CARBON DIOXIDE EMISSIONS AND WATER CONSUMPTION FROM OIL SHALE - - PowerPoint PPT Presentation

CARBON DIOXIDE EMISSIONS AND WATER CONSUMPTION FROM OIL SHALE PRODUCTION: A SECOND LOOK

Jeremy Boak, Director 30th Oil Shale Symposium Center for Oil Shale Technology & Research October 18-20, 2010 Colorado School of Mines Golden Colorado

Outline

• Problem statement: Impact of production from

saline zones

• Inferred nahcolite fraction from Fischer Assay
• Additional releases of CO2 and water
• Effect of release of breakdown products
• Conclusions

Previous Analyses

• CO2 emissions from in-situ oil shale production dominated

by power plant fuel consumption for electrical heating to pyrolysis temperature

• Mitigation would depend upon reduction of power plant

emissions, or substitution of alternative means of heating

• At that time, proponents of in situ methods planned to

remove evaporitic minerals (nahcolite, dawsonite) prior to heating

–

Adds to potential water consumption

–

Substantial water already required for power plant steam condensation and post-retort water/steam cleaning of the rock (Boak and Mattson, 2010).

ExxonMobil Approach

• Heat rock in saline section of the Green

River Formation (GRF) prior to removing evaporitic minerals

• Nahcolite will react to natrite at

temperatures in the range 150 - 200°C by the following reaction:

• 2 NaHCO3 = Na2CO3 + H2O + CO2

Impact of CO2 release

• Volatile constituents may fracture the rock
• Will certainly be released when the additional

volume increase from pyrolysis occurs in the range of 300-400°C.

• Might affect early pyrolysis products
• Nahcolite constitutes as much as ~20 wt % of the

rock in the saline sections of the GRF (or more?)

– large additional CO2 output has not been accounted for

in earlier analyses.

• Mitigation of CO2 release will add to cost of

recovery

Impact of water release

• Large volume of water released from the

rock will mitigate use of water elsewhere in recovery of oil

• ExxonMobil proposes using water:

– To recover the transformed nahcolite – To remediate contaminants of concern in the

retorted block

– As a single step

Nahcolite breakdown (after Templeton, 1978)

• Reactions conducted at

constant Vg/Vs

• Calculated for Vg/Vs = 0
• U. S. Bureau of Mines/AEC

Colorado #1 well used as representative

• At lithostatic load of saline

zone, reaction occurs at ~200°C

• Substantially below pyrolysis

temperature 0 ¡ 500 ¡ 1000 ¡ 1500 ¡ 2000 ¡ 2500 ¡ 3000 ¡ 3500 ¡ 4000 ¡ 0 ¡ 50 ¡ 100 ¡ 150 ¡ 200 ¡ 250 ¡ Depth ¡(feet) ¡ Temperature ¡(°C) ¡

Nahcolite ¡Decomp. ¡ Top ¡Saline ¡Zone ¡ Base ¡Saline ¡Zone ¡

Fischer Assay data reveal nahcolite trend

Gas+Loss Oil Water y = -0.9458x + 0.9966 R² = 0.96892 Ternary Boundary 385-1200 1740-2500 2619-3108 Nahcolite Carbonates Kerogen Linear (1740-2500)

• U. ¡S. ¡Bureau ¡of ¡Mines/AEC ¡ ¡

Colorado ¡#1 ¡Well ¡

Simplified normative minerals from FA

• Assumes loss part of gas

+ loss negligible

• Defines rich and lean

zones

• Broadly indicates illitic oil

shale and nahcolitic oil shale

• Nahcolite may be
• verestimated
• Relatively small fraction
• f carbonate reacts

0 ¡ 50 ¡ 100 ¡ 385 ¡ 1061 ¡ 1347 ¡ 1689 ¡ 1928 ¡ 2162 ¡ 2379 ¡ 2611 ¡ 2860 ¡ Kerogen ¡ Nahcolite ¡ NonvolaOle ¡ VolaOle ¡ Carbonate ¡ Hydrous ¡ Minerals ¡

Additional CO2 release

0 ¡ 0.05 ¡ 0.1 ¡ 0.15 ¡ 0.2 ¡ 0.25 ¡ 0.3 ¡ 0.35 ¡ 0 ¡ 2 ¡ 4 ¡ 6 ¡ 8 ¡ 10 ¡ 12 ¡ 14 ¡ CO2 ¡(tons ¡per ¡barrel) ¡ Produc;on ¡Quality ¡(FA*FA%*Power ¡plant ¡eff.) ¡ Nahcolite ¡19% ¡ Nahcolite ¡0.8% ¡

Water release from nahcolitic oil shale

0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 Water (barrel/barrel oil) Kerogen/Nahcolite ratio

Will it fracture the rock?

