Metan fanget i islignede form (hydrat) En betydelig global

Normal text - click to edit

Metan fanget i islignede form (hydrat)

En betydelig global energiressurs

Professor Bjørn Kvamme, Fysikk og teknologi, Universitetet i Bergen

[email protected]

Tekna SeniorTeknologene Klima/Miljø/Energi-temagruppe 19/3-2013


DISPOSISJON • Hva er hydrat? • Identifisering og kvantifisering av

hydratforekomster • Hvor mye energi finnes det egentlig på

hydratform? • Produksjonsmetoder • Norske ressurser • Verdipotensialet? • Konklusjoner


• Historisk sett har det vært hydrat som industrielt problem som har finansiert mye av den økende kunnskapen gjennom de siste 60 år

Hydrat dannet av TetraHydroFuran og vann (venstre) og is (høyre). Merk forskjellen i temperatur (5 grader i hydrat og 0 grader for is)

250 260 270 280 290 300 3100

20

40

60

80

100

120

T(K)

P(ba

r)

Hydrat kan eksistere også over 0 grader (for metan gjelder det til venstre for stiplet kurve)


Hydrat-pluggen i bildet er ikke norsk men vi har hatt våre plugger – den første store på Ekofisk for mer enn 30 år siden. Vi har stadig små og store plugger både

onshore og offshore

http://www.mms.gov/tarprojectcategories/hydrates.htm


Structure I : Ratio of 3 to 1 of large and small cavities Structure II : Ratio of 1 to 2 of large and small cavities


3 small : 2 medium : 1 large

Struktur H er sjeldent et problem i industri pga kompliserte dannelsesmekanismer og langsom dannelse Finnes i en del naturlige hydratlekkasjer som er tømt for metan


Hydrate stabilisation

• Clathrate stabilised/destabilised by:

• Shape and volume of guest • van der Waal-type of

attraction • Polarity of guest


Volum av hydrat er ca. 10% større enn vann væske og det er derfor

en tett forbindelse. I

bildet til venstre er metan (blå) og

etan (grønn) skalert ned

Vann: Rød er Oksygen, grå er Hydrogen


Hydratdannelse kan blokkere utstyr og transportledninger

• Vann som følger med hydrokarbonstrømmen kan fryse til is (fra 0 grader og nedover) eller hydrat (også over 0 grader)

• Makroskopisk sett ligner hydrat på snø eller is.

• Mikroskopisk sett er hydrat en fase der hydrogenbundet vann danner spesifikke hulrom som lukker inne små til mellomstore hydrokarboner.


Dette er eksperimenter med hydratdannelse i rør fra THF og vann

Mesteparten (99%) av metan til hydrat kommer fra biologisk nedbrytning noen øvre hundre meter

Hydrat er en islignende

fase med inntil 14% metan

Termisk nedbrytning av organisk materiale i dype sedimenter står for resten

Eksponert hydrat som smelter

Hydrat er ikke stabilt i porøse medier. Dette innebærer blant annet at hydrat som kommer i kontakt med grunnvann eller ”tørr” gass vil smelte. I likhet med olje/gass trenger derfor også hydrater ”forseglende lag” som hindrer hydratet fra å smelte og forsvinne Store mengder metan pøses ut fra sprekker og andre former for ikke perfekte forseglinger

http://en.wikipedia.org/wiki/File:Mixed_municipal_waste.JPG


Seismic detection of hydrates • Seismic methods:

contrasts in density and elastic moduli associated with the presence of gas hydrate within sediment pore spaces versus saline pore fluid or free methane gas

Sampling of acustic reflection from seismic shots (from towed devices on ocean, close to bottom or bottom mounted acoustic signal generators)


Geophysical characterization and quantification of gas hydrates

P-cable: High resolution 3D seismic concept

• “Shallow” 3-D reflection seismic with high frequencies (50-250 Hz) • A seismic cable towed perpendicular to the vessel’s steaming direction •Many seismic streamers attached to a wire (cross cable) held in place by two doors •Used configuration with 12 (8) streamers towed parallel (streamer offset of ~10 m).


Geophysical evidence for gas hydrates

Bottom-simulating reflector (BSR): • Mimics seafloor

• Phased-reversed compared to seafloor reflection

• Reflection enhancement underneath

Seismic example from west Svalbard margin


Seismic example from south Vøring Plateau

Buenz et al. (2003)

Geophysical evidence for gas hydrates


3D seismic system cube; from Vestnesa Ridge, W-Spitsbergen

Courtesy: Mienert Univ of


Detection of hydrates through resistivity measurements

• Electrical methods are based on contrasts in electrical conductivity, or its inverse, resistivity.

