Erdgas ist auf dem Papier einfach, in der Praxis jedoch komplex. Es handelt sich um einen farblosen, leicht entzündlichen gasförmigen Kohlenwasserstoff. Die Mischung besteht hauptsächlich aus Methan und Ethan. Es fällt unter den breiten Schirm des Erdöls. Man findet es oft neben Rohöl. Dieser fossile Brennstoff treibt alles an, von Hausheizungen bis hin zu Schwerindustrieanlagen. Es erzeugt Strom. Es kocht Essen. Es befeuert sogar bestimmte Fahrzeuge. Neben der Energiegewinnung dient es auch als lebenswichtiger chemischer Rohstoff. Hersteller nutzen es zur Herstellung von Kunststoffen. Davon hängt die Düngemittelproduktion ab. Das gilt auch für Farbstoffe.
Diese Ressource zu finden ist nicht immer einfach. Erdgas löst sich häufig in Erdöl in unterirdischen Lagerstätten auf. Der Druck dort ist immens. Manchmal bildet es einen Tankdeckel, der über der Ölschicht schwebt. Dieser Druck wirkt als Treiber. Es drückt das Öl an die Oberfläche. Diese Art wird als Begleitgas bezeichnet. Es handelt sich im Wesentlichen um die gasförmige Phase von Rohöl. Es transportiert normalerweise leichte Flüssigkeiten wie Propan und Butan. Die Leute nennen dies „nasses Gas“.
Nicht jedes Benzin enthält Öl. Einige Lagerstätten enthalten nur Gas. Es handelt sich um nicht assoziiertes Gas. Da es in der Nähe keine flüssige Erdölquelle gibt, wird es als „trockenes Gas“ bezeichnet.
Wo nutzten die Menschen erstmals Erdgas?
Die Geschichte beginnt lange vor modernen Pipelines. Frühe Menschen bemerkten das Austreten von Erdgas. Diese ereigneten sich im Iran zwischen 6000 und 2000 v. Chr. Antike Schriftsteller dokumentierten diese Erdölaustritte im gesamten Nahen Osten. Die Region Baku, heute Teil Aserbaidschans, war ein Hotspot. Wahrscheinlich hat der Blitz diese Sickerstellen zuerst getroffen. Die daraus resultierenden Flammen schürten die „ewigen Feuer“ der alten persischen Feueranbetungsreligionen.
China trat um 900 v. Chr. ins Spiel. Die Chinesen waren praktische Erneuerer. Sie bohrten 211 v. Chr. die erste bekannte Quelle für Erdgas. Die Tiefe erreichte etwa 150 Meter. Bambusstangen und primitive Perkussionsstücke erledigten die Arbeit. Das Ziel war Kalkstein aus der späten Trias. Diese etwa 237 Millionen Jahre alte Gesteinsschicht lag in einer Antiklinale westlich des heutigen Chongqing.
Warum tief bohren? Zum Trocknen von Steinsalz. Das Salz war in den Kalkstein eingebettet. Die Verbrennung des Gases lieferte die Wärme. Wells grub schließlich tiefer. Einige erreichten eine Höhe von 1.000 Metern. Um 1900 befanden sich auf dieser Antiklinale über 1.100 Brunnen.
Europa wusste jahrtausendelang nichts von Erdgas. Der Kontinent entdeckte es erst 1659 in England. Auch damals konnte es sich nicht durchsetzen. Stadtgas übernahm die Führung. Dieser Brennstoff stammte aus verkohlter Kohle. Ab 1790 beleuchtete es Straßen und Häuser in ganz Europa.
Nordamerika ging einen anderen Weg. Dort erfolgte die erste kommerzielle Nutzung eines Erdölprodukts. Eine flache Bohrung in Fredonia, New York, förderte 1821 Erdgas. Bleirohre mit kleinem Durchmesser transportierten das Gas. Verbraucher nutzten es zum Beleuchten und Kochen.
Das Pipeline-Problem
Die meiste Zeit des 19. Jahrhunderts blieb die Nutzung von Erdgas lokal. Die Technologie, große Mengen über große Entfernungen zu transportieren, existierte einfach nicht. Kohle und Öl trieben die industrielle Entwicklung voran. Erdgas blieb außen vor.
Der Durchbruch gelang 1890. Die Erfindung der leckagefreien Rohrleitungskupplung veränderte die Lage. Dies ermöglichte einen besseren Transport. Die Materialien und Bautechniken blieben jedoch umständlich. Gas konnte nicht mehr als 160 km von seiner Quelle entfernt zurücklegen.
Die Wirtschaftslage war brutal. Begleitgas wurde überwiegend abgefackelt. Das heißt, es wurde am Bohrlochkopf abgebrannt. Nicht assoziiertes Gas verblieb häufig im Boden. Stattdessen verließen sich die Städte auf industriell hergestelltes Stadtgas. Die Infrastruktur hinkte der Ressource hinterher.
Der Aufstieg von Hochdruck-Pipelinenetzen
Erst in den späten 1920er-Jahren wurde die Fernleitung von Gas realisierbar. Zu diesem Zeitpunkt holte die Pipeline-Technologie endlich den Ehrgeiz ein. Zwischen 1927 und 1931 bauten die Vereinigten Staaten über zehn große Übertragungssysteme. Es waren gewaltige Unternehmungen. Bei jedem System wurden Rohre mit einer Breite von etwa 50 cm (20 Zoll) verwendet. Sie erstreckten sich über mehr als 320 km (200 Meilen).
Nach dem Zweiten Weltkrieg explodierte die Größenordnung. Ingenieure bauten noch längere Pipelines mit zunehmenden Durchmessern. Die Herstellungstechniken ermöglichen Rohre mit einer Breite von bis zu 150 cm (60 Zoll). Seit den frühen 1970er Jahren haben die längsten dieser Arterien ihren Ursprung in Russland.
Betrachten Sie die Northern Lights-Pipeline. Es wurde in den 1960er und 1970er Jahren gebaut und hat eine Länge von 5.470 km (3.400 Meilen). Sie durchquert das Uralgebirge und mehr als 700 Flüsse und Bäche. Sie verbindet Osteuropa mit den westsibirischen Gasfeldern am Polarkreis. Das Ergebnis ist, dass Gas aus Urengoi, dem größten Vorkommen der Welt, nach Osteuropa und dann weiter nach Westeuropa zum Verbrauch fließt.
Dann gibt es noch die Transmediterrane Pipeline. Es ist kürzer, aber ein technischer Albtraum. Diese 50 cm (20 Zoll) lange Linie verläuft zwischen Algerien und Sizilien. Es durchquert Gewässer, in denen das Meer mehr als 600 Meter (2.000 Fuß) tief ist.
Warum Erdgas zum Premium-Kraftstoff wurde
Erdgas war nicht immer wertvoll. Noch im Jahr 1960 war Begleitgas ein Ärgernis. Es war ein Nebenprodukt der Ölförderung. Ingenieure trennten es vom Rohöl und beseitigten es so kostengünstig wie möglich. Oft wurde es einfach aufgeweitet. Es abzubrennen war die einfachste Lösung.
Nach den Ölkrisen Ende der 1960er und Anfang der 1970er Jahre änderten sich die Dinge. Erdgas wurde weltweit zu einer wichtigen Energiequelle.
Selbst in den Vereinigten Staaten war der Markt für Hausheizungen bis in die 1930er Jahre begrenzt. Stadtgas war damals üblich. Es war synthetisch. Es hatte den halben Heizwert von Erdgas. Als billiges Erdgas in großen Mengen verfügbar war, ersetzte es das Stadtgas.
