El gas natural es simple sobre el papel pero complejo en la práctica. Es un hidrocarburo gaseoso incoloro y altamente inflamable. La mezcla se compone principalmente de metano y etano. Cae bajo el amplio paraguas del petróleo. A menudo lo encontrará junto al petróleo crudo. Este combustible fósil alimenta todo, desde calentadores domésticos hasta plantas industriales pesadas. Genera electricidad. Cocina comida. Incluso alimenta a ciertos vehículos. Más allá de la energía, sirve como materia prima química vital. Los fabricantes lo utilizan para crear plásticos. La producción de fertilizantes depende de ello. También lo hacen los tintes.
Encontrar este recurso no siempre es sencillo. El gas natural a menudo se disuelve en petróleo dentro de yacimientos subterráneos. La presión allí es inmensa. A veces se forma una capa de gas que flota sobre la capa de petróleo. Esa presión actúa como conductor. Obliga al petróleo a subir a la superficie. Este tipo se conoce como gas asociado. Es esencialmente la fase gaseosa del petróleo crudo. Suele transportar líquidos ligeros como propano y butano. La gente lo llama “gas húmedo”.
No todo el gas viene con petróleo. Algunos yacimientos contienen sólo gas. Este es un gas no asociado. Debido a que no hay ninguna fuente de petróleo líquido cerca, se le denomina “gas seco”.
¿Dónde utilizaron los humanos el gas natural por primera vez?
La historia comienza mucho antes de los oleoductos modernos. Los primeros humanos notaron filtraciones de gas natural. Estos ocurrieron en Irán entre 6000 y 2000 a.C. Los escritores antiguos documentaron estas filtraciones de petróleo en todo el Medio Oriente. La región de Bakú, hoy parte de Azerbaiyán, era un punto crítico. Probablemente los rayos cayeron primero sobre estas filtraciones. Las llamas resultantes alimentaron los “fuegos eternos” de las antiguas religiones persas que adoraban al fuego.
China entró en escena alrededor del 900 a.C. Los chinos fueron innovadores prácticos. Perforaron el primer pozo conocido de gas natural en el año 211 a.C. La profundidad alcanzó unos 150 metros. Los postes de bambú y las primitivas brocas de percusión hicieron el trabajo. El objetivo era piedra caliza del Triásico Tardío. Esta capa de roca, que data de aproximadamente 237 millones de años, se encontraba en un anticlinal al oeste de la moderna Chongqing.
¿Por qué perforar profundamente? Para secar sal de roca. La sal estaba intercalada en la piedra caliza. La quema del gas proporcionaba calor. Wells finalmente cavó más profundamente. Algunos se acercaron a los 1.000 metros. En 1900, más de 1.100 pozos salpicaban ese anticlinal.
Europa no supo nada del gas natural durante milenios. El continente no lo descubrió en Inglaterra hasta 1659. Incluso entonces, no logró ponerse de moda. El gas ciudad tomó la delantera. Este combustible procedía del carbón carbonizado. Iluminó calles y hogares de toda Europa a partir de 1790.
América del Norte tomó un camino diferente. Allí se produjo el primer uso comercial de un producto derivado del petróleo. Un pozo poco profundo en Fredonia, Nueva York, produjo gas natural en 1821. Tuberías de plomo de pequeño diámetro transportaban el gas. Los consumidores lo utilizaban para iluminar y cocinar.
El problema del oleoducto
Durante la mayor parte del siglo XIX, el uso del gas natural se mantuvo local. La tecnología para mover grandes cantidades a largas distancias simplemente no existía. El carbón y el petróleo impulsaron el desarrollo industrial. El gas natural se mantuvo al margen.
En 1890 se produjo un gran avance. La invención del acoplamiento de tubería a prueba de fugas cambió las reglas del juego. Permitió un mejor transporte. Pero los materiales y las técnicas de construcción siguieron siendo engorrosos. El gas no podía viajar más de 160 kilómetros desde su fuente.
La economía fue brutal. La mayor parte del gas asociado se quemó. Eso significa que fue quemado en la boca del pozo. A menudo se dejaba gas no asociado en el suelo. En cambio, las ciudades dependieron del gas urbano manufacturado. La infraestructura se quedó atrás del recurso.
El auge de las redes de tuberías de alta presión
La transmisión de gas a larga distancia sólo se volvió viable a finales de la década de 1920. Fue entonces cuando la tecnología de oleoductos finalmente alcanzó la ambición. Entre 1927 y 1931, Estados Unidos construyó más de diez importantes sistemas de transmisión. Fueron empresas enormes. Cada sistema utilizaba tuberías de aproximadamente 50 cm (20 pulgadas) de ancho. Se extendieron más de 320 kilómetros (200 millas).
Después de la Segunda Guerra Mundial, la balanza se disparó. Los ingenieros construyeron tuberías aún más largas y con diámetros cada vez mayores. Las técnicas de fabricación permitieron tubos de hasta 150 cm (60 pulgadas) de ancho. Desde principios de la década de 1970, las arterias más largas se originan en Rusia.
Consideremos el oleoducto Northern Lights. Construido en las décadas de 1960 y 1970, se extiende por 5.470 km (3.400 millas). Atraviesa los Montes Urales y más de 700 ríos y arroyos. Une Europa del Este con los yacimientos de gas de Siberia Occidental en el Círculo Polar Ártico. El resultado es que el gas de Urengoy, el yacimiento más grande del mundo, fluye hacia Europa oriental y luego hacia Europa occidental para su consumo.
Luego está el Oleoducto Transmediterráneo. Es más corto pero una pesadilla de ingeniería. Esta línea de 50 cm (20 pulgadas) discurre entre Argelia y Sicilia. Atraviesa aguas donde el mar tiene más de 600 metros (2000 pies) de profundidad.
Por qué el gas natural se convirtió en un combustible premium
El gas natural no siempre fue valioso. En 1960, el gas asociado era una molestia. Era un subproducto de la producción de petróleo. Los ingenieros lo separaron del petróleo crudo y lo eliminaron lo más barato posible. A menudo, simplemente lo quemaban. Quemarlo fue la solución más sencilla.