• Gas hydrate is essentially an insulator, in contrast to saline pore fluids with resistivities on the order of 1 ohm-m or less

Source:http://marineemlab.ucsd.edu/ ~kkey/Pubs/Weitemeyer2006a.pdf


Example (Moridis & Collett, 2008) DOE Merit Review, August 26-27, 2008Pittsburgh, PENNSYLVANIA

• Resistivity typically estimates higher hydrate saturation than analysis from P-Wave velocity (seismic)

• (Even though these data appear to be open on the net the best is to request DOE for details on these data if interested in detailed location)


http://geology.usgs.gov/

Gas Hydrates: A Major Energy Resource: Estimates vary but according to USGS methane trapped in hydrate might amount to twice all known resources of free fossil fuels


http://www.netl.doe.gov/technologies/oil-gas/publications/Hydrates/Newsletter/MHNews-2011-12.pdf#Page=1

10 år gamle estimat antydet at hydrat energi tilsvarer 2 ganger alle andre kilder for fossilt brensel men tallet øker stadig. Dette anslaget er publisert i desember 2011 av NETL sitt magasin og er også underveis til en ny bok

Hydrater i løs sand er enklest å utnytte men også hydrater i leire kan utvinnes ved CO2 basert teknologi


Dissociation alone costs roughly 5% of produced HC

Brings the system out of P,T stability zone but dissociation heat must be supplied from surroundings or added

Costly and require extra processing. Dilution from dissociated water limits efficiency

”Classical” approaches to hydrate production”


250 260 270 280 290 300 3100

20

40

60

80

100

120

T(K)

P(b

ar)

250 260 270 280 290 300 3100

20

40

60

80

100

120

T(K)P

(ba

r)

Pressure reduction Addition of heat

Pressure and temperature are only two thermodynamic variables

Inside or outside PT curve is just a minimum critera. Surrounding fluid concentrations and properties as well as mineral surfaces (adsorbed phase thermodynamics ) are governing factors for hydrate phase transition dynamics


Bildene viser lekkasjestrømmer av hydrokarboner (nede t.h.,

”is”-ormer som lever på hydrat (nede t.v.) og reker på hydrat (til

ventre)


Natural gas have been produced from Messoyakha (Russia) hydrate field using pressure reduction

• Accumulated gas production (2001) 11.6 Billion cubic meter from 1970,

• of which about half is assigned to production from gas hydrates


Messoyakha - continued • Reservoir of type I (gas

below hydrate), for which pressure reduction can be used without excessive water production

• Initial reservoir pressure at production conditions 78 bar

• Hydrate saturation 20 – 40%


Status • Pressure reduction have been verified in full scale (Messoyakha) as well as in pilot plants (Mallik I and II) in Alaska

• Thermal stimulation have also been verified but is more costly

• Chemical injection have been tested in several laboratories and works but very costly with all infrastructure related to chemicals and extra separation stages

International Symposium on Methane Hydrate Resources

From Mallik to the Nankai Trough November 15 – 17, 2010 Tokyo, Japan


Injeksjon av CO2 i hydrat for samtidig lagring av CO2 og frigjøring av CH4

• Injeksjon av CO2 fører til en utbytting av metan fra de store hulrommene slik at opptil 75% av opprinnelig metan dermed frigjøres

• Dette skjer via en rekke ulike prosesser. Injisert CO2 lager nytt hydrate som via varmutvikling smelter opprinnelig CH4 hydrat. CH4 hydrat konverteres til et CO2/CH4 (75/25) hydrat

• Disse prosessene er meget raske og i motsetning til smelting av hydrat opprettholder de volumet på strukturen (stabilitet)

• Liten sannsynlighet for produksjon av vann og sand ved flerbrønnskomplettering

A project for large scale testing of our patent is in progress with partial funding from DOE and first test was completed April 10, 2012

1) Graue, A., Kvamme, B., UiB, ConocoPhillips: US Patent 7222673. Patented in 142 countries 2) Kvamme, B., UoB: International Patent application No. PCT/EP2009/00444

Kvamme, B., Tanaka, H.: "Thermodynamic stability of hydrates for ethylene, ethane and carbon dioxide". J.Phys.Chem., 99, 7114, 1995


