Naturgass fremstår som en stadig mer ettertraktet energikilde. Forbrenningen er ren og gir lave forurensinger sammenliknet med andre fossile brensler. Den store utfordringen er transporten fra felt til sluttbruker.
Mellom 40 og 60 prosent av verdens gassfelt er i dag ulønnsomme fordi man mangler egnet transportløsning. For korte avstander er rørløsning enkelt og dominerende, mens for å frakte store mengder gass over lange avstander er LNG-transport på skip mest aktuelt. For markeder uten distribusjonsnett for gass har det tidligere kun vært mulig å benytte trykkgass på flaske.
Det er et klart behov for å utvikle nye transportløsninger. Derfor foregår det en omfattende forskning og utvikling av nye transport teknologier for gass. Flere har nå kommet så langt at de testes i pilot- og småskala anlegg.
God distribusjonsform
Aker Kværner har lenge arbeidet med å utvikle en teknologi basert på hydrater, som er frossen naturgass. Hydrater er en fast forbindelse mellom naturgass og vann som likner på snø.
Vanligvis bruker oljeselskapene store summer på å hindre at det dannes hydrater i produksjonssystemet, mens Aker Kværner mener at hydrater kan anvendes kommersielt som en god distribusjonsform for naturgassen. Den holder seg frossen og stabil ved minus 20 0C og atmosfærisk trykk.
– Da kan den fraktes i frysecontainere eller i isolerte atmosfæriske tanker. Det er også mulig å brenne gassen direkte mens den er i frossen form, ikke ulikt de gamle sprittablettene, forteller Oscar Fr. Graff i Aker Kværner.
Til Japan
Professor Jon Steinar Gudmundsson ved NTNU har utviklet prosessen sammen med Aker Kværner. Det er etablert et eget hydratlaboratorium ved NTNU, og flere oljeselskaper har deltatt i denne utviklingen.
For å kommersialisere produksjon av gasshydrater raskere, har Aker Kværner inngått samarbeid med det japanske industrikonsernet Mitsui for å videreutvikle produksjonsanlegget. Et pilotanlegg i Chiba, Japan har vært i drift siden 2003 og produserer 600 kg hydrater daglig. Det spesielle ved dette anlegget er at hydratene formes som pellets, dvs. kuler med diameter på 20 mm.
Japanerne er interessert i denne teknologien fordi de har stor etterspørsel etter naturgass. Det stilles imidlertid meget strenge krav til distribusjon i rør i det tett befolkede og jordskjelvutsatte landet. Gassen lagres og brukes ved sluttbruker, som kan være gasskraftanlegg. I Japan vil hydrater kunne erobre en interessant del av dette markedet.
– Som hydrater kan gassen også fraktes til andre store forbrukere som hittil har brukt gass fra trykktanker. Hydrattransport er sannsynligvis den sikreste metoden for gasstransport. Økonomiske analyser viser at denne teknologien kan være konkurransedyktig for gassfelt med produksjon opptil 2 millioner tonn pr. år (som tilsvarer halvparten av Snøhvit-feltet), og for moderate transportavstander, forteller Graff.
Kan gi økt aktivitet
Graff mener at hydratproduksjon kan løse mange av utfordringene ved utbyggingen av marginale gassfelt. Hittil har mange felt ikke blitt bygget ut fordi det ikke finnes økonomisk lønnsomme metoder for å utnytte gassen.
– Ved å produsere hydrat kan nye felt bygges ut, også felt som ligger langt fra land. Utfordringen er å utforme en prosess som kan produsere store mengder gasshydrater kontinuerlig, sier han.
Fordelen er at det er mulig å produsere hydratet rett fra første separasjonstrinnet i en prosess. Det er ikke nødvendig med store tørkeanlegg eller kompressorer. Gasstransport fra feltet kan gjøres med isolerte tankskip.
Hydrat-teknologien er spesielt egnet til produksjon av mellomstore gassfelt i kalde områder. Dette skyldes at kjølevannet vil kunne fjerne en større andel av varmen som frigjøres ved hydratproduksjonen. Energibehovet for hydratproduksjon og transport er lavt og kan sammenliknes med LNG, dvs. under 10 prosent av energimengden i gassen.
Andre metoder har atskillig høyere energibehov på mellom 30 og 35 prosent. En gunstig transportavstand for hydrater vil ligge mellom operasjonsområdene for rør og LNG.
– Våre beregninger viser at vi kan redusere transportkostnadene for enkelte felt med inn til 20-25 prosent sammenliknet med LNG, sier Graff