Las cosas cambiaron después de las crisis del petróleo de finales de los años 1960 y principios de los 1970. El gas natural se convirtió en una fuente mundial de energía fundamental.
Incluso en Estados Unidos, el mercado de calefacción doméstica fue limitado hasta la década de 1930. El gas ciudad era común entonces. Era sintético. Tenía la mitad del poder calorífico del gas natural. Cuando llegó el gas natural abundante y barato, reemplazó al gas ciudad.
El gas natural se quema completamente, formando principalmente dióxido de carbono y agua. Está relativamente libre de hollín, monóxido de carbono y óxidos de nitrógeno.
Esta limpieza importa. Las emisiones de dióxido de azufre son casi inexistentes. Como resultado, muchos países prefieren el gas natural por razones medioambientales. Ha suplantado al carbón en las centrales eléctricas de todo el mundo.
Pero hay un problema. El metano es un potente gas de efecto invernadero. Atrapa el calor unas 25 veces más eficazmente que el dióxido de carbono. A pesar de su reputación como combustible limpio, las fugas de metano de las instalaciones de almacenamiento, oleoductos y transportes contribuyen significativamente al calentamiento global. Esta sigue siendo una gran preocupación.
¿Qué hay dentro de la tubería?
El gas natural es una mezcla de hidrocarburos. Se compone principalmente de parafinas ligeras saturadas. El metano y el etano son los componentes principales. Son gaseosos en condiciones atmosféricas.
La mezcla también puede contener propano, butano, pentano y hexano. En los yacimientos, la alta presión mantiene incluso estos hidrocarburos más pesados en forma gaseosa. Una vez llevados a la superficie y a la presión atmosférica, se licuan. Estos se producen por separado como líquidos de gas natural (NGL).
Esto sucede en separadores de campo o plantas de procesamiento de gas. A continuación, los NGL se separan en fracciones. Obtiene de todo, desde condensados pesados (hexanos, pentanos, butanos) hasta gas licuado de petróleo (GLP) y etano. En los Estados Unidos, esta es una industria enorme. El procesamiento de gas natural proporciona gran parte de la materia prima de etano para la fabricación de olefinas. El GLP se utiliza para calefacción y fines comerciales.
Contaminantes distintos de los hidrocarburos
El gas natural a menudo contiene gases distintos de los hidrocarburos. Son comunes el nitrógeno, el dióxido de carbono, el hidrógeno, el helio y el argón.
El nitrógeno y el dióxido de carbono no son combustibles. Pueden aparecer en proporciones sustanciales. El nitrógeno es inerte. Sin embargo, si está presente en grandes cantidades, diluye el poder calorífico. Debe eliminarse antes de que el gas llegue al mercado comercial. El dióxido de carbono se elimina para aumentar el poder calorífico, reducir el volumen y asegurar una combustión constante.
Luego está el azufre. El gas natural a menudo contiene sulfuro de hidrógeno u otros compuestos orgánicos de azufre. Esto se conoce como “gas amargo”.
El azufre es tóxico cuando se respira. Corroe las instalaciones de plantas y tuberías. Si se quema, genera graves contaminantes. Por lo tanto, se elimina durante el procesamiento. Pero aquí está el giro: después de eliminar el azufre, se agrega una pequeña cantidad de un nocivo odorante mercaptano. ¿Por qué? Para detectar fugas. El metano es inodoro. Necesitas un olor para saber si algo salió mal durante el transporte o el uso.
El gas y el agua de formación conviven en el yacimiento. Entonces, el gas recuperado de un pozo contiene vapor de agua. Este vapor se condensa parcialmente durante la transmisión a la planta de procesamiento.
Propiedades térmicas y físicas
El gas natural comercial queda despojado de los LGN. Se vende para calefacción. Suele contener entre un 85 y un 90 por ciento de metano. El resto es principalmente nitrógeno y etano.
Su poder calorífico es alto. Normalmente proporciona aproximadamente 38 megajulios (MJ) por metro cúbico. Esto equivale a unas 1.050 unidades térmicas británicas (BTU) por pie cúbico.
El metano en sí es incoloro e inodoro. Es altamente inflamable. Pero como se señaló, los gases asociados, como el sulfuro de hidrógeno, tienen un olor distintivo y penetrante. Sólo unas pocas partes por millón son suficientes para darle al gas natural un olor definido. Ese olor es una característica de seguridad.
El gas no permanece igual una vez que sale del suelo. Se expande. Se enfría. Cambia de estado. Comprender cómo medimos y movemos este combustible invisible es la mitad de la historia de la industria energética. La otra mitad evita que se congele en las tuberías.
Volúmenes estándar y valores de mercado
Medimos el gas por volumen, pero sólo bajo condiciones estrictas. Específicamente, presión atmosférica estándar (760 mm de mercurio o 14,7 psi) y una temperatura de 15 °C (60 °F). Bajo tierra, el gas es aplastado por una inmensa presión. Cuando llega a la superficie, esa presión desaparece. El gas se expande. Ocupa más espacio. Pero la cantidad real de energía contenida en ese gas no ha cambiado.
Por eso utilizamos condiciones estándar para la medición. Crea igualdad de condiciones.
Las reservas son enormes. Hablamos de miles de millones y billones de metros cúbicos (bcm, tcm) o pies cúbicos (bcf, tcf). La producción diaria en las bocas de pozo es menor, generalmente medida en miles o millones de metros cúbicos (Mcm, MMcm) o pies cúbicos (Mcf, MMcf).
Hay una peculiaridad extraña aquí. La industria utiliza números romanos. M significa 1.000. MM significa 1.000 por 1.000. Entonces MMcf es un millón de pies cúbicos. Parece arbitrario hasta que te acostumbras.
Pero el volumen no es lo que se paga. La energía es.
El gas natural se compra y vende por su poder calorífico. Esa es la energía térmica que libera cuando se quema. Aproximadamente 38 megajulios por metro cúbico (MJ/m3) o 1.050 BTU por pie cúbico. En la práctica, estas cifras son demasiado pequeñas para las transacciones comerciales. Usamos gigajulios (GJ) y millones de BTU (MMBTU).