60

60 Porosity

Ig. nik Sikumi #1 Log Data

0 Gamma Ray (API) 100 2 Resisitivity (ohm-m)

200

2050

D-Sand: 49’ net gas hydrate- bearing sand

2100

0 Gamma Ray (API) 100 2 Resisitivity (ohm-m)

200

C-Sand: 44’ net gas hydrate- bearing sand

2250

2300

Lower C-Sand: 36’ net gas hydrate- bearing sand over 30’net water-bearing sand

2350

2400

Figure 4: Selected wireline well log data (gamma ray and resistivity) showing the occurrence of gas hydrate (green shading) within three sand horizons in the Iġnik Sikumi #1 well.

. Ignik Sikumi #1 Well Schematic

Ground elevation @ 53 ft; KB @ 31’ above ground

4 1/2’’ production tubing

Surface conductor set @ 110 ft

Triple ‘‘flat-pack’’ tubing for delivery of CO2 and other fluids to wellbore

(attached to outside of production tubing)

Fiber-optic Distributed Temperature Sensor (DTS) cable (clamped to outside of tapered casing string)

10 3/4’’ Casing @ 1,473 ft

Landing nipples for artificial lift

Chemical injection mandrel

Gas lift mandrel

Electronic cable for surface P/T readout

Tapered casing string 7 5/8’’ x 4 1/2’’ (crossover from 2,027 ft to 2,051 ft)

Landing nipples for sand control screen

D-sand @ 2,060 - 2,114 ft

4.5’’ Pressure-Temperature gauges

Primary target reservoir (C-sand) @ 2,240 - 2,274 ft

Low-temperature cement

Well total depth @ 2,597 ft

No Vertical Scale

Figure 2: Schematic of the well completion for the Iġnik Sikumi #1 well.


Kort om testen • Pore metningen er regnet å være 75%

hydrat, 10% fritt bevegelig vann og resten kapillært bundet vann.

• Høy poremetning gir lav permeabilitet (strømningevne) og injeksjon av CO2 væske ikke mulig pga nødvendig øvertrykk som kunne føre til oppsprekking

• Blanding med 2/3 nitrogen og resten karbondioksyd ble injisert i en såkalt «huff & puff» syklus. Gassen ble injisert i en viss periode og rersulterende gass ble deretter produsert (se tidsakse på senere slide)

• Ideellt sett ikke optimal metode og tiden på langt nær nok til å oppnå stabil produksjon

Flaring the produced natural gas after injection of CO2/N2 Project is formally open and it is expected that more details From analysis will be posted as they appear

• http://www.netl.doe.gov/technologies/oilgas/FutureSupply/MethaneHydrates/rdprogram/ANSWell/co2_ch4exchange.html



Figure 1. Summary of flowback phase, including gas production rate (blue), cumulative gas production (red), and pressure (green). Changing dissociation pressure at ambient temperature for pure methane (orange) and CO2 (olive) hydrate are also shown although these data are not included in the dataset.


Hva er status internasjonalt mht hydrat som energikilde?

• USA: Hydrat konkurrerer med ”shale gas” (som finnes lett tilgjengelig) men tungt involvert i flere pilot-prosjekter innen hydrat utvinning (Mallik, Mallik II, COP, BP)

• Japan: MH21 (fra 2002) har 25 forskningsenheter og ca. 300 forskere + studenter. Pilot prosjekt offshore Japan (Nankai Trough) i 2013 og full produksjon fra 2016 (2018)

http://en.wikipedia.org/wiki/File:Nankai_Trough_Fault_line.png


Japan regner med at gass fanget på hydratform i Nankai Trough kan dekke 100 – 150 års energiforsyning for Japan

Så langt er det bare publisert grove tall uten nok detaljer til å kunne evaluere effektivitet og realisme mht stajonær produksjon

Trykkreduksjon metode anvendt på et reservoar uten gasslag under hydratet krever rimelig lang tid for å komme opp i stasjonær drift

vent

Flare

Energien i det aktuelle segmentet av Nankai Trough der testen ble gjennomført regnes å ha gass nok til 11 år for hele Japan.

Målet om kommersiell produksjonteknologi innen 2018 er opprettholdt i pressemeldingene i tilknytning til pilot-prosjektet


Hva er status internasjonalt mht hydrat som energikilde?

