Il gas naturale è semplice sulla carta ma complesso nella pratica. È un idrocarburo gassoso incolore, altamente infiammabile. La miscela è composta principalmente da metano ed etano. Rientra sotto l’ampio ombrello del petrolio. Lo troverete spesso accanto al petrolio greggio. Questo combustibile fossile alimenta qualsiasi cosa, dai riscaldatori domestici agli impianti industriali pesanti. Genera elettricità. Cuoce il cibo. Alimenta anche alcuni veicoli. Oltre all’energia, funge da materia prima chimica vitale. I produttori lo usano per creare plastica. La produzione di fertilizzanti dipende da questo. Così fanno i coloranti.
Trovare questa risorsa non è sempre semplice. Il gas naturale spesso si dissolve nel petrolio all’interno dei serbatoi sotterranei. La pressione lì è immensa. A volte forma un tappo del serbatoio che galleggia sopra lo strato di olio. Quella pressione agisce come un driver. Costringe l’olio in superficie. Questo tipo è noto come gas associato. È essenzialmente la fase gassosa del petrolio greggio. Di solito trasporta liquidi leggeri come propano e butano. La gente lo chiama “gas umido”.
Non tutto il gas viene fornito con il petrolio. Alcuni serbatoi contengono solo gas. Questo è un gas non associato. Poiché non vi è alcuna fonte di petrolio liquido nelle vicinanze, viene chiamato “gas secco”.
Dove è stato utilizzato per la prima volta il gas naturale dall’uomo?
La storia inizia molto prima delle moderne condutture. I primi esseri umani notarono infiltrazioni di gas naturale. Questi si sono verificati in Iran tra il 6000 e il 2000 a.C. Gli antichi scrittori documentarono queste infiltrazioni di petrolio in tutto il Medio Oriente. La regione di Baku, ora parte dell’Azerbaigian, era un punto caldo. Probabilmente il fulmine ha colpito per primo queste infiltrazioni. Le fiamme risultanti alimentarono i “fuochi eterni” delle antiche religioni persiane adoratrici del fuoco.
La Cina entrò in scena intorno al 900 a.C. I cinesi erano innovatori pratici. Hanno perforato il primo pozzo conosciuto per il gas naturale nel 211 a.C. La profondità ha raggiunto circa 150 metri. Canne di bambù e percussioni primitive facevano il lavoro. L’obiettivo era calcare del tardo Triassico. Questo strato roccioso, risalente a circa 237 milioni di anni fa, si trovava su un’anticlinale a ovest della moderna Chongqing.
Perché perforare in profondità? Per essiccare il salgemma. Il sale era intercalato nel calcare. Bruciare il gas forniva il calore. Alla fine Wells scavò più in profondità. Alcuni si avvicinarono ai 1.000 metri. Nel 1900, oltre 1.100 pozzi punteggiavano quell’anticlinale.
Per millenni l’Europa non ha saputo nulla del gas naturale. Il continente lo scoprì solo in Inghilterra nel 1659. Anche allora non riuscì a prendere piede. Il gas di città ha preso il comando. Questo combustibile proveniva dal carbone carbonizzato. Ha illuminato le strade e le case di tutta Europa a partire dal 1790.
Il Nord America ha preso una strada diversa. Lì avvenne il primo utilizzo commerciale di un prodotto petrolifero. Un pozzo poco profondo a Fredonia, New York, produceva gas naturale nel 1821. Tubi di piombo di piccolo diametro trasportavano il gas. I consumatori lo usavano per l’illuminazione e per cucinare.
Il problema della pipeline
Per gran parte del XIX secolo l’uso del gas naturale rimase locale. La tecnologia per spostare grandi quantità su lunghe distanze semplicemente non esisteva. Carbone e petrolio hanno guidato lo sviluppo industriale. Il gas naturale è rimasto in disparte.
Nel 1890 arrivò una svolta. L’invenzione del raccordo a tenuta stagna per le tubazioni cambiò le regole del gioco. Ha consentito un trasporto migliore. Ma i materiali e le tecniche costruttive restavano macchinosi. Il gas non poteva percorrere più di 160 km dalla sua fonte.
L’economia era brutale. Il gas associato è stato per lo più bruciato. Ciò significa che è stato bruciato alla testa del pozzo. Il gas non associato veniva spesso lasciato nel terreno. Le città si affidavano invece al gas di città prodotto. L’infrastruttura è rimasta indietro rispetto alla risorsa.
