Het Duitse Siemens Gamesa en Siemens Energy investeren samen 120 miljoen euro om een elektrolyzer te ontwikkelen die volledig is geïntegreerd in een offshore windmolen. Op die manier kan op zee direct groene waterstof worden gemaakt.

Over een periode van vijf jaar investeert Siemens Gamesa en Siemens Energy 40 miljoen euro in de ontwikkelingen. Siemens Gamesa gaat de krachtigste turbine ter wereld, de SG14-222 DD offshore windturbine, aanpassen om een elektrolysesysteem naadloos te integreren. Siemens Energy gaat een nieuw elektrolyseproduct ontwikkelen om niet alleen tegemoet te komen aan de behoeften van de ruwe maritieme offshore-omgeving en om in perfecte harmonie te zijn met de windturbine, maar ook om een nieuwe competitieve benchmark voor groene waterstof te creëren.

De elektrolyzer komt aan de basis van de windturbine te staan. De ontwikkelingen van de twee bedrijven dienen als proeftuin voor het realiseren van grootschalige kostenefficiënte waterstofproductie.

Voor het project krijgen de bedrijven waarschijnlijk subsidie van de Duitse overheid.

De chemie kan haar rol als vitale industrie ook na de coronacrisis versterken. Bijvoorbeeld door haar positie op te eisen in de energietransitie. Batterijen en elektrolyzers zullen bij de transitie een essentiële rol in spelen, zo stelt het International Energy Agency (IEA) in een actueel artikel. En het is de chemische industrie die de sleutel tot succes in handen heeft.

De huidige coronacrisis zet kunststoffen deels in een ander daglicht. Niet het grote en vooral ook serieuze probleem van plasticafval staat even centraal, maar de aandacht gaat vooral uit naar de zeer bruikbare eigenschappen van plastics. Wegwerphandschoenen, injectiespuiten, insulinepennen, infuusslangen en katheters hebben niet alleen het risico op infecties sterk verminderd. En ze hebben ook de werkprocessen gestroomlijnd omdat minder materialen gesteriliseerd hoeven te worden. Het imago van de vitale chemische industrie krijgt op alle fronten een boost in tijden van corona.

Wereldeconomie

Dat imago en die vitaliteit kan ze vasthouden. Vooral als ze ook een essentiële en zichtbare rol kan opeisen in de energietransitie. Regeringen richten zich steeds meer op het herstel van de economie. Volgens het IEA bieden juist de economische herstelpakketten een unieke kans om banen te creëren en tegelijkertijd schone energietransities mondiaal te ondersteunen. Energie-efficiëntie en hernieuwbare energie centraal stellen, adviseert het agentschap. ‘Deze ontwikkelingen bieden milieuvriendelijke mogelijkheden om banen te creëren en de wereldeconomie nieuw leven in te blazen.’

Duurzame opwek

Daarbij lijkt de coronacrisis zelfs een ideaal vertrekpunt te bieden. Datzelfde IEA voorspelt voor 2020 een daling van de energievraag die zeven keer zo groot is als de daling na de financiële crisis van 2008. Dat leidt meteen ook tot een recorddaling van de CO2-uitstoot van bijna acht procent, waardoor die op het laagste niveau in tien jaar uitkomt.

Ook stijgt het aandeel van duurzaam opgewekte energie wereldwijd enorm. ‘Koolstofarme technologieën breiden nu hun voorsprong uit als grootste bron van wereldwijde elektriciteitsopwekking, tot veertig procent van de energiemix in 2020,’ stelt het agentschap. Grotendeels is dat een relatieve stijging, door de enorme dalingen in vraag naar olie, steenkool en aardgas. Maar ook absoluut. Recent zijn verschillende grote projecten voor duurzame opwek in gebruik genomen.

Onbalans

Het zal echter niet meevallen om deze trend vast te houden als overheden maatregelen verregaand versoepelen en oude patronen weer op de loer liggen. Uit eerdere analyses van het IEA blijkt dat er een breed scala aan schone energietechnologieën nodig is om de mondiale energievoorziening koolstofarm te maken. Volgens het agentschap zijn batterijen en elektrolyzers – die onder meer groen waterstof kunnen produceren – daarbij onmisbare schakels. Vooral door hun vermogen om elektriciteit om te zetten in chemische energie en andersom. Immers het aanbod van zonne- en windenergie zijn weersafhankelijk, maar de vraag niet. Opslag in batterijen en omzetting naar bijvoorbeeld waterstof kunnen oplossingen bieden voor deze onbalans.