• Korea: Har et aktivt program og har sågar etablert et helt nytt utdannings senter er i ferd med å trekke opp linjer for videre utvikling fra 2015

• India: Enorme mengder hydrater men fordelt i leire og har sterkt behov for hjelp til utvikling av ny hydrat teknologi. Fortsatt leting etter hydrater i sand.

• Sør øst Asia: Store mengder CO2 og begrenset anvendelighet til EOR (rask gjennomtrenging)


Hvordan passer dette inn i et klimaperspektiv? • Siden konseptet også virker for

eksosgass injeksjon vil det være interessant å evaluere om man kan bygge kraftverk basert på naturgass fra hydrat med reinjeksjon av eksos for 0 utslipp energiproduksjon

• Selv i dag transporteres gass over store deler av kloden. Transport av naturgass fra hydratfelt og transport av CO2 med samme skip til samme hydratfelt?

• Dagens næringsliv 9/3-12 • Ser eksplosivt behov for

LNG-skip • Gassrederiet Golar tror USA

åpner for gasseksport i 2016. • TDN Finans • Publisert: 09.03.2012 - 15:37

Oppdatert: 09.03.2012 - 15:38

mailto:[email protected]


Hopper over noen slides med eksperimenter og noen termodynamiske detaljer

• Faste flater har også stor effekt på hydrat fase overganger så det er på tide med revisjon av risikovurderinger knyttet til hydrat som problem

Hydrat dannelse fra metan og vann ved 10 bar. Vann nederst. Merk hydratet som er koblet til adsorbert fase


So why didn’t the industry like the CO2/CH4 exchange concept in the first place when I launched it 20 years ago? Mostly statements similar to:

«The enthalpy change is too small to get the conversion for CO2/CH4 exchange process going»

And that is correct. The enthalpy changes are in right direction but small. But the entropy changes totally dominate the conversion

273 274 275 276 277 278 279 280 281-0.55

-0.5

-0.45

-0.4

-0.35

-0.3

-0.25

-0.2

Temperature (K)

Enth

alp

y c

hange (

kJ/m

ole

)

Blue: 43 bar, Green: 83 bar, Red: 120 bar


273 274 275 276 277 278 279 280 281 282 283-1.6

-1.55

-1.5

-1.45

-1.4

-1.35

-1.3

-1.25

Temperature (K)

Fre

e e

nerg

y c

hange (

kJ/m

ole

)Free energy and temperature x (entropy changes) for conversion from

pure methane hydrate to pure carbon dioxide hydrate Blue: 43 bar, Green: 83 bar, Red: 120 bar

Free energy chage for the water in the structure is not large. CO2 change is also limited since it comes from a fairly dense phase and have reasonable filling. But CH4 will benefit from the entropy change of getting released.

273 274 275 276 277 278 279 280 2811.02

1.04

1.06

1.08

1.1

1.12

1.14

1.16

1.18

Temperature (K)

Tem

pera

ture

x E

ntr

op

y ch

an

ge (

kJ/m

ole

)


Our MD simulations

also confirms

the conversion mechanism

Note the «intense» freedom feeling when the methane is kicked out and not even want to mix totally with CO2 on short time scales – rather seek the high entropy of a lower density phase (higher entropy)


.

outer cages reformed within 120 ps later changes substantially slower

Several CO2 molecules entered the cages Situation very slowly changing 220 ps later


Do we have any independent evidence that this is a solid state phase transition?

Dr. John Ripmeester, Stacie institute for molecular sciences, NRC, Ottawa, Ontario

• Main differences from our experiments:

• Powdered ice + methane to produce methane hydrate

• NMR (atom level) as the main experimental tool for detection of primary conversion mechanisms

Results available in different papers, also in Nature

Later research also on injection of CO2 +N2 together with Korean researchers

NMR data gives clear evidence that the conversion is a solid state phase transition

• Huen Lee, Yongwon Seo, Yu-Taek Seo, Igor L. Moudrakovski, John A. Ripmeester ,

•

Recovering Methane from Solid Methane Hydrate with Carbon Dioxide,

Angewandte Chemie International EditionVolume 115 Issue 41 Pages 5202 - 5205


But is the solid state conversion the only mechanism in a realistic porous media and a real reservoir? • Hydrate cannot cement pores (6 nm

distance to mineral surfaces minimum)

• Rarely any real hydrate reservoir hydrate saturations above 50%

• Formation of new CO2 hydrate from free water and CO2 is faster and releases substantial heat for dissociating in situ methane hydrate