Erdgas verbrennt vollständig und bildet hauptsächlich Kohlendioxid und Wasser. Es ist relativ frei von Ruß, Kohlenmonoxid und Stickoxiden.
Diese Sauberkeit ist wichtig. Schwefeldioxidemissionen sind nahezu nicht vorhanden. Daher bevorzugen viele Länder aus Umweltgründen Erdgas. Es hat Kohle in Kraftwerken auf der ganzen Welt ersetzt.
Aber es gibt einen Haken. Methan ist ein starkes Treibhausgas. Es speichert Wärme etwa 25-mal effektiver als Kohlendioxid. Trotz seines Rufs als sauberer Kraftstoff tragen Methanlecks aus Lagerstätten, Pipelines und im Transportwesen erheblich zur globalen Erwärmung bei. Dies bleibt ein großes Anliegen.
Was befindet sich im Rohr?
Erdgas ist ein Kohlenwasserstoffgemisch. Es besteht hauptsächlich aus gesättigten leichten Paraffinen. Methan und Ethan sind die Hauptbestandteile. Unter atmosphärischen Bedingungen sind sie gasförmig.
Die Mischung kann auch Propan, Butan, Pentan und Hexan enthalten. In Lagerstätten hält hoher Druck auch diese schwereren Kohlenwasserstoffe in gasförmiger Form. Sobald sie an die Oberfläche und unter atmosphärischen Druck gebracht werden, verflüssigen sie sich. Diese werden separat als Erdgasflüssigkeiten (NGLs) hergestellt.
Dies geschieht in Feldabscheidern oder Gasaufbereitungsanlagen. Die NGLs werden dann in Fraktionen getrennt. Sie erhalten alles von schweren Kondensaten (Hexane, Pentane, Butane) bis hin zu Flüssiggas (LPG) und Ethan. In den Vereinigten Staaten ist dies eine riesige Industrie. Die Erdgasverarbeitung liefert einen Großteil des Ethan-Ausgangsmaterials für die Olefinherstellung. Das Flüssiggas wird zu Heiz- und Gewerbezwecken genutzt.
Nicht-Kohlenwasserstoff-Verunreinigungen
Erdgas enthält häufig Nichtkohlenwasserstoffgase. Üblich sind Stickstoff, Kohlendioxid, Wasserstoff, Helium und Argon.
Stickstoff und Kohlendioxid sind nicht brennbar. Sie können in erheblichen Ausmaßen auftreten. Stickstoff ist inert. Wenn es jedoch in großen Mengen vorhanden ist, verringert es den Heizwert. Es muss entfernt werden, bevor das Gas auf den kommerziellen Markt gelangt. Kohlendioxid wird entfernt, um den Heizwert zu erhöhen, das Volumen zu verringern und eine gleichmäßige Verbrennung sicherzustellen.
Dann gibt es Schwefel. Erdgas enthält häufig Schwefelwasserstoff oder andere organische Schwefelverbindungen. Dies wird als „Sauergas“ bezeichnet.
Schwefel ist beim Einatmen giftig. Es korrodiert Anlagen und Rohrleitungen. Bei der Verbrennung entstehen schwerwiegende Schadstoffe. Daher wird es während der Verarbeitung entfernt. Aber hier ist der Clou: Nach der Schwefelentfernung wird eine winzige Menge eines schädlichen Mercaptan-Geruchsstoffs hinzugefügt. Warum? Um Lecks zu erkennen. Methan ist geruchlos. Sie benötigen einen Geruch, um zu wissen, ob beim Transport oder Gebrauch etwas schief gelaufen ist.
Im Reservoir leben Gas und Formationswasser zusammen. Aus einem Brunnen gewonnenes Gas enthält also Wasserdampf. Dieser Dampf kondensiert teilweise während der Übertragung zur Verarbeitungsanlage.
Thermische und physikalische Eigenschaften
Kommerzielles Erdgas wird von NGLs befreit. Es wird zum Heizen verkauft. Es enthält normalerweise 85 bis 90 Prozent Methan. Der Rest besteht hauptsächlich aus Stickstoff und Ethan.
Sein Heizwert ist hoch. Es liefert typischerweise etwa 38 Megajoule (MJ) pro Kubikmeter. Das sind etwa 1.050 British Thermal Units (BTUs) pro Kubikfuß.
Methan selbst ist farb- und geruchlos. Es ist leicht entzündlich. Aber wie bereits erwähnt, haben Begleitgase wie Schwefelwasserstoff einen deutlichen, durchdringenden Geruch. Schon wenige Teile pro Million reichen aus, um Erdgas einen ausgeprägten Geruch zu verleihen. Dieser Geruch ist ein Sicherheitsmerkmal.
Gas bleibt nicht dasselbe, sobald es den Boden verlässt. Es dehnt sich aus. Es kühlt. Es ändert seinen Zustand. Zu verstehen, wie wir diesen unsichtbaren Brennstoff messen und bewegen, ist die halbe Miete der Energiebranche. Die andere Hälfte verhindert, dass es in den Rohren gefriert.
Standardvolumina und Marktwerte
Wir messen Gas nach Volumen, allerdings nur unter strengen Bedingungen. Konkret: Standardatmosphärendruck (760 mm Quecksilbersäule oder 14,7 psi) und eine Temperatur von 15 °C (60 °F). Unter der Erde wird das Gas durch enormen Druck zerkleinert. Wenn es die Oberfläche erreicht, verschwindet dieser Druck. Das Gas dehnt sich aus. Es nimmt mehr Platz ein. Aber die tatsächliche Energiemenge, die in diesem Gas enthalten ist, hat sich nicht geändert.
Aus diesem Grund nutzen wir für die Messung Standardbedingungen. Es schafft gleiche Wettbewerbsbedingungen.
Die Reserven sind riesig. Wir sprechen in Milliarden und Billionen Kubikmetern (bcm, tcm) oder Kubikfuß (bcf, tcf). Die tägliche Produktion an Bohrlochköpfen ist geringer und wird normalerweise in Tausenden oder Millionen Kubikmetern (Mcm, MMcm) oder Kubikfuß (Mcf, MMcf) gemessen.
Hier gibt es eine seltsame Eigenart. Die Branche verwendet römische Ziffern. M bedeutet 1.000. MM bedeutet 1.000 mal 1.000. MMcf ist also eine Million Kubikfuß. Es scheint willkürlich, bis man sich daran gewöhnt.
Aber Volumen ist nicht das, wofür Sie bezahlen. Energie ist.
Erdgas wird nach seinem Heizwert gekauft und verkauft. Das ist die Wärmeenergie, die bei der Verbrennung freigesetzt wird. Ungefähr 38 Megajoule pro Kubikmeter (MJ/m3) oder 1.050 BTU pro Kubikfuß. In der Praxis sind diese Zahlen für kommerzielle Transaktionen zu gering. Wir verwenden Gigajoule (GJ) und Millionen BTUs (MMBTUs).
Im britischen Imperialsystem entspricht 1 MMBTU ungefähr 1.000 Kubikfuß Gas. Eine weitere gebräuchliche Einheit ist die Therm, die 100.000 BTU oder etwa 100 Kubikfuß entspricht. Die Preise werden oft pro Therm, pro MMBTU oder pro GJ angegeben. Auf die Hitze kommt es an.
