Hydro Trắng/Vàng có thể là vàng đen mới—Khám phá hydro tự nhiên
Tìm hiểu về các hệ thống tích tụ hydro tự nhiên và những khác biệt tương đối nhỏ trong quá trình thiết lập và thăm dò so với quá trình thăm dò khí đốt tự nhiên.
Giàn khoan ở Mali đang làm việc trong chiến dịch hydro tự nhiên của Hydroma.
Nguồn: Hydroma
Hydro tự nhiên (H2) đôi khi được gọi là hydro bản địa, hydro địa chất hoặc hydro "trắng hoặc vàng". Hydro là một loại khí tự nhiên, không mùi, không màu và không vị. (Các màu được chỉ định chỉ là một cấu trúc để chỉ nguồn khí.) Khí hydro tự nhiên phát thải ra khắp thế giới và đã được biết đến từ thời La Mã. "Ngọn lửa vĩnh cửu" tại Núi Chimaera ở phía tây nam Thổ Nhĩ Kỳ là một sự rò rỉ tự nhiên gồm 10% hydro và 87% mêtan.
Chính quyền Nam Úc báo cáo rằng một số giếng thăm dò dầu khí ban đầu tại tiểu bang đó đã thử nghiệm tỷ lệ khí hydro cao:
Robe-1: 25% H2 ở độ sâu 1241 m (4.072 ft) vào năm 1915
American Beach Oil-1: 64 đến 80% H2 ở độ sâu 187 đến 290 m (614 đến 951 ft) vào năm 1921
Ramsay Oil Bore-1: 51 đến 84% H2 ở độ sâu 241 đến 508 m (790 đến 1.667 ft) vào năm 1931. (Sự tích tụ này đã được Gold Hydrogen khoan lại vào năm 2023, với Ramsay-1.)
Mối quan tâm trên toàn thế giới đối với hoạt động thăm dò hydro tự nhiên đã được thúc đẩy bởi sự phát triển của một phát hiện hydro tự nhiên nông ở Mali, gần làng Bourakébougou, cách Bamako 60 km, tại Khối 25. Trong Năm 2011, giếng phát hiện Bougou-1 đã được đưa trở lại và thử nghiệm. Lấy mẫu xác nhận khí là 98% hydro, với 1% nitơ và 1% mêtan. Sự tích tụ hydro tự nhiên này xảy ra trong nhiều bể chứa đá chủ ở độ sâu thay đổi từ 30 đến 1500 m (100 đến 4.920 ft) và hiệu suất của nó trong khoảng 5 năm đầu tiên cho thấy dòng chảy động của hydro tự nhiên. Dự án này đã trở thành dự án điện hydro tự nhiên đầu tiên trên thế giới.
Sự hiện diện của hydro tự nhiên đã được xác nhận ở vùng đất trước Pyrenees, Jura và Lorraine. Tính đến tháng 12 năm 2023, TBH2 Aquitaine là công ty đầu tiên được cấp giấy phép thăm dò hydro tại Pháp và có thêm năm giấy phép đang được điều tra (Le Monde, 2023).
Tổ chức Nghiên cứu Khoa học và Công nghiệp Khối thịnh vượng chung (CSIRO) đã khởi động một chương trình nghiên cứu và phát triển tại Úc vào năm 2018 dẫn đến việc sửa đổi Đạo luật và Quy định về Năng lượng và Tài nguyên tại Nam Úc vào năm 2021. Tại Hoa Kỳ, giếng đầu tiên nhắm vào hydro tự nhiên đã được khoan tại Nebraska bởi Natural Hydrogen Energy LLC vào năm 2019.
Thăm dò hydro tự nhiên bằng giàn khoan thông thường tại Nebraska.
Nguồn: Natural Hydrogen Energy LLC/Gabor Tari
Cơ quan Khảo sát Địa chất Hoa Kỳ (USGS) đã bắt đầu điều tra các nguồn tài nguyên hydro tự nhiên vào năm 2021. Vào năm 2024, các chiến dịch thăm dò tích cực đang diễn ra tại Úc, Brazil, Colombia, Hoa Kỳ và nhiều quốc gia khác nhau ở Châu Âu và Châu Á.
Trong một bản đệ trình gần đây lên Ủy ban Năng lượng và Tài nguyên Thiên nhiên của Thượng viện Hoa Kỳ, Geoffery Ellis, nhà địa chất hydro hàng đầu của USGS, đã gợi ý rằng khả năng phân phối các ước tính về tài nguyên hydro địa chất toàn cầu tại chỗ có thể có "giá trị trung bình gần đúng là hàng chục triệu Mt." Tuy nhiên, ông cũng lưu ý rằng phần lớn hydro tại chỗ có khả năng tích tụ ở độ sâu quá lớn, quá xa bờ hoặc quá nhỏ để có thể khai thác kinh tế. "Tuy nhiên", ông nói thêm, "phần còn lại có thể tạo thành một nguồn tài nguyên đáng kể".
