Recensement des projets CTL/GTL/BTL

Stéphane · Message par **Stéphane** » 20 sept. 2006, 17:10

tom a écrit :
Stéphane a écrit :- En moyenne, 2,5 barils de liquides produits à partir d'1 tonne de charbon
N'importe quoi !!!! Tes sources ???

The Fischer-Tropsch process was also used to produce most of South Africa’s diesel fuel during that country’s isolation under apartheid. The South African company Sasol has produced about 1.5 billion barrels of synthetic fuel from about 800 million tons of coal since 1955 and continues to supply about 28 percent of that nation’s fuel needs from coal.
http://yosef-ardi.blogspot.com/2006/03/ ... iquid.html

Pour produire 1,5 milliards de baril de pétrole, l'entreprise SASOL a eu besoin de 800 millions de tonnes de charbon, donc 2,5 barils produits à partir de 1,3333 tonne de charbon. Tous ceux qui critiqueront ces données cracheront sur 50 ans d'expérience de l'entreprise SASOL en matière de CTL. Et ne me dite pas que la technologie actuelle permettrons un rendement supérieur parce que les nouvelles usine CTL se baserons sur la technologie SASOL, le lien donne un exemple sur la chine.

De plus le charbon et un terme générique qui recouvre trois catégories de combustibles : la tourbe, le lignite et enfin la houille, SASOL utilise de la houille pour avoir ceux rendement sinon avec le lignite il faudrait environ 2 tonne pour produire 2,5 baril (en Allemagne ils n’ont pratiquement que du lignite).

http://fr.wikipedia.org/wiki/Houille

Faut pas s'énerver ! On est entre gens civilisés, non ?

Comme le souligne fort à propos Tiennel (que je remercie au passage), que l'on prenne du 2,5 barils par tonne ou du 1,9 baril par tonne, on reste dans les mêmes ordres de grandeur.
Sinon, pour répondre quand même à ta question posée de manière courtoise, tom, j'ai fait un arbitrage entre les données américaines d'un côté (EIA, NCC) qui donnent environ 2 barils par tonne, et celles des dépêches concernant les projets chinois, indiquant aux environs de 3 barils (et plus) par tonne. Sachant qu'il y a en moyenne l'équivalent énergétique de 4 barils de pétrole dans une tonne de charbon à 0,52 tep, c'est vrai que cela paraît un peu fort, ces 3 barils. J'ai donc coupé la poire en 2 (en tenant du compte du fait qu'il est fort probable que des améliorations soient quand même apportées au procédé FT pour grapiller quelques % de rendement).

Stéphane · Message par **Stéphane** » 20 sept. 2006, 17:42

Tiennel a écrit :Autrement dit, même avec les données pessimistes de l'ASPO, le pic est effacé à l'horizon 2030 et la croissance de la production des fossiles liquides se poursuit, à un rythme certes deux fois moindre à l'actuel.

Non, c'est faux ! Même avec une production de 10 Mb/j en 2030, le pic recule à peine. Seule la pente du déclin est modifiée.
Pour s'en convaincre, reporte-toi aux 2 graphiques qui figurent là, tout à la fin. Les courbes en jaune représentent le bilan "tous liquides" dans le cas du scénario "low growth" de l'EIA, celui qui se rapprocherait le plus de celui qui vient d'être évoqué (il majorerait même de 1,5 Mb/j la production).
Ou alors tu supposes qu'en ajoutant le GTL et le BTL, la croissance va pouvoir se poursuivre au-delà de 2020 ? C'est ça ?

franck1968 · Message par **franck1968** » 20 sept. 2006, 18:30

Salut stéphane

ce que tu veut dire si je te comprends bien c'est que le CTL ne fait pratiquement pas bouger la date du pic, et que le CTL viendra en complément du pétrole (conventionnel et non conventionnel) en adoucissant la chute de production des tous liquides.
Cela me parrait logique vu que en ce basant sur la courbe de l'ASPO
actuellement la production de pétrole conv et non conventionnel) est de 28 Gb (80 millions de barils par jour) et 18 Gb en 2030 (50 millions de barils par jour) donc même 10 millions de barils ne fait que "adoucir" la pente.