Grundlagen der Feldverarbeitung
Feldgas ist selten einsatzbereit. Manchmal ist der Methangehalt so hoch, dass man es direkt an Kunden weiterleiten kann. Selten.
Meistens ist es schmutzig. Es enthält schwerere Kohlenwasserstoffflüssigkeiten und Verunreinigungen. Es herrscht auch ein sehr niedriger Druck. Das kann man nicht effizient durch eine Pipeline schieben.
Also verarbeiten wir es.
Der Prozess umfasst mehrere Komprimierungsstufen. Wir komprimieren das Gas, um Flüssigkeiten und Verunreinigungen zu entfernen. Wir kühlen auch die Flüssigkeit. Durch die Kühlung sinkt die Temperatur des Gases. Dies spart Strom an Kompressorstationen weiter unten in der Linie. Es ist ein Kompromiss. Sie verbrauchen jetzt Energie zum Kühlen und Komprimieren, um später Energie zu sparen.
Dehydrierung und Hydratprävention
Wasser ist der Feind bei der Gasaufbereitung.
In einer einfachen Kompressionsanlage trifft das Gas auf einen Einlasswäscher. Dadurch werden mitgerissene Flüssigkeiten entfernt. Anschließend wird das Gas komprimiert und abgekühlt. Der Druck steigt. Die Temperatur sinkt. Wasserdampf kondensiert zu Flüssigkeit.
Wird das Gas zu kalt, erreicht es seinen Taupunkt. Wasser oder Kohlenwasserstoffe werden flüssig. Dadurch entsteht ein Problem. Es bilden sich Gashydrate. Das sind eisartige Kristalle. Sie verstopfen Ventile. Sie blockieren Pipelines. Sie stellen die Produktion ein.
Sie müssen sie verhindern.
Die Lösung ist Glykol. In den Gasstrom wird eine Glykollösung eingespritzt. Es nimmt das gelöste Wasser auf. Das Gas trocknet aus. Das nun wasserhaltige Glykol wird erhitzt. Das Wasser verdunstet. Das Glykol wird wiederverwendet.
Es gibt einen anderen Weg. Feste Trockenmittel.
Nasses Gas strömt durch Türme, die mit einem Trocknungsmaterial gefüllt sind. Das Wasser adsorbiert am Feststoff. Es entsteht trockenes Gas. Das feste Trockenmittel wird irgendwann gesättigt und muss regeneriert oder ersetzt werden.
Rückgewinnung von Kohlenwasserstoffflüssigkeiten
Methan ist wertvoll. Aber die schwereren Komponenten sind oft mehr wert.
Wenn es die Marktwirtschaft erfordert, fördern wir Erdgasflüssigkeiten (NGLs). Dies erfordert eine komplexe Absorptions- und Fraktionierungsanlage.
Rohes Druckgas trifft in einer Absorberkolonne auf „Mageröl“. Das Mageröl nimmt die schwereren Bestandteile aus dem Gas auf. Der Großteil des Gases – normalerweise 95 Prozent Methan – entweicht oben als Restgas. Es muss noch behandelt werden, um Schwefel und andere Verunreinigungen zu entfernen.
Der flüssige Bodenstrom, jetzt „reiches Öl“, gelangt zu einem Destillationsturm. Hier wird Ethan für Pflanzenbrennstoffe oder petrochemische Rohstoffe entfernt. Das Mageröl wird zurückgewonnen und zum Kopf der Kolonne zurückgeführt.
Einige Anlagen verfügen über zusätzliche Kolonnen zur Trennung von Propan und Butan.
Die Temperatur ist wichtig. Ältere Anlagen wurden bei Umgebungstemperatur betrieben. Moderne Anlagen nutzen Kühlung, um die Verarbeitungstemperaturen zu senken. Dies erhöht die Absorptionseffizienz.
Es gibt eine noch aggressivere Methode. Kryoexpansion.
So gewinnen wir Ethan effizient. Gekühltes Gas wird von einer leistungsstarken Turbine in eine Expansionskammer geblasen. Der Dampfdruck sinkt. Die Temperatur sinkt auf –84 °C (–120 °F).
Bei dieser Temperatur bleibt Methan gasförmig. Die schwereren Kohlenwasserstoffe kondensieren. Sie sind genesen. Das Methan wandert weiter. Die Flüssigkeiten werden aufgefangen.
Sauergas süßen
Sauergas enthält Schwefelverbindungen. Sie sind ätzend. Sie sind giftig. Sie müssen entfernt werden.
Wir „süßen“ das Gas.
Der Prozess verwendet Ethanolamin. Dies ist ein Flüssigkeitsabsorber. Es wirkt wie das Glykol bei der Dehydrierung, zielt jedoch auf Schwefel ab.
Gas wird durch das Ethanolamin geleitet. Es entsteht fast vollständig schwefelfrei. Das Ethanolamin wird dann verarbeitet, um den absorbierten Schwefel zu entfernen. Es wird wiederverwendet.
Dieser Kreislauf wird fortgesetzt, bis das Amin erschöpft oder irreparabel verunreinigt ist.
Transport
Sobald das Gas trocken, süß und abgemessen ist, gelangt es in die Pipeline. Der Druck ist hoch. Die Temperatur wird kontrolliert. Die Zusammensetzung ist stabil. Es legt Hunderte oder Tausende von Kilometern zurück.
Aber das ist eine andere Geschichte. Die Infrastruktur, die dieses unsichtbare Feuer bewegt, ist ein Wunderwerk der Technik. Es erfordert eine ständige Überwachung. Es erfordert Wartung. Es erfordert ein empfindliches Gleichgewicht zwischen Physik und Chemie.
Fällt ein Ventil aus, kommt das gesamte System zum Stillstand.
Infrastruktur definiert die Branche. Beim Erdgasboom ging es nicht nur darum, Gas zu finden. Es ging darum, es zu verschieben. Und der erste Schritt in diesem logistischen Rätsel war das Metallrohr.
Vor dem 21. Jahrhundert sah das Netzwerk überhaupt nicht so aus wie das, was wir heute sehen. Die allererste Metallleitung verband Titusville mit Newton, Pennsylvania, im Jahr 1872. Es war ein gusseisernes Rohr mit einem Durchmesser von nur 2,5 Zoll. Winzig. Nach modernen Maßstäben zerbrechlich. Dennoch wurde Gas mit 80 psi – etwa 550 Kilopascal – in 250 Haushalte geleitet. Das war der Anfang.
Schneller Vorlauf bis jetzt. Das Ausmaß ist atemberaubend. Allein in den Vereinigten Staaten gibt es über 500.000 Kilometer Haupttransportpipelines. Rechnet man die 3,4 Millionen Kilometer kleinerer Verteilungsleitungen hinzu, ergibt sich ein Netz, das jährlich mehr als 672 Milliarden Kubikmeter Gas liefert. Das bedient 70 Millionen Kunden.
Russland, der weltweit größte Exporteur, liegt nicht weit dahinter. Sie betreiben über 160.000 Kilometer Übertragungsleitungen. Ihre Kapazität? Mehr als 600 Milliarden Kubikmeter pro Jahr. Das physische Ausmaß der Energieübertragung von der Quelle zur Steckdose ist der wahre Motor des Marktes.
Die Geometrie des Drucks
Sie verwenden keinen Feuerwehrschlauch, um eine Topfpflanze zu gießen. Das Pipeline-Engineering folgt der gleichen Logik.