L’aumento delle reti di condotte ad alta pressione
Il trasporto del gas a lunga distanza divenne praticabile solo alla fine degli anni ’20. Fu allora che la tecnologia delle condutture finalmente raggiunse le sue ambizioni. Tra il 1927 e il 1931, gli Stati Uniti costruirono oltre dieci principali sistemi di trasmissione. Erano imprese enormi. Ciascun sistema utilizzava tubi larghi circa 50 cm (20 pollici). Si estendevano per più di 320 km (200 miglia).
Dopo la seconda guerra mondiale, la scala esplose. Gli ingegneri costruirono condutture ancora più lunghe con diametri crescenti. Le tecniche di fabbricazione consentivano tubi larghi fino a 150 cm (60 pollici). Dall’inizio degli anni ’70, le più lunghe di queste arterie hanno avuto origine in Russia.
Consideriamo il gasdotto Northern Lights. Costruito negli anni ’60 e ’70, si estende per 5.470 km (3.400 miglia). Attraversa i Monti Urali e più di 700 fiumi e torrenti. Collega l’Europa orientale con i giacimenti di gas della Siberia occidentale sul circolo polare artico. Il risultato è che il gas di Urengoy, il più grande giacimento del mondo, fluisce nell’Europa orientale e poi nell’Europa occidentale per il consumo.
Poi c’è il gasdotto transmediterraneo. È più breve ma un incubo ingegneristico. Questa linea da 50 cm (20 pollici) corre tra l’Algeria e la Sicilia. Attraversa acque dove il mare è profondo più di 600 metri (2.000 piedi).
Perché il gas naturale è diventato un combustibile premium
Il gas naturale non è sempre stato prezioso. Fino al 1960, il gas associato era un fastidio. Era un sottoprodotto della produzione di petrolio. Gli ingegneri lo separarono dal petrolio greggio e lo eliminarono nel modo più economico possibile. Spesso lo hanno semplicemente svasato. Bruciarlo era la soluzione più semplice.
Le cose cambiarono dopo la crisi petrolifera della fine degli anni ’60 e l’inizio degli anni ’70. Il gas naturale è diventato una fonte energetica mondiale fondamentale.
Anche negli Stati Uniti il mercato del riscaldamento domestico fu limitato fino agli anni ’30. Allora il gas di città era comune. Era sintetico. Aveva la metà del potere calorifico del gas naturale. Quando arrivò il gas naturale, abbondante ed economico, sostituì il gas di città.
Il gas naturale brucia completamente, formando principalmente anidride carbonica e acqua. È relativamente privo di fuliggine, monossido di carbonio e ossidi di azoto.
Questa pulizia è importante. Le emissioni di anidride solforosa sono quasi inesistenti. Di conseguenza, molti paesi preferiscono il gas naturale per ragioni ambientali. Ha soppiantato il carbone nelle centrali elettriche di tutto il mondo.
Ma c’è un problema. Il metano è un potente gas serra. Intrappola il calore circa 25 volte più efficacemente dell’anidride carbonica. Nonostante la sua reputazione di combustibile pulito, le perdite di metano da impianti di stoccaggio, condutture e trasporti contribuiscono in modo significativo al riscaldamento globale. Questa rimane una delle principali preoccupazioni.
Cosa c’è dentro il tubo?
Il gas naturale è una miscela di idrocarburi. È costituito principalmente da paraffine leggere sature. Metano ed etano sono i componenti principali. Sono gassosi in condizioni atmosferiche.
La miscela può contenere anche propano, butano, pentano ed esano. Nei giacimenti, l’alta pressione mantiene anche questi idrocarburi più pesanti in forma gassosa. Una volta portati in superficie e alla pressione atmosferica, si liquefanno. Questi vengono prodotti separatamente come gas naturale liquido (NGL).
Ciò accade nei separatori sul campo o negli impianti di trattamento del gas. Gli NGL vengono quindi separati in frazioni. Ottieni di tutto, dai condensati pesanti (esani, pentani, butani) al gas di petrolio liquefatto (GPL) e all’etano. Negli Stati Uniti, questa è un’industria enorme. La lavorazione del gas naturale fornisce gran parte della materia prima di etano per la produzione di olefine. Il GPL viene utilizzato per il riscaldamento e per scopi commerciali.
Contaminanti non idrocarburici
Il gas naturale spesso contiene gas non idrocarburici. Sono comuni l’azoto, l’anidride carbonica, l’idrogeno, l’elio e l’argon.