Dans le cas de Laherrere il voit le pic en 2020 pour un pic 94 Mb/j avec une pente douce.
Dans le cas de Campbell c'est 2012 pour un pic à 98 Mb/j avec une pente plus raide.

tom · Message par **tom** » 20 sept. 2006, 18:47

Tiennel dit : tom, un peu plus de courtoisie svp.

Je suis courtois, je veux juste dire qu'il faut prendre un rapport de 2,5 barils pour 1,5 tonne de charbon. Parce que sur cette planète, il y a 45 % houille charbon de grande qualité et 55 % de lignite. Les 1,3333 c'était pour le charbon de grande qualité, mais avec du lignite il faut 1,8 tonne de charbon pour avoir 2,5 barils donc il faut prendre 1,5 tonne pour le charbon en général houille + lignite, pour avoir un résultat correct, maintenant je me demande si le rendement vaut le cout.

Sinon, pour répondre quand même à ta question posée de manière courtoise, tom, j'ai fait un arbitrage entre les données américaines d'un côté (EIA, NCC) qui donnent environ 2 barils par tonne, et celles des dépêches concernant les projets chinois, indiquant aux environs de 3 barils (et plus) par tonne.

C'est des conneries !

Tiennel dit : Surtout que je ne vois pas en quoi les hypothèses de Stéphane sont différentes des tiennes. Entre 1 tonne et 1,3 tonne, on est parfaitement dans la marge d'imprécision de ce genre d'exercice. Autrement dit, vous êtes d'accord.

Déjà c'est plutôt 1,5 tonne et sur une petite quantité cela ne représente rien mais quand on parle de millions de tonne c'est autres choses.

Message par **Tiennel** » 20 sept. 2006, 19:01

Stéphane a écrit :
Tiennel a écrit :Autrement dit, même avec les données pessimistes de l'ASPO, le pic est effacé à l'horizon 2030 et la croissance de la production des fossiles liquides se poursuit, à un rythme certes deux fois moindre à l'actuel.
Non, c'est faux ! ...
Ou alors tu supposes qu'en ajoutant le GTL et le BTL, la croissance va pouvoir se poursuivre au-delà de 2020 ? C'est ça ?

Au temps pour moi, j'ai confondu les gigabarils par an et les gigabarils par jour.

LeLama · Message par **LeLama** » 20 sept. 2006, 20:16

tom a écrit :
Tiennel dit : tom, un peu plus de courtoisie svp.
Je suis courtois[....]
C'est des conneries !

Tom, on va t'envoyer faire un stage chez Nadine de Rotschild pour qu'elle t'aprenne la courtoisie, et toi tu lui feras la lecon sur le peak-oil

jlvx · Message par **jlvx** » 20 sept. 2006, 22:00

BTL seulement,

quelqu'un pourrait il lire ma prose dans la rubrique BTL (seule) et me dire ce qu'il en pense ?

C'est surement très intelligent

, à moins que ce ne soit autant sot que grenu;
Bref allez-y, je bouderai juste un peu quand j'aurai lu vos réponses

Stéphane · Message par **Stéphane** » 21 sept. 2006, 08:45

Les planches de production de liquides mises à jour, sur la base des scénarii respectifs de Campbell (dernière newsletter ASPO) et Laherrère (derniers articles).

Je rappelle que le scénario composite IEA/EIA se base sur la croissance moyenne de la production de charbon prévue par l'IEA (+1,5%/an) et la proportion de cette production consacrée à l'électricité est issue de la vision de l'EIA.

franck1968 · Message par **franck1968** » 21 sept. 2006, 09:36

Ah oui quand même, le CTL selon tous les scénarii prolonge et empéche l'effondrement de la production.
Mais ne recule pas le pic dans le scénario de lahérrere cela transforme le plateau en pic c'est tout.
Ce qui est impressionnant dans le scénario de Campbell c'est que la production chute de 92 Mb/j en 2010 à 81 Mb/j en 2020 soit -11 Mb/j soit pratiquement les importations des USA.

