Distribution mondiales des ressources supposées ou confirmées d'hydrate de méthane, 1996.
Source: USGS
Le Japon se tourne avec succès vers les hydrates de méthane
Par Quentin Mauguit, Futura-Sciences
14/03/2013
Source : http://www.futura-sciences.com
English Japan turns to successfully methane hydrates
SOURCE WIKIPEDIA :
English Methane clathrate
Un hydrate de méthane (ou clathrate de méthane) est un composé d'origine organique naturellement présent dans les fonds marins, sur certains talus continentaux, ainsi que dans le pergélisol des régions polaires.
La formation de ces hydrates constitue l'un des puits de carbone planétaires, mais elle est très instable quand sa température dépasse un certain seuil.
Les hydrates de méthane sont une source potentielle d’énergie fossile pour remplacer le pétrole ; ils sont réputés présents en grande quantité, surtout en fonds marins, mais sont difficilement exploitables. Ils restent une source directe de méthane ou indirecte de CO2, deux puissants gaz à effet de serre.
Appelé familièrement « glace qui brûle » ou « glace de méthane », ce composé glacé est inflammable dès qu'il fond et en présence d'oxygène ou d'un oxydant. À l'échelle moléculaire, un clathrate de méthane est en effet constitué d'une fine « cage » de glace dans laquelle est piégé du méthane a priori issu de la décomposition de matière organique relativement récente (par rapport à celle qui a engendré le pétrole et le gaz naturel) et effectuée par des bactéries anaérobies et méthanogènes.
Lors de la production de gaz naturel, d'autres hydrates peuvent se former (d'éthane et de propane). Plus la longueur de la molécule d'hydrocarbure augmente (butane, pentane..), moins les hydrates formés sont stables.
Les hydrates de gaz naturels (Natural gas hydrate ou NGH en anglais) sont caractérisés par une plus faible pression (25 mégapascals, compression 1/170) et une plus haute température (0°C), que les LNG (Liquified natural gas, gaz naturels liquéfiés) ou les CNG (Compressed natural gas, gaz naturels comprimés).
Bloc d'hydrate de gaz (clathrate) trouvé lors d'une expédition
scientifique avec le navire de recherche allemand FS SONNE dans la zone
de subduction située au large de l'Oregon, à une profondeur d'environ
1200 mètres. Cet hydrate de méthane était enfoui dans le premier mètre
du sédiment, dans la zone dite "hydrate ridge", au large de l'Oregon
(États-Unis). Ici, il présente une structure particulière( vaguement en « nid d'abeille ») quand il fond
filons d'hydrate de gaz (clathrate, en blanc sur la photo) trouvé
au large de l'Oregon(-1200 mètres environ) dans le premier mètre du
sédiment
Structure de base de l'hydrate de méthane.
Les 2 petites cages sont entièrement coloriées en jaune et les faces hexagonales des grandes cages sont coloriées en rouge
L'hydrate de méthane est formé de molécules d'eau formant des cages qui piègent des molécules de gaz comme le méthane ou le sulfure d'hydrogène
(gaz tous deux présents dans l'hydrate remonté par le navire Sonne).
Ces cages peuvent stocker de considérables quantités de gaz (par exemple
164 cm3 de méthane dans 1 cm3 d'hydrate).
Plus précisément, la structure de base de l'hydrate de méthane correspond à la structure de type I des structure clathrates de gaz (en)2 : cette structure 3 (également appelée structure de Weaire-Phelan) comprend 2 cages de petite taille et 6 cages de plus grande taille :
Certains de ces sommets étant communs à deux ou plusieurs cages, le nombre total de molécules d'eau de la structure de base de l'hydrate de méthane n'est que de 46 molécules (au lieu de 184).
Ces conditions se rencontrent dans deux milieux très différents :
Par comparaison, les réserves connues de pétrole en 2005 étaient d'environ 2×1011 m3 (voir l'article Réserves pétrolières).
Distribution mondiales des ressources supposées ou confirmées d'hydrate de méthane, 1996.
Source: USGS
Les réserves d'hydrate de méthane sont si considérables que de
nombreuses compagnies pétrolières s'y intéressent. Mais la récupération
de ce composé est difficile et coûteuse, voire dangereuse pour le climat planétaire et les difficultés technologiques qui en résultent semblent actuellement loin d'être résolues.
