Source: USGS
Les clathrates de méthane sont limités à la lithosphère peu profonde (c’est-à-dire < 2 000 m de profondeur). En outre, les conditions nécessaires ne se trouvent que dans les roches sédimentaires continentales des régions polaires où la température moyenne de surface est inférieure à 0 ° C; ou dans les sédiments océaniques à des profondeurs d’eau supérieures à 300 m où la température de l’eau de fond est d’environ 2 ° C. De plus, les lacs d’eau douce profonde peuvent également accueillir des hydrates de gaz, par exemple le lac d’eau douce Baïkal, en Sibérie. Des dépôts continentaux ont été localisés en Sibérie et en Alaska dans des lits de grès et de siltstone à moins de 800 m de profondeur. Les dépôts océaniques semblent être très répandus sur le plateau continental (voir fig.) et peuvent se produire dans les sédiments en profondeur ou à proximité de l’interface sédiment-eau. Ils peuvent coiffer des dépôts encore plus importants de méthane gazeux.
Océaniquedit
Il existe deux types distincts de dépôts océaniques. Le plus commun est dominé (> 99%) par le méthane contenu dans un clathrate de structure I et généralement présent en profondeur dans les sédiments. Ici, le méthane est isotopiquement léger (δ13C <-60‰), ce qui indique qu’il est dérivé de la réduction microbienne du CO2. On pense que les clathrates de ces dépôts profonds se sont formés in situ à partir du méthane produit par des microbes, puisque les valeurs de δ13C du clathrate et du méthane dissous environnant sont similaires. Cependant, on pense également que l’eau douce utilisée dans la pressurisation des puits de pétrole et de gaz dans le pergélisol et le long des plateaux continentaux dans le monde entier se combine avec le méthane naturel pour former du clathrate en profondeur et sous pression, car les hydrates de méthane sont plus stables dans l’eau douce que dans l’eau salée. Les variations locales peuvent être très fréquentes, car le fait de former de l’hydrate, qui extrait de l’eau pure des eaux de formation salines, peut souvent entraîner une augmentation locale, et potentiellement significative, de la salinité de l’eau de formation. Les hydrates excluent normalement le sel dans le fluide poreux à partir duquel il se forme, ils présentent donc une résistivité électrique élevée tout comme la glace, et les sédiments contenant des hydrates ont une résistivité plus élevée que les sédiments sans hydrates de gaz (juge).:9
Ces dépôts sont situés dans une zone de profondeur moyenne d’environ 300 à 500 m d’épaisseur dans les sédiments (zone de stabilité des hydrates de gaz, ou ZGHS) où ils coexistent avec le méthane dissous dans les eaux interstitielles fraîches et non salées. Au-dessus de cette zone, le méthane n’est présent sous sa forme dissoute qu’à des concentrations qui diminuent vers la surface des sédiments. En dessous, le méthane est gazeux. À Blake Ridge, sur la montée continentale de l’Atlantique, la ZGHS a commencé à 190 m de profondeur et s’est poursuivie jusqu’à 450 m, où elle a atteint l’équilibre avec la phase gazeuse. Les mesures ont indiqué que le méthane occupait 0 à 9% en volume dans la ZGHS et environ 12 % dans la zone gazeuse.
Dans le second type moins courant trouvé près de la surface des sédiments, certains échantillons contiennent une proportion plus élevée d’hydrocarbures à chaîne plus longue (<99% de méthane) contenus dans un clathrate de structure II. Le carbone de ce type de clathrate est isotopiquement plus lourd (δ13C est de -29 à -57 ‰) et on pense qu’il a migré vers le haut à partir de sédiments profonds, où le méthane s’est formé par décomposition thermique de la matière organique. Des exemples de ce type de gisement ont été trouvés dans le golfe du Mexique et la mer Caspienne.
Certains dépôts ont des caractéristiques intermédiaires entre les types microbialement et thermiquement et sont considérés comme formés à partir d’un mélange des deux.
Le méthane contenu dans les hydrates de gaz est principalement généré par des consortiums microbiens dégradant la matière organique dans des environnements à faible teneur en oxygène, le méthane lui-même étant produit par des archées méthanogènes. La matière organique dans les quelques centimètres les plus élevés des sédiments est d’abord attaquée par des bactéries aérobies, générant du CO2, qui s’échappe des sédiments dans la colonne d’eau. En dessous de cette région d’activité aérobie, des processus anaérobies prennent le relais, y compris, successivement en profondeur, la réduction microbienne des nitrites / nitrates, des oxydes métalliques, puis des sulfates sont réduits en sulfures. Enfin, une fois le sulfate épuisé, la méthanogenèse devient une voie dominante pour la reminéralisation du carbone organique.