Environnement2100 · Message par **Environnement2100** » 21 sept. 2006, 11:00

On comprend à partir de ces courbes que l'on peut générer 13 Mbbl/d en 25 ans. Elles posent un problème dans la mesure où elles s'excluent l'une l'autre à l'horizon 2030, année pour laquelle
- Lahérrère donne 74-87 Mbbl/d
- Campbell donne 60-73 Mbbl/d
Il n'est donc pas possible que l'un et l'autre aient raison.

De plus, on ignore comment se comportent les autres énergies ; l'ASPO considère que le gaz en 2030 représente 50 % de la production d'hydrocarbures soit 130 Mbbl/d ; à cette date, les 13 Mbbl/j représenteraient environ 10 %.

La petite faiblesse des projections en général, et de celle de l'ASPO en particulier, est qu'elle ne s'intéresse pas à l'évolution du PIB.

Une croissance (à peu près) continue du PIB permet de générer les investissements dans le CTL ; une chute, ou même une stagnation ne permettrait pas de libérer les investissements nécessaires.

Ces deux courbes supposent donc que dans le même temps, le PIB croît.

Devenson · Message par **Devenson** » 21 sept. 2006, 11:28

Stéphane a écrit :Les planches de production de liquides mises à jour, sur la base des scénarii respectifs de Campbell (dernière newsletter ASPO) et Laherrère (derniers articles).

...

...

Quelle est ta source pour les données de Laherrère ? J'avais cru comprendre qu'il incluait maintenant dans ses courbes "all liquids" CTL, GTL et BTL. Cela donnait par exemple un pic vers 92Mb/j entre 2015 et 2020 dans sa présentation d'avril 2006.

Stéphane · Message par **Stéphane** » 21 sept. 2006, 12:03

Devenson a écrit :Quelle est ta source pour les données de Laherrère ? J'avais cru comprendre qu'il incluait maintenant dans ses courbes "all liquids" CTL, GTL et BTL. Cela donnait par exemple un pic vers 92Mb/j entre 2015 et 2020 dans sa présentation d'avril 2006.

Concernant Laherrère, c'est exact, mais si tu te reportes à ses dernières publications (http://www.oilcrisis.net), tu verras qu'il distingue 2 types de production: le conventionnel ("crude oil"+NGL) et le non conventionnel ("extra heavy" + CTL + GTL + BTL). Et il modélise l'évolution des 2 termes.
De surcroît, selon lui, l'URR du "non conventionnel" est de 1 Tb, avec la répartition suivante: 0,5 Tb pour le lourd, 0,25 Tb pour le CTL et 0,25 Tb pour le GTL/BTL. A partir de là, j'ai pu soustraire à peu près la part du CTL dans ses prévisions de non-conventionnel, pour lui substituer la mienne. Et le tour est joué !
Bien sûr, ce raisonnement comporte quelques approximations, mais qui ne ne traduisent pas par une erreur de plus de 2 Mb/j à mon avis.

Message par **Tiennel** » 24 oct. 2006, 10:50

Enerzine a écrit :Trois projets de liquéfaction de charbon aux USA

Le gouverneur du Montana (ndlr : aux USA) vient d'annoncer le lancement d'un projet d'unité de liquéfaction de charbon (Coal-to-liquids ou CTL) par procédé Fischer-Tropsch (FT) d'une capacité de 22 000 barils par jour de diesel synthétique.

L'usine serait implantée à proximité de la mine de Bull Mountain et se complèterait d'une nouvelle centrale thermique à cycle combiné intégré (IGCC) de 300 MW incorporant des technologies propres. Une société de Houston, DKRW Energy, sera le partenaire de la mine pour le développement de ce projet.

Cette annonce intervient quelques mois après que DKRW a rendu public un premier projet CTL à Medicine Bow dans le Wyoming. DKRW avait conclu des partenariats avec General Electric pour l'acquisition de la licence de gazéification, Rentech, Inc. pour celle du procédé FT et Arch Coal Inc. pour la fourniture de charbon pauvre en soufre (NDR : le soufre est un poison catalytique dans le procédé FT). Medicine Bow devrait produire 11000 barils/jour de diesel à partir de 2009, avec une extension prévue à 40000 barils.