Après la catastrophe de Fukushima, le japon a un besoin vital de nouvelles sources d'énergie. Le Gouvernement a lancé un programme de recherche (2001-2008) visant à localiser et qualifier la ressource sous-marine potentielles du Japon, puis un plan de sept ans (« Programme sur l'exploitation de l'énergie marine et des ressources marines »), voté en mars 2009. Deux extractions tests étaient prévus en 2012 et 2014 près de la Nankai Trough (en) au sud du pays où des ressources importantes ont été détectées5,6. Le test in situ de récolte stabilisée durant deux semaines a commencé en mars 20137.
Des hydrates de méthane ont déjà pu être exploités à Messoyakha, petit champ gazier peu profond de Sibérie occidentale, situé juste à la limite de stabilité des hydrates de méthane. En conséquence, sa partie basse était un gisement de gaz "normal" (du gaz libre dans du sable) tandis que le haut était rempli d'hydrates. L'exploitation du gaz conventionnel a réduit la pression et a déstabilisé les hydrates, dont le méthane a alors pu être utilisé.
L'exploitation des hydrates de méthane pourrait poser de sérieux problèmes en matière d'effet de serre. Leur combustion émet en effet du CO2, mais pas plus que le gaz naturel (et moins que le charbon et le pétrole). Le risque existe qu'en exploitant les hydrates sous-marins instables l'on fasse involontairement remonter de grandes quantités de méthane dans l'atmosphère : cela équivaudrait à exploiter du gaz naturel en autorisant d'énormes fuites. Or le méthane (CH4) a un pouvoir de nuisance beaucoup plus élevé que le CO2 en tant que gaz à effet de serre. Son potentiel de réchauffement global mesuré à l'échelle d'un siècle à partir de sa diffusion dans l'atmosphère est en effet compris entre 22 et 23 fois celui du dioxyde de carbone, en tenant compte d'une durée de vie moyenne des molécules de CH4 de seulement une douzaine d'années avant leur décomposition par les UV, des phénomènes de combustion ou d'oxydation et diverses réactions chimiques.
Les industriels doivent tester en mer des méthodes de décompression des hydrates permettant de le récupérer intégralement. C'est un des projets du Japonais JOGMEC8.
Un projet allemand dit « SUGAR (acronyme signifiant Submarine Gashydrat-Lagerstätten: Erkundung, Abbau und Transport), lancé à l'été 2008 par l'Institut Leibniz pour les sciences marines de Kiel9, sous tutelle des Ministères fédéraux de l'économie et de la technologie (BMWi) et de l'enseignement et la recherche (BMBF) avec l'appui de 30 partenaires économiques et scientifiques et un budget initial de près de 13 millions d'euros, vise à extraire du méthane marin et à stocker à sa place du CO2 capté au sortir de centrales thermiques ou d'autres installations industrielles10.
Les études de faisabilité réalisées à cet effet ont donc démontré que l'utilisation de systèmes d'approvisionnement NGH basés sur les techniques de production d'hydrate de méthane synthétique était rentable dans le cadre d'une exploitation rationnelle des gisements de gaz naturel de moyenne et moindre importance : l'exploitation des gisements de gaz naturel comprend par définition un investissement très important dans les technologies de liquéfaction du gaz. L'investissement de base et le coût de construction et de mise en service d'une unité de liquéfaction rend l'exploitation des gisements de faible ou moyenne importance non économiquement viable.
De plus, le transport des hydrates par bateau pourrait être moins coûteux en énergie que celui du gaz naturel liquéfié, car les conditions de température et de pression seraient moins difficiles à préserver que dans les méthaniers actuels. A contrario, la quantité finale de gaz libre transportée par rapport au poids de la cargaison est en la défaveur des hydrates au niveau du coût de transport.
Si la distance reste inférieure à 6 000 km, le système d'acheminement NGH devient alors moins coûteux que le classique LNG. La production et la regazéification étant à la base déjà moins coûteuses avec le NGH et nécessitant de moindres investissements, le système marque ici toute sa supériorité sur le système de compression classique par liquéfaction du gaz naturel.
Des recherches sont en cours de développement pour :
Bloc d'hydrate de méthane en train de fondre dans l'eau de mer, en se dissociant en eau et méthane (photo USGS)
On craint que le réchauffement climatique
puisse suffisamment élever la température du pergélisol pour que les
clathrates qui y sont présents fondent au moins partiellement, ce qui
relâcherait énormément de méthane dans l'atmosphère, lequel viendrait à
son tour augmenter l'effet de serre, d'où un effet d'emballement.
On pense qu'un dégel massif des hydrates de méthane océaniques a eu une importance considérable dans la gravité de l'extinction permienne qui vit disparaître 95 % des espèces marines et 70 % des espèces continentales, il y a 250 millions d'années.
