Unkonventionelles Gas Gashydrat

Unkonventionelle Kohlenwasserstoffe

Warum sind sie in letzter Zeit so bedeutend geworden?

Nach Rempel 2000Geo-Zentrum, Hannover

Das Erdölzeitalter im Zeitfenster von 2500 Jahren

Die Steinzeit (~ 2.5 Mio J.– ~ 2.000 v. Chr.)

Die Bronzezeit (~ 3.000 – ~ 1.000 v. Chr.)

Die Eisenzeit (~1.200 v. Chr. – ~ 500 n. Chr.)

?Was folgt danach ?

• post-industrielleSteinzeit ? z.B. Olduvai Theorie

• ausreichend Ersatzfür KW ?

Ecker-Stausee 13 Mio. m3

Bad Harzburg

Brocken

Tägliche Erdölproduktion

Messeturm Frankfurt

ca. 225 m

ca. 84 Mio bbl=13 Mio m3

= 147 m3 / sec

Das konventionelle Petroleum Systemseepage

normalfault

spillage

secondary migration

primary migration

oil column

column

pinch out ofreservoir rock

domal structure

syncline

anticline

oil ring

gascap

gas

salt dome

reservoir

spillpoint

thickness

GOC:gas oilcontact

OWC:oil watercontact

Redrawn after Kulke (1989)

closure

Mature source rock

Erdölförderung hauptsächlich aus maturen Feldern (sog. Brownfields)

Brownfieldssind meistens schon mehr als 30 Jahre in Produktionhaben einen durchschnittlichen Ausbeutefaktor von 35%stehen für ca. 70% der Welt-Erdölproduktion

0

10

20

30

40

50

60

70

Brownfields Deepwater fields Greenfields

Welt-Erdölproduktion (%)

Nach Schlumberger (2004)

• 95% der heutigen Produktion sind konventionell

• Nicht konventionell sind:

– Öl aus Kohle und Ölschiefern– Bitumen & Schwerstöl (< 10o API)– Schweröl (10-17.5o API)– “Tight Oil” (Öl aus reifem Muttergestein)

– Tiefwasseröl (> 500 m WD)– Öl aus Polarregionen

Konventionelles und nichtkonventionelles Erdöl

°API = 141.5 - 131.5sp. gr. @ 60°F

Spezifische Dichte °API1.0 10.00.95 17.50.9 25.70.8 45.40.7 70.6

• 95% der heutigen Produktion sind konventionell

• Nicht konventionell sind:– Flözgas (Coal Bed Methane, CBM)– Gashydrate– “Shale Gas” (K << 0.6 mD)

– “Tight Gas” (K < 0.6 mD)

Konventionelles und nichtkonventionelles Erdgas

Wo gibt es noch mögliche neue Reserven ?

Tektonisch

aktiveZonen Regionen mit potenziellen Reserven

Becken oder Provinzen mit Giant- oder Super-Giant Öl- und Gasfeldern (90% der Weltreserven)

Verändert nach Kulke (1994)

Tektonisch

aktiveZonen

Wo gibt es noch mögliche neue Reserven ?

Regionen mit potenziellen Reserven

Becken oder Provinzen mit Giant- oder Super-Giant Öl- und Gasfeldern (90% der Weltreserven)

Verändert nach Kulke (1994)

dpa

Explosion und Untergang der «Deepwater Horizon» im Golf von Mexiko rund 190 Kilometer südlich von New Orleans (US-Bundesstaat Louisiana).

Risiko Tiefwasserbohrung

http://www.theoildrum.com/pdf/theoildrum_6041.pdf

… aber dieses Öl ist teuer in der Produktion und nur schwer zu extrahieren

….