Elektrolyt

Tot nu toe is het veel sneller gegaan met de ontwikkeling van batterijtechnologie dan met elektrolyzers. Met name de kosten van lithium-ion-batterijen dalen jaar na jaar, onder meer  dankzij de hogere productievolumes. De schaalvergroting van de productie van elektrolyzers zit daarentegen in een veel vroeger stadium. Maar dat maakt de ruimte voor aanzienlijke kostenreducties op korte termijn nog groter.

Het leuke is dat batterijen en elektrolyzers gebruik maken van dezelfde elektrochemische principes. Ze hebben dezelfde componenten, zoals elektrolyt en membraanmaterialen. Ook worden ze gemaakt met soortgelijke productieprocessen. De toekomstige ontwikkeling van elektrolyzers kan daarom profiteren van de ervaring die met batterijen is opgedaan, zo stelt het IEA. Daardoor kunnen de kosten ook op dat terrein sneller worden verlaagd.

Kruisbestuiving

En nu komt het. Het is juist de chemische industrie die daar een voortrekkersrol in kan nemen. Juist chemiebedrijven, IEA noemt BASF en haar Japanse evenknie Toray, kunnen de verbinding maken tussen batterijen en elektrolyzers. Elektrolyt, membraantechnologie, conversie; het zijn verbindende terreinen die hoofdzakelijk in het chemische spectrum liggen.

Het menselijk kapitaal en de vaardigheden die worden ontwikkeld, zijn kruisbestuiving. De geleerde lessen in de ontwikkeling van individuele componenten hebben ook het potentieel om  grootschalig met andere industriële sectoren gedeeld te worden. Denk aan de producenten van brandstofcellen, regelsystemen en gespecialiseerde materialen voor andere technische toepassingen.

Het grote systeem

De chemieis dus potentieel een onmisbare schakel in een veel groter systeem van industriële sectoren, die samen werken aan oplossingen voor de energietransitie. Wellicht goed om daar ook meer focus op te leggen bij initiatieven op dit gebied. Bijvoorbeeld bij de enorme waterstofprojecten die momenteel worden onderzocht in Nederland en Vlaanderen. Of het initiatief van TNO, FME en provincies om in Nederland een maakindustrie voor elektrolyzers te initiëren. Kijkt vooral naar het grote systeem en betrek vooral ook de chemische industrie in deze plannen. Want ook hier is ze – net als op veel andere terreinen – vitaal en onmisbaar. En dat mag ook best vaker worden gezien…

 

Het is scheikundigen van de Universiteit Utrecht gelukt om kobalt in te zetten als katalysator voor de productie van basischemicaliën uit aardgas. Daarmee verlagen zij de kooldioxide-uitstoot in een belangrijke stap van deze chemische omzetting van vijftig procent naar bijna nul.

De chemische industrie gebruikt op grote schaal basischemicaliën uit aardolie voor de productie van plastic, medicijnen en oplosmiddelen. Daarbij gaat veel energie verloren voor het opknippen van de lange koolwaterstofmoleculen waaruit aardolie bestaat. De transitie naar het gebruik van aardgas en biomassa als grondstof is in volle gang. Een mogelijke reactieweg daarvoor maakt gebruik van ijzer als chemische katalysator, maar bij dat proces gaat momenteel zo’n vijftig procent van de koolstof verloren in de vorm van CO2.

Kobalt in plaats van ijzer

Een voormalige promovenda van het Debye Instituut voor Nanomaterialen Onderzoek van de Universiteit Utrecht ontdekte dat de CO2-uitstoot nihil is wanneer ze gemodificeerd kobalt gebruikt om de reactie te katalyseren. Anorganisch scheikundige bij de UU Krijn de Jong: ‘Dit is een doorbraak in de katalysewetenschap en heeft alles te maken met de grootte, vorm, kristalstructuur én oppervlaktecompositie van de nanokobaltdeeltjes.’

Essentiële natrium- en zwaveldeeltjes

Via het tussenproduct ‘synthesegas’, een mengsel van koolmonoxide en waterstof, worden de omstandigheden dusdanig geoptimaliseerd dat de lichte olefines ontstaan. Bij de eerder bekende reactie, met ijzer als katalysator, had dat synthesegas de neiging om voor vijftig procent te veranderen in kooldioxide, en daarnaast zelfs deels weer terug in methaan. Wanneer kobalt als katalysator dient, ontstaan bijna geen kooldioxide en weinig methaan. De Jong: ‘Op dat oppervlak zitten natrium- en zwaveldeeltjes die essentieel zijn voor het onderdrukken van methaanvorming.’