Moderne Linien variieren stark in der Größe. Zuleitungsleitungen können nur 15 Zentimeter (6 Zoll) breit sein. Übertragungsleitungen? Sie schwellen auf 60, 106 oder sogar 122 Zentimeter (24, 42, 48 Zoll) an. Die größten russischen Hauptlinien überschreiten diese Grenze und erreichen eine Länge von 140 Zentimetern (56 Zoll).
Der Druck ist die andere Variable. Große Übertragungsleitungen arbeiten mit etwa 8 Megapascal. Das sind über 1.000 psi. In metrischen Regionen sind das 80 Takte. Die Reibung von Gas, das durch ein Stahlrohr strömt, ist immens. Um es in Bewegung zu halten, werden alle 100 Kilometer (60 Meilen) automatisierte Kompressorstationen aufgestellt. Sie wirken, erhöhen den Druck und überwinden den Widerstand. Ohne sie bleibt das Gas stehen.
Ozeane auf Eis überqueren
Was passiert, wenn das Gas weit vom Markt entfernt ist? Sagen wir, mitten im Nirgendwo? Man kann nicht immer eine Pfeife bauen. Stattdessen friert man es ein.
Flüssigerdgas (LNG) löst das Entfernungsproblem. Beim Abkühlen auf etwa -160 °C (-260 °F) schrumpft Erdgas auf 0,16 Prozent seines ursprünglichen Volumens. Das ist eine Reduzierung um 1/600. Plötzlich ist der Transport über die Ozeane wirtschaftlich sinnvoll.
Der Prozess in Verflüssigungsanlagen ist präzise. Es verwendet automatisch gekühlte Kaskadenkreisläufe. Zunächst wird das Gas von Kohlendioxid befreit und getrocknet. Anschließend erfolgt eine Reihe von Komprimierungs- und Expansionsschritten. Das Gas kühlt ab, bis es sich verflüssigt. Die Energie für diese Kompression stammt normalerweise aus der Verbrennung eines Teils des Gases selbst. Effizient, aber teuer.
Sobald es gefroren ist, wird es auf speziell isolierte Tankwagen verladen. Diese Schiffe fahren zu Verbraucherhäfen. Dort lagert das LNG in Kühltanks, bis es benötigt wird. Um es nutzen zu können, muss die Flüssigkeit regasifiziert werden. Dazu ist Wärme erforderlich. Oftmals stammt diese Wärme aus nahegelegenem Meerwasser – ein kostengünstiger Austausch.
Aber es gibt einen Haken. Bei jedem Schritt – Verflüssigung, Transport, Regasifizierung – geht Energie verloren. Der Verlust kann bis zu 25 Prozent des ursprünglichen Inhalts betragen. Sie versenden Eis, aber Sie versenden auch ineffizient.
Vom verbrannten Brennstoff zum chemischen Rohstoff
Der größte Einzelverbrauch dieser Energie? Stromerzeugung. Wir verbrennen es, um Turbinen anzutreiben.
Nach der Elektrizität kommt es auf die industrielle und häusliche Nutzung an. Heizen von Häusern. Betrieb von Fabriken. Aber Erdgas ist mehr als nur Kraftstoff. Es ist ein Baustein.
Aufgrund seiner sauberen Verbrennung ist es ein Favorit für Transportflotten. Viele Busse fahren mit komprimiertem Erdgas. Es stößt zwar Kohlendioxid aus, aber weniger Ruß als Diesel.
Es liegt auch an den Dingen, die man jeden Tag berührt. Ruß – ein feines Pigment mit kolloidalen Abmessungen – wird durch die Verbrennung von Erdgas mit begrenzter Luftmenge hergestellt. Der Ruß lagert sich auf kühlen Oberflächen ab. Es steckt in deinen Reifen. Es befindet sich in der Tinte Ihres Druckers. Es steckt in deinen Farbstoffen.
Die Ammoniak-Verbindung
Mehr als die Hälfte des weltweiten Ammoniaks stammt aus Erdgas. Der Prozess nutzt Wasserstoff, der aus Methan gewonnen wird. Katalytisch. Komplex.
Dieses Ammoniak sitzt nicht einfach da. Es wird zu pflanzlicher Nahrung. Oder es wandelt sich in Blausäure, Salpetersäure, Harnstoff und verschiedene Düngemittel um. Wenn Sie heute angebaute Lebensmittel essen, haben Sie wahrscheinlich von dieser Chemie profitiert.
Andere Chemikalien verfolgen ähnliche Wege. Durch kontrollierte Oxidation wird Gas in Methanol, Propanol und Formaldehyd umgewandelt. Dies sind Grundmaterialien für unzählige andere Produkte. Methanol kann sogar Benzin ersetzen.
Dann gibt es noch MTBE. Methyl-tertiär-butylether. Es ist ein sauerstoffhaltiger Kraftstoffzusatz. Mischt man Methanol mit Isobutylen über einem sauren Ionenaustauscherharz, erhält man eine Verbindung, die die Oktanzahl im Benzin erhöht. Es handelt sich um eine chemische Brücke zwischen dem Bohrlochkopf und Ihrem Gastank.
Wo alles begann
Erdgas ist allgegenwärtiger als Öl. Es versteckt sich nicht nur tief unter der Erde. Es entsteht oberhalb, überall und unterhalb des „Ölfensters“. Jedes Ausgangsgestein hat das Potenzial, es zu produzieren.
Viele der größten Gasvorkommen der Welt sind an Kohle gebunden. Kein Zufall. Diese Quellgesteine stammen aus dem Karbon und dem frühen Perm. Vor etwa 358,9 bis 273 Millionen Jahren.
Das Gas stammt aus Landpflanzen und aquatischer organischer Substanz. Uralte Biomasse, über Äonen komprimiert und erhitzt. Es entsteht immer noch. Es bewegt sich immer noch. Und es findet immer noch seinen Weg in unsere Rohre, unsere Tanks und unsere Chemielabore.
Die Frage ist nicht wirklich, wie wir es gefunden haben. Wir haben es vor langer Zeit gefunden. Die Frage ist, wie lange wir den Druck aufrechterhalten können.
Man könnte sich Öl und Gas als uralte, unter Druck stehende Klumpen vorstellen, die unter der Erde eingeschlossen sind. Das sind sie, aber ihre Reise zu Ihrem Heizkessel oder Ihrer Tankstelle umfasst unterschiedliche biologische und thermische Kapitel.
Das biologische Stadium
Bevor Hitze und Druck ihre schwere Arbeit verrichten, machen sich Mikroben an die Arbeit. Dies ist das unreife oder biologische Stadium. Anaerobe Bakterien bauen organische Stoffe in sauerstofffreien Zonen ab. Sie spucken biogenes Methan aus. Denken Sie an Sumpfgas. Sumpfgas.
Diese Mikroben sind empfindlich. Schon eine Spur Sauerstoff tötet sie. Hohe Sulfatwerte hemmen sie ebenfalls. Dieses Gas entsteht also nur an bestimmten Stellen. Schlecht entwässerte Sümpfe. Bestimmte Seeböden. Meeresumgebungen unterhalb der Sulfatreduktionszone.
Es ist nicht nur eine Nischenkuriosität. Biogenes Gas macht über 20 Prozent der weltweiten Gasreserven aus. Das ist ein gewaltiger Teil der Energie, der aus einfachem Zerfall stammt, nicht aus der Chemie tief in der Erde.
Die thermische Bühne
Dann kommt die Hitze. Die Erdölförderung erreicht ihr Reifestadium in Tiefen zwischen 750 und 5.000 Metern. Das sind 2.500 bis 16.000 Fuß. Das ist das Ölfenster.