Source: USGS
Par Quentin Mauguit, Futura-Sciences
14/03/2013
Source : http://www.futura-sciences.com
English Japan turns to successfully methane hydrates
Le Japon a trouvé une nouvelle source d’énergie pour recouvrer son indépendance : les hydrates de méthane. Ce carburant fossile repose notamment dans des sédiments marins à de grandes profondeurs. Il vient pour la première fois d’être extrait avec succès à partir d’un navire de forage.
Le gouvernement japonais a fait stopper la plupart des centrales nucléaires présentes sur son territoire, à la suite de la catastrophe de Fukushima. La production d’électricité à partir d’énergie fossile
a par conséquent connu un nouvel essor, ce qui a mené le pays dans une
situation économique que certains qualifient d’intenable. Le Japon doit
en effet importer 95 % du gaz qu’il consomme, car il ne dispose pas de
réserves conventionnelles.
Ce détail a toute son importance. En effet, des prospections sismiques et des forages exploratoires ont souligné la présence d’environ 1.100 milliards de m3 de méthane au large de la côte est du pays, soit de quoi subvenir aux besoins énergétiques de la société japonaise durant 11 ans. Il ne faut cependant pas crier victoire pour autant, car le combustible se présente sous forme d’hydrates de méthane, également appelés « glace qui brûle » ou « glace de méthane ».
La particularité de ce méthane est d’être enfermé dans des cages faites de molécules d’eau organisées en réseau cristallin,
où il est soumis à de hautes pressions et de basses températures. Bien
que cette glace atypique soit connue depuis plus de deux siècles, aucune
méthode ne permettait jusqu’ici de l'exploiter au sein même des
sédiments marins profonds dans lesquels elle reposait. Or, la Japan Oil,
Gas and Metals National Corporation (Jogmec) vient de réussir ce 12 mars 2013 à extraire du méthane de manière satisfaisante, durant un essai mené au large des péninsules d’Atsumi et de Shima.
Le Chikyu
est un navire de recherche japonais inauguré en 2002. Il peut
théoriquement forer jusqu'à sept kilomètres de profondeur dans le plancher océanique. © Gleam, Wikimedia Commons, cc by sa 3.0
Indépendance énergétique fournie par les fonds marins
Sept années d’explorations (de 2001 à 2008) et
quatre années de recherches (de 2009 à ce jour) ont été requises pour
localiser les sources d’hydrates de méthane exploitables et développer
la technologie requise pour leur extraction. Sur site, trois forages ont été réalisés par le navire de recherche Chikyu
en février et mars 2012. Seul un puits est destiné à l’extraction du
combustible, les deux autres étant prévus pour la surveillance des
opérations. Le puits principal a été foré par 1.000 m de fond et a
atteint une profondeur de 330 m.
Diverses approches ont été envisagées pour extraire
le gaz, mais seule l’une d’entre elles a été retenue à la suite de tests
menés au Canada en 2001 et 2008 : la dépressurisation. Cette technique
consiste à faire chuter la pression au sein des sédiments pour libérer le méthane. L’expérience, dont les préparatifs ont débuté le 28 janvier, devrait se poursuivre durant encore deux semaines. Le Chikyu est ensuite attendu au port de Shimizu le 26 mars. Plusieurs aspects de l’extraction suscitent une vigilance particulière : la dissociation du méthane
sous l’eau, la régularité du flux et l’impact environnemental.
Précisons enfin que le gaz produit est directement brûlé en surface par
le biais d’une torchère installée sur le navire de forage.
Les hydrates de méthane pourraient donc offrir une nouvelle indépendance énergétique au Japon, mais à quel prix ? Ces hydrocarbures non conventionnels sont par définition d’origine fossile, et l’on peut d’ores et déjà redouter la survenue de fuites durant leur exploitation industrielle ou leur consommation massive. En effet, le méthane et le CO2 issu de sa combustion sont d’importants gaz à effet de serre. Voilà de quoi lancer un nouveau débat, à l’image de celui qui oppose les partisans et les détracteurs du gaz de schiste.
Quoi qu’il en soit, un second essai est prévu courant 2014 ou 2015. Si
tout se passe bien, une plateforme d’extraction sera développée entre
2016 et 2018.
Les hydrates de méthane constituent-ils une ressource exploitable ?
Entretien avec Roland Vially
Loïc Mangin
12/2010
Source : http://www.pourlascience.fr
Roland Vially est géologue à l'IFP-Énergies nouvelles.