Grote sprong

De reden dat bovendien de productie van CO2 wordt onderdrukt, is voor de wetenschappers nog een grote vraag. De Jong: ‘Dat behoeft dan ook nog meer wetenschappelijk onderzoek. Toch is dit resultaat een grote sprong naar commerciële toepassing van kobalt als katalysator voor de productie van basischemicaliën.’

 

De aanhoudende kostendruk in de olie- en gaswinning is een drijfveer voor innovaties. Het tijdstip is perfect, want de digitalisering biedt ongekende mogelijkheden.

Marijke Engel

Met die mogelijkheden is bijvoorbeeld de Subsea Factory geen verre droom meer. Sommige delen van het concept zijn zelfs al realiteit. Een Subsea Factory werkt autonoom en onderhoudsvrij. De gewonnen olie stroomt door pijpleidingen aan land en wordt daar bijna volautomatisch geraffineerd. Alle bouwonderdelen in het olieveld communiceren automatisch naar elkaar of een ventiel moet worden geopend of gesloten. Een algoritme, dat gebaseerd is op ingewikkelde prognoses van vraag en aanbod, bepaalt wat ze moeten doen om samen de optimale productiehoeveelheid te bereiken.
Zo ziet de technische toekomst van de olie- en gaswinning in 2050 er volgens experts van Siemens uit. Een deel daarvan is tegenwoordig al realiteit, niet in de laatste plaats door de aanhoudend lage olieprijs. De kostendruk in de branche stijgt, en daarmee de noodzaak om nieuwe wegen in te slaan. Met name in Europa wordt de concurrentie de komende jaren nog harder.
In de BP Energy Outlook verwachten experts dat de wereldwijde energiebehoefte tot en met 2035 met 34 procent zal stijgen. De klassieke mix zal gaandeweg wel veranderen: kolen verliest, aardgas wint en olie zal ondanks de steeds lastigere productieomstandigheden zijn plaats als nummer 1 onder de energiedragers vast weten te houden.
Dat is het scenario in het kort. 
Veel bedrijven in de olie- en gasbranche hebben al stappen op weg naar deze toekomst gemaakt. Over de toekomst van de olieprijs doen de BP-experts alleen een voorzichtige uitspraak: ‘Hij zal wel weer stabiliseren.’ Onbeantwoord blijft de vraag: Op welk niveau?

Effectiever benutten

‘De olie- en gasindustrie moet op de schop’, zegt Mario Dreier, afdelingsleider Product Operations bij het Duitse Wintershall. ‘De dalende olieprijs en de gestegen productiekosten maken een hogere efficiëntie op alle vlakken noodzakelijk. Moderne digitale technologieën zijn een vereiste voor deze verandering.’ Want met digitalisering en software kunnen processen niet alleen worden geoptimaliseerd, maar ook helemaal opnieuw worden ingericht, bijvoorbeeld het technisch onderhoud van platforms en de training van medewerkers. En ook bij de hardware kan op basis van bestaande structuren een nieuwe variant worden ontwikkeld.
Ook Thomas Sparks, hoofd strategie Oil & Gas bij Siemens, ziet innovatieve digitale technologie als een goede manier om de kosten te verlagen. ‘Economisch gezien gaat het er niet om nieuwe oliebronnen te ontsluiten, maar door verhoging van de productiviteit de reeds gedane investeringen effectiever te benutten.’ Olieproducenten willen enerzijds minder stilstand. Anderzijds moeten de transportkosten verder omlaag, voor personeel en materiaal. ‘De duurste hotelkamers ter wereld bevinden zich op booreilanden, inclusief airstrip’, aldus Sparks.

