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 30 th 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 CO 2 and water ‣ Effect of release of breakdown products ‣ Conclusions

Previous Analyses ‣ CO 2 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 NaHCO 3 = Na 2 CO 3 + H 2 O + CO 2

Impact of CO 2 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 CO 2 output has not been accounted for in earlier analyses. ‣ Mitigation of CO 2 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) Temperature ¡(°C) ¡ ‣ Reactions conducted at 0 ¡ 50 ¡ 100 ¡ 150 ¡ 200 ¡ 250 ¡ constant Vg/Vs 0 ¡ ‣ Calculated for Vg/Vs = 0 500 ¡ ‣ U. S. Bureau of Mines/AEC 1000 ¡ Colorado #1 well used as representative Depth ¡(feet) ¡ 1500 ¡ ‣ At lithostatic load of saline 2000 ¡ zone, reaction occurs at 2500 ¡ ~200°C Nahcolite ¡Decomp. ¡ ‣ Substantially below pyrolysis 3000 ¡ Top ¡Saline ¡Zone ¡ temperature 3500 ¡ Base ¡Saline ¡Zone ¡ 4000 ¡

Fischer Assay data reveal nahcolite trend Gas+Loss Ternary Boundary 385-1200 1740-2500 y = -0.9458x + 0.9966 2619-3108 R ² = 0.96892 Nahcolite Carbonates Kerogen Linear (1740-2500) U. ¡S. ¡Bureau ¡of ¡Mines/AEC ¡ ¡ Colorado ¡#1 ¡Well ¡ Water Oil

Simplified normative minerals from FA 0 ¡ 50 ¡ 100 ¡ ‣ Assumes loss part of gas 385 ¡ + loss negligible 1061 ¡ ‣ Defines rich and lean Kerogen ¡ 1347 ¡ zones Nahcolite ¡ 1689 ¡ ‣ Broadly indicates illitic oil NonvolaOle ¡ shale and nahcolitic oil 1928 ¡ shale 2162 ¡ VolaOle ¡ ‣ Nahcolite may be Carbonate ¡ 2379 ¡ overestimated Hydrous ¡ 2611 ¡ Minerals ¡ ‣ Relatively small fraction 2860 ¡ of carbonate reacts

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

Water release from nahcolitic oil shale 0.8 0.7 Water (barrel/barrel oil) 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0 0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 1.4 Kerogen/Nahcolite ratio

Will it fracture the rock? 2NaHCO 3 = Na 2 CO 3 + H 2 O + CO 2 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 CO 2 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 Kerogen ¡ ¡ Nahcolite ¡ 225°C ¡ 26.4 ¡ 30 ¡ 30 ¡ 150 ¡bar ¡ 26.1 ¡ ~2160 ¡feet ¡ 25 ¡ 25 ¡ 6.6 ¡ 9.6 ¡ CO2 ¡ 17.4 ¡ 20 ¡ 20 ¡ Volume ¡(G 3 ) ¡ 15.3 ¡ HC ¡Liquid ¡ Volume ¡(G 3 ) ¡ 0.8 ¡ Water ¡ 2.9 ¡ HC ¡Vapor ¡ 1.6 ¡ 9.4 ¡ 15 ¡ 15 ¡ Natrite ¡ Coke ¡ 8.1 ¡ 8.1 ¡ 8.1 ¡ Nahcolite ¡ 10 ¡ 10 ¡ 2.9 ¡ Kerogen ¡ Kerogen ¡ Mineral ¡ 5 ¡ 5 ¡ 7.2 ¡ 7.2 ¡ 6.3 ¡ 6.3 ¡ Mineral ¡ 0 ¡ 0 ¡ before ¡ aUer ¡ before ¡ aUer ¡

CO2 phase dominates volume increase 16 ¡ Water ¡ P ¡= ¡150 ¡bar ¡ (~2160 ¡U ¡depth) ¡ Specific ¡Volume ¡(ml/g) ¡ CO2 ¡ 12 ¡ 8 ¡ 4 ¡ 0 ¡ 0 ¡ 100 ¡ 200 ¡ 300 ¡ 400 ¡ Temperature ¡(°C) ¡

Specific volume of water and CO 2 H 2 O ¡ CO 2 ¡ Specific ¡Volume ¡(ml/g) ¡ 40 ¡ 40 ¡ Specific ¡Volume ¡(ml/g) ¡ 35 ¡ 35 ¡ 30 ¡ 30 ¡ 25 ¡ 25 ¡ 20 ¡ 20 ¡ 15 ¡ 15 ¡ 10 ¡ 10 ¡ 5 ¡ 5 ¡ 350 ¡ 0 ¡ 0 ¡ 350 ¡ 250 ¡ 0 ¡ 250 ¡ 0 ¡ 50 ¡ 50 ¡ 150 ¡ 100 ¡ 150 ¡ 100 ¡ 150 ¡ 150 ¡ 50 ¡ 200 ¡ P ¡(bar) ¡ 50 ¡ 200 ¡ P ¡(bar) ¡ 0-­‑5 ¡ 5-­‑10 ¡ 10-­‑15 ¡ 15-­‑20 ¡ 0-­‑5 ¡ 5-­‑10 ¡ 10-­‑15 ¡ 15-­‑20 ¡ 20-­‑25 ¡ 25-­‑30 ¡ 30-­‑35 ¡ 35-­‑40 ¡ 20-­‑25 ¡ 25-­‑30 ¡ 30-­‑35 ¡ 35-­‑40 ¡

Can water alone fracture the rock? Temperature ¡(°C) ¡ ‣ Large volume change to 0 ¡ 50 ¡ 100 ¡ 150 ¡ 200 ¡ 250 ¡ 300 ¡ 350 ¡ steam 0 ¡ ‣ Occurs at higher T 500 ¡ ‣ Upper zone generally 1000 ¡ leached 1500 ¡ Depth ¡(feet) ¡ ‣ Increased porosity may 2000 ¡ accommodate volume 2500 ¡ increase Nahcolite/Natrite ¡ 3000 ¡ ‣ Will activity of water Water/Steam ¡ 3500 ¡ Top ¡Saline ¡Zone ¡ affect pyrolysis? Base ¡Saline ¡Zone ¡ 4000 ¡

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 CO 2 emissions by 60% ‣ Produces 1/3 to 2/3 barrel of water per barrel of oil ‣ Both releases likely to occur before significant hydrocarbon production starts ‣ Handling of CO 2 – water mixture produced may be challenging, but is not novel

Conclusions – potential benefits ‣ CO 2 and water release prior to production of significant hydrocarbons simplifies CO 2 capture ‣ Early fracturing of rock gives control over reaction and production, and enhances heat transfer ‣ Planning to handle soluble minerals may address concerns about CO 2 handling