Quelle: BGR, Hannover

Nichtkonventionelles Erdöl kann den Produktionsrückgang nicht stoppen, sondern nur verlangsamen

Umgezeichnet nach Campbell 2000

1 boe = 1 barrel oil equivalent = 5400-5700 cft Erdgas = 153-163 m3 Erdgas

0

10

20

30

40

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60

1930 1950 1970 1990 2010 2030 2050

Prod

uctio

n, G

boe/

a

Conventional Heavy Polar Deep WaterNGLs Gas Non-con Gas

Vorhersage - Alle Kohlenwasserstoffe

Unkonventionelles Gas

Gashydrate

Geschichte der Gashydrate• Schon 1810 hat Sir Humphrey Davy ein Chlorhydrat nachgewiesen, doch eine

praktische Bedeutung derartiger Gasstrukturen gab es lange Zeit nicht.

• Erst als die Hydrate in kalten unter Druck stehenden Pipelines oder unterirdischen Gasspeichern gefunden wurden, glaubte man, dass sich solche Gashydrate auch unter entsprechenden Bedingungen in der Natur bilden müssen.

• In den 1980er Jahren konnte man sie dann im Rahmen großer internationaler Forschungsprogramme in Bohrungen weltweit nachweisen.

• So hat man bis heute auf den Schelfgebieten der Meere und im Permafrost hunderte Vorkommen entdeckt.

• Seitdem wird die Bedeutung der Gashydrate als mögliche riesige Energiequelle aber auch als klimarelevante Erscheinung in großen Forschungsprogrammen international untersucht.

Vorkommen und Entstehungder Gashydrate

Gashydrat (weiß) in grauem Tonsediment. „Hydrate Ridge“ vor der Küste von Oregon.

Quelle: IFM-Geomar


3-D Röntgen-CT-Bilder mit Hydrat (weiß) und Eis (blau). Im Mittel liegen die Hydrat-Sättigungen bei 20-30% (max. 60%). Die Hydrat-Dikes fallen mit 50-80° ein, aber auch schichtparallele Sills sind zu beobachten. Als Ursache wird hydraulisches Fracen durch aufsteigende Porenwässer aus Regionen unterhalb der Hydrat-Stabilitätszone vermutet. Höhe der Strukturen: 20 cm.

Rees et al. (2011)

Stabilitätsbereich der Gashydrateim marinen Milieu

Stabilitätsdiagramm von Gashydrat in Meeressedimenten.Quelle: IFM-Geomar

Struktur der Gashydrate

Quelle: IFM-Geomar

4 Å *

* 1 Å = 10 -10 m

Elementarzelle der Gashydratstruktur I bestehend aus 8 Wasserkäfigen (Clathrate). Davon sind zwei Pentagondodekaeder (512) und die restlichen sechs sind zusammengesetzt aus zwölf Pentagonen und zwei Hexagonen (51262). Jeder Käfig enthält 1 Gasmolekül.

Übersicht über die verschiedenen Käfigtypen der Gashydratstrukturen I, II und H.

• Der Durchmesser von einem Gasmolekül in der Struktur I beträgt 3,8 bis 4.3 Å (1 Å entspricht 10-10 m).

• Diese Größen findet man bei CH4 , CO2 und H2 S, die typische Produkte von bakterieller Zersetzung organischer Substanz sind. Deshalb sind die Vorkommen der Struktur I vor allem an Meeressedimente gebunden.

• In der Struktur II sind die Käfige auch mit größeren Molekülen (Ethan bis Pentan) gefüllt, die typische Vertreter einer thermischen Gasbildung sind. Deshalb findet man diese Struktur bevorzugt in Sedimenten über Erdöl-Erdgaslagerstätten.

• Die Struktur H lässt sich im Labor darstellen, ist aber in der Natur nicht zu beobachten.

• Nicht jeder Käfig ist mit Gas gefüllt. Der Füllungsgrad nimmt aber mit steigendem Druck zu.

Struktur der Gashydrate

Gashydratstabilitätszonen in Abhängigkeit von der Zusammensetzung der Hydrate. Die Stabilitätsgrenzen für Mischhydrat (grüne Kurve) liegen bei gegebenem Druck (Tiefe) bei höheren Temperaturen als bei Methanhydrat (blaue Kurve). Entsprechend ist die Mischhydrat-Stabilitätszone mächtiger als für reines Methanhydrat.