L’azoto e l’anidride carbonica non sono combustibili. Possono apparire in proporzioni sostanziali. L’azoto è inerte. Tuttavia, se presente in grandi quantità, diluisce il potere calorifico. Deve essere rimosso prima che il gas raggiunga il mercato commerciale. L’anidride carbonica viene rimossa per aumentare il potere calorifico, ridurre il volume e garantire una combustione costante.
Poi c’è lo zolfo. Il gas naturale contiene spesso idrogeno solforato o altri composti organici dello zolfo. Questo è noto come “gas acido”.
Lo zolfo è tossico se respirato. Corrode le strutture degli impianti e delle condutture. Se bruciato crea gravi inquinanti. Quindi, viene rimosso durante l’elaborazione. Ma ecco la svolta: dopo aver rimosso lo zolfo, viene aggiunta una piccola quantità di un nocivo odorante mercaptano. Perché? Per rilevare perdite. Il metano è inodore. Hai bisogno di un odore per sapere se qualcosa è andato storto durante il trasporto o l’utilizzo.
Il gas e l’acqua di formazione convivono nel serbatoio. Quindi, il gas recuperato da un pozzo contiene vapore acqueo. Questo vapore condensa parzialmente durante la trasmissione all’impianto di lavorazione.
Proprietà termiche e fisiche
Il gas naturale commerciale viene privato dei GNL. Viene venduto per riscaldamento. Di solito contiene dall’85 al 90% di metano. Il resto è principalmente azoto ed etano.
Il suo potere calorifico è elevato. Solitamente fornisce circa 38 megajoule (MJ) per metro cubo. Si tratta di circa 1.050 unità termiche britanniche (BTU) per piede cubo.
Il metano stesso è incolore e inodore. È altamente infiammabile. Ma come notato, i gas associati come l’idrogeno solforato hanno un odore distinto e penetrante. Bastano poche parti per milione per conferire al gas naturale un odore deciso. Quell’odore è una caratteristica di sicurezza.
Il gas non rimane lo stesso una volta lasciato il suolo. Si espande. Si raffredda. Cambia stato. Capire come misuriamo e muoviamo questo combustibile invisibile è metà della storia dell’industria energetica. L’altra metà impedisce che si congeli nei tubi.
Volumi standard e valori di mercato
Misuriamo il gas in volume, ma solo a condizioni rigorose. Nello specifico, pressione atmosferica standard (760 mm di mercurio o 14,7 psi) e temperatura di 15 °C (60 °F). Nel sottosuolo, il gas viene schiacciato da un’enorme pressione. Quando raggiunge la superficie, la pressione svanisce. Il gas si espande. Occupa più spazio. Ma la quantità effettiva di energia contenuta in quel gas non è cambiata.
Questo è il motivo per cui utilizziamo condizioni standard per la misurazione. Crea condizioni di parità.
Le riserve sono enormi. Parliamo di miliardi e trilioni di metri cubi (bcm, tcm) o piedi cubi (bcf, tcf). La produzione giornaliera alle teste dei pozzi è inferiore, solitamente misurata in migliaia o milioni di metri cubi (Mcm, MMcm) o piedi cubi (Mcf, MMcf).
C’è una strana stranezza qui. L’industria utilizza numeri romani. M significa 1.000. MM significa 1.000 volte 1.000. Quindi MMcf è un milione di piedi cubi. Sembra arbitrario finché non ti ci abitui.
Ma il volume non è ciò per cui paghi. L’energia è.
Il gas naturale viene acquistato e venduto in base al suo potere calorifico. Questa è l’energia termica che rilascia quando brucia. Circa 38 megajoule per metro cubo (MJ/m3) o 1.050 BTU per piede cubo. In pratica, questi numeri sono troppo piccoli per le transazioni commerciali. Utilizziamo gigajoule (GJ) e milioni di BTU (MMBTU).
Nel sistema imperiale britannico, 1 MMBTU equivale all’incirca a 1.000 piedi cubi di gas. Un’altra unità comune è il therm, che equivale a 100.000 BTU o circa 100 piedi cubi. I prezzi sono spesso indicati per therm, per MMBTU o per GJ. Tutto si riduce al calore.
Nozioni di base sull’elaborazione sul campo
Il gas di giacimento raramente è pronto per essere utilizzato. A volte il contenuto di metano è abbastanza alto da poterlo convogliare direttamente ai clienti. Raramente.