Les hydrates de méthane, un mélange cristallisé d'eau et de gaz,
constitueraient une ressource considérable de gaz naturel. Cependant,
leur exploitation n'est aujourd'hui possible ni économiquement ni
techniquement. En outre, on ignore encore s'ils influent sur le climat.
Entretien avec Roland Vially.
Les hydrates de méthane sont-ils des gaz non conventionnels ?
Roland Vially : Ces composés sont bien
une forme de gaz non conventionnels, mais ils diffèrent notablement des
trois autres (gaz de schistes, gaz de houille et tight gas), même si là
encore il s'agit de méthane. Un hydrate de méthane est un mélange d'eau
et de méthane qui, sous certaines conditions de pression et de
température, cristallise en un solide.
Les hydrates de gaz ont été découverts
dans les années 1810 par le chimiste britannique Humphrey Davy, mais
n'ont guère retenu l'attention. Puis, 120 ans plus tard, on s'aperçut
qu'ils pouvaient obstruer les gazoducs dans l'Arctique russe. Dans les
années 1950, des cristallographes ont élucidé la structure des hydrates
de gaz : elle correspond à une famille de substances nommées clathrates.
Un squelette alvéolaire constitué de molécules d'eau reliées par des
liaisons hydrogène est stabilisé par des liaisons de type Van der Waals
avec des molécules de gaz piégées dans les cages polyédriques. Ces
dernières se distinguent par le nombre et la forme des cages
(pentagones, hexagones...).
Où les trouve-t-on ?
Dans la nature, les conditions
nécessaires pour que les hydrates soient stables sont réunies dans la
partie supérieure des couches sédimentaires des régions arctiques (très
basse température et faible pression), notamment dans le pergélisol,
cette couche du sol gelée en permanence.
On trouve aussi ces conditions de
température et de pression adéquates dans les sédiments superficiels des
eaux océaniques profondes (forte pression et basse température). À
mesure que l'on s'enfonce dans les sédiments, ces hydrates ne sont plus
stables, car la température, liée au gradient géothermique, augmente.
L'interface entre le domaine contenant des hydrates et celui qui en est
dépourvu est caractérisée par un fort contraste d'impédance acoustique
que l'on repère sur les enregistrements sismiques : on distingue un
réflecteur parallèle au plancher océanique.
Lorsque pour des raisons naturelles,
tels un réchauffement climatique, une baisse du niveau marin ou une
surrection tectonique, les hydrates « quittent » leur domaine de
stabilité, ils se dissocient pour former de l'eau et du gaz. Quand on
remonte en surface des carottes contenant des hydrates, ces derniers se
décomposent et l'on peut enflammer le méthane.
Contrairement aux gaz conventionnels, on
ne peut plus parler de système pétrolier ou gazier, car il suffit
d'avoir du méthane et des conditions de pression et de température
pertinentes pour obtenir des hydrates de méthane.
Quel volume de méthane représentent-ils ? Et peut-on imaginer y avoir accès ?
Donner une estimation du gaz en place
dans les sédiments sous forme d'hydrate de méthane est extrêmement
difficile, mais des valeurs notablement supérieures à 1 000 téramètres
cubes sont communément admises. Ces valeurs sont à comparer avec les
réserves prouvées de gaz conventionnels qui sont de l'ordre de 180
téramètres cubes et la consommation annuelle mondiale de trois
téramètres cubes. Quel que soit le chiffre, il est considérable, mais
précisons qu'il représente le volume de gaz en place et pas celui des
ressources récupérables.
Aujourd'hui, aucune production
commerciale de ces hydrates n'a été entreprise. Dans les années 1970,
les Russes ont mis en production en Sibérie un champ de gaz naturel, à
Messoyakha, dont une partie du réservoir est remplie par des hydrates de
gaz. Outre le fait qu'il ne s'agit pas à proprement parler d'une
production d'hydrates, puisqu'on récupère le gaz libre sous la couche
d'hydrates de méthane (l'exploitation du gisement favorise la
déstabilisation des hydrates, un phénomène qui alimente le gisement),
l'intérêt économique n'a pas encore été démontré.
Des expériences pilotes de production
ont été effectuées à Mallik, dans l'Arctique canadien, et dans le prisme
d'accrétion de Nankaï, dans les profondeurs de l'océan près du Japon.
Les tests se poursuivent encore : par exemple, les Japonais ont prévu
deux extractions expérimentales, la première en 2012 et la seconde en
2014.
Comment récupère-t-on le méthane de ces hydrates ?