En el sistema imperial británico, 1 MMBTU equivale aproximadamente a 1.000 pies cúbicos de gas. Otra unidad común es la termia, que equivale a 100.000 BTU o aproximadamente 100 pies cúbicos. Los precios suelen indicarse por termia, por MMBTU o por GJ. Todo se reduce al calor.
Conceptos básicos del procesamiento de campo
El gas de campo rara vez está listo para funcionar. A veces tiene un contenido de metano tan alto que se puede canalizar directamente a los clientes. Casi nunca.
La mayor parte del tiempo está sucio. Contiene líquidos de hidrocarburos más pesados e impurezas. También está a muy baja presión. No se puede impulsar eso a través de un canal de manera eficiente.
Entonces lo procesamos.
El proceso implica múltiples etapas de compresión. Comprimimos el gas para eliminar líquidos e impurezas. También enfriamos el líquido. El enfriamiento reduce la temperatura del gas. Esto ahorra energía en las estaciones compresoras más adelante en la línea. Es una compensación. Gastas energía para enfriar y comprimir ahora, para ahorrar energía más adelante.
Prevención de deshidratación e hidratos
El agua es el enemigo en el procesamiento de gas.
En una planta de compresión simple, el gas llega a un depurador de entrada. Esto elimina los líquidos arrastrados. Luego el gas se comprime y se enfría. La presión sube. La temperatura baja. El vapor de agua se condensa en líquido.
Si el gas se enfría demasiado, alcanza su punto de rocío. El agua o los hidrocarburos se vuelven líquidos. Esto crea un problema. Se forman hidratos de gas. Son cristales parecidos al hielo. Obstruyen las válvulas. Bloquean tuberías. Paran la producción.
Debes prevenirlos.
La solución es glicol. Se inyecta una solución de glicol en la corriente de gas. Absorbe el agua disuelta. El gas se seca. Se calienta el glicol, ahora cargado de agua. El agua se evapora. El glicol se reutiliza.
Hay otra manera. Desecantes sólidos.
El gas húmedo pasa a través de torres llenas de material de secado. El agua se adsorbe sobre el sólido. Sale gas seco. El desecante sólido eventualmente se satura y debe regenerarse o reemplazarse.
Recuperación de líquidos hidrocarbonados
El metano es valioso. Pero los componentes más pesados suelen valer más.
Si la economía del mercado lo justifica, extraemos líquidos de gas natural (LGN). Esto requiere una compleja planta de absorción y fraccionamiento.
El gas comprimido sin tratar se encuentra con el “aceite pobre” en una columna absorbente. El aceite pobre absorbe los componentes más pesados del gas. La mayor parte del gas (generalmente 95 por ciento de metano) se descarga desde la parte superior como gas residual. Todavía necesita tratamiento para eliminar el azufre y otras impurezas.
La corriente líquida del fondo, ahora “petróleo rico”, se dirige a una torre de destilación. Aquí, el etano se elimina como combustible vegetal o como materia prima petroquímica. El aceite pobre se recupera y se recicla hasta la parte superior de la columna.
Algunas plantas tienen columnas adicionales para separar propano y butano.
La temperatura importa. Las plantas más antiguas funcionaron a temperatura ambiente. Las instalaciones modernas utilizan refrigeración para reducir las temperaturas de procesamiento. Esto aumenta la eficiencia de absorción.
Existe un método aún más agresivo. Expansión criogénica.
Así extraemos etano de manera eficiente. El gas enfriado es impulsado por una potente turbina a una cámara de expansión. La presión de vapor cae. La temperatura cae en picado a -84 °C (-120 °F).
A esta temperatura, el metano sigue siendo un gas. Los hidrocarburos más pesados se condensan. Están recuperados. El metano sigue su camino. Se recogen los líquidos.
Gas agrio edulcorante
El gas amargo contiene compuestos de azufre. Son corrosivos. Son tóxicos. Deben ser eliminados.
“Endulzamos” el gas.
El proceso utiliza etanolamina. Este es un absorbente de líquidos. Actúa como el glicol en la deshidratación, pero se dirige al azufre.
Se burbujea gas a través de la etanolamina. Emerge casi por completo despojado de azufre. Luego se procesa la etanolamina para eliminar el azufre absorbido. Se reutiliza.
Este ciclo continúa hasta que la amina se agota o se contamina sin posibilidad de reparación.
Transporte
Una vez que el gas está seco, dulce y medido, ingresa al gasoducto. La presión es alta. La temperatura está controlada. La composición es estable. Viaja cientos o miles de millas.
Pero esa es una historia diferente. La infraestructura que mueve este fuego invisible es una maravilla de la ingeniería. Requiere un seguimiento constante. Requiere mantenimiento. Requiere un delicado equilibrio entre física y química.
Si falla una válvula, todo el sistema se detiene.
La infraestructura define la industria. El auge del gas natural no se trató sólo de encontrar gas. Se trataba de moverlo. Y el primer paso en ese rompecabezas logístico fue la tubería de metal.
Antes del siglo XXI, la red no se parecía en nada a lo que vemos hoy. La primera línea metálica conectó Titusville con Newton, Pensilvania, en 1872. Era un tubo de hierro fundido de sólo 2,5 pulgadas de diámetro. Diminuto. Frágil para los estándares modernos. Sin embargo, impulsó gas a 80 psi (unos 550 kilopascales) a 250 hogares. Ese fue el comienzo.
Avance rápido hasta ahora. La escala es asombrosa. Sólo en Estados Unidos hay más de 500.000 kilómetros de tuberías principales de transmisión. Agregue los 3,4 millones de kilómetros de líneas de distribución más pequeñas y tendrá una red que entrega más de 672 mil millones de metros cúbicos de gas al año. Eso atiende a 70 millones de clientes.
Rusia, el principal exportador del mundo, no se queda atrás. Recorren más de 160.000 kilómetros de líneas de transmisión. ¿Su capacidad? Más de 600 mil millones de metros cúbicos al año. La escala física del movimiento de energía desde la fuente hasta el enchufe es el verdadero motor del mercado.
La geometría de la presión
No se utiliza una manguera contra incendios para regar una planta en maceta. La ingeniería de tuberías sigue la misma lógica.