Data

‘De digitale revolutie is er al’, voegt Rich Holsmann, managing director Global Energy Digital and Technology bij Accenture, daaraan toe. Al bij de planning van een complex groot project als de ontsluiting van een olieveld spelen data een hoofdrol. Daarbij worden alle beschikbare relevante gegevens voor de planning verzameld en met een big data analyse gefilterd. De planning kan vervolgens centraal in de cloud worden bijgehouden. Daardoor hebben alle betrokkenen altijd toegang tot exact dezelfde, actuele informatie, inclusief de volledige geschiedenis. In zogeheten Expert Centers kunnen medewerkers van gedachten wisselen en in een virtuele ruimte nadenken over oplossingen van complexe problemen. En om te voorkomen dat er problemen ontstaan, helpt de software ook bij preventief onderhoud. Onderhoudsintervallen worden op elkaar afgestemd en onderdelen die moeten worden vervangen, worden tijdig door het systeem nabesteld.
Een ander voorbeeld is de visualisatie van een complete installatie als 3D-model. Op die manier ontstaat er een soort begaanbare databank. Net als in een computerspel kun je je als technicus-avatar over het platform bewegen, of je zet een 3D-databril op en je staat middenin de virtuele wereld van buizen, pompen en ventielen. Zonder een voet op het platform te zetten, kunnen technici tijdens hun virtuele wandeling exact bekijken welk ventiel uit welke serie onderdelen afkomstig is, hoe lang het al in gebruik is en wanneer het tijd is voor het volgende onderhoud.
Maar ook voordat er van onderhoud sprake is, komt er al software aan te pas. Zo trainde Total E&P zijn medewerkers voor de Pazflor FPSO voor de kust van Angola met de simulator, nog terwijl het schip op de werf in Korea lag. De verkorte inwerkperiode door deze eerdere trainingen in het virtuele model zorgde er onder andere voor dat de Pazflor ruim twee maanden eerder in gebruik kon worden genomen.

Subsea installaties

Tegelijkertijd is er beneden, op de zeebodem, ook al veel mogelijk. ‘Subsea lijkt op een reis naar de maan’, vindt Sparks. ‘We moeten leren omgaan met de bijzondere omstandigheden en wel op zo’n manier dat alles probleemloos verloopt, onderhoudsvrij.’ Elk onderhoud en iedere ingreep gaat gepaard met torenhoge kosten omdat er hypermoderne robots aan te pas moeten komen. De oplossing heet Subsea Factory, een zelfstandig werkend systeem van olieplatforms op de zeebodem, die zowel met kabels, buizen en leidingen verbonden zijn als via een permanente datastroom met elkaar communiceren.
Bij de ontsluiting van het Mariaveld in Noorwegen probeert Wintershall zo dicht mogelijk bij deze oplossing in de buurt te komen. Al bij de planning probeerde het projectteam de kosten door slimme oplossingen binnen de perken te houden. Door het gebruik van de infrastructuur van de bestaande offshore platforms Åsgard, Kristin en Heidrun in de buurt kon men zich bij de ontsluiting van het veld op de subsea installaties en de koppeling met de reeds bestaande infrastructuur concentreren.
‘Deze kostenbesparende manier van werken is uniek in Noorwegen’, zegt Hugo Dijkgraaf, projectleider van het Mariaveld bij Wintershall. En het is doorslaggevend voor de rendabiliteit van het project. Bij een waterdiepte van driehonderd meter en met weersomstandigheden aan het oppervlak die ervoor zorgen dat werkzaamheden alleen van april tot september kunnen worden uitgevoerd, is dat al lastig genoeg. ‘Als we voor het einde van het jaar alle geplande stappen hebben gezet, is de kans groot dat we het project volgens planning kunnen afronden’, zegt Dijkgraaf. De productie moet in 2018 beginnen. Na de ingebruikname zal Maria overigens niet geheel autonoom werken. Het veld wordt op afstand bewaakt en bestuurd vanaf het Noorse vasteland. Daar zitten mensen met een schat aan ervaring, zowel on- als offshore.

Mariaveld

Wintershall ontdekte het Mariaveld in 2010, ongeveer tweehonderd kilometer uit de kust in de Noorse Zee. Het was een van de eerste succesvolle exploraties van het bedrijf in Noorwegen. Maria ligt zo’n twintig kilometer ten oosten van het Kristin-veld en ongeveer 45 kilometer ten zuiden van het Heidrun-veld

Van de al bestaande infrastructuur voor deze velden maakt Winterhall handig gebruik. Het bedrijf gaat Maria vanaf eind 2018 namelijk produceren via twee subsea templates die driehonderd meter onder het wateroppervlak op de zeebodem komen te staan. Deze worden gekoppeld aan de infrastructuur van de bestaande productieplatforms Kristin, Heidrun en Åsgard B. Zo zal de olie uit Maria bijvoorbeeld op het het Kristin platform worden verwerkt en levert het Heidrun platform het injectiewater aan. Dankzij deze innovatieve en kosteneffectieve oplossing is het voor Wintershall mogelijk om het veld ondanks de lage olieprijs toch in productie te nemen.

Het winbare volume van Maria wordt geschat op 180 miljoen vaten olie-equivalenten, waarvan het meeste olie is. Operator van het veld is Wintershall Norge met een belang van vijftig procent. Daarnaast heeft Petoro een belang van dertig procent en Centrica Resources twintig procent. De partners verwachten gedurende 23 jaar olie uit het veld te kunnen pompen.