Blått gull. Gasshydrater den andre revolusjonen for ukonvensjonell gass? Hans Henrik Ramm Ramm Energy Partner EnergiRike Haugesund, 7.

Transkript

1 Blått gull Gasshydrater den andre revolusjonen for ukonvensjonell gass? Hans Henrik Ramm Ramm Energy Partner EnergiRike Haugesund, 7. august 2012

2 Ukonvensjonell olje og gass o I prinsippet forekomster som ikke kan utvinnes med dagens teknologi. o Følgelig var all olje og gass en gang ukonvensjonell. Teknologifronten flytter seg hele tiden. o Inntil 1990 var offshore produksjon på dyp over 330m ukonvensjonell! o Norge: Snorre produksjonsstart i 1992.

3 o I dag brukes uttrykket ofte for å beskrive ressurser som ikke er fanget i tradisjonelle feller, befinner seg i snille bergarter og i stor grad kan flyte under eget trykk. o Bare meget små deler av verdens olje og gass oppfyller disse kravene. o Store mengder vanlig olje/gass befinner seg i bergarter som er så tette at de må brytes opp (skifergass, skiferolje, gass i kull). o Også store mengder tung olje og olje i oljesand (bitumen) som nærmest ikke flyter under eget trykk. o Oljeskifer er begge deler: Tett bergart som inneholder umoden olje (kerogen). o Eventyrlige mengder gass befinner seg i akviferer og hydrater. o Når vi nå begynner på alt dette, er vi bare så vidt ute av petroleumsvirksomhetens barndom.

4 Hva er gasshydrater? o Gasshydrater er (mest) vanlig metan som er fanget i iskrystaller. o Dannet under høyt trykk og lave temperaturer. o Ofte kalt brennende is fordi metan unnslipper og kan antennes når trykk reduseres eller temperatur økes. o Blått gull brukes noen ganger om gass generelt, men passer veldig godt for gasshydrater. o Hydrater i sedimentære lag kan også fungere som feller for underliggende vanlig gass. USGS

5 Gasshydrater finnes derfor enten i og under permafrost eller under middels store havdyp på kontinentalsokkelen. USDOE

6

7 Hvor mye? Anslag tilstedeværende ressurser: o Milkov (BP), 2004: 1-5 mill bcm (1-5 x 10^15 m3) o NETL (US), 2011: 20 mill bcm (20 x 10^15 m3) 10^3 GT = 1000 GT karbon tilsvarer ca 2 mill bcm gass, dvs at figuren til venstre antyder 2-20 mill bcm, omtrent tilsvarende all (konvensjonell) olje, gass og kull. US Navy/Kvenvolden 1988.

8 Men sterkt varierende vanskelighetsgrad NETL 100 tcf = ca 3000 bcm. Tilsvarer omtrent totale gassressurser forventet utvunnet på norsk sokkel fra begynnelse til slutt. Dvs at det kan finnes 1-10 norske sokler av den lettest utvinnbare typen hydrater. Ti- til hundregangen for neste vanskelighetsgrad.

9 Federal Institute for Geosciences and Natural Resources (DERA/BGR), Germany, Resource Report 2012.

10 DERA (Tyskland) 2011: Ikke helt klart ressursbegrep, antakelig teknisk, men ikke økonomisk utvinnbart, ut fra visse forventninger. Reserver er påviste og økonomisk utvinnbare forekomster. MEMO: Tilstedeværende hydrater 1-20 mill bcm. o Hydrater, ressurser: o Konvensjonell gass, ressurser : o Skifer/tett gass ressurser : o Konvensjonell gass, reserver: o Skifer/tett gass, reserver: o Energiinnhold hydrater, ressurser: o Energiinnhold olje + gass + kull, ressurser: o Energiinnhold olje + gass + kull reserver: bcm bcm bcm bcm bcm EJ EJ EJ

11 Hvordan kan gasshydrater utvinnes? o Trykkavlastning: Nesten som vanlig gassutvinning, men ekstra varme må tilføres for å unngå gjenfrysing. (Benyttet i Russland og i en test i Canada i 2008 som produserte i seks dager.) o Injeksjon av damp eller varmt vann. o Injeksjon av kjemikalier (f eks metanol) krever ekstra prosessering. o Felles for disse er at de er kostbare og energikrevende, og kanskje ikke helt trygge i forhold til reservoarstabilitet.

12 Den mest lovende teknologien er norsk og ble testet ut vellykket i Alaska i januar-april i år. o Utviklet siden tidlig på 90-tallet av professor Bjørn Kvamme sammen med bl a professor Arne Graue, begge ved Universitetet i Bergen. o Patentert sammen med ConocoPhillips. o Testen i Alaska utført av ConocoPhillips sammen med US Department of Energy (National Energy Technology Laboratory, NETL) og Japan Oil, Gas and Metals National Corporation.