Hydro tự nhiên được sản xuất thông qua các quá trình tự nhiên, hóa học và/hoặc sinh học, dường như nằm trong một cửa sổ nhiệt độ tối ưu cho mỗi quá trình. Họ mô tả hai mô hình khái niệm cho toàn bộ hệ thống hydro tự nhiên ở dưới bề mặt.
Mô hình I – Nguồn hydro nông, nhiệt độ thấp
Hình 1—Sơ đồ cho thấy mô hình hệ thống hydro nông với các bẫy cấu trúc và địa tầng, bẫy chứa không trầm tích và hydro hấp thụ.
Nguồn: SPE 216710
Đối với:
1) Đá chứa sắt và đá nền cổ đại phóng xạ
Ở đây, quá trình tạo ra hydro được thúc đẩy bởi quá trình serpentin hóa và/hoặc phân hủy phóng xạ ở nhiệt độ tương đối thấp (dưới 100⁰C hoặc 212⁰F), với nguồn nước được cung cấp bởi quá trình bổ sung thủy lực cục bộ hoặc bơm thủy triều. Quá trình tạo ra H2 có thể được tăng cường hơn nữa trong mạng lưới đứt gãy hoặc đứt gãy hiện có.
2) Các hoạt động địa nhiệt, chẳng hạn như xâm nhập magma
Ở địa phương, các hoạt động địa nhiệt có thể tăng cường quá trình tạo ra hydro bằng cách tăng nhiệt độ.
Sau đó, hydro được tạo ra di chuyển qua cả quá trình đối lưu và khuếch tán.
Hình 2—Sơ đồ mô hình hệ thống hydro sâu với các loại bẫy tiềm năng ở nhiệt độ cao.
Nguồn: SPE 216710
Đối với hydro được tạo ra bởi:
3) Nhiệt phân các chất hữu cơ hoặc hydrocarbon có sẵn ở nhiệt độ cao (trên 300⁰ C hoặc 570⁰ F)
4) Thoát khí của lớp phủ thông qua các đứt gãy tầng hầm nằm sâu
Nhiệt độ cao là do sự chôn vùi sâu và/hoặc các sự kiện nhiệt, tạo điều kiện cho quá trình nhiệt phân các chất hữu cơ hoặc hydrocarbon. Các quá trình nhiệt như vậy
chủ yếu tồn tại trong các chế độ kiến tạo mở rộng, đặc biệt là nơi lớp vỏ mỏng đi dẫn đến các gradien nhiệt độ cao. Những khu vực này cũng dễ xảy ra các sự kiện nhiệt magma hoặc xâm nhập. Hơn nữa, những điều kiện này có nhiều khả năng phát triển các đứt gãy nằm sâu, đóng vai trò là đường dẫn cho hydro có nguồn gốc từ quá trình giải khí manti.
Với cả hai mô hình, khi hydro cố gắng di chuyển lên bề mặt, nó có thể tích tụ trong các bẫy cấu trúc (Hình 1 và 2: 1, 2, 3) hoặc địa tầng (Hình 1 và 2: 4) trong các loại đá liền kề hoặc bị hấp thụ bởi các khoáng sét (Hình 1 và 2: 5). Do kích thước nhỏ và đặc tính cực kỳ di động của các phân tử hydro, hầu như bất kỳ loại đá xốp hoặc nứt nẻ tự nhiên nào cũng có thể là một bể chứa tiềm năng. Vì vậy, sự tích tụ hydro tự nhiên có thể xảy ra trong các loại đá chứa trầm tích hoặc không trầm tích hoặc dưới dạng khí hấp thụ trong các đá phiến sét dày.
Tuy nhiên, các cơ chế bịt kín bể chứa rất khó khăn và có thể sẽ cần đến đá mácma hoặc đá biến chất đặc, đá phiến sét đặc dày hoặc đá bốc hơi.
Việc xác định và đánh giá các mỏ hydro tự nhiên không hề dễ dàng. Các đặc điểm địa vật lý sẽ thay đổi rất nhiều tùy thuộc vào bản chất của đá chủ, nước liên kết, độ bão hòa hydro tự nhiên, áp suất và nhiệt độ, v.v. Đá chất lượng bể chứa thông thường chứa khí hydro tự do có thể biểu hiện độ xốp neutron cao bất thường, như quan sát thấy trong các cacbonat chứa hydro nông (dưới 100 m) tại Mỏ Bourakebougou ở Mali. Ở độ sâu, hầu hết hydro tự nhiên sẽ hòa tan trong nước liên kết, có thể phản ứng với nước này để tạo thành ion hydroni (H3O+). (Điều này xảy ra dưới 800 m [>2.625 ft] tại Mỏ Bourakebougou ở Mali, chẳng hạn).