Hier erhalten Sie das gesamte Spektrum an Kohlenwasserstoffen. Neben dem Öl ist auch thermisches Methan mit von der Partie. Aber wenn man tiefer gräbt, über 2.900 Meter (9.500 Fuß) hinaus, ändert sich das Spiel. Meistens kommt es zu nassem Benzin. Gas gemischt mit flüssigen Kohlenwasserstoffen.
Gehen Sie unter 5.000 Meter, gelangen Sie in die postreife Phase. Öl zerfällt. Es ist nicht mehr stabil. Das Hauptprodukt ist thermisches Methan. Das ist kein mikrobieller Verfall mehr. Dabei handelt es sich um das Cracken vorhandener flüssiger Kohlenwasserstoffe.
Große Moleküle zerbrechen schneller, als sie sich bilden. Methan überlebt. Größere Ketten tun das nicht. Deshalb findet man in Sedimentbecken selten Öl unterhalb von 5.000 Metern. Dicke Sedimentsequenzen? Sie bergen immer noch Potenzial für tiefes Gas, nur nicht für Öl.
Anorganische Bildung
Ist alles Gas organisch? Normalerweise ja. Aber etwas Methan könnte anorganisch sein. Abiogen.
Der Kohlenstoff der Erde stammte aus kosmischen Trümmern. Meteoriten. Kohlenstoffhaltige Chondrite sind reich an Kohlenwasserstoffen. Wenn diese Meteoriten die ursprünglichen Bausteine der Erde darstellen, dann waren hier von Anfang an hohe Konzentrationen an Kohlenwasserstoffen vorhanden.
Möglicherweise kommt es immer noch zu einer kontinuierlichen Ausgasung. Kohlenwasserstoffe, die aus dem Inneren des Planeten entweichen. Einige könnten sich als abiogene Ablagerungen ansammeln, ohne jemals eine organische Phase zu durchlaufen.
Klingt vielversprechend? Nicht wirklich. Eine großflächige Ausgasung würde das Gas wahrscheinlich zu diffus machen. Zu verstreut für mich. Erhebliche Ansammlungen von anorganischem Methan? Wir haben sie noch nicht gefunden. Wenn sie existieren, verstecken sie sich gut.
Dann gibt es noch die Extras. Helium und Argon. Dies sind keine Ölnebenprodukte. Sie entstehen durch radioaktiven Zerfall. Thorium- und Uranfamilien ergeben Helium. Kalium erzeugt Argon.
Ihr Vorkommen im Erdgas ist wahrscheinlich ein Zufall. Nicht verwandte Gase werden in derselben geologischen Tasche eingeschlossen. Nicht, weil sie chemisch miteinander verbunden sind. Nur Pech für das Gas, viel Glück für die Helium-Bergleute.
Die geologische Umgebung
Erdgas verhält sich wie Öl und wandert durch Gesteinsschichten, bis es auf eine geologische Falle trifft. Aber hier ist die Sache: Öl enthält mehr rückgewinnbare Energie als Gas gleicher Größe. Auch wenn die Entgasung technisch gesehen effizienter ist, ist die Physik dafür nicht günstig. Gas beginnt mit einer geringen Konzentration. Es lässt sich leicht verteilen. Damit es nicht austreten kann, braucht man absolut undurchlässige Felsversiegelungen.
Diese Volatilität macht Cap Rocks von entscheidender Bedeutung.
Erdgas ist nicht wählerisch in Bezug auf die Tiefe. Man findet es in flachen Schichten oder tief unter der Oberfläche. Flache Ansammlungen entstehen oft durch biogene Prozesse und bilden sich oberhalb des „Ölfensters“. Thermogas lebt jedoch überall und unterhalb dieses Fensters. In den meisten Becken ist der vertikale Raum für die Gaserzeugung größer als für Öl. Etwa ein Viertel der großen Gasfelder sind biogen und oberflächennah. Der Rest? Sie sind tief in älteren Reservoirs vergraben, oft Karbonate, die durch Evaporite versiegelt sind.
Konventionelle Gasspeicher
Nicht alle herkömmlichen Gasspeicher verhalten sich gleich. Körperliche Unterschiede bestimmen, wie viel Sie tatsächlich herausziehen können.
Die Theorie besagt, dass man in einem einphasigen Gasreservoir fast alles zurückgewinnen sollte, wenn man den Druck ausreichend senkt. Aber die Realität ist chaotisch. Wenn Wasser aus dem umgebenden Gestein eindringt, um den Druck aufrechtzuerhalten, fängt die Kapillarität einen Teil des Gases hinter der vorrückenden Wasserfront ein. Du verlierst es.
In der Praxis rechnet man also mit einer Erholung von etwa 80 Prozent.
Es gibt auch eine wirtschaftliche Grenze. Wenn der Druck zu stark abfällt, übersteigen die Kosten für die Komprimierung des Gases den Wert des Gases selbst. Je nach Durchlässigkeit liegt die tatsächliche Erholung zwischen 75 und 80 Prozent. Begleitgas, das neben Öl entsteht, wird nach der Förderung an der Oberfläche abgeschieden.
Unkonventionelle Gasvorkommen
Dann gibt es noch unkonventionelles Gas. Dieses Zeug lebt in geologischen Umgebungen, die nicht in die Standardform einer Erdölfalle passen.
Es ist zu finden in:
– Dichte Sandsteine (geringe Durchlässigkeit)
– Gelenke und Frakturen
– Absorbiert in Schiefermatrizen
– Kohleflöze
– Methanhydrate in kalten Polar- oder Unterwasserregionen
– In heißen Formationsgewässern mit Geodruck gelöst oder mitgerissen
„Unkonventionell“ ist meist eine ökonomische Bezeichnung. Angesichts der heutigen Technologie und Preise ist die Ausbeutung dieser Quellen teurer und die Produktion erfolgt langsamer. Sie sind schwerer zu erreichen. Doch je weiter die Technologie voranschreitet und konventionelle Quellen teurer werden, desto realisierbar werden diese Alternativen. Tight Gas, Schiefergas und Kohleflözgas haben dies bereits bewiesen.
Enges Gas
Dichtes Gas versteckt sich in Decken- oder linsenförmigen Sandsteinen. Die entscheidende Kennzahl ist hier die Durchlässigkeit. Wir sprechen von weniger als einem Millidarcy (0,001 Darcy). Das ist unglaublich niedrig.
Herkömmliche Vertikalbrunnen haben hier Probleme. Die natürlichen Strömungsgeschwindigkeiten sind zu langsam, um wirtschaftlich zu sein. Es ist eine Verschwendung von Ressourcen, auf die alte Art und Weise zu bohren.
Einstieg in horizontales Bohren und hydraulisches Frakturieren (Fracking).
Diese Techniken schaffen riesige Sammelflächen in Formationen mit geringer Durchlässigkeit. Sie erzwingen Risse im Gestein und ermöglichen dem Gas einen Transportweg zum Bohrloch. Seitdem dies zur Standardpraxis geworden ist, ist die Produktion sprunghaft angestiegen.
Schiefergas
Schiefergas ist im feinkörnigen Sedimentgestein selbst eingeschlossen. Im Gegensatz zu Tight Gas in Sandsteinen, wo Brüche natürliche Wege bieten könnten, ist Schiefer dicht und fein. Das Gas wird an der organischen Substanz und den Tonmineralien in der Gesteinsmatrix adsorbiert.
