Hydrate de méthane - Définition

Hydrates de méthane et changement climatique

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.

Applications

Source potentielle d'énergie

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.

Les Japonais, qui ont un besoin vital de nouvelles sources d'énergie, ont beaucoup investi dans le domaine, avec un programme de recherche (2001-2008) visant à localiser et qualifier les ressources sous-marines potentielles du pays, puis un plan de sept ans (« Programme sur l'exploitation de l'énergie marine et des ressources marines », voté en mars 2009. Deux extractions expérimentales devraient être faites en 2012 et en 2014 dans le secteur du « Nankai Trough » au Sud du pays où des ressources importantes ont été détectées

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). Un risque est 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 avec des fuites énormes), or le méthane a un pouvoir 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. Et cela 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 JOGMEC.

Un projet allemand dit « SUGAR (acronyme signifiant Submarine Gashydrat-Lagerstätten: Erkundung, Abbau und Transport)» lancé l'été 2008 par l'Institut Leibniz pour les sciences marines de Kiel, sous tutelle des Ministères fédéraux de l'économie et de la technologie (BMWi) et de l'enseignement et la recherche (BMBF) avec 30 partenaires économiques et scientifiques, avec 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 sur des centrales thermiques ou autres installations industrielles.

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 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.

Les gisements

Les gisements touchés par ce procédé seraient des réserves offshore de moyenne et moindre importance soit entre 5 et 0,1 TCF (teracubicfeet) pour lesquels l'investissement de départ de la construction et de la mise en place d'une unité d'exploitation classique représentent un coût trop important (la taille minimum pour une exploitation classique rentable étant de 5 TCF).

• 0,1 ~ 0,25 TCF (+/- 3500 gisements)
• 0,25 ~ 0,5 TCF (+/- 1000 gisements)
• 0,5 ~ 1 TCF (+/- 600 gisements)
• 1 ~ 5 TCF (+/- 500 gisements)

L'avantage du système NGH est donc principalement de réduire le coût de l'investissement initial dans l'unité de production, ce qui rend l'exploitation de ces derniers gisements économiquement viable.

De plus l'utilisation de la technologie d'exploitation par l'intermédiaire de FPSO permet une migration plus souple des moyens d'extraction, exploitations et productions d'un gisement à l'autre.

Coûts totaux pour une chaine de transport et production NGH comparée à une LNG. Ces chiffres sont en millions de dollars américains et sont basés sur une distance de 6000 km (3243 miles nautiques), une température de l'eau de max 35 °C et une quantité de gaz final de 400 MMscfs.

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. À 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 ;

• 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 canalisation 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 hydrates.
• 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.