Ross Crain tuyên bố rằng các đặc tính địa vật lý của hydro và hydroni tự nhiên vẫn chưa được hiểu rõ. Các vùng chứa hydro tiềm năng có thể khó phân biệt với các vùng chứa nước, ngoại trừ bằng cách làm ngập bùn, nhưng chúng thường sẽ dẫn đến kết quả đọc C1 dương. Trong các giếng mới, có thể sử dụng sắc ký khí để xác nhận hàm lượng H2 trong chất lỏng khoan trở lại.
Đối với khoan thẩm định, thử nghiệm giếng có thể là một kỹ thuật đánh giá tài nguyên quan trọng và sẽ thúc đẩy thiết kế giếng, chi phí và lựa chọn thiết bị. Trong một số trường hợp, có vẻ như hydro sẽ được đồng sản xuất với nước, do đó có thể cần một số hình thức nâng nhân tạo hoặc máy bơm để bắt đầu dòng chảy, như với các giếng khí mêtan trong tầng than hoặc vỉa than.
Bộ tách thử nghiệm gắn trên ván trượt và đường ống dòng chảy tạm thời sẽ giống như những thiết bị được sử dụng cho bất kỳ thử nghiệm giếng nào khác, tuy nhiên, thông số kỹ thuật của thiết bị có thể khác với thông số kỹ thuật được sử dụng trong thử nghiệm giếng khí, nếu dự đoán nồng độ hydro cao, như ở Mali.
Việc thử nghiệm giếng mở rộng để xác định giới hạn bể chứa và/hoặc tốc độ nạp hydro lý tưởng nhất nên được thực hiện theo cách không lãng phí năng lượng. Ở Mali, Hydroma đã sử dụng máy phát điện di động để chuyển đổi chất lỏng được sản xuất thành điện. Điều thú vị là Maiga và cộng sự đã báo cáo rằng sau 11 năm khai thác, áp suất của vùng nước nông có vẻ như tăng ±10% từ 450 đến 500 kPa (65 đến 73 psi) trong áp suất của vùng nước nông đang khai thác.
Hoạt động thăm dò và sản xuất hydro tự nhiên đòi hỏi nhiều kỹ năng và kỹ thuật giống như hoạt động thăm dò dầu khí và khoáng sản. Do đó, các nhà khoa học và nhà kinh tế dầu khí có thể đóng góp và chuyển giao các kỹ năng vào hoạt động thăm dò hydro tự nhiên.
Robert (Bob) Pearson, SPE, là cố vấn kỹ thuật dầu khí độc lập. Ông có nhiều kinh nghiệm bao gồm lập kế hoạch phát triển mỏ và kỹ thuật sản xuất cho các dự án trên bờ, trên thềm và dưới nước sâu, cũng như thiết kế hoàn thiện cho các giếng thông thường và không thông thường.
Sau 13 năm làm việc cho các công ty khai thác lớn, ông đã dành 40 năm qua để làm cố vấn tại Canada, Singapore và Úc. Hiện tại, ông đang chia thời gian giữa Canada và Vương quốc Anh và cung cấp các dịch vụ tư vấn và đánh giá ngang hàng thông qua Glynn Resources Ltd.
Ông gia nhập SPE Aberdeen Section vào năm 1975 và là Giám đốc kỹ thuật SPE về Sản xuất & Cơ sở vật chất 2019–2022, và là cựu Giảng viên xuất sắc của SPE. Hiện tại, ông đang làm việc với tư cách là Giao diện PetroWiki trong ban quản trị của SPE Hydrogen Technical Section.
Ông có bằng Cử nhân danh dự về kỹ thuật khai thác mỏ của Đại học Newcastle-upon-Tyne tại Vương quốc Anh và là kỹ sư chuyên nghiệp đã đăng ký với APEGA tại Alberta, Canada.
Hongwen Zhao, SPE, là một nhà nghiên cứu tại Trung tâm nghiên cứu Petronas ở Malaysia. Công việc hiện tại của ông tập trung vào việc mô tả đặc điểm của các hệ thống hydro tự nhiên và phát triển các chiến lược thăm dò H2. Với hơn 20 năm kinh nghiệm làm nhà địa chất và nhà nghiên cứu dầu khí, Zhao đã làm việc với nhiều công ty dịch vụ và dầu khí khác nhau ở Đông Á, Bắc Mỹ và Trung Đông. Các mối quan tâm nghiên cứu của ông bao gồm thăm dò hydro tự nhiên, quá trình hình thành đá vụn và cacbonat, phân loại đá và đặc điểm bể chứa phức tạp thông qua sự tích hợp của phương pháp địa hóa học, địa vật lý và vật lý đá. Ông là thành viên của SPE, AAPG và EAGE.
Ông có bằng Tiến sĩ về trầm tích cacbonat từ Đại học Alberta.
Mời các đối tác xem hoạt động của Công ty TNHH Pacific Group.
FanPage: https://www.facebook.com/Pacific-Group
YouTube: https://www.youtube.com/@PacificGroupCoLt