Au début du mois d'octobre enfin, la compagnie pétrolière taïwanaise, Chinese Petroleum Corp. a signé un accord avec l'Etat d'Alaska et une société locale d'exploitation du procédé FT pour une étude de faisabilité d'une unité CTL de 80000 barils par jour près de la mine de Beluga.

Les experts de l'énergie soulignent les investissements très lourds nécessaires pour mener à bien ces trois projets. Le projet du Montana est estimé à 1,3 milliards de $ et celui de l'Alaska à 5. La technologie CTL ne serait plus rentable en deçà d'un coût de 40$ par baril de pétrole brut et constitue donc un investissement à haut risque dans un contexte de volatilité des prix du pétrole. Par ailleurs, ces projets soulèveront probablement des critiques de par leurs impacts sur l'environnement.

Avec plus de 40 millions de tonnes extraites en 2005, le Montana est le 6ème Etat pour la production, mais le premier pour les réserves (environ 120 milliards de tonnes). Le Wyoming est le premier Etat pour la production avec 404 millions de tonnes (2005).

A noter le gigantisme des exploitations dans ces deux Etats : le Wyoming comprend 18 mines (dont 1 souterraine), le Montana, 6 (dont 1 souterraine). On dénombrait, en 2005, 277 mines (dont 111 souterraines) en Virginie occidentale, vieil Etat minier et second producteur de l'Union avec 153 millions de tonnes extraites.

http://www.enerzine.com/41/1401+Trois-p ... -USA+.html

Environnement2100 · Message par **Environnement2100** » 27 oct. 2006, 13:38

On a le prix, 10 bn USD, mais pas le débit.

Sasol to invest in China
(Xinhua)
Updated: 2006-10-26 15:44

South African petrochemicals giant Sasol Ltd will invest in two liquefied coal projects in China by cooperating with Chinese enterprises, according to the Sasol general manager.
The two projects, one in Yulin city of West China's Shaanxi Province and one in northwestern Ningxia Hui Autonomous region, will each produce 3.6 million tons of petroleum a year, said Andre De Ruyter.

Sasol signed an agreement on feasibility research into the two projects this June with Shen Hua Group Corporation Limited, China's largest coal producer.

According to De Ruyter, Sasol will hold a 50-percent stake in each project. The total investment in the two projects will be 10 billion to 14 billion U.S. dollars and construction could begin in 2013.

Some local enterprises or partners in the marketing or refining sector may also invest in the two projects, he said.

De Ruyter said that Sasol has further expansion plans in China but he refused to disclose the details.

Environnement2100 · Message par **Environnement2100** » 27 oct. 2006, 13:55

Tiennel a écrit :
Enerzine a écrit :Trois projets de liquéfaction de charbon aux USA

Le gouverneur du Montana (ndlr : aux USA) vient d'annoncer le lancement d'un projet d'unité de liquéfaction de charbon (Coal-to-liquids ou CTL) par procédé Fischer-Tropsch (FT) d'une capacité de 22 000 barils par jour de diesel synthétique.

L'usine serait implantée à proximité de la mine de Bull Mountain et se complèterait d'une nouvelle centrale thermique à cycle combiné intégré (IGCC) de 300 MW incorporant des technologies propres. Une société de Houston, DKRW Energy, sera le partenaire de la mine pour le développement de ce projet.

Le projet du Montana "pourrait" bénéficier d'une installation de séquestration de CO2 :

The plant could produce up to 300 megawatts of electricity using IGCC (Integrated Gas Combined Cycle) technology, the cleanest and most advanced form of electric power production from coal, and be outfitted with technology to capture carbon dioxide so it can be stored underground, a process promoted by scientists as a way of dealing with global warming emissions from fossil fuel plants. Project plans are to sequester the carbon dioxide in certain Montana oil fields. Furthermore, the gasifier at the facility could remove virtually all mercury, sulfur and particulate matter from the coal.

http://governor.mt.gov/news/pr.asp?ID=387