Schicks et al. (2011)

Stabilitätsbereich der Gashydrate -abhängig von dessen Struktur

Nachweis von Gashydraten

Nachweis von Gashydraten:(links) Schalllaufzeiten seismischer Wellen in Meerwasser, normalem Sediment, Gashydrat und Sediment mit freiem Gas; (rechts) eine starke Reflexion durch freies Gas im Sediment wird als Boden-simulierender Reflektor (BSR) bezeichnet. Quelle: Bohrmann und Kuhs (2006)Das Fehlen eines BSR ist nicht gleichbedeutend mit dem Fehlen von Gashydrat; ein zu geringer Gasgehalt im Sediment unterhalb des Gashydrats könnte die Ursache sein (Schicks et al., 2011).

Lebensgemeinschaft über einem Gashydrat-Vorkommen (Oasen der Tiefsee).Bakterien reduzieren das Methan der Hydrate zu H2 S und Karbonat (Reaktionen 1 und 3); andere Bakterien leben in Symbiose mit Muscheln und oxidieren das H2 S zum Energiegewinn (Reaktionen 2a und 2b).Quelle: Suess und Linke (2006)

Lebensgemeinschaft am Meeresboden über einem Gashydrat- Vorkommen bestehend aus Muscheln, weißen Krabben und Bartwürmern. Quelle: IFM-Geomar

10 cm

Cold Seep: Austritt freien Methans am Meeresboden. Greinert & Nützel (2004)

Anzeichen von Gashydrat-Vorkommen am Meeresboden

Stabilitätsbereich der Gashydrateim marinen Milieu

Stabilitätsdiagramm von Gashydrat in Meeressedimenten.Quelle: IFM-Geomar


Die globale Verteilung von Gashydraten. (a) alle Vorkommen in Meeressedimenten; (b) die Vorkommen in Wassertiefen < 3.000 m. Die Volumenangaben beziehen sich auf die Gasmenge an der Erdoberfläche.Quelle: Klauda and Sandler (2005)

Geschätzter Energieinhalt von Gashydraten im Vergleich zu den Reserven an Kohle, Erdöl und Erdgas. Konservativer Ansatz. Angaben in Gt Kohlenstoff. 1 Gt = 109 t.Quelle: Buffet and Archer (2004)

Methanhydrate als mögliche Energiequelle

Geschätzter Energieinhalt von Gashydraten im Vergleich zu den Reserven an Kohle, Erdöl und Erdgas weiterer Autoren. Angaben in Gt Kohlenstoff. 1 Gt = 109 t.


Kvenvolden & Grantz (1990):Basis sind seismische Studien (BSR) im Nordpolar- meer. Annahme: 75% der Fläche in einer Tiefe von 400-2800 m weisen Gashydrate auf. Durch eine Extrapolation kommen die Autoren auf ein Volumen von 20 x 1015 m3 hydratgebundenen Methangases. Das entspricht ca. 10.000 Gt gebundenem Kohlenstoff.

Klauda & Sandler (2005):Basis ist ein thermodynamisches Modell, das bei gegebenen Druck- und Temperaturbedingungen die maximal mögliche Mächtigkeit der hydratführenden Sedimentschicht berechnet. Bei einer gemittelten Hydratsättigung von 3,4% errechnet sich ein Betrag von ca. 55.000 Gt gebundenem Kohlenstoff.

Milkow & Sassen (2001) sind deutlich weniger optimistisch: Basis sind konkrete Gashydratvorkommen im Golf von Mexiko, die auf Lokationen mit ähnlichen Bedingungen übertragen wurden. Die Autoren kommen auf ein Volumen Gashydrat < konventionelle Kohlenwasserstoffe.