Um es zu extrahieren, ist ein zweigleisiger Ansatz erforderlich. Sie müssen horizontal bohren, um den Kontakt mit der Schieferschicht zu maximieren. Dann ist eine massive hydraulische Frakturierung erforderlich, um die Mikrofrakturen zu öffnen. Ohne diese Schritte bleibt das Gas eingeschlossen.
Auch der Maßstab ist anders. Schiefervorkommen erstrecken sich oft über Hunderte von Quadratmeilen. Eine einzelne Bohrung könnte ein riesiges Netzwerk von Brüchen erschließen. Dies verändert die Ökonomie völlig. Es geht nicht nur darum, eine Gasblase zu finden. Es geht darum, das Gestein selbst als Reservoir zu betrachten.
Da die Förderkosten sinken, konkurriert Schiefergas direkt mit konventionellen Quellen. In einigen Regionen ist es bereits zum Hauptlieferanten geworden. Die Technologie ist nicht neu, aber die Effizienz verbessert sich. Reibungsmaterialien, bessere Überwachung und verfeinerte Bohrlochkonstruktionen pressen mehr Gas aus demselben Gestein.
Die Frage ist nicht wirklich, ob wir es herausbekommen. Es geht um die ökologischen Kompromisse. Wasserverbrauch. Induzierte Seismizität. Methanleckage während der Extraktion. Das sind jetzt die wahren Engpässe.
Dennoch bleibt das Potenzial atemberaubend. Schiefergasvorkommen sind weit verbreitet. Sie sind nicht auf einige bestimmte Becken beschränkt. Es gibt sie auf fast allen Kontinenten. Da die konventionellen Vorräte schwinden, beschleunigt sich die Verlagerung hin zu diesen unkonventionellen Quellen. Die Geologie ändert sich nicht. Der Stein bleibt stehen. Aber unsere Fähigkeit, es freizuschalten, schon.
Schiefergas war nicht ursprünglich eine Ressource. Es begann als Schlamm. Organischer Schlamm lagerte sich über Millionen von Jahren auf dem Grund alter Ozeane ab und wurde von Sedimentschichten begraben. Hitze und Druck erledigten die schwere Arbeit. Sie haben diesen Schlamm in Fels verwandelt. Sie haben die organische Substanz auch zu Erdgas gekocht.
Ein Teil dieses Gases war mobil. Es versickerte in benachbarten Sandsteintaschen. Dort eingeschlossen, bildete es konventionelle Gasvorkommen. Das meiste blieb jedoch hängen. Der Schiefer selbst ist nicht porös. Es ist ein Gefängnis für Benzin. Der Versuch, es herauszubringen, war jahrzehntelang ein Verlustgeschäft. Der Fluss war zu langsam. Die Ränder zu dünn.
Dann kam das Horizontalbohren. Die Ingenieure lernten, seitwärts zu bohren und sich kilometerweit durch Schieferbetten zu schneiden. Fügen Sie hydraulisches Brechen hinzu, und das Gestein bricht auf. Die Produktion stieg sprunghaft an. Heute stammen etwa 25 Prozent des US-amerikanischen Gases aus diesen engen Formationen. Experten gehen davon aus, dass die Zahl noch vor der Mitte des 21. Jahrhunderts die 50-Prozent-Marke erreichen wird. Die Ära des Schiefergases ist da.
Kohleflözmethan
Kohle ist nicht nur Brennstoff für Kraftwerke. Es ist ein Schwamm für Methan. Riesige Gasmengen bleiben in den Kohleflözen eingeschlossen.
Der Prozess beginnt mit der Verkohlung. Bei der Umwandlung von Pflanzenmaterial in Kohle wird Gas freigesetzt. Einige entweichen in die Atmosphäre. Vieles bleibt zurück. Es sitzt als freies Gas in den Fugen und Brüchen des Flözes. Noch mehr wird an den Innenflächen der Mikroporen adsorbiert. Stellen Sie es sich als Gas vor, das an den Innenwänden mikroskopischer Löcher haftet.
Um es herauszuholen, ist Wassermanagement erforderlich. Sie bohren in die Naht. Sie pumpen das Wasser ab, das die Kohle sättigt. Durch das Entfernen des Wassers wird der Druck gesenkt. Dieser Druckabfall löst die Desorption aus. Das Methan verlässt die Oberfläche der Poren. Es wird freies Gas. Es wandert in die Brüche. Dann das Bohrloch hinauf zur Oberfläche.
Kohle ist undurchlässig. Frakturen sind die einzigen Wege. Wenn ein Flöz reich an Methan ist, stimulieren Ingenieure es mit Fracking, ähnlich wie bei Schieferabbau. Kohleflözgas liefert derzeit fast 10 Prozent des US-amerikanischen Erdgases. Auch andernorts wächst es. Neue Regionen erschließen diese Vorkommen, da traditionelle Quellen schwinden.
Geodruck-Flüssigkeiten und Methanhydrate
Nicht jedes Gas lebt in offensichtlichen Taschen. Einige verstecken sich in tiefen, jungen Sedimentbecken. Dabei handelt es sich um Stauseen mit Geodruck.
Hier tragen Formationsflüssigkeiten – meist salzige Sole – einen Teil der Abraumlast. Der Druck baut sich auf. Es kann das Doppelte des normalen hydrostatischen Gradienten erreichen. Auch die Hitze entweicht nicht gut. Isolierende Schichten aus Schiefer und Ton fangen die Wärmeenergie ein. Diese Flüssigkeiten sind oft heißer als diejenigen in Zonen mit normalem Druck.
Die Sole ist mit Gas gesättigt. Wir sprechen von 0,84 bis 2,24 Kubikmeter Erdgas pro 0,159 Kubikmeter Sole. Das sind 30 bis 80 Kubikfuß Gas pro Barrel. Es klingt vielversprechend. Das ist es nicht.
Die Herstellung dieses Gases erfordert hohe Durchflussraten. Sie benötigen Formationen mit hoher Porosität und Durchlässigkeit. Um kommerzielle Gasmengen zu erhalten, müssen außerdem große Mengen an heißem Formationswasser produziert werden. Die Energiekosten und der logistische Albtraum sind zu hoch. Derzeit gibt es keine kommerzielle Gasproduktion aus geodruckbedingten Lagerstätten. Die Mathematik funktioniert nicht.
Bei Methanhydraten ist das anders. Es handelt sich um fest wirkende, eisartige Gebilde. Einzelne Methanmoleküle sind in käfigartigen Gittern aus Wassermolekülen eingeschlossen. Es ist eine molekulare Falle.
Diese Hydrate kommen hauptsächlich an zwei Orten vor. Unter dem Permafrost in Polarregionen. Und in Meeresböden entlang der Kontinentalschelfs. Durch spezifische Druck- und Temperaturkombinationen kann Methan in wassergesättigte Lagerstätten wandern und diese Strukturen bilden. Sie kommen in Polarsandsteinen sowie im Sand und Schlamm der Kontinentalränder vor.
Die Extraktion ist der Flaschenhals. Wir haben noch keine wirtschaftlich sinnvolle oder ökologisch nachhaltige Methode. Zwei Hauptideen liegen auf dem Tisch.
Erstens: Druckentlastung. Bohren Sie in die Formation. Reduzieren Sie den Umgebungsdruck. Das Methan löst sich aus dem Wassergitter. Es fließt das Bohrloch hinauf.