Las líneas modernas varían enormemente en tamaño. Las líneas de alimentación pueden tener sólo 15 centímetros (6 pulgadas) de ancho. ¿Tuberías de transmisión? Se hinchan hasta 60, 106 o incluso 122 centímetros (24, 42, 48 pulgadas). Las líneas principales rusas más grandes superan esa cifra y alcanzan los 140 centímetros (56 pulgadas).
La presión es la otra variable. Las grandes líneas de transmisión operan a aproximadamente 8 megapascales. Eso es más de 1000 psi. En regiones con muchas métricas, eso es 80 compases. La fricción del gas que corre a través de un tubo de acero es inmensa. Para mantenerlo en movimiento, se colocan estaciones compresoras automatizadas cada 100 kilómetros (60 millas). Actúan, aumentan la presión y superan la resistencia. Sin ellos, el gas se detiene en seco.
Cruzando océanos sobre hielo
¿Qué pasa cuando el gas está lejos del mercado? Digamos, ¿en medio de la nada? No siempre se puede construir una tubería. En lugar de eso, lo congelas.
El gas natural licuado (GNL) soluciona el problema de las distancias. Cuando se enfría a aproximadamente -160 °C (-260 °F), el gas natural se contrae al 0,16 por ciento de su volumen original. Esa es una reducción de 1/600. De repente, enviarlo a través de océanos tiene sentido económico.
El proceso en las plantas de licuefacción es preciso. Utiliza ciclos en cascada autorrefrigerados. Primero, al gas se le quita el dióxido de carbono y se seca. Luego pasa por una serie de pasos de compresión y expansión. El gas se enfría hasta licuarse. El poder para esta compresión generalmente proviene de quemar una porción del propio gas. Eficiente, pero costoso.
Una vez congelado, se carga en camiones cisterna especialmente aislados. Estos buques navegan hacia puertos consumidores. Allí, el GNL permanece en tanques refrigerados hasta que se necesita. Para utilizarlo es necesario regasificar el líquido. Esto requiere calor. A menudo, ese calor proviene del agua de mar cercana, un intercambio de bajo costo.
Pero hay un problema. En cada paso (licuefacción, transporte, regasificación) se pierde energía. La pérdida puede alcanzar el 25 por ciento del contenido original. Estás enviando hielo, pero también estás enviando ineficiencia.
Del combustible quemado a la materia prima química
¿El mayor uso individual de esta energía? Generación de energía. Lo quemamos para hacer girar turbinas.
Después de la electricidad, está el uso industrial y doméstico. Calefacción de viviendas. Fábricas en funcionamiento. Pero el gas natural es más que combustible. Es un bloque de construcción.
Su naturaleza de combustión limpia lo convirtió en el favorito de las flotas de transporte. Muchos autobuses funcionan con gas natural comprimido. Emite dióxido de carbono, claro, pero menos hollín que el diésel.
También está en las cosas que tocas todos los días. El negro de carbón, un pigmento fino de dimensiones coloidales, se obtiene quemando gas natural con aire limitado. El hollín se deposita en superficies frías. Está en tus neumáticos. Está en la tinta de tu impresora. Está en tus tintes.
La conexión del amoníaco
Más de la mitad del amoníaco del mundo proviene del gas natural. El proceso utiliza hidrógeno derivado del metano. Catalítico. Complejo.
Este amoníaco no se queda ahí. Se convierte en alimento vegetal. O se convierte en cianuro de hidrógeno, ácido nítrico, urea y diversos fertilizantes. Si come alimentos cultivados hoy en día, probablemente se beneficiará de esta química.
Otras sustancias químicas siguen caminos similares. La oxidación controlada convierte el gas en metanol, propanol y formaldehído. Estos son materiales básicos para un sinfín de otros productos. El metanol puede incluso sustituir a la gasolina.
Luego está el MTBE. Éter metil terc-butílico. Es un aditivo de combustible oxigenado. Se mezcla metanol con isobutileno sobre una resina ácida de intercambio iónico y se obtiene un compuesto que eleva el índice de octanaje de la gasolina. Es un puente químico entre la boca del pozo y el tanque de gasolina.
Donde empezó todo
El gas natural es más omnipresente que el petróleo. No se esconde simplemente en las profundidades del subsuelo. Se genera por encima, a lo largo y por debajo de la “ventana de petróleo”. Cada roca madre tiene el potencial de producirla.
Muchos de los principales depósitos de gas del mundo están ligados al carbón. No es coincidencia. Estas rocas generadoras se remontan a los períodos Carbonífero y Pérmico Inferior. Hace aproximadamente 358,9 a 273 millones de años.
El gas proviene de plantas terrestres y materia orgánica acuática. Biomasa antigua, comprimida y calentada durante eones. Todavía se está formando. Todavía se está moviendo. Y todavía está llegando a nuestras tuberías, tanques y laboratorios de química.
La pregunta no es realmente cómo lo encontramos. Lo encontramos hace mucho tiempo. La pregunta es cuánto tiempo podremos mantener la presión alta.
Se podría pensar en el petróleo y el gas como antiguas masas presurizadas atrapadas bajo tierra. Lo son, pero su viaje hasta su horno o gasolinera implica distintos capítulos biológicos y térmicos.
La etapa biológica
Antes de que el calor y la presión hagan su trabajo pesado, los microbios se ponen a trabajar. Esta es la etapa inmadura o biológica. Las bacterias anaeróbicas descomponen la materia orgánica en zonas libres de oxígeno. Escupen metano biogénico. Piense en el gas de los pantanos. Gas pantanoso.
Estos microbios son delicados. Incluso un rastro de oxígeno los mata. Los niveles altos de sulfato también los inhiben. Entonces, este gas sólo se forma en puntos específicos. Pantanos mal drenados. Ciertos fondos de lagos. Ambientes marinos debajo de la zona de reducción de sulfatos.
No es sólo una curiosidad de nicho. El gas biogénico representa más del 20 por ciento de las reservas de gas del mundo. Se trata de una enorme cantidad de energía procedente de una simple desintegración, no de la química de las profundidades de la Tierra.