La maggior parte delle volte è sporco. Contiene liquidi idrocarburici più pesanti e impurità. Inoltre la pressione è molto bassa. Non è possibile spingerlo attraverso una pipeline in modo efficiente.
Quindi, lo elaboriamo.
Il processo prevede più fasi di compressione. Comprimiamo il gas per rimuovere liquidi e impurità. Raffreddiamo anche il fluido. Il raffreddamento riduce la temperatura del gas. Ciò consente di risparmiare energia nelle stazioni di compressione più a valle. È un compromesso. Spendi energia per raffreddare e comprimere ora, per risparmiare energia in seguito.
Disidratazione e prevenzione dell’idratazione
L’acqua è il nemico nel trattamento del gas.
In un semplice impianto di compressione, il gas colpisce uno scrubber in ingresso. Questo rimuove i liquidi trascinati. Quindi il gas viene compresso e raffreddato. La pressione aumenta. La temperatura scende. Il vapore acqueo si condensa in liquido.
Se il gas diventa troppo freddo, raggiunge il punto di rugiada. L’acqua o gli idrocarburi diventano liquidi. Questo crea un problema. Si formano gas idrati. Questi sono cristalli simili al ghiaccio. Intasano le valvole. Bloccano le condutture. Interrompono la produzione.
Devi prevenirli.
La soluzione è glicole. Una soluzione di glicole viene iniettata nel flusso di gas. Assorbe l’acqua disciolta. Il gas si secca. Il glicole, ora pesante d’acqua, viene riscaldato. L’acqua evapora. Il glicole viene riutilizzato.
C’è un altro modo. Essiccanti solidi.
Il gas umido passa attraverso torri riempite con materiale essiccante. L’acqua viene assorbita dal solido. Esce gas secco. L’essiccante solido prima o poi si satura e deve essere rigenerato o sostituito.
Recupero di idrocarburi liquidi
Il metano è prezioso. Ma i componenti più pesanti spesso valgono di più.
Se l’economia di mercato lo richiede, estraiamo gas naturali liquidi (NGL). Ciò richiede un complesso impianto di assorbimento e frazionamento.
Il gas compresso grezzo incontra l'”olio magro” in una colonna di assorbimento. L’olio magro assorbe i componenti più pesanti dal gas. La maggior parte del gas, solitamente il 95% di metano, viene scaricato dall’alto come gas residuo. Ha ancora bisogno di un trattamento per rimuovere lo zolfo e altre impurità.
Il flusso liquido del fondo, ora “petrolio ricco”, si dirige verso una torre di distillazione. Qui, l’etano viene rimosso per produrre combustibile vegetale o materia prima petrolchimica. L’olio magro viene recuperato e riciclato nella parte superiore della colonna.
Alcuni impianti dispongono di colonne aggiuntive per separare propano e butano.
La temperatura conta. Gli impianti più vecchi funzionavano a temperatura ambiente. Le strutture moderne utilizzano la refrigerazione per abbassare le temperature di lavorazione. Ciò aumenta l’efficienza di assorbimento.
Esiste un metodo ancora più aggressivo. Espansione criogenica.
Ecco come estraiamo l’etano in modo efficiente. Il gas raffreddato viene soffiato da una potente turbina in una camera di espansione. La pressione del vapore diminuisce. La temperatura precipita a -84 °C (-120 °F).
A questa temperatura il metano rimane un gas. Gli idrocarburi più pesanti si condensano. Sono recuperati. Il metano va avanti. I liquidi vengono raccolti.
Dolcificante gas acido
Il gas acido contiene composti di zolfo. Sono corrosivi. Sono tossici. Devono essere rimossi.
“Addolciamo” il gas.
Il processo utilizza etanolamina. Questo è un assorbente liquido. Agisce come il glicole nella disidratazione, ma prende di mira lo zolfo.
Il gas viene fatto gorgogliare attraverso l’etanolammina. Esce quasi interamente privo di zolfo. L’etanolammina viene quindi lavorata per rimuovere lo zolfo assorbito. Viene riutilizzato.
Questo ciclo continua finché l’ammina non viene esaurita o contaminata in modo irreparabile.
Trasporti
Una volta che il gas è secco, dolce e misurato, entra nel gasdotto. La pressione è alta. La temperatura è controllata. La composizione è stabile. Percorre centinaia o migliaia di miglia.