Quelle: Klauda & Sandler (2005)


Nachgewiesene Tsunami Ablagerungen

StoreggaRutschung~ 7.000 J. v. heute

Karte mit der Storegga-Rutschung und den Orten, an denen man Tsunami-Ablagerungen nachgewiesen hat.Umgezeichnet nach Bondevik et al. (2005)

Methanhydrate als mögliche Energiequelle oder Mega-Rutschungen durch Zerstörung

der Sediment-Strukturen ?

Methanhydrat + CO2 CO2 -Hydrat + Methan

1 m3 Methanhydrat 195 m3 Methan und 0,8 m3 Wasser

SUGAR-A:Submarine Gashydrat-Lagerstätten als Deponie für CO2

Quelle: IFM-Geomar

SUGAR-A: Lokalisierung und Bewertung submariner Gashydrat-Lagerstätten

Gashydrate sind elektrische Nichtleiter und verdrängen bei ihrer Bildung das elektrisch gut leitende Salzwasser aus den Poren oder ersetzten Teile der Sedimentmatrix. Der elektrische Widerstand der Gashydratformation ist entsprechend erhöht. Dieser Effekt ist mit einem geschleppten elektrischen Dipol-Dipol Messsystem bereits beobachtet worden.

Das System besteht aus einem Sendedipol und mehreren Empfangsdipolen, die im festen Abstand hinter dem Sendedipol geschleppt werden. Das bis zu 800m lange Messsystem ist über das koaxiale Schleppkabel mit dem Schiff verbunden und wird hinter dem Schiff entlang von Profilen auf dem Meeresboden geschleppt. Über das Koaxialkabel wird auch das Sendesignal von der Signalquelle auf dem Schiff zum Sendedipol am Meeresboden geschickt. Das „Pig“ ist ein schwerer „Pflug“, der das Messsystem am Meeresboden hält und die Kontrolleinheit und weitere Messgeräte enthält.

Quelle: IFM-Geomar

SUGAR-A: Submarine Gashydrat-Lagerstätten als Deponie für CO2

Laborversuche am GFZ Potsdam zeigen, dass sich Methanhydrate in CO2-reiche Hydrate umwandeln.

Bei Anwesenheit von Methan und anderen Kohlen-wasserstoffen kann sich aber dieser Prozess wieder umkehren, wobei das CO2 wieder freigesetzt wird.



Quelle: Schicks et al. (2011)

Umweltrisiken durch Gashydrat-Gewinnung

• Methanhydrat-Vorkommen am Meeresboden dienen komplexen Ökosystemen (Oasen der Tiefsee) als Energiebasis.

• Die Stabilität der Kontinentalhänge wird durch Hydratzemente im Sediment erhöht.• Methanhydrate können bei einer zukünftigen globalen Erwärmung des Meeresbodens schmelzen und so gewaltige

Mengen an Treibhausgas in den Ozean und die Atmosphäre freisetzen.

• Deshalb müssen folgende Restriktionen beim Gashydratabbau eingehalten werden:

• Methanhydrate, die direkt am Meeresboden anstehen, werden nicht abgebaut. Der Abbau wird vielmehr auf Hydratvorkommen begrenzt, die von mindestens 50 m mächtigen feinkörnigen und undurchlässigen Sedimentschichten überlagert sind. Diese Vorkommen werden von der Lebewelt am Meeresboden nicht genutzt. Die Sedimentbedeckung verhindert zudem das unkontrollierte Entweichen von Methan bei der Erdgasproduktion.

• Methanhydrate, die an steilen Kontinentalhängen auftreten, werden nicht abgebaut. Der Abbau findet nur in flachem Gelände statt. In geotechnischen Voruntersuchungen wird kritisch überprüft, ob die Stabilität der Sedimente während des Abbauvorgangs erhalten bleibt.

• Methanhydrate werden beim Abbau durch CO2 -Hydrate ersetzt. Die Sedimente werden durch diese Hydrate stabilisiert. CO2 -Hydrate sind thermisch stabiler als Methanhydrate und werden bei einer zukünftigen Erwärmung des Meeresbodens - im Gegensatz zu den Methanhydraten - nicht zersetzt. Die Hydratumwandlung trägt damit zur Minimierung zukünftiger Treibhausemissionen am Meeresboden bei und stabilisiert die submarinen Kontinentalhänge.