La etapa térmica
Luego viene el calor. La generación de petróleo alcanza su etapa de madurez a profundidades entre 750 y 5.000 metros. Eso es entre 2.500 y 16.000 pies. Esta es la ventana del petróleo.
Obtienes la gama completa de hidrocarburos aquí. El metano térmico se suma a la fiesta junto al petróleo. Pero si profundizas más, más allá de los 2.900 metros (9.500 pies), el juego cambia. La mayoría de las veces obtienes gas húmedo. Gas mezclado con hidrocarburos líquidos.
Si desciendes por debajo de los 5.000 metros, entrarás en la etapa posmadura. El petróleo se descompone. Ya no es estable. El principal producto es el metano térmico. Esto ya no es descomposición microbiana. Es el craqueo de hidrocarburos líquidos existentes.
Las moléculas grandes se rompen más rápido de lo que se forman. El metano sobrevive. Las cadenas más grandes no lo hacen. Por eso rara vez se encuentra petróleo por debajo de los 5.000 metros en cuencas sedimentarias. ¿Secuencias de sedimentos gruesos? Todavía tienen potencial para producir gas en las profundidades, pero no petróleo.
Formación inorgánica
¿Todo el gas es orgánico? Generalmente sí. Pero parte del metano podría ser inorgánico. Abiogénico.
El carbono de la Tierra provino de desechos cósmicos. Meteoritos. Las condritas carbonosas son ricas en hidrocarburos. Si estos meteoritos representan los bloques de construcción originales de la Tierra, entonces aquí hubo altas concentraciones de hidrocarburos desde el principio.
Es posible que todavía se esté produciendo una desgasificación continua. Hidrocarburos que se escapan del interior del planeta. Algunos podrían acumularse como depósitos abiogénicos sin pasar nunca por una fase orgánica.
¿Suena prometedor? No precisamente. Una desgasificación generalizada probablemente haría que el gas fuera demasiado difuso. Demasiado dispersos para el mío. ¿Acumulaciones significativas de metano inorgánico? Aún no los hemos encontrado. Si existen, se esconden bien.
Luego están los extras. Helio y argón. Estos no son subproductos del petróleo. Provienen de la desintegración radiactiva. Las familias del torio y el uranio producen helio. El potasio produce argón.
Su presencia en el gas natural probablemente sea una coincidencia. Gases no relacionados quedan atrapados en la misma bolsa geológica. No porque estén unidos químicamente. Sólo mala suerte para el gas, buena suerte para los mineros de helio.
El entorno geológico
El gas natural se comporta como el petróleo, migrando a través de capas de roca hasta llegar a una trampa geológica. Pero aquí está la cuestión: el petróleo contiene más energía recuperable que el gas del mismo tamaño. Aunque extraer gas es técnicamente más eficiente, la física simplemente no lo favorece. El gas comienza con baja concentración. Se propaga fácilmente. Necesita sellos de roca que sean absolutamente impermeables para evitar que se escape.
Esta volatilidad hace que las capas de capitalización sean críticas.
El gas natural no es exigente con la profundidad. Puede encontrarlo en capas poco profundas o muy por debajo de la superficie. Las acumulaciones superficiales a menudo provienen de procesos biogénicos que se forman por encima de la “ventana del petróleo”. El gas térmico, sin embargo, vive a lo largo y debajo de esa ventana. En la mayoría de las cuencas, el espacio vertical para generar gas es mayor que el de petróleo. Aproximadamente una cuarta parte de los principales yacimientos de gas son biogénicos y poco profundos. ¿El resto? Están enterrados profundamente en depósitos más antiguos, a menudo carbonatos sellados por evaporitas.
Yacimientos de gas convencional
No todos los yacimientos de gas convencionales se comportan igual. Las variaciones físicas dictan cuánto puedes sacar realmente.
En un yacimiento de gas monofásico, la teoría sugiere que se debería recuperar casi todo si se reduce la presión lo suficiente. Pero la realidad es confusa. Si el agua de la roca circundante empuja hacia adentro para mantener la presión, la capilaridad atrapa parte del gas detrás del frente de agua que avanza. Lo pierdes.
Entonces, en la práctica, estamos viendo alrededor del 80 por ciento de recuperación.
También hay un límite económico. Si la presión cae demasiado, el costo de comprimir el gas excede el valor del gas mismo. Dependiendo de la permeabilidad, la recuperación real se sitúa entre el 75 y el 80 por ciento. El gas asociado, el que se produce junto con el petróleo, se separa en la superficie después de la extracción.
Yacimientos de gas no convencionales
Luego está el gas no convencional. Esta sustancia vive en entornos geológicos que no se ajustan al molde estándar de las trampas de petróleo.
Se encuentra en:
– Areniscas compactas (baja permeabilidad)
– Articulaciones y fracturas
– Absorbido en matrices de esquisto
– vetas de carbón
– Hidratos de metano en regiones frías polares o submarinas.
– Disuelto o arrastrado en aguas calientes de formación geopresionadas.
“No convencional” es principalmente una etiqueta económica. Dadas la tecnología y los precios actuales, estas fuentes son más caras de explotar y producir a un ritmo más lento. Son más difíciles de alcanzar. Pero a medida que la tecnología avanza y las fuentes convencionales se vuelven caras, estas alternativas se vuelven viables. El gas de arenas compactas, el gas de esquisto y el metano de yacimientos de carbón ya lo han demostrado.
Gas apretado
El gas apretado se esconde en areniscas manta o lenticulares. La métrica clave aquí es la permeabilidad. Estamos hablando de menos de un milidarcy (0,001 darcy). Eso es increíblemente bajo.
Los pozos verticales convencionales luchan aquí. Los caudales naturales son demasiado lentos para ser económicos. Es un desperdicio de recursos perforar a la antigua usanza.
Ingresa la perforación horizontal y la fracturación hidráulica (fracking).
Estas técnicas crean áreas de recolección masivas en formaciones de baja permeabilidad. Fuerzan fracturas en la roca, dando al gas una carretera hacia el pozo. La producción se ha disparado desde que esto se convirtió en una práctica habitual.