Zweitens: Kohlendioxidinjektion. CO2 in den Fels pumpen. Die CO2-Moleküle verdrängen das Methan im Gitter. Das Methan wird freigesetzt. Anschließend kann es extrahiert werden.
Beide Methoden bergen Risiken. Die beteiligten Ökosysteme sind äußerst empfindlich. Polare Umgebungen und Meeresschelfs sind fragil. Jede Technologie muss mit äußerster Sorgfalt entwickelt werden. Wir haben das Benzin. Wir wissen einfach nicht, wie wir es beseitigen können, ohne die Welt um es herum zu zerstören.
Weltweite Verteilung von Erdgas
Benzin sitzt nicht nur in einer Tasche. Es wandert.
Stellen Sie sich die Erdkruste als eine vertikale Fabrik zur Gaserzeugung vor. Nahe der Oberfläche befindet sich oberflächennahes biogenes Gas. Weiter unten treffen Sie dann auf das Ölfenster, in dem sich gelöstes Gas befindet. Gehen Sie noch tiefer, und thermisches Gas übernimmt die Kontrolle.
Dieser riesige vertikale Lebensraum, kombiniert mit einem endlosen Vorrat an Ausgangsmaterial, lässt darauf schließen, dass wir gerade erst an der Oberfläche gekratzt haben. Buchstäblich.
Schätzungen gehen davon aus, dass die Menge des förderbaren Gases, die noch unentdeckt bleibt, bei 45 Prozent der Gesamtmenge liegt. Der Energiegehalt dieser ultimativen Ressourcen wird voraussichtlich mit Öl mithalten können. Wir verbrauchen heute weniger Gas als Öl, was bedeutet, dass unsere aktuellen Vorräte voraussichtlich länger reichen werden. Aber wenn sich die Verbrauchsmuster ändern und der Gasverbrauch den massiven Umfang von Öl einholt, verschwindet diese Langlebigkeit schnell. Gas würde zu einer weiteren kurzlebigen Ressource werden.
Die Kosten für verschwendetes Benzin
Abfackeln ist nicht neu. Es ist eine schmutzige Angewohnheit, die mit der Ölförderung zusammenhängt.
Im Jahr 2017 meldete die Weltbank einen erschütternden Verlust. Ungefähr 141 Milliarden Kubikmeter (bcm) Gas – das entspricht 5 Billionen Kubikfuß (tcf) – wurden am Bohrlochkopf verbrannt. Das ist ein Fünftel des jährlichen Gasverbrauchs in den Vereinigten Staaten. Oder 75 Prozent der jährlichen Exporte Russlands.
Warum es verschwenden? Entlegene Standorte. Die Rückgewinnung von Gas aus isolierten Bohrlöchern ist teuer. Wenn man es nirgendwohin leiten kann, verbrennt man es.
Historisch gesehen waren Russland, der Nahe Osten und Teile Afrikas die größten Straftäter. Während ein Großteil dieses Gases heute wieder injiziert wird, um den Druck aufrechtzuerhalten, ging das, was nicht wieder injiziert werden konnte, oft in Flammen auf.
Aber die Ökonomie verändert das Verhalten. Da der Wert von Gas steigt, werden die Umweltschutzbemühungen intensiviert. Das Abfackeln ist ausgefallen. Das Geld ist zu gut, um es im Rauch zu lassen.
Die Giganten der Branche
Nicht alle Felder sind gleich.
Die größten Erdgasfelder sind „Superriesen“. Sie enthalten mehr als 850 Milliarden Kubikmeter Gas. Dann gibt es „Weltklasse-Giganten“ mit einer Größe zwischen 85 und 850 Milliarden Kubikmetern (3 bis 30 Tonnen Kubikfuß).
Diese riesigen Felder machen einen winzigen Bruchteil der gesamten bekannten Felder aus. Weniger als 1 Prozent. Dennoch sind sie das Rückgrat der Branche.
Überriesen und Giganten sowie das damit verbundene Gas, das in riesigen Ölfeldern gefunden wurde, verfügten ursprünglich über etwa 80 Prozent der weltweiten Reserven. Sie produzieren 80 Prozent des weltweiten Gases.
Russlands Rolle
Russland sitzt auf einigen dieser Giganten.
Russland besitzt die Krone der größten Erdgasreserven der Welt. Wir sprechen von etwa 47 Billionen Kubikmetern (tcm) oder etwa 1.680 Billionen Kubikfuß (tcf) Gas. Hin und wieder tauscht es den Platz mit den Vereinigten Staaten um den Spitzenplatz in der Produktion, aber das schiere Volumen dessen, was in Russland im Untergrund schlummert, ist unübertroffen.
Die Aktion findet in Westsibirien statt. Schauen Sie insbesondere östlich des Golfs von Ob, direkt am Polarkreis. Hier befinden sich einige der größten Gasfelder der Erde.
Urengoi: Der Riese, der weitermacht
Urengoi ist das zweitgrößte Gasfeld der Welt. Es wurde 1966 entdeckt. Erste Schätzungen gehen von 8,1 Billionen Kubikmetern (286 Billionen Kubikfuß) aus. Das ist eine atemberaubende Energiemenge.
Die Geologie hier ist komplex, aber konsistent. Ungefähr drei Viertel dieses Gases befinden sich in der flachsten Lagerstätte. Es liegt zwischen 1.100 und 1.250 Metern (3.600 bis 4.100 Fuß) tief. Diese Gesteine stammen aus der späten Kreidezeit und sind etwa 66 bis 100,5 Millionen Jahre alt.
Insgesamt verfügt Urengoi über 15 separate Stauseen. Einige werden in Gesteinen der Unterkreide gefunden, die älter sind und etwa 100,5 bis 145 Millionen Jahre alt sind. Der tiefste Punkt ist eine Gaskondensatzone in Schichten des Oberjura, die auf die Zeit vor 145–163,5 Millionen Jahren zurückgedrängt wurde.
Die Produktion begann 1978. Sie erreichte ihren Höhepunkt. Seit diesen Spitzenjahren ist die Produktion zurückgegangen. Dennoch übertrifft es volumenmäßig jedes andere einzelne Gasfeld auf der Erde. Es bleibt der König der Extraktion.
Jamburg und Orenburg
Nördlich von Urengoi, auch nördlich des Polarkreises, liegt Jamburg. Es ist Russlands zweitgrößtes Feld. Die ursprünglichen Reserven wurden auf 4,7 Billionen Kubikmeter (166 Billionen Kubikfuß) geschätzt. Das Gas stammt größtenteils aus Reservoirgesteinen der Oberkreide. Diese liegen in Tiefen von 1.000 bis 1.210 Metern (3.300 bis 4.000 Fuß). Die Entwicklung begann Anfang der 1980er Jahre.
Dann ist da noch Orenburg. 1967 in der Wolga-Ural-Region entdeckt. Es trägt den Titel des größten russischen Gasfeldes außerhalb Westsibiriens. Die anfänglichen Reserven betrugen 1,8 Billionen Kubikmeter (64 Billionen Kubikfuß). Die Produktion begann im Jahr 1974. Sie ist zwar bedeutend, konkurriert aber hinsichtlich ihrer Größe nicht mit den sibirischen Giganten.
Groningen: Europas Anker
Ziehen Sie nach Süden nach Europa. Das größte Erdgasfeld des Kontinents ist Groningen. Es liegt an der niederländischen Küste. Die Entdeckung erfolgte 1959. Die Produktion begann 1963. Die ursprünglich förderbaren Reserven lagen zwischen 2,7 und 2,8 Billionen Kubikmeter (95 bis 99 Billionen Kubikfuß).