Quelle: IFM-Geomar

Erforschung des Methanhydrat- Transports in Pelletform

• Bei Umgebungsdruck und Temperaturen nur wenige Grad unterhalb des Schmelzpunktes von Eis befinden sich Gashydrate in einem Bereich anomal langsamer Zersetzung.

• Unter diesen Bedingungen kann sich an der Oberfläche der Gashydrat-Pellets ein Eisfilm bilden, durch den der Zeitraum einer vollständigen Zersetzung von wenigen Minuten bis hin zu Wochen oder Monaten ausgedehnt wird.

• In dieser Form soll dann der Schifftransport zu den Abnahmestätten an der Küste erfolgen.

• Da die anomal langsame Zersetzung ein empfindlicher Zustand ist, welcher während des Produktions- und Transportprozesses leicht mechanisch gestört werden kann, wird angestrebt, die schützende Eishülle durch das Einbringen von Polymeren zu verstärken.

• Clathrate im Zustand der anomal langsamen Zersetzung erfordern Speicherung mit Temperaturen im Gefrierbereich.

• Deshalb sind neuartige Schiffdesigns notwendig, um den sicheren Transport von Gashydraten zu den an den Küsten gelegenen Verarbeitungsstandorten zu gewährleisten.

Quelle: IFM-Geomar

Stabilitäts-Diagramm von Gashydrat in Permafrostböden.

Quelle: IFM-Geomar

Stabilitätsbereich der Gashydrateim Permafrost-Milieu

Verbreitung des Permafrost in der nördlichen Hemisphäre (Quelle: http://nsidc.org/data/ggd318.html). Dunkelblau: ständiger Permafrost auf dem Festland.Hellblau: reliktischer Permafrost im arktischen Ozean.

Modifiziert nach Collett (2002)

Permafrost in der nördlichen

Hemisphäre

Produktion von CH4 aus Permafrost-Gashydraten ?Beispiel Nord-Alaska

Das Nord-Alaska Gas Hydrate Total Petroleum System (TPS) (hellbraun), und die Ausdehnung der Gashydrat-Stabilitätszone (rote Linie).

Der USGS schätzt, das ca. 85 TCF (trillion cubic feet = 1012 cubic feet = 2,38 Billionen m3) unentdeckter, technisch gewinnbarer Gasressourcen an Gashydraten in Nord-Alaska gebunden sind.

USGS, 2008

Boswell et al. (2010)

KW-Provinz North Slope of Alaska

Lithostratigraphie des North Slope Alaska (modifiziert nach Mull et al., 2003). Das gekernte Intervall der Mount Elbert - Bohrung erbrachte marine und nicht marine Sedimente der mittel- eozänen der Sagavanirktok- Formation.

Collett et al. (2010)

KW-Provinz North Slope

of Alaska

Alaska North Slope – Gashydrat-

Stabilitätszone

modifiziert nach Collett et al., 2008

(A) Teufe bis zum Top der Hydrat-Stabilitätszone (B) Teufe bis zur Basis der Hydrat-Stabilitätszone

Alaska North Slope – Gashydrat- Stabilitätszone

modifiziert nach Collett et al., 2008

Mächtigkeit der Hydrat-Stabilitätszone

Interpretation von Widerstands- und Akustiklogs in Bohrungen im Bereich südlicher Milne Point, östlicher Kuparuk River und westliche Prudhoe Bay. Grün: Gashydrat unterhalb der Permafrost-Basis (rote, gestrichelte Linie). A- E: Sande nach Collett (1993).

Boswell et al. (2010)

Alaska North Slope – Gashydrat-Stabilitätszone

Dep

thin

met

ers

belo

wgr

ound

surf

ace

Lee et al., 2009, modified from Collett, 1993 Lee et al., 2009, modified from Inks et al. 2009

Seismische Profile der Hydrat-Zonen “C” and “D” im Bereich Mount Elbert.