Gas de esquisto
El gas de esquisto está encerrado dentro de la propia roca sedimentaria de grano fino. A diferencia del gas compacto en las areniscas, donde las fracturas podrían proporcionar algunos caminos naturales, el esquisto es denso y fino. El gas es absorbido por la materia orgánica y los minerales arcillosos dentro de la matriz de la roca.
Extraerlo requiere un enfoque doble. Necesita perforación horizontal para maximizar el contacto con la capa de esquisto. Entonces se necesita fracturación hidráulica masiva para abrir las microfracturas. Sin estos pasos, el gas queda atrapado.
La escala también es diferente. Los yacimientos de esquisto a menudo cubren cientos de kilómetros cuadrados. Un solo pozo podría acceder a una vasta red de fracturas. Esto cambia la economía por completo. No se trata sólo de encontrar una bolsa de gasolina. Se trata de tratar la roca misma como reservorio.
A medida que caen los costos de extracción, el gas de esquisto compite directamente con las fuentes convencionales. En algunas regiones ya se ha convertido en el principal proveedor. La tecnología no es nueva, pero la eficiencia está mejorando. Los materiales de fricción, un mejor monitoreo y diseños de pozos refinados están exprimiendo más gas de la misma roca.
La pregunta no es realmente si podremos sacarlo. Se trata de compensaciones ambientales. Uso del agua. Sismicidad inducida. Fuga de metano durante la extracción. Éstos son ahora los verdaderos obstáculos.
Sin embargo, el potencial sigue siendo asombroso. Los recursos de gas de esquisto están muy extendidos. No se limitan a unas pocas cuencas específicas. Existen en casi todos los continentes. A medida que disminuyen los suministros convencionales, se acelera el cambio hacia estas fuentes no convencionales. La geología no cambia. La roca permanece quieta. Pero nuestra capacidad para desbloquearlo sí lo hace.
El gas de esquisto no comenzó como un recurso. Comenzó como barro. Los lodos orgánicos se depositaron en el fondo de océanos antiguos, enterrados por capas de sedimentos durante millones de años. El calor y la presión hicieron el trabajo pesado. Convertieron ese barro en roca. También cocinaron la materia orgánica para convertirla en gas natural.
Parte de este gas era móvil. Se filtró en las bolsas de arenisca vecinas. Atrapado allí, formó depósitos de gas convencionales. Sin embargo, la mayor parte quedó estancada. El esquisto en sí no es poroso. Es una prisión para el gas. Durante décadas, tratar de sacarlo a la luz fue un negocio perdido. El flujo era demasiado lento. Los márgenes son demasiado finos.
Luego vino la perforación horizontal. Los ingenieros aprendieron a perforar de lado, cortando lechos de esquisto a lo largo de kilómetros. Si se añade fracturación hidráulica, la roca se agrieta. La producción saltó. Hoy en día, alrededor del 25 por ciento del gas estadounidense proviene de estas formaciones estrechas. Los expertos predicen que esa cifra llegará al 50 por ciento antes de mediados del siglo XXI. La era del esquisto ya está aquí.
Metano de lecho de carbón
El carbón no es sólo combustible para las centrales eléctricas. Es una esponja para el metano. Enormes cantidades de gas permanecen encerradas dentro de las vetas de carbón.
El proceso comienza con la carbonificación. A medida que la materia vegetal se convierte en carbón, se libera gas. Algunos escapan a la atmósfera. Mucho queda atrás. Se asienta como gas libre en las uniones y fracturas de la costura. Aún más se absorbe en las superficies internas de los microporos. Piense en ello como gas adherido a las paredes interiores de agujeros microscópicos.
Sacarlo requiere gestión del agua. Perforas la costura. Bombeas el agua saturando el carbón. Quitar el agua reduce la presión. Esta caída de presión desencadena la desorción. El metano sale de la superficie de los poros. Se convierte en gas libre. Migra hacia las fracturas. Luego sube por el pozo hasta la superficie.
El carbón es impermeable. Las fracturas son las únicas vías. Si una veta es rica en metano, los ingenieros la estimulan con fracking, similar a las operaciones de esquisto. El gas de yacimientos de carbón suministra actualmente casi el 10 por ciento del gas natural estadounidense. También está creciendo en otros lugares. Nuevas regiones están aprovechando estas fisuras a medida que las fuentes tradicionales disminuyen.
Fluidos geopresionados e hidratos de metano
No todo el gas vive en bolsas obvias. Algunos se esconden en cuencas sedimentarias jóvenes y profundas. Estos son yacimientos geopresionados.
Aquí, los fluidos de formación, generalmente salmuera salada, soportan parte de la carga de sobrecarga. La presión aumenta. Puede alcanzar el doble del gradiente hidrostático normal. El calor tampoco se escapa bien. Capas aislantes de esquisto y arcilla atrapan la energía térmica. Estos fluidos suelen estar más calientes que los de las zonas con presión normal.
La salmuera está saturada de gas. Estamos hablando de 0,84 a 2,24 metros cúbicos de gas natural por 0,159 metros cúbicos de salmuera. Eso equivale a entre 30 y 80 pies cúbicos de gas por barril. Suena prometedor. No lo es.
La producción de este gas requiere altos caudales. Necesita formaciones con alta porosidad y permeabilidad. También hay que producir volúmenes masivos de agua de formación caliente para obtener cantidades comerciales de gas. El coste energético y la pesadilla logística son demasiado elevados. Actualmente no existe producción comercial de gas derivada de depósitos geopresionados. Las matemáticas no funcionan.
Los hidratos de metano son diferentes. Son estructuras parecidas al hielo de aspecto sólido. Las moléculas individuales de metano están encerradas en redes de moléculas de agua en forma de jaulas. Es una trampa molecular.
Estos hidratos existen en dos lugares principales. Debajo del permafrost en las regiones polares. Y en los fondos oceánicos a lo largo de las plataformas continentales. Combinaciones específicas de presión y temperatura permiten que el metano migre a depósitos saturados de agua y forme estas estructuras. Aparecen en areniscas polares y en la arena y el barro de los márgenes continentales.
La extracción es el cuello de botella. Todavía no tenemos un método económicamente viable o ambientalmente sostenible. Hay dos ideas principales sobre la mesa.