Si la vitesse de sédimentation est faible (environ 1 cm / an), la teneur en carbone organique est faible (environ 1%) et l’oxygène est abondant, les bactéries aérobies peuvent utiliser toute la matière organique dans les sédiments plus rapidement que l’oxygène ne s’épuise, de sorte que les accepteurs d’électrons à basse énergie ne sont pas utilisés. Mais là où les taux de sédimentation et la teneur en carbone organique sont élevés, ce qui est généralement le cas sur les plateaux continentaux et sous les zones de remontée des courants de limite ouest, l’eau interstitielle dans les sédiments devient anoxique à des profondeurs de seulement quelques centimètres ou moins. Dans de tels sédiments marins riches en matières organiques, le sulfate devient alors l’accepteur terminal d’électrons le plus important en raison de sa forte concentration dans l’eau de mer, bien qu’il soit lui aussi appauvri d’une profondeur de centimètres à mètres. En dessous de cela, du méthane est produit. Cette production de méthane est un processus assez compliqué, nécessitant un environnement très réducteur (Eh -350 à -450 mV) et un pH compris entre 6 et 8, ainsi qu’un consortium syntrophique complexe de différentes variétés d’archées et de bactéries, bien que seules les archées émettent réellement du méthane.
Dans certaines régions (p. ex., Golfe du Mexique, bassin de Joetsu) le méthane dans les clathrates peut provenir au moins partiellement de la dégradation thermique de la matière organique (par exemple la production de pétrole), le pétrole formant même un composant exotique dans l’hydrate lui-même qui peut être récupéré lorsque l’hydrate est dissocié. Le méthane contenu dans les clathrates a généralement une signature isotopique biogénique et un δ13C très variable (-40 à -100‰), avec une moyenne approximative d’environ -65 ‰. Sous la zone des clathrates solides, de grands volumes de méthane peuvent former des bulles de gaz libre dans les sédiments.
La présence de clathrates sur un site donné peut souvent être déterminée par l’observation d’un « réflecteur de simulation de fond » (BSR), qui est une réflexion sismique à l’interface de la zone de stabilité des sédiments à clathrates causée par les densités inégales des sédiments normaux et de ceux lacés de clathrates.
Des pingos à base d’hydrates de gaz ont été découverts dans les océans arctiques de la mer de Barents. Le méthane bouillonne de ces structures en forme de dôme, certaines de ces éruptions de gaz s’étendant près de la surface de la mer.
Taille du reservoir
La taille du réservoir de clathrate de méthane océanique est mal connue, et les estimations de sa taille ont diminué d’environ un ordre de grandeur par décennie depuis qu’il a été reconnu pour la première fois que des clathrates pouvaient exister dans les océans au cours des années 1960 et 1970. Les estimations les plus élevées (par exemple 3× 1018 m3) étaient basées sur l’hypothèse que des clathrates entièrement denses pourraient joncher tout le fond de l’océan profond. Des améliorations dans notre compréhension de la chimie des clathrates et de la sédimentologie ont révélé que les hydrates ne se forment que dans une gamme étroite de profondeurs (plateaux continentaux), à certains endroits seulement dans la gamme de profondeurs où ils pourraient se produire (10 à 30% de la zone de stabilité des hydrates de gaz), et se trouvent généralement à de faibles concentrations (0,9 à 1,5% en volume) sur les sites où ils se produisent. Des estimations récentes limitées par l’échantillonnage direct suggèrent que l’inventaire mondial occupe entre 1 ×1015 et 5 ×1015 mètres cubes (0,24 et 1,2 million de miles cubes). Cette estimation, correspondant à 500-2500 gigatonnes de carbone (Gt C), est inférieure aux 5000 Gt C estimées pour toutes les autres réserves de carburant géo-organiques, mais nettement supérieure aux ~ 230 Gt C estimées pour d’autres sources de gaz naturel. Le réservoir de pergélisol a été estimé à environ 400 Gt C dans l’Arctique, mais aucune estimation n’a été faite des réservoirs possibles en Antarctique. Ce sont de grandes quantités. En comparaison, le carbone total dans l’atmosphère est d’environ 800 gigatonnes (voir Carbone: Occurrence).
Ces estimations modernes sont nettement plus petites que les 10 000 à 11 000 Gt C (2×1 016 m3) proposées par des chercheurs précédents comme raison de considérer les clathrates comme une ressource de carburant géo-organique (MacDonald 1990, Kvenvolden 1998). Des abondances plus faibles de clathrates n’excluent pas leur potentiel économique, mais un volume total plus faible et une concentration apparemment faible dans la plupart des sites suggèrent que seul un pourcentage limité de dépôts de clathrates peut fournir une ressource économiquement viable.
ContinentalEdit
Les clathrates de méthane des roches continentales sont piégés dans des lits de grès ou de siltstone à des profondeurs inférieures à 800 m. L’échantillonnage indique qu’ils sont formés à partir d’un mélange de gaz d’origine thermique et microbiale dont les hydrocarbures plus lourds ont ensuite été éliminés sélectivement. On les trouve en Alaska, en Sibérie et dans le nord du Canada.