3D-Modell der Milne Point - Mount Elbert Gashydrat- Lagerstätte.

Gelb: Bereich mit der mächtigsten und höchsten Konzentration von Gashydrat

Die Bohrungen zeigen geophysikalische Messungen, die auf Gashydrat-Lagen deuten lassen.

USGS, 2008


Lorenson et al. (2010)

Geochemie der Gase

Schematisches W-E-Profil des Prudhoe-Kapurak-Gebiets. Dargestellt sind die mögliche Gasherkunft, Migrationswege und Fallen- strukturen (modifiziert nach Masterson et al., 2001). Die Gashydrat-Vorkommen sind rot hervorgehoben und repräsentieren die „eingefrorene“ up-dip-Extension undichter Ölfelder. Die eigentliche Quelle ist thermogenes Gas, das allerdings anaerob mikrobiell verändert wurde. HRZ, [„highly radioactive zone“ des Hue Shale].

Lorenson et al. (2010)

Woher stammen die Gase der Gashydrate ?

Schoderbek & Boswell (2011); US Dept. of EnergyMethane Hydrate Newsletter, Vol. 11, Issue 1

http://www.netl.doe.gov/technologies/oil-gas/publications/Hydrates/Newsletter/MHNews_2011_05.pdf#page=13

Nachgewiesene und vermutete Gashydrat - Reservoire (marin und Permafrost) in Tiefen > 50 m.

Potenzielle Gashydrat-Lagerstätten

Sand: 80 – 100% HydratsättigungFeinsand und Silt: 15 – 40% HydratsättigungFractured: 20 – 30% Hydratsättigung

Gashydrat-Pyramide – Vorkommen aufgeteilt nach Reservoir nach Boswell and Collett (2006). Farbcodierung entspricht den Angaben auf vorheriger Folie.


Schoderbek & Boswell (2011); US Dept. of EnergyMethane Hydrate Newsletter, Vol. 11, Issue 1

http://www.netl.doe.gov/technologies/oil-gas/publications/Hydrates/Newsletter/MHNews_2011_05.pdf#page=13

Nachgewiesene und vermutete Gashydrat - Reservoire (marin und Permafrost) in Tiefen > 50 m.


Sand: 80 – 100% HydratsättigungFeinsand und Silt: 15 – 40% HydratsättigungFractured: 20 – 30% Hydratsättigung

Produktion von CH4 aus Gashydrat ?

Schicks et al., 2011

Mögliche Methoden zur Gewinnung von Methan aus Gashydrat-Vorkommen

Permafrost

Gas hydrate

Methane and fluid

http://icdp.gfz-potsdam.de/html/sites/mallik/objectives/objectives.html

Produktion von CH4 aus Permafrost-Gashydrat ?Piltoprojekt Mallik

Produktion von CH4 aus Permafrost-Gashydrat ? Piltoprojekt Mallik

Test mit thermischer Stimulation: ein Fluid wurde in die Bohrung eingebracht, wodurch eine Zersetzung der Gashydrate einsetzte. Allerdings konnten nur 470 m3 Methangas innerhlab von 124 Stunden gefördert werden1.

Test mit Druckerniedrigung: Förderung von 13.000 m3 Methangas innerhalb von sechs Tagen2. Problem hierbei könnte sein, dass durch den endothermenZersetzungsprozess der Hydrate die Formation abkühlt und den Stabilitäts-bereich der Hydrate vergrößert, wodurch die Produktionsraten langfristig wieder sinken.

Weitere Möglichkeit ist die Störung des chemischen Gleichgewichts durch Zugabe von Salz, Methanol oder CO2.

1 Quelle: Hancock et al. (2005)2 Quelle: Yamamoto & Dallimore (2008)

Holditch (2006)

Ist eine Gewinnung von CH4 aus Gashydrat wirtschaftlich bzw. technisch machbar ?

Documents

Unkonventionelles Gas Gashydrat