2NaHCO3 = Na2CO3 + H2O + CO2

2*81.4 g/mol 106 g/mol 18 g/mol 44 g/mol 2.173 g/cc 2.54 g/cc 2*38.66 cc/mol 41.73 cc/mol Δ Volume (solids) = -35.59 cc/mol = 44 % fluid density in void = 18 + 44 g/35.594 cc = 1.742 g 1.742 g/cc /cc Density of CO2 alone = 44g/35.594cc = 1.236 g 1.236 g/cc /cc Density of water alone = 18/35.594 = 0.506 g 0.506 g/cc /cc

Volume change for kerogen and nahcolite

0 ¡ 5 ¡ 10 ¡ 15 ¡ 20 ¡ 25 ¡ 30 ¡ before ¡ aUer ¡ 7.2 ¡ 7.2 ¡ 8.1 ¡ 2.9 ¡ 9.4 ¡ 6.6 ¡ Volume ¡(G3) ¡

Kerogen ¡ ¡

HC ¡Liquid ¡ HC ¡Vapor ¡ Coke ¡ Kerogen ¡ Mineral ¡ 15.3 ¡ 26.1 ¡ 0 ¡ 5 ¡ 10 ¡ 15 ¡ 20 ¡ 25 ¡ 30 ¡ before ¡ aUer ¡ 6.3 ¡ 6.3 ¡ 8.1 ¡ 8.1 ¡ 2.9 ¡ 1.6 ¡ 0.8 ¡ 9.6 ¡ Volume ¡(G3) ¡

Nahcolite ¡

CO2 ¡ Water ¡ Natrite ¡ Nahcolite ¡ Kerogen ¡ Mineral ¡

17.4 ¡ 26.4 ¡

225°C ¡ 150 ¡bar ¡ ~2160 ¡feet ¡

CO2 phase dominates volume increase

0 ¡ 4 ¡ 8 ¡ 12 ¡ 16 ¡ 0 ¡ 100 ¡ 200 ¡ 300 ¡ 400 ¡ Specific ¡Volume ¡(ml/g) ¡ Temperature ¡(°C) ¡ Water ¡ CO2 ¡

P ¡= ¡150 ¡bar ¡ (~2160 ¡U ¡depth) ¡

Specific volume of water and CO2

50 ¡ 150 ¡ 250 ¡ 350 ¡ 0 ¡ 5 ¡ 10 ¡ 15 ¡ 20 ¡ 25 ¡ 30 ¡ 35 ¡ 40 ¡ 0 ¡ 50 ¡ 100 ¡ 150 ¡ 200 ¡ Specific ¡Volume ¡(ml/g) ¡ P ¡(bar) ¡

CO2 ¡

0-­‑5 ¡ 5-­‑10 ¡ 10-­‑15 ¡ 15-­‑20 ¡ 20-­‑25 ¡ 25-­‑30 ¡ 30-­‑35 ¡ 35-­‑40 ¡ 50 ¡ 150 ¡ 250 ¡ 350 ¡ 0 ¡ 5 ¡ 10 ¡ 15 ¡ 20 ¡ 25 ¡ 30 ¡ 35 ¡ 40 ¡ 0 ¡ 50 ¡ 100 ¡ 150 ¡ 200 ¡ Specific ¡Volume ¡(ml/g) ¡ P ¡(bar) ¡

H2O ¡

0-­‑5 ¡ 5-­‑10 ¡ 10-­‑15 ¡ 15-­‑20 ¡ 20-­‑25 ¡ 25-­‑30 ¡ 30-­‑35 ¡ 35-­‑40 ¡

Can water alone fracture the rock?

• Large volume change to

steam

• Occurs at higher T
• Upper zone generally

leached

• Increased porosity may

accommodate volume increase

• Will activity of water

affect pyrolysis?

0 ¡ 500 ¡ 1000 ¡ 1500 ¡ 2000 ¡ 2500 ¡ 3000 ¡ 3500 ¡ 4000 ¡ 0 ¡ 50 ¡ 100 ¡ 150 ¡ 200 ¡ 250 ¡ 300 ¡ 350 ¡ Depth ¡(feet) ¡ Temperature ¡(°C) ¡

Nahcolite/Natrite ¡ Water/Steam ¡ Top ¡Saline ¡Zone ¡ Base ¡Saline ¡Zone ¡

Remaining questions

• One phase or two?
• Dissolution of natrite in resulting fluid
• After conversion, who owns the water derived

from heating alone?

• Question applies to water in other minerals
• Will water alone be sufficient to fracture rock?

Conclusions - Issues

• Production from saline zone potentially increases

CO2 emissions by 60%

• Produces 1/3 to 2/3 barrel of water per barrel of
• il
• Both releases likely to occur before significant

hydrocarbon production starts

• Handling of CO2 – water mixture produced may

be challenging, but is not novel

Conclusions – potential benefits

• CO2 and water release prior to production of

significant hydrocarbons simplifies CO2 capture

• Early fracturing of rock gives control over reaction

and production, and enhances heat transfer

• Planning to handle soluble minerals may address

concerns about CO2 handling