Lower hydrate saturations implies more impact of new CO2 hydrate formation and is overall faster overall than converting reservoirs with higher hydrate saturation with more impact of solid state conversion


Experimental status on conversion method • Acknowledgement:

• Prof. Arne Graue and his students, in particular Geir Ersland and Jarle Husebø, have been conducting these experiments at COP research laboratory in Bartlesville, Oklahoma in collaboration with James Howard and his group at COP in Bartlesville


Hydrate Experiments Setup

Liquid CO2/CH4 Const. Pressure

Water

Cooled non-imaging

confining fluid Core plug


Experimental Setup

Ou t

In

P

Ou t

In

CH4

CO2

Cooling Bath

Insulated Lines Confining Pressure Pump

Reciprocating Pump

Pore Pressure Pumps

MRI High Pressure Cell

Core Plug

Confining Pressure

Pore Pressure

MRI Magnet


Experimental Setup CO2 & CH4 Pumps

Temperature & Confining Pressure Controls

High Pressure Cell Inside Bore of Magnet

Insulated Lines & Heat Exchanger


Core Sample Design

• Bentheim Sandstone – Water-Saturated

• Longitudinal Cut – Fitted Spacer Simulates Open Fracture

• Experimental Conditions: Flow Loop ~ 4oC – 8.3 MPa (1200 psi).

1 cm


Volumetrics and MRI Results

MRI Intensity in Core and CH4 Volume Consumption

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0 20 40 60 80 100 120 140 160

Time [hours]

MRI Intensity (Inverted and normalized)

Methane Consumption (normalized)


Sample – BH-01

Sample halves saturated With methane and water Middle space saturated

With methane


Sample – BH-01

Run – 17-39 Time – 0min

Started cooling sample To 40 C


Sample – BH-01

Run – 18-01 Time – 55min


Sample – BH-01

Run – 18-03 Time – 2hr 45min


Sample – BH-01



Sample – BH-01



Sample – BH-01


Methane Hydrate forming


Sample – BH-01




Sample – BH-01




Sample – BH-01




Sample – BH-01




Sample – BH-01



Sample – BH-01


Methane in spacer


Sample – BH-01


Methane in spacer


Sample – BH-01


Methane in spacer


Sample – BH-01



Sample – BH-01



Sample – BH-01



Sample – BH-01



Sample – BH-01



Run – 18-59

Sample – BH-01

Time – 56hr 00min


Sample – BH-04

Time – 147hrs

Maximum Hydrate formation

Some free water in core



Sample – BH-04

Time – 169hrs

CO2 flush through fracture Free water


Sample – BH-04

Time – 190hrs Methane Production

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

0 60 120 180 240 300 360hours

Inte

nsity


Sample – BH-04

Time – 214hrs

Methane starts to fill fracture

Methane Production

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

0 60 120 180 240 300 360hours

Inte

nsity


Sample – BH-04

Time – 230hrs


Methane Production

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

0 60 120 180 240 300 360hours

Inte

nsity


Sample – BH-04

Time – 238hrs


Methane Production

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

0 60 120 180 240 300 360hours

Inte

nsity


Sample – BH-04

Time – 253hrs


Methane Production

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

0 60 120 180 240 300 360hours

Inte

nsity


Sample – BH-04

Time – 264hrs


Methane Production

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

0 60 120 180 240 300 360hours

Inte

nsity


Sample – BH-04

Time – 278hrs


Methane Production

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

0 60 120 180 240 300 360hours

Inte

nsity


Sample – BH-04


0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

0 60 120 180 240 300 360hours

Inte

nsity


Sample – BH-04


0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

0 60 120 180 240 300 360hours

Inte

nsity


Sample – BH-04


0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

0 60 120 180 240 300 360hours

Inte

nsity


Sample – BH-04


0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

0 60 120 180 240 300 360hours

Inte

nsity


Sample – BH-04


0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

0 60 120 180 240 300 360hours

Inte

nsity


Sample – BH-04

Time – 484hrs

315hrs Methane production

Methane Production

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

0 60 120 180 240 300 360hours

Inte

nsity


Sample – BH-04

Time – 703hrs

Final Nitrogen flush, core at room tem



CH4 Production Rates & Amounts from Hydrate

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0 48 96 144 192 240 288 336 384 432 480 528

Time after CO2 Flush (hours)

MRI

inte

nsity

Normalized Initial Intensity = 1.0

1st Flush

Flush - March Expt.