Primero, la despresurización. Perforar la formación. Reducir la presión circundante. El metano se libera de la red de agua. Fluye por el pozo.
En segundo lugar, inyección de dióxido de carbono. Bombea CO2 a la roca. Las moléculas de CO2 desplazan al metano en la red. El metano se libera. Luego se puede extraer.
Ambos métodos conllevan riesgos. Los ecosistemas involucrados son extremadamente sensibles. Los entornos polares y las plataformas marinas son frágiles. Cualquier tecnología debe diseñarse con sumo cuidado. Tenemos el gas. Simplemente no sabemos cómo eliminarlo sin destruir el mundo que lo rodea.
Distribución mundial del gas natural
La gasolina no se queda sólo en un bolsillo. Migra.
Piense en la corteza terrestre como una fábrica vertical para la generación de gas. Tienes gas biogénico poco profundo cerca de la superficie. Luego, más abajo, llegas a la ventana de petróleo donde reside el gas disuelto. Profundice aún más y el gas térmico tomará el control.
Este vasto hábitat vertical, combinado con un suministro interminable de material de origen, sugiere que apenas hemos arañado la superficie. Literalmente.
Las estimaciones sitúan la cantidad de gas recuperable que queda por descubrir en un 45 por ciento del total. Se prevé que el contenido energético de estos recursos finales rivalice con el del petróleo. Actualmente utilizamos menos gas que petróleo, lo que significa que se espera que nuestras reservas actuales duren más. Pero si los patrones de consumo cambian y el uso de gas alcanza la escala masiva del petróleo, esa longevidad desaparece rápidamente. El gas se convertiría en un recurso más de corta duración.
El coste del gas desperdiciado
La quema no es nueva. Es un hábito sucio ligado a la producción de petróleo.
En 2017, el Banco Mundial informó de una pérdida asombrosa. En la boca del pozo se quemaron aproximadamente 141 mil millones de metros cúbicos (bcm) de gas, equivalente a 5 billones de pies cúbicos (tcf). Eso es una quinta parte del gas anual consumido en Estados Unidos. O el 75 por ciento de las exportaciones anuales de Rusia.
¿Por qué desperdiciarlo? Ubicaciones remotas. Recuperar gas de pozos aislados es caro. Si no puedes canalizarlo a ninguna parte, lo quemas.
Históricamente, Rusia, Oriente Medio y partes de África fueron los mayores infractores. Si bien gran parte de este gas ahora se reinyecta para mantener la presión, lo que no se puede reinyectar a menudo se incendia.
Pero la economía cambia el comportamiento. A medida que se aprecia el valor del gas, los esfuerzos de conservación se han intensificado. La quema está baja. El dinero es demasiado bueno para dejarlo en el humo.
Los gigantes de la industria
No todos los campos son iguales.
Los mayores yacimientos de gas natural son “supergigantes”. Contienen más de 850 bcm (30 tcf) de gas. Luego están los “gigantes de clase mundial”, situados entre 85 y 850 bcm (3 a 30 tcf).
Estos campos masivos son una pequeña fracción del total de campos conocidos. Menos del 1 por ciento. Sin embargo, son la columna vertebral de la industria.
Los supergigantes y los gigantes, junto con el gas asociado que se encuentra en los yacimientos petrolíferos gigantes, originalmente poseían alrededor del 80 por ciento de las reservas mundiales. Producen el 80 por ciento del gas mundial.
El papel de Rusia
Rusia se asienta sobre algunos de estos gigantes.
Rusia ostenta la corona de las mayores reservas de gas natural del mundo. Estamos hablando de aproximadamente 47 billones de metros cúbicos (tcm), o alrededor de 1.680 billones de pies cúbicos (tcf) de gas. De vez en cuando intercambia lugares con Estados Unidos por el primer puesto en producción, pero el gran volumen de lo que se encuentra bajo tierra en Rusia no tiene comparación.
La acción ocurre en Siberia occidental. En concreto, miremos al este del Golfo de Ob, justo en el Círculo Polar Ártico. Aquí es donde se encuentran algunos de los campos de gas más masivos del planeta.
Urengoy: El gigante que sigue adelante
Urengoy es el segundo yacimiento de gas más grande del mundo. Fue descubierto en 1966. Las estimaciones iniciales sitúan sus reservas en 8,1 tcm (286 tcf). Esa es una cantidad asombrosa de energía.
La geología aquí es compleja pero consistente. Aproximadamente tres cuartas partes de ese gas se encuentran en el yacimiento menos profundo. Se encuentra entre 1.100 y 1.250 metros (3.600 a 4.100 pies) de profundidad. Estas rocas son de edad del Cretácico Superior y se remontan aproximadamente a entre 66 y 100,5 millones de años.
En total, Urengoy tiene 15 embalses separados. Algunos se encuentran en rocas del Cretácico Inferior, que son más antiguas y datan de hace aproximadamente 100,5 a 145 millones de años. El punto más profundo es una zona de condensado de gas en los estratos del Jurásico superior, remontada a hace 145-163,5 millones de años.
La producción comenzó en 1978 y alcanzó su punto máximo. La producción ha disminuido desde esos años pico. Sin embargo, todavía supera a cualquier otro campo de gas en la Tierra en términos de volumen. Sigue siendo el rey de la extracción.
Yamburg y Orenburg
Al norte de Urengoy, también al norte del Círculo Polar Ártico, se encuentra Yamburg. Es el segundo campo más grande de Rusia. Las reservas originales se estimaron en 4,7 tcm (166 tcf). El gas proviene principalmente de rocas yacimiento del Cretácico Superior. Estos se encuentran a profundidades de 1.000 a 1.210 metros (3.300 a 4.000 pies). El desarrollo comenzó a principios de los años 1980.
Luego está Oremburgo. Descubierto en la región del Volga-Urales en 1967. Tiene el título de mayor yacimiento de gas ruso fuera de Siberia occidental. Las reservas iniciales fueron de 1,8 tcm (64 tcf). La producción comenzó en 1974. Es importante, pero no compite con los gigantes siberianos en escala.