Dans ces sites, trois techniques de
production ont été testées : la dépressurisation, la stimulation
thermique et l'injection d'inhibiteurs. Dans la première, on cherche à
déstabiliser les hydrates de méthane en pompant l'eau aux alentours du
puits. La chute locale de pression entraîne la dissociation des hydrates
et la production d'eau et de méthane. La deuxième technique consiste à
injecter de la vapeur pour déstabiliser les hydrates. Enfin, dans la
troisième, on modifie la courbe de stabilité des hydrates en injectant
du méthanol. Toutefois, l'intérêt économique de telles méthodes reste à
démontrer.
Quels enseignements peut-on tirer de ces premières tentatives ?
Ces expériences pilotes ont montré
qu'une production significative de méthane n'est possible que lorsque
les hydrates se situent dans les anfractuosités d'une couche poreuse et
très perméable afin que l'on puisse facilement pomper ou injecter de la
vapeur ou des inhibiteurs. Autre contrainte, les pores doivent contenir
une forte proportion d'hydrates, ce qui suppose une bonne alimentation
(la migration du gaz vers le réservoir) et une bonne concentration (le
gaz doit être piégé). Ces conditions sont quasiment celles d'un bon
gisement de gaz naturel qui n'est pas sous forme « classique » du fait
des conditions de pression et de température.
En conséquence, pour le calcul des
ressources ultimes récupérables, on ne doit pas tenir compte des
hydrates sous forme de granules, de nodules ou sous formes diffuses dans
des sédiments imperméables. Le volume en est notablement réduit et doit
alors être compris entre 100 à 500 téramètres cubes de gaz, un ordre de
grandeur comparable avec ceux des réserves des autres gaz non
conventionnels. Quant aux réserves prouvées, on n'en connaît encore
aucune.
On soupçonne les hydrates de méthane d'influer sur le climat, qu'en est-il ?
Plusieurs spécialistes du climat pensent
que le méthane (dont le pouvoir de gaz a effet de serre est 25 fois
supérieur à celui du dioxyde de carbone) contenu dans les hydrates
influe sur l'évolution du climat. Par exemple, James Kennett, de
l'Université de Santa Barbara, aux États-Unis, a proposé la théorie du «
fusil à hydrates » selon laquelle ces composés s'accumuleraient pendant
les périodes glaciaires et se dissocieraient lors des réchauffements.
De fait, certains climatologues, tel James Hansen, de l'Institut Goddard de la nasa,
craignent que le réchauffement climatique actuel n'entraîne
l'augmentation de la température du pergélisol et donc la libération du
méthane qu'il contient. Ce gaz relâché dans l'atmosphère favoriserait
l'effet de serre et faciliterait un emballement climatique.
En 1995, Gerald Dickens, de l'Université
Rice, aux États-Unis, a proposé un rôle non négligeable de la
dissociation d'hydrates de méthane dans le réchauffement brutal de la
Terre il y a 55 millions d'années (en 1 000 à 10 000 ans, la température
des eaux marines a augmenté d'en moyenne six degrés). Cependant, ces
idées n'ont pas convaincu, notamment parce qu'elles ne disent rien sur
l'initiation du processus.
Aujourd'hui, aucun consensus n'a été
obtenu, et beaucoup de spécialistes restent dubitatifs quant à un
possible rôle des hydrates de méthane dans la dynamique du climat.
Les hydrates de méthane pourraient-ils constituer une alternative au gaz naturel liquéfié (gnl) pour le transport ?
En effet, les hydrates de méthane sont
en théorie adaptés au transport de ce gaz sur de longues distances et
pourraient à terme concurrencer le gnl.
Leur principal avantage réside dans le fait que les conditions de
température et de pression nécessaires à leur stabilité sont moins
draconiennes que celles requises pour le gnl.
Les hydrates sont donc moins dangereux, même si, pour une cargaison de
même poids, le volume de méthane transporté est moindre. Ce mode de
transport est encore à l'état de projet.
SOURCE WIKIPEDIA :
English Methane clathrate
Hydrate de méthane
Un hydrate de méthane (ou clathrate de méthane) est un composé d'origine organique naturellement présent dans les fonds marins, sur certains talus continentaux, ainsi que dans le pergélisol des régions polaires.
La formation de ces hydrates constitue l'un des puits de carbone planétaires, mais elle est très instable quand sa température dépasse un certain seuil.
Les hydrates de méthane sont une source potentielle d’énergie fossile pour remplacer le pétrole ; ils sont réputés présents en grande quantité, surtout en fonds marins, mais sont difficilement exploitables. Ils restent une source directe de méthane ou indirecte de CO2, deux puissants gaz à effet de serre.