2nd Flush

3rd Flush

4th Flush

November 2004 Methane Production Experiment

Inc. T [3.5 to 6.8 C]Dec. P [1200 to 800 psi]

Sw=0.5, T=3.5oC, P=1200 psi (8.3 MPa)

• So what is the thermodynamics involved in this transformation and what is the conversion mechanism?


So what have we learned from 10 years of experiments on the exchange process?

• Using advanced theoretical modelling (Phase Field Theory, PFT, with some partial reults from Density Functional Theory, DFT) the experimental results are perfectly reproduced

with a close to solid state

Diffusivity coefficient when considering the difference between cross-section area and fluid/hydrate contact area in real pores.

Red squares: exp

Blue circles: theory

Exchange rate proportional to square root of time

indicates a Fick’s law type of rate limitation

The observed Diffusivity coefficient is close to 10 to -12, which indicate mixed processes


Overheadene som ble utelatt kan naturligvis sendes sammen med ditto artikler

Vil du ha bevis? Jeg skal gi deg bevis jeg

Sydney Harris laget morsomme skisser for American Scientist i mange år


The motivation (and correspoding funding) for Norwegian hydrate research have earlier been related to either transport and processing

issues or specific offshore installation concerns

Ormen Lange is an ordinary offshore oil and gas field. But the transport to shore passes regions of hydrate and the stability of these formations with respect to technical installations is a concern.

The tsunami following the first massive collapse due to rapidly dissociating hydrate in Storegga 7000 years ago

drowned the lowlands of Skotland

Extensive dissociation and hydrate, with corresponding limited collapses may have occured as late as 250 years ago

Remaining hydrate in Storegga is estimated to about 4000 square kilometer with acerage thickness 40 – 50 m


The main goal was to quantify gas accumulations in:

1) the form of hydrates in sediments on the Mid-Norwegian margin;

including an assessment of their dynamics and impacts on the seabed

2) their response on sediments and biota, to provide knowledge vital for a safe

exploitation in oil and gas production.

Objectives

2012 Fiercy Ice workshop Sapporo, 28.05-01.06

Mid-Norway margin

GANS is so far the only interdisciplinary Norwegian project on detailed mapping of a hydrate region


Research Group Organisation: The GANS Working GROUP

(Norwegian Deepwater Programme)SEABED III

The GANS Working GROUP


The GANS Working GROUP


Multidisiplinary scientific group of researchers within: • Marine Geology

• Marine Geophysic

• Geotechnic (geomechanic)

• Physic (hydrate modelling)

• Geochemistry

• Microbiology (geobiology)



Seismic/acoustic methods: – 2D/3D seismic surveying (single-channel or multi-channel) – Ocean Bottom Hydrophones (OBH) or Seismometers (OBS) – Detailed seafloor mapping (multibeam, side scan sonar)

P-cable 3D high-resolution seismic

Mazzini et al., 2006

Pockmark/pipe structure of G11

Coring of near-surface hydrates, pipe structures: – Physical properties of sediments and the hydrate texture – Gas composition: chemistry and isotopes (origin of gas) – Pore water composition, salinity,...

250 m 15m

Field Methods

2012 Fiercy Ice workshop Sapporo, 28.05-01. 06

Plaza-Faverola et al.,

Chirp profile- Nyegga

CNE03


Geological setting (simplified): Mid-Norwegian margin

•Shaded relief bathymetry of the mid-Norwegian

margin enclosing the study area (contours in

metres) showing the locations of the prominent:

• domal structures (yellow outline),

• large slides (black thin lines) and

• Bottom Simulating Reflector (green outline).

• the shelf edge (thick black line).

• Locations of regional seismic sections (dash lines;

details on next slide).



Geological setting (simplified): Mid-Norwegian margin

The basement (white) is 55 M yrs old and the colored unit (brown and upwards) is 2.5 Myr. BSR (red circle) is mostly focused around the Helland-Hansen Arch (dome).



Geological setting: TEMPERATURE in areas with GH in surface sediments

(-0,7 °C)


Schematic profile across the Norwegian-Barents Sea-Svalbard margin showing the

boundary of the main water masses and the water depth of the gas hydrate sites

(+7 °C)


Results: Nyegga field area - Seismic

Multibeam map of Nyegga with the location of the key seeping structures

Nyegga

Storegga Slide

MD99-2289

GS07-148-19PC

Vøring Plateau

BSR

Pipes/Seep GeoBoring 6404/5 (325 m)

Enhanced reflector

due to free gas

Storegga Slide



RESULTS

Interpreted seismic line NH9651-202, showing its three main segments; 1. The gas hydrate zone, 10-120 m thick; 2. The free gas zone, 20-80 m thick; 3. The chimney zone, on average 200 m wide. Figure based on Bünz and Mienert (2004) and modified by Senger (2009).