Groninga: el ancla de Europa
Muévete hacia el sur, hacia Europa. El yacimiento de gas natural más grande del continente es Groningen. Se encuentra en la costa holandesa. El descubrimiento ocurrió en 1959. La producción comenzó en 1963. Las reservas recuperables originales estaban entre 2,7 y 2,8 tcm (95 a 99 tcf).
Ya han retirado alrededor del 60 por ciento de esas reservas originales. La geología es distinta aquí. El pozo descubridor perforó evaporitas de la edad Pérmica (251,9–298,9 millones de años). Chocó contra una gruesa arenisca basal del Pérmico que era muy productiva.
Las perforaciones posteriores trazaron un amplio anticlinal. Tiene unos 24 km (15 millas) de ancho por 40 km (24 millas) de largo. El depósito está cubierto por esas evaporitas. El gas se encuentra a profundidades de entre 2.500 y 3.000 metros (8.000 a 10.000 pies). Debajo de este yacimiento se encuentra una secuencia de Pensilvania truncada y fuertemente fallada que contiene carbón. Esa secuencia, que se extiende desde hace 323 a 299 millones de años, se considera la principal fuente de gas.
Troll: la potencia noruega del Mar del Norte
El segundo yacimiento de gas más grande de Europa es el yacimiento Troll. Se encuentra bajo el Mar del Norte, a menos de 100 kilómetros (60 millas) de la costa de Noruega. Se asienta sobre areniscas del Jurásico Superior. El descubrimiento se produjo en 1979. Las reservas recuperables se estimaron en 1,3 tcm (45,9 tcf).
La producción comenzó en 1996. Fue un cambio de juego inmediato. Noruega se convirtió rápidamente en uno de los mayores productores y exportadores de gas natural del mundo. Sólo Troll contiene más de la mitad de las reservas probadas de gas natural de Noruega. Esas reservas probadas suman un total de 2 tcm (72 tcf).
América del Norte
Los gigantes de América del Norte
Estados Unidos posee la asombrosa cifra de 9,7 tcm de reservas probadas de gas natural. Eso son 341 billones de pies cúbicos de combustible bajo tierra. La joya de la corona es Marcellus Shale. Se extiende por Pensilvania, Ohio, Virginia Occidental y Nueva York. Algunas estimaciones sugieren que tiene capacidad para 14 tcm.
Produce más de 80,3 bcm al año. Eso la convierte en la fuente más grande del país. También es uno de los campos de gas más grandes del planeta. La escala es difícil de entender hasta que miras el resultado.
Luego está el campo Hugoton. Descubierto en 1927 en Kansas. Se extiende hasta Oklahoma y Texas. Necesita una visión amplia para ver el panorama completo. El área productiva se extiende a lo largo de un recorrido de 400 kilómetros. Allí se han perforado más de 10.000 pozos.
La geología es específica. El gas proviene de calizas y dolomitas del Pérmico. Las variaciones estratigráficas en la litología controlan las acumulaciones. No es sólo un agujero en el suelo. Es una trampa compleja. El campo tiene una recuperación final estimada de 1,5 tcm. Ya han retirado alrededor del 65 por ciento.
Canadá es el próximo gran jugador. Tienen 2,1 tcm de reservas probadas. Su potencial no descubierto coincide casi exactamente con el de Estados Unidos. Esa es mucha energía sin explotar. Un sitio importante es el campo Elmworth. Fue encontrado en Alberta en 1976. Se encuentra en un depósito de arenisca del Cretácico. Contenía 560 bcm de gas. Eso es 20 tcf de potencial.
México es diferente. Tienen 356 bcm de reservas probadas. La producción está dispersa. Gran parte proviene del yacimiento petrolífero de Canterell en el Golfo de México. La demanda está aumentando. La industria de la energía eléctrica tiene hambre. Pero no pueden procesarlo todo. Cada año se queman miles de millones de metros cúbicos de gas asociado. Es potencial desperdiciado. O mejor dicho, infraestructura desperdiciada.
Los gigantes del desierto
En el norte de África, la historia es más antigua. El campo Hassi R’Mel es la clave. Está ubicado en la cuenca central de Argelia. Fue descubierto en 1956. Se asienta en un gran anticlinal. El yacimiento es arenisca del Triásico. Tiene 200 millones de años. Está coronado por lechos de sal.
Originalmente contenía alrededor de 2,52 tcm de gas recuperable. Todavía produce 100 bcm al año. Eso es el 60 por ciento del gas seco total de Argelia. La geología está limpia. Roca permeable. Sello de sal. Es un depósito de libros de texto. Pero también es un enorme motor económico para la región.
Medio Oriente
Oriente Medio sostiene el resto del equilibrio global.
Oriente Medio no se trata sólo de petróleo crudo. Debajo de las arenas se encuentra un enorme banco subterráneo de gas. Este potencial está ligado a la cuenca árabe-iraní. Su columna vertebral es la formación Permian Khuff. Se encuentra debajo de la mayor parte de la región. Es un horizonte clave para retener gas.
Esta capa alberga el yacimiento de gas natural no asociado más grande del mundo. Qatar lo llama el Campo Norte. Irán lo llama Pars del Sur. Se extiende por aguas costeras. Las reservas son asombrosas. Las estimaciones las sitúan en más de 28 billones de metros cúbicos. Eso son 1.000 billones de pies cúbicos.
Esta riqueza tiene clasificaciones. Irán posee la tercera mayor reserva de gas natural. Qatar es cuarto. Sólo Rusia tiene más. La formación Khuff es la razón. Ya no es sólo un país petrolero. Es una superpotencia del gas.
Los embalses de arrecifes de Asia
Muévete hacia el este. Asia tiene su propio gigante. El campo de Arun. Descubierto en 1971. Se encuentra en la cuenca del norte de Sumatra en Indonesia. La roca aquí es diferente. Es piedra caliza de arrecife. Data del Mioceno medio. Eso fue hace entre 16 y 11,6 millones de años.
Las reservas originales se estimaron en 383 mil millones de metros cúbicos. O 13,5 billones de pies cúbicos. Cifras enormes. Pero no se transmiten a los vecinos. El gas está licuado. Sólo exportar. Esto cambia la logística por completo. Necesitas cadenas de frío. Necesita camiones cisterna especializados. El valor está en la movilidad.