En 2008, des chercheurs canadiens et japonais ont extrait un flux constant de gaz naturel d’un projet d’essai au site d’hydrates de gaz de Mallik dans le delta du fleuve Mackenzie. Il s’agissait du deuxième forage de ce type à Mallik: la première a eu lieu en 2002 et a utilisé de la chaleur pour libérer du méthane. Dans l’expérience de 2008, les chercheurs ont pu extraire du gaz en abaissant la pression, sans chauffage, nécessitant beaucoup moins d’énergie. Le champ d’hydrates de gaz de Mallik a été découvert pour la première fois par la Pétrolière impériale en 1971-1972.
Utilisation commercialedit
Les gisements économiques d’hydrate sont appelés hydrate de gaz naturel (NGH) et stockent 164 m3 de méthane, 0,8 m3 d’eau dans 1 m3 d’hydrate. La majeure partie de NGH se trouve sous le fond marin (95%) où elle existe en équilibre thermodynamique. Le réservoir d’hydrate de méthane sédimentaire contient probablement 2 à 10 fois les réserves actuellement connues de gaz naturel conventionnel, en 2013. Cela représente une source future potentiellement importante de combustible hydrocarboné. Cependant, dans la majorité des sites, on pense que les gisements sont trop dispersés pour une extraction économique. D’autres problèmes auxquels est confrontée l’exploitation commerciale sont la détection de réserves viables et le développement de la technologie d’extraction du méthane des gisements d’hydrates.
En août 2006, la Chine a annoncé son intention de dépenser 800 millions de yuans (100 millions de dollars américains) au cours des 10 prochaines années pour étudier les hydrates de gaz naturel. Une réserve potentiellement économique dans le golfe du Mexique peut contenir environ 100 milliards de mètres cubes (3,5 ×1012 pi3) de gaz. Bjørn Kvamme et Arne Graue de l’Institut de physique et de technologie de l’Université de Bergen ont mis au point une méthode d’injection de CO
2 dans les hydrates et d’inversion du processus; extrayant ainsi le CH4 par échange direct. La méthode de l’Université de Bergen est testée sur le terrain par ConocoPhillips et la Japan Oil, Gas and Metals National Corporation (JOGMEC), propriété de l’État, et financée en partie par le département de l’Énergie des États-Unis. Le projet a déjà atteint la phase d’injection et analysait les données résultantes au 12 mars 2012.
Le 12 mars 2013, les chercheurs de JOGMEC ont annoncé qu’ils avaient réussi à extraire du gaz naturel de l’hydrate de méthane gelé. Afin d’extraire le gaz, des équipements spécialisés ont été utilisés pour forer et dépressuriser les dépôts d’hydrates, provoquant la séparation du méthane de la glace. Le gaz a ensuite été recueilli et acheminé à la surface où il a été enflammé pour prouver sa présence. Selon un porte-parole de l’industrie, « C’est la première expérience offshore au monde produisant du gaz à partir d’hydrate de méthane ». Auparavant, le gaz était extrait de gisements terrestres, mais jamais de gisements offshore beaucoup plus courants. Le champ d’hydrates d’où le gaz a été extrait est situé à 50 kilomètres (31 mi) du centre du Japon dans la fosse de Nankai, à 300 mètres (980 pi) sous la mer. Un porte-parole de JOGMEC a fait remarquer que « Le Japon pourrait enfin avoir une source d’énergie à appeler la sienne ». Le géologue marin Mikio Satoh a déclaré: « Maintenant, nous savons que l’extraction est possible. La prochaine étape consiste à voir jusqu’où le Japon peut réduire les coûts pour rendre la technologie économiquement viable. »Le Japon estime qu’il y a au moins 1,1 billion de mètres cubes de méthane piégés dans la fosse de Nankai, suffisamment pour répondre aux besoins du pays pendant plus de dix ans.
Le Japon et la Chine ont annoncé en mai 2017 une percée dans l’extraction des clathrates de méthane, lorsqu’ils ont extrait du méthane des hydrates de la mer de Chine méridionale. La Chine a décrit le résultat comme une percée; Praveen Linga du Département d’Ingénierie chimique et biomoléculaire de l’Université Nationale de Singapour a convenu que « Par rapport aux résultats que nous avons vus de la recherche japonaise, les scientifiques chinois ont réussi à extraire beaucoup plus de gaz dans leurs efforts ». Le consensus de l’industrie est que la production à l’échelle commerciale reste à des années.
Préoccupations environnementales
Les experts avertissent que les impacts environnementaux sont toujours à l’étude et que le méthane – un gaz à effet de serre avec environ 25 fois plus de potentiel de réchauffement planétaire sur une période de 100 ans (GWP100) que le dioxyde de carbone — pourrait potentiellement s’échapper dans l’atmosphère en cas de problème. En outre, bien que plus propre que le charbon, la combustion du gaz naturel génère également des émissions de carbone.