Results: Nyegga field area - Seismic



RESULTS: Overview seismic data Mid-Norwegian margin

Trondheim

Storegga

Vøring Plateau

BSR-Bunz et al



BSR’s

Helland Hansen arch

Sklinnadjupet slide

BSR-Bunz et al

Trondheim

Storegga

Vøring Plateau

Gas chimneys

RESULTS: Overview BSR type reflectors Mid-Norwegian margin



RESULTS: BSR-Gas hydrates on the Mid-Norwegian margin

Overview map covering the south- and Mid-Norwegian margin. Inserted are the two exposed Holocene mega slides the Storegga Slide and the Trænadjupet Slide. The distribution of BSR’s in the Vøring Plateau. Marked in the map are the different domes and arches and main sliding structures


Red circle – part of the Nyegga area where GH and methane quantity has been estimated.


Overview Gas Hydrates Mid-Norwegian margin

Shaded relief map showing the study area at the northern flank of the Storegga Slide on the mid-Norwegian margin. Important elements located in the Vøring and Møre basins are the Tertiary anticlines, polygonal faults, the Storegga Slide complex, and the variety of fluid escape features. The North Sea Fan (NSF) and Norwegian Channel (NC) are indicated (Figure modified Hustoft et al., 2007).


NYEGGA

BSR


RESULTS: Overview volumetric calculations Nyegga

A sketch illustrating the Nyegga volumetric calculation. The three-dimensional reservoir extent is calculated based on the areal extent of the bottom-simulating reflection (BSR) and the thickness of the hydrate and free gas zones, based on ocean bottom seismometer (OBS) experiments (From Senger, 2009).


Gass på hydratform i Nyegga er kanskje dobbelt så stort som Ormen Lange (3. største norsk gass-felt)


Hvor ligger de norske mulighetene? • Det er helt åpenbart at det er

hydrater i Barentshavet og rundt Svalbard. Og det er fortsatt mange lovende områder i andre deler av kysten.

• Hvor mye kan man så langt spekulere i. Men omfanget av «pockmarks» og utgassinger er noen indikasjoner på ustabile områder av hydrat innenfor store områder gir svært optimistike prognoser


Verdipotensialet • Verdipotensialet er unikt for hvert

land relativt til konkurrerende import eller egne andre kilder. I USA er markedet forskjøvet til lavere gasspris pga «shale gas»

• I utgangspunktet er hvert eneste hydrat reservoar unikt mht effektiv produksjon og tilsvarende netto inntekt

• Men hydrater er en «lavthengende frukt» (enklere ogbilligere å utvinne) sammenlignet med shale gass som allerede er i full kommersiell produksjon

Natuna gasfelt er et av verdens største men inneholder 70% CO2. STATOIL tapte kampen med TOTAL om å bli operatør. Men STATOIL har karakterisert hydrafelt utenfor Indonesia. Utvinning av hydratfelt med CO2 fra Natuna er en mulighet


Verdipotensialet forts. • Produserbare reservoar med bruk av

«klassiske» teknologier:

1) Hydratlag over gass 2) Hydrat over grunnvann 3) Hydrat uten kontakt med fluid faser

• Alle disse 3 kategoriene er enkelt produserbare men de to siste vil innebære en del vannproduksjon med frigjort gass.

• Andre kritiske faktorer er tykkelse og vertikal spredning av hydrat, initiell hydrat metning, sedimentkarakteristikk og strømnings karakteristikk

• Reservoir Conditions (Mallik) • P = 1.07x107 Pa ( = 1553 psi) at B • T = 13.5 oC at B

• Operation: Depressurization • Q = 0.82 m3/s (= 2.5 MMSCFD) • QH = 200 W/m (Heated wellbore) • Well location: -46m to -56m

Produksjonsmodell Mallik


Verdipotensialet forts. • Verdi evaluering av reservoar der

hydrat har signifikant underliggende gasslag vil normalt kunne verdi evalueres som et vanlig gass reservoar men med en minkende produksjonsrate proporsjonalt med økende innslag av gass fra hydrat

Estimert produksjonsprofil For et kategori 3 hydrat (Mount Elbert, Alaska). Merk den lave initielle raten pga langsom økning in permeabilitet («strømningsevne for fluider»)

Forenklet modell for Mount Elbert basert på seismiske data


Verdipotensialet forts. • Det er fortsatt et stykke vei

igjen til akseptable reservoar simulatorer for modellering av hydrat produksjon.