13 o Metoden er basert på å injisere CO2 slik at CO2- molekylene fortrenger og erstatter metanmolekylene. o Etter injeksjonsperioden avlastes trykket slik at metanet strømmer opp gjennom brønnen. o De nye CO2-hydratene er mer stabile. o Ved denne metoden lagres den CO2 som senere blir produsert ved bruk av gassen i f eks gasskraft. o Sannsynligvis kan det lagres mer, slik at dette blir en karbonnegativ energikilde. o Ved lokalisering av gasskraftverk nær produksjonsstedet kan man injisere røykgassen direkte uten egne fangstanlegg. o Testen i Alaska produserte i 30 dager. o US DoE har allerede bevilget midler til mer omfattende testing og utvikling både i Alaska og i Mexico-gulfen.

14 Hvor raskt kan teknologien bli kommersiell? o Tidligere konvensjonell visdom om år. Eksempel: Oljedirektoratet la i sine 2007-scenarier inn prøveproduksjon fra hydrater i o Men Japan planlegger prøveproduksjon neste år, og India kanskje også China er like etter. o USA med sin skifergassrevolusjon har ikke samme behov, men DoE er meget interessert. o Hittil har teknologiutvikling og kommersiell anvendelse kommet mye raskere enn forventet: o Vanndyp over 330 m: Start ca Ukonvensjonelt nærmest ukjent. o Gass i kull (coalbed methane): Start på 80-tallet, take-off på 90-tallet o Skifergass: Take-off ca 2005, da nærmest ukjent for de fleste. o Skiferolje: Take-off ca 2010, ansett som meget langt frem bare få år tidligere.

15 Siden CO2-lagring er en integrert del av selve produksjonsmetoden vil denne få betydelige økonomiske fordeler hvis det settes en pris på CO2-utslipp. o Alle andre fossile ressurser, inklusive hydratproduksjon med andre metoder, må betale for sine utslipp. Det unngås med denne metoden. o Hvis denne metoden også gir netto lagring, vil det være naturlig å utbetale tilsvarende karbonpris. o Det kan skje enten ved at opptak/lagring inkluderes i kvote/avgiftssystemer, eller ved at andre som har utslipp leverer CO2 til hydratprodusentene billig, gratis, eller mot betaling (avhengig av transportkostnader). o Ved mer aktiv klimapolitikk kan man derfor vente raskere kommersialisering.

16 Gasshydrater på norsk sokkel o Oljedirektoratet, Ressursrapporten 2011: På norsk sokkel er det påvist gasshydrat i Norskehavet nord for Storegga og på sokkelen i vestlige del av Barentshavet og utenfor Svalbard. Forekomstene som hittil er påvist på norsk sokkel ser ut til å være tynne og ligger i leire og er derfor lite egnet til utvinning. Andre er mer optimistiske: o Professor Haflidi Haflidason ved Institutt for geovitenskap, Universitetet i Bergen, ledet en forskningsgruppe som kartla hydrater på norsk sokkel. Han mener at det må finnes betydelig større skjulte metanmengder på norsk sokkel [enn det som til nå er kartlagt] (TU 17 April, 2012). o Stefan Bünz ved Universitetet i Tromsø har tro på mulige sweetspots (Geo februar 2012). o Statoil har egen fokusgruppe for hydrater som også ser på Norge. Antyder gode reservoarforhold på (permafrost) og vest for Svalbard (Reichel & Husebø presentasjon 31. mai 2011.)

17 Fra Reichel & Husebø (Statoil) presentasjon 31. mai 2011.

18 o Saken er vel at forekomstene på norsk sokkel hittil er meget lite undersøkt med sikte på kommersiell utnyttelse. o Vi kan ikke si at vi kjenner norske forekomster av tilstrekkelig kvalitet på linje med USA, Japan, India osv., men heller ikke at vi ikke har noe. o Svært store områder med forventede hydrater, hvorav lite er undersøkt, gir ikke dårlig sannsynlighet for å finne noe brukbart. o Hittil har Norge ligget helt foran i teknologiutvikling og anvendelse for offshore olje og gass. Nå går det meste av teknologifronten inn i ukonvensjonelle ressurser onshore, der bare deler av norsk industri kan følge mer. Unntaket er nettopp hydrater, der størstedelen av ressursene er offshore. Vi bør derfor være til stede i denne fronten så mye som mulig. o Konklusjon: Langt sterkere innsats for kartlegging, undersøkelser og teknologiutvikling for norske forhold.