Appelé familièrement « glace qui brûle » ou « glace de méthane », ce composé glacé est inflammable dès qu'il fond et en présence d'oxygène ou d'un oxydant. À l'échelle moléculaire, un clathrate de méthane est en effet constitué d'une fine « cage » de glace dans laquelle est piégé du méthane a priori issu de la décomposition de matière organique relativement récente (par rapport à celle qui a engendré le pétrole et le gaz naturel) et effectuée par des bactéries anaérobies et méthanogènes.
Lors de la production de gaz naturel, d'autres hydrates peuvent se former (d'éthane et de propane). Plus la longueur de la molécule d'hydrocarbure augmente (butane, pentane..), moins les hydrates formés sont stables.
Les hydrates de gaz naturels (Natural gas hydrate ou NGH en anglais) sont caractérisés par une plus faible pression (25 mégapascals, compression 1/170) et une plus haute température (0°C), que les LNG (Liquified natural gas, gaz naturels liquéfiés) ou les CNG (Compressed natural gas, gaz naturels comprimés).
Sommaire |
Découverte
Le navire de recherche Sonne remonte en juillet 1996 de l’océan Pacifique, et d’une profondeur de 785 m, 500 kg d’hydrate de méthane1.La structure des hydrates de méthane
Les 2 petites cages sont entièrement coloriées en jaune et les faces hexagonales des grandes cages sont coloriées en rouge
Plus précisément, la structure de base de l'hydrate de méthane correspond à la structure de type I des structure clathrates de gaz (en)2 : cette structure 3 (également appelée structure de Weaire-Phelan) comprend 2 cages de petite taille et 6 cages de plus grande taille :
- chacune des 2 cages de petite taille a la forme d'un dodécaèdre irrégulier (polyèdre formé de 12 faces en forme de pentagones irréguliers et qui comprend 30 arêtes et 20 sommets) ;
- chacune des 6 cages de grande taille a la forme d'un trapèzoèdre hexagonal tronqué (en) (polyèdre formé de 2 hexagones réguliers et de 12 pentagones irréguliers et qui comprend 36 arêtes et 24 sommets) ;
- chacun des sommets de ces 8 cages est occupé par une molécule d'eau tandis que le gaz méthane occupe l'intérieur de ces cages.
Certains de ces sommets étant communs à deux ou plusieurs cages, le nombre total de molécules d'eau de la structure de base de l'hydrate de méthane n'est que de 46 molécules (au lieu de 184).
Réservoirs naturels
Les hydrates de méthane sont stables à basse température et à forte pression.Ces conditions se rencontrent dans deux milieux très différents :
Réservoir océanique
Du méthane est stocké sous forme d'hydrates de méthane dans les sédiments océaniques profonds et au niveau des talus continentaux à des profondeurs de quelques centaines de mètres.Réservoir continental
On trouve également des hydrates de méthane dans le pergélisol des régions circumpolaires de l'Eurasie et de l'Amérique.Inventaire
Depuis les premières estimations dans les années 1970, la quantité d'hydrate de méthane dans le réservoir océanique a été révisée à la baisse mais reste considérable. Selon une estimation récente4, cette quantité serait comprise entre 1 et 5×1015 m3 de gaz, soit entre 0,5 et 2,5 ×1012 tonnes de carbone. La quantité d'hydrates de méthane dans le réservoir continental est moins bien connue. La surface relativement faible (10 millions de km²) occupée par le pergélisol laisse supposer qu'elle est moindre que dans le réservoir océanique.Par comparaison, les réserves connues de pétrole en 2005 étaient d'environ 2×1011 m3 (voir l'article Réserves pétrolières).
Applications
Source potentielle d'énergie
Source: USGS
Après la catastrophe de Fukushima, le japon a un besoin vital de nouvelles sources d'énergie. Le Gouvernement a lancé un programme de recherche (2001-2008) visant à localiser et qualifier la ressource sous-marine potentielles du Japon, puis un plan de sept ans (« Programme sur l'exploitation de l'énergie marine et des ressources marines »), voté en mars 2009. Deux extractions tests étaient prévus en 2012 et 2014 près de la Nankai Trough (en) au sud du pays où des ressources importantes ont été détectées5,6. Le test in situ de récolte stabilisée durant deux semaines a commencé en mars 20137.
Des hydrates de méthane ont déjà pu être exploités à Messoyakha, petit champ gazier peu profond de Sibérie occidentale, situé juste à la limite de stabilité des hydrates de méthane. En conséquence, sa partie basse était un gisement de gaz "normal" (du gaz libre dans du sable) tandis que le haut était rempli d'hydrates. L'exploitation du gaz conventionnel a réduit la pression et a déstabilisé les hydrates, dont le méthane a alors pu être utilisé.
