nutzung kleiner GTL-Anlagen dies begünstigen. Vielleicht ist diese Zeit gekommen. So entstand in diesem Jahr eine gewisse Aufregung um die Calvert Energy Group, die Entwickler von „Plasmareformer wandelt Speisegas in Synthesegas“ und „Mini-GTL zur Herstellung von synthetischem Diesel unter Verwendung von Begleitgas, Deponiegas, Kohleflözmethan und Raffineriefackelgas“ ist. . Die Global Gas Flaring Reduction Partnership (GGFR) hat diese Technologie als die vielversprechendste für die Fackelgasnutzung identifiziert. Im Mai dieses Jahres erwarb das amerikanische Innovationsunternehmen ENG die Calvert Energy Group zusammen mit Lizenzen für kleine GTL-Technologien, und bereits im Juli erwarb OiLSERV mit Hauptsitz in Dubai die Rechte für diese Technologie und wird einen Antrag dafür finden es in den Regionen des Nahen Ostens und Nordafrikas im Hinblick auf die damit verbundene Nutzung von Erdölgas. Auf der ENG-Website heißt es: „… Unser GTL-Prozess kombiniert zwei OxEon-Prozesse. Der erste ist der nicht-thermische Gleitbogen-Plasmasystemreformer von OxEon Energy. Der zweite OxEon-Prozess verbessert den traditionellen Fischer-Tropsch-Reaktor durch die Verwendung von 4-Zoll-Reaktorrohren mit einer proprietären Reaktorrohrextrusion. Sie betonen insbesondere den geringen Stromverbrauch dieser Technologie, nur „…4 kW pro 100 Barrel“.

Die Entwicklung paralleler Technologien kann geben auch der kleintechnischen GTL zusätzliche Impulse. So sollte beispielsweise auf den stetigen Trend geachtet werden, der das Interesse an Wasserstoff als Teil des Energiesektors zeigt, zusammen mit neuen Technologien zum Transport von Wasserstoff in Form von flüssigen organischen Wasserstoffträgern ( LOHC). Das Wesentliche dieser Technologie ist die Einführung von Wasserstoffmolekülen in organisches Material mit chemischer Umwandlung in ein neues organisches Material, in dem Wasserstoff in einem gebundenen Zustand vorliegt (Hydrierung). Toluol wird am häufigsten als anfänglicher Träger angesehen, der, Nach der Wechselwirkung mit Wasserstoff wird es in Methylcyclohexan (C ₇ H ₁₄ ) umgewandelt, das mithilfe herkömmlicher Infrastruktur sicher gelagert und transportiert werden kann. Die Marktführer und Hauptpatentinhaber dieser Technologie sind Chiyoda Corporation und Hydrogenious LOHC Technologies GmbH. Insbesondere führte die Chiyoda Corporation erfolgreiche Demonstrationstests zur Lieferung von Wasserstoff von Brunei nach Japan auf dem Seeweg durch. Wasserstoff wurde in Brunei durch Dampfreformierung aus Erdgas hergestellt. Nach der Hydrierung wurde Methylcyclohexan in einen Tanker verladen und nach Japan verschifft. An der Annahmestelle wurde durch den Dehydrierungsvorgang Wasserstoff aus Methylcyclohexan extrahiert und an den Verbraucher weitergeleitet. Das resultierende Toluol wurde für einen anschließenden Zyklus der Wasserstofflieferung nach Brunei zurückgeführt. Die Hydrogenious LOHC Technologies GmbH hat ein groß angelegtes Wasserstoffspeichersystem (Storage PLANT) mit einer Kapazität von 5 Tonnen Wasserstoff pro Tag entwickelt, das direkt an Dampfreformer angeschlossen ist. Für kleine Volumina werden auch Containersysteme angeboten. Das Unternehmen hat große Projekte zum Transport und zur Speicherung von Wasserstoff in Europa geplant. Es liegt auf der Hand, dass der Einsatz der ersten Phase des Fischer-Tropsch-Verfahrens mit der Produktion von wasserstoffreichem Synthesegas und dessen anschließender Trennung die direkte Produktion von Wasserstoff in Ölfeldern ermöglichen wird. Und im Zuge der oben genannten LOHC-Technologien kann es in der Hydrierung eingesetzt und beispielsweise an Ölraffinerien geliefert werden. Sicherlich ist eine gründliche technologische und wirtschaftliche Untersuchung dieser Option erforderlich. Dennoch kann diese oder eine ähnliche Kombination heterogener Technologien die Richtung der GTL-Entwicklung im kleinen Maßstab erheblich ändern.

In den nächsten Artikeln werden wir weiterhin auf GTL-Technologien im kleinen Maßstab eingehen, einige der aktuellen Trends auf der Grundlage aktueller Patente revidieren und detaillierte statistische Daten zur Patentaktivität bereitstellen.

Von der Redaktion