Sie haben bereits etwa 60 Prozent dieser ursprünglichen Reserven abgezogen. Die Geologie ist hier ausgeprägt. Die Entdeckungsbohrung bohrte durch Evaporite aus dem Perm (251,9–298,9 Millionen Jahre alt). Es traf auf einen dicken basalen Perm-Sandstein, der äußerst produktiv war.
Nachfolgende Bohrungen kartierten eine breite Antiklinale. Es ist etwa 24 km (15 Meilen) breit und 40 km (24 Meilen) lang. Das Reservoir wird von diesen Evaporiten bedeckt. Gas befindet sich in Tiefen zwischen 2.500 und 3.000 Metern (8.000 bis 10.000 Fuß). Unterhalb dieses Reservoirs liegt eine abgestumpfte und stark verwerfte kohleführende Abfolge in Pennsylvania. Diese Abfolge, die sich von vor 323 bis 299 Millionen Jahren erstreckt, gilt als Hauptquelle des Gases.
Troll: Norwegens Nordsee-Kraftpaket
Das zweitgrößte Gasfeld Europas ist das Troll-Feld. Es liegt unter der Nordsee, weniger als 100 km (60 Meilen) vor der Küste Norwegens. Es befindet sich in Sandsteinen des Oberjura. Die Entdeckung erfolgte 1979. Die gewinnbaren Reserven wurden auf 1,3 Billionen Kubikmeter (45,9 Billionen Kubikfuß) geschätzt.
Die Produktion begann 1996. Es war ein sofortiger Wendepunkt. Norwegen entwickelte sich schnell zu einem der größten Erdgasproduzenten und -exporteure der Welt. Allein Troll enthält mehr als die Hälfte der nachgewiesenen Erdgasreserven Norwegens. Diese nachgewiesenen Reserven belaufen sich auf insgesamt 2 Billionen Kubikmeter (72 Billionen Kubikfuß).
Nordamerika
Die Giganten Nordamerikas
Die USA verfügen über unglaubliche 9,7 Billionen Kubikmeter nachgewiesene Erdgasreserven. Das sind 341 Billionen Kubikfuß Treibstoff im Untergrund. Das Kronjuwel ist der Marcellus-Schiefer. Es erstreckt sich über Pennsylvania, Ohio, West Virginia und New York. Einige Schätzungen gehen davon aus, dass es bis zu 14 Billionen Kubikmeter fasst.
Es produziert mehr als 80,3 Milliarden Kubikmeter pro Jahr. Damit ist es die größte Quelle des Landes. Es ist auch eines der größten Gasfelder der Welt. Das Ausmaß ist schwer zu erfassen, bis man sich die Ausgabe ansieht.
Dann ist da noch das Hugoton-Feld. 1927 in Kansas entdeckt. Es erstreckt sich bis nach Oklahoma und Texas. Sie benötigen eine lange Sicht, um das Gesamtbild zu sehen. Das Produktionsgebiet erstreckt sich über einen 400 km langen Trend. Dort wurden über 10.000 Brunnen gebohrt.
Die Geologie ist spezifisch. Das Gas stammt aus permischen Kalksteinen und Dolomiten. Stratigraphische Variationen in der Lithologie steuern die Ansammlungen. Es ist nicht nur ein Loch im Boden. Es ist eine komplexe Falle. Das Feld hat eine geschätzte Endausbeute von 1,5 Billionen Kubikmetern. Sie haben bereits etwa 65 Prozent davon herausgezogen.
Kanada ist der nächste große Player. Sie verfügen über nachgewiesene Reserven von 2,1 Billionen Kubikmetern. Ihr unentdecktes Potenzial entspricht fast genau den USA. Das ist eine Menge ungenutzte Energie. Ein wichtiger Standort ist das Elmworth-Feld. Es wurde 1976 in Alberta gefunden. Es befindet sich in einem Sandsteinreservoir aus der Kreidezeit. Es enthielt 560 Milliarden Kubikmeter Gas. Das sind 20 tcf Potenzial.
Mexiko ist anders. Sie verfügen über nachgewiesene Reserven von 356 Milliarden Kubikmetern. Die Produktion ist verstreut. Ein großer Teil stammt aus dem Canterell-Ölfeld im Golf von Mexiko. Die Nachfrage steigt. Die Elektrizitätswirtschaft ist hungrig. Aber sie können nicht alles verarbeiten. Jedes Jahr werden Milliarden Kubikmeter Begleitgas abgefackelt. Es ist verschwendetes Potenzial. Oder besser gesagt, verschwendete Infrastruktur.
Die Wüstenriesen
In Nordafrika ist die Geschichte älter. Das Feld von Hassi R’Mel ist der Schlüssel. Es liegt im zentralen Becken Algeriens. Es wurde 1956 entdeckt. Es liegt auf einer großen Antiklinale. Das Reservoir besteht aus Trias-Sandstein. Das ist 200 Millionen Jahre alt. Es ist von Salzbetten bedeckt.
Ursprünglich enthielt es etwa 2,52 Billionen Kubikmeter förderbares Gas. Es produziert immer noch 100 Milliarden Kubikmeter pro Jahr. Das sind 60 Prozent des gesamten Trockengases Algeriens. Die Geologie ist sauber. Durchlässiges Gestein. Salzsiegel. Es ist ein Reservoir wie aus dem Bilderbuch. Aber es ist auch ein enormer Wirtschaftsmotor für die Region.
Der Nahe Osten
Der Nahe Osten hält den Rest des globalen Gleichgewichts.
Im Nahen Osten geht es nicht nur um Rohöl. Unter dem Sand liegt eine riesige unterirdische Gasbank. Dieses Potenzial ist an das arabisch-iranische Becken gebunden. Sein Rückgrat ist die permische Khuff-Formation. Es liegt unter dem größten Teil der Region. Es ist ein wichtiger Horizont für die Speicherung von Gas.
In dieser Schicht befindet sich das weltweit größte nicht verbundene Erdgasfeld. Katar nennt es das Nordfeld. Der Iran nennt es South Pars. Es erstreckt sich über küstennahe Gewässer. Die Reserven sind atemberaubend. Schätzungen gehen von über 28 Billionen Kubikmetern aus. Das sind 1.000 Billionen Kubikfuß.
Dieser Reichtum hat Ranglisten. Iran verfügt über die drittgrößten Erdgasreserven. Katar ist Vierter. Nur Russland hat mehr. Die Khuff-Formation ist der Grund. Es ist nicht mehr nur ein Ölland. Es ist eine Gas-Supermacht.
Asiens Riffreservoirs
Bewegen Sie sich nach Osten. Asien hat seinen eigenen Riesen. Das Arun-Feld. 1971 entdeckt. Es befindet sich im Nord-Sumatra-Becken in Indonesien. Der Fels hier ist anders. Es ist Riffkalkstein. Es stammt aus dem mittleren Miozän. Das ist vor 16 bis 11,6 Millionen Jahren.
Die ursprünglichen Reserven wurden auf 383 Milliarden Kubikmeter geschätzt. Oder 13,5 Billionen Kubikfuß. Riesige Zahlen. Aber sie werden nicht an die Nachbarn weitergeleitet. Das Gas ist verflüssigt. Nur Export. Dadurch verändert sich die Logistik völlig. Sie brauchen Kühlketten. Sie benötigen spezialisierte Tanker. Der Wert liegt in der Mobilität.