L'exploitation des hydrates de méthane pourrait poser de sérieux problèmes en matière d'effet de serre. Leur combustion émet en effet du CO2, mais pas plus que le gaz naturel (et moins que le charbon et le pétrole). Le risque existe qu'en exploitant les hydrates sous-marins instables l'on fasse involontairement remonter de grandes quantités de méthane dans l'atmosphère : cela équivaudrait à exploiter du gaz naturel en autorisant d'énormes fuites. Or le méthane (CH4) a un pouvoir de nuisance beaucoup plus élevé que le CO2 en tant que gaz à effet de serre. Son potentiel de réchauffement global mesuré à l'échelle d'un siècle à partir de sa diffusion dans l'atmosphère est en effet compris entre 22 et 23 fois celui du dioxyde de carbone, en tenant compte d'une durée de vie moyenne des molécules de CH4 de seulement une douzaine d'années avant leur décomposition par les UV, des phénomènes de combustion ou d'oxydation et diverses réactions chimiques.
Les industriels doivent tester en mer des méthodes de décompression des hydrates permettant de le récupérer intégralement. C'est un des projets du Japonais JOGMEC8.
Un projet allemand dit « SUGAR (acronyme signifiant Submarine Gashydrat-Lagerstätten: Erkundung, Abbau und Transport), lancé à l'été 2008 par l'Institut Leibniz pour les sciences marines de Kiel9, sous tutelle des Ministères fédéraux de l'économie et de la technologie (BMWi) et de l'enseignement et la recherche (BMBF) avec l'appui de 30 partenaires économiques et scientifiques et un budget initial de près de 13 millions d'euros, vise à extraire du méthane marin et à stocker à sa place du CO2 capté au sortir de centrales thermiques ou d'autres installations industrielles10.
Rentabilité économique
Les études de production
Des études japonaises et américaines ont été réalisées depuis 2001 dans le but de démontrer que l'imperméabilisation d'un système d'approvisionnement NGH était possible dans le cadre de l'exploitation des gisements de gaz naturel offshore et non pas dans l'exploitation des gisements d'hydrates eux-mêmes (puisque celle-ci n'a pas encore pu être réalisée de façon effective dans un cadre d'approvisionnement à l'échelle industrielle).Les études de faisabilité réalisées à cet effet ont donc démontré que l'utilisation de systèmes d'approvisionnement NGH basés sur les techniques de production d'hydrate de méthane synthétique était rentable dans le cadre d'une exploitation rationnelle des gisements de gaz naturel de moyenne et moindre importance : l'exploitation des gisements de gaz naturel comprend par définition un investissement très important dans les technologies de liquéfaction du gaz. L'investissement de base et le coût de construction et de mise en service d'une unité de liquéfaction rend l'exploitation des gisements de faible ou moyenne importance non économiquement viable.
Transport et stockage du méthane
L'exploitation des hydrates de méthane ne se limite pas aux fonds sous-marins. En effet, les hydrates de méthane sont une bonne alternative pour le transport du méthane sur des distances relativement longues. Ainsi, on réduirait grâce aux hydrates de méthane le transport dangereux du gaz naturel liquéfié ou encore la construction de gazoducs.De plus, le transport des hydrates par bateau pourrait être moins coûteux en énergie que celui du gaz naturel liquéfié, car les conditions de température et de pression seraient moins difficiles à préserver que dans les méthaniers actuels. A contrario, la quantité finale de gaz libre transportée par rapport au poids de la cargaison est en la défaveur des hydrates au niveau du coût de transport.
Si la distance reste inférieure à 6 000 km, le système d'acheminement NGH devient alors moins coûteux que le classique LNG. La production et la regazéification étant à la base déjà moins coûteuses avec le NGH et nécessitant de moindres investissements, le système marque ici toute sa supériorité sur le système de compression classique par liquéfaction du gaz naturel.