•

• Men innenfor størrelsesorden evaluering vil følsomhetsanalyse studier kunne gi grunnlag for verdievaluering av hvert enkelt reservoar basert på gitte produksjonsmetoder og konfigurasjon av brønner

Estimated production from Messoyakha in m3/s (top) and changes in hydrate saturation (bottom) after (from top) 9 months, 20 months and 28 months. Lower section is the free gas below hydrate (seen as blue in lower picture)


Verdievaluering oppsummert • Verdien av de globale ressursene av

hydrat er utvilsomt enorme selv når man bare vurderer toppen av verdikjeden (hydrater i ukonsolidert sand)

• Kvantifisering av hydrat forekomster vha seismikk og etterfølgende evaluering av mulige produksjonsprofiler vil samlet sett gi et bilde av produserbare volumer og effektivitet (produksjonsrate)

• I motsetning til olje/gass reservoar er det ikke mulig å trekke analoger til kjente reservoar. Hvert eneste hydrat reservoar er unikt og må evalueres fra «scratch»

Hydrat overgår alle konvensjonelle og ukonvensjonelle fossile brensel . Tabell fra Kuuskra et.al., 2011


Hydrater i løs sand innenfor kategoriene 1) – 3) er enkle å utnytte. Generelt forventes det også at hydrater i disse kategoriene er signifikant enklere og billigere å produsere enn «shale gas», som allerede er utvinnes kommersielt

Bruk av CO2 med tilsetninger vil mest sannsynlig også kunne produsere hydrater i leire og utløse enda større deler av pyramiden


Hvorfor er dette viktig for Norge

• I tillegg til egne hydratressurser har Norge en betydelig kompetanse på offshore og subsea operasjoner

• Norge ligger helt i front på fundamental kunnskap om hydrater og produksjonsteknologi

Simulation of Mallik (Moridis et.al. 2008, TOUGH-HYDRATE).


Hva investeres det i dag? • Grunnleggende patenter for

produksjonsmetoder

• Utvikling av teknologi – fra totale utvinningskonsepter og ned til små tekniske detaljer som på en eller annen måte bidrar til økt effektivitet

• En viss utvikling av metoder for økt nøyaktighet i oppløsning. og i kombinerte metoder for hydrat deteksjon. Permafrost hydrater er spesielt utfordrende


Konklusjoner • Den enkleste metoden å produsere

hydrater i sand på er ved trykkavlastning kombinert med begrenset varme i kritiske områder som kan fryse til igjen

•

• Nye metoder som for eksempel injeksjon av CO2 kan utvikles til å bli langt mer effektiv enn de første feltforsøkene. Fordelen med denne metoden er ekstra verdi av sikker CO2 lagring og geo mekanisk stabilitet

• Norge har samlet sett en unik mulighet for å posisjonere seg i front teknologisk på dette området. De internasjonale mulighetene er ufattelig store i lys av mengdene hydrater som er tilgjengelig i store land som for eksempel India

Molekyldynamisk simulering av utveksling av CH4 med CO2 viser mekanismer og gjør det enklere å foreslå forbedringer av konseptet. CH4 er grønn og hydrat til venstre. CO2 utenfor til høyre


Konklusjoner fortsatt

• I motsetning til konvensjonell olje/gass er hydratproduksjon fortsatt i en tidlig fase der samspill mellom industri og akademia er sentralt for å kunne lykkes og kunne møte markeder som en tilstrekkelig tung aktør.

•

• Det kan være mange modeller for denne type samarbeid.

• Et norsk senter for hydrat energi som samler spisskompetanse fra de ulike områder (geologi, geofysikk, fysikk etc.) av sentral hydrat kompetanse fra universitets og institutt sektor og integrerer dette med industrielle aktører, fra operatører/oljeselskap til teknologileverandører er en mulig modell der UiB gjerne kan være «vert» for et eventuelt senter.


Takk for oppmerksomheten

Men dette er jo den forenklede versjonen for allmenheten

Jeg synes du kunne være litt mer konkret i andre steg

Documents

Metan fanget i islignede form (hydrat) En betydelig global