| Natural Gas Hydrate (NGH) [réf. nécessaire] | Liquefied Natural Gas (LNG) [réf. nécessaire] | |
|---|---|---|
| Modes de transport et de stockage | Solide | Liquide |
| Température de transport | -20 °C | -162 °C |
| Densité | 0,85 - 0,95 | 0,42 - 0,47 |
| Contenus d'1 m3 de produit | 170 m3 CH4 et 0,8 m3 H2O | 600 m3 CH4 |
- permettre de transformer le méthane gazeux en hydrates pour son transport entre le gisement et le centre de consommation ;
- produire des hydrates de méthane en tant que stock d'hydrogène susceptible d'être utilisé dans des piles à combustibles ;
- maîtriser la formation d'hydrates de méthane dans les gazoducs où ces hydrates peuvent boucher des canalisations et/ou les endommager lorsqu'ils dégèlent. À cette fin, des biologistes tentent de comprendre comment certains organismes vivant peuvent inhiber la production de ces hydrates11 ;
- transposer au CO2 des technologies proches de celles qui pourraient être développées pour les hydrates de méthane, avec l'idée de pouvoir « emprisonner » le CO2 dans de la glace (comme le méthane) et former ainsi des hydrates de CO2. Ceci pourrait peut-être permettre de garder sous pression les gisements sous-marins d'hydrates de méthane s’ils deviennent exploitables, et ainsi limiter aussi le dégagement du CO2 dans l'atmosphère.
Hydrates de méthane et changement climatique
On pense qu'un dégel massif des hydrates de méthane océaniques a eu une importance considérable dans la gravité de l'extinction permienne qui vit disparaître 95 % des espèces marines et 70 % des espèces continentales, il y a 250 millions d'années.
Voir aussi
Articles connexes
Références
- (fr) Archimède : Énergie des abysses, émission du 26 octobre 1999, sur Arte.tv.
- voir le dossier "Les océans", Pour la Science n° 73 d'octobre-décembre 2011, page 11
- on connaît 2 autres structures possibles pour les clathrates de gaz, la structure II et la structure H, mais elles correspondent à d'autres gaz que le méthane
- A.V. Milkov, 2004, Global estimates of hydrate-bound gas in marine sediments: how much is really out there?, Earth-Sci. Rev., vol. 66, n° 3-4, p. 183-197.
- H. Saito et N. Suzuki, Terrestria organic matter controlling gas hydrate formation in the Nankai Trough accretionary prism, offshore Shikoku, Japan - Journal of Geochemical Exploration, 95 (2007) 88-100
- Vers des expériences sous-marines d'extraction d'hydrate de méthane (Bulletin ADIT/Ambassade de France au Japon / BE Japon 501 18/05/2009)
- Marion Garreau (avec AFP), 2013, De la "glace qui brûle" extraite : un siècle d'indépendance énergétique ?, 2013-03-12
- site internet de JOGMEC
- IFM-GEOMAR ; Kieler Leibniz Institut für Meereswissenschaften
- Communiqué relatif au projet SUGAR
- CNRC canadien, avec Virginia Walker, biologiste de l'Université Queen's, et Peter Englezos, ingénieur chimiste de l'Université de la Colombie-Britannique, cités par le bulletin ADIT 335 de l'ambassade de France au Canada, en mai 2008
Bibliographie
- (fr) Le méthane et le destin de la Terre : les hydrates de méthane : rêve ou cauchemar? Gérard Lambert, Jérôme Chappellaz, Jean-Paul Foucher, Gilles Ramstein; préface de Édouard Bard; EDP Sciences 2006
- (en) Xuemei Lang, Shuanshi Fan, Yanhong Wang, Intensification of methane and hydrogen storage in clathrate hydrate and future prospect Review ; Journal of Natural Gas Chemistry, Volume 19, Issue 3, May 2010, Pages 203-209 (Résumé)
- (en) T. Elperin, A. Fominykh, Model of gas hydrate formation on the surface of a slug of a pure gas ; International Communications in Heat and Mass Transfer, Volume 22, Issue 3, May–June 1995, Pages 435-443 (Résumé)
- (en) Bahman ZareNezhad, Farshad Varaminian, A generalized macroscopic kinetic model for description of gas hydrate formation processes in isothermal–isochoric systems ; Energy Conversion and Management, Volume 57, May 2012, Pages 125-130 (Résumé)
- (en) P. Englezos, N. Kalogerakis, P.D. Dholabhai, P.R. Bishnoi, Kinetics of gas hydrate formation from mixtures of methane and ethane ; Chemical Engineering Science, Volume 42, Issue 11, 1987, Pages 2659-2666 (Résumé)
Liens externes
- (fr) Les hydrates de méthane: une réserve énergétique énorme, mais une bombe écologique en puissance, département de géologie et génie géologique de l’Université Laval.
- (fr) Études sur les hydrates de gaz naturels au Canada, article publié dans le "Recorder", Canadian Society of Exploration Geophysicists.
- (fr) Comprendre les sources d'énergie
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