Ma questa è una storia diversa. L’infrastruttura che muove questo fuoco invisibile è una meraviglia dell’ingegneria. Richiede un monitoraggio costante. Richiede manutenzione. Richiede un delicato equilibrio tra fisica e chimica.
Se una valvola si guasta, l’intero sistema si ferma.
Le infrastrutture definiscono il settore. Il boom del gas naturale non riguardava solo la ricerca del gas. Si trattava di spostarlo. E il primo passo in quel puzzle logistico è stato il tubo di metallo.
Prima del 21° secolo, la rete non assomigliava per niente a quella che vediamo oggi. La primissima linea metallica collegava Titusville a Newton, Pennsylvania, nel 1872. Era un tubo di ghisa di soli 2,5 pollici di diametro. Minuscolo. Fragile per gli standard moderni. Eppure ha spinto il gas a 80 psi – circa 550 kilopascal – in 250 case. Questo è stato l’inizio.
Avanti veloce fino ad ora. La scala è sconcertante. Solo negli Stati Uniti ci sono oltre 500.000 chilometri di condotte di trasmissione principali. Se si aggiungono 3,4 milioni di chilometri di linee di distribuzione più piccole, si ottiene una rete che fornisce più di 672 miliardi di metri cubi di gas all’anno. Che serve 70 milioni di clienti.
La Russia, il principale esportatore mondiale, non è molto indietro. Percorrono oltre 160.000 chilometri di linee di trasmissione. La loro capacità? Più di 600 miliardi di metri cubi all’anno. La scala fisica dello spostamento dell’energia dalla fonte alla presa è il vero motore del mercato.
La geometria della pressione
Non usi una manichetta antincendio per innaffiare una pianta in vaso. L’ingegneria delle condutture segue la stessa logica.
Le linee moderne variano notevolmente in termini di dimensioni. Le linee di alimentazione potrebbero essere larghe solo 15 centimetri (6 pollici). Condutture di trasmissione? Si gonfiano fino a 60, 106 o addirittura 122 centimetri (24, 42, 48 pollici). Le più grandi linee principali russe superano questa soglia, raggiungendo i 140 centimetri (56 pollici).
La pressione è l’altra variabile. Le grandi linee di trasmissione funzionano a circa 8 megapascal. Sono oltre 1.000 psi. Nelle regioni con un elevato numero di metri, si tratta di 80 barre. L’attrito del gas che scorre attraverso un tubo d’acciaio è immenso. Per mantenerlo in movimento, ogni 100 chilometri (60 miglia) vengono posizionate stazioni di compressione automatizzate. Entrano in azione, aumentano la pressione e superano la resistenza. Senza di loro, il gas si ferma.
Attraversare gli oceani sul ghiaccio
Cosa succede quando il gas è lontano dal mercato? Diciamo, in mezzo al nulla? Non puoi sempre costruire una pipa. Invece lo congeli.
Il gas naturale liquefatto (GNL) risolve il problema della distanza. Quando raffreddato a circa -160 °C (-260 °F), il gas naturale si riduce allo 0,16% del suo volume originale. Si tratta di una riduzione di 1/600. All’improvviso, spedirlo attraverso gli oceani ha un senso economico.
Il processo negli impianti di liquefazione è preciso. Utilizza cicli in cascata autorefrigerati. Innanzitutto, il gas viene privato dell’anidride carbonica ed essiccato. Quindi colpisce una serie di passaggi di compressione ed espansione. Il gas si raffredda finché non si liquefa. La potenza per questa compressione solitamente deriva dalla combustione di una parte del gas stesso. Efficiente, ma costoso.
Una volta congelato, viene caricato su cisterne appositamente isolate. Queste navi salpano verso i porti di consumo. Lì, il GNL rimane in serbatoi refrigerati fino al momento del suo utilizzo. Per utilizzarlo è necessario rigassificare il liquido. Ciò richiede calore. Spesso il calore proviene dalla vicina acqua di mare, uno scambio a basso costo.
Ma c’è un problema. Ogni passaggio – liquefazione, trasporto, rigassificazione – disperde energia. La perdita può raggiungere il 25% del contenuto originale. Stai spedendo ghiaccio, ma stai anche spedendo inefficienza.
Dal combustibile bruciato alla materia prima chimica
Qual è il più grande utilizzo singolo di questa energia? Generazione di energia. Lo bruciamo per far girare le turbine.
Dopo l’elettricità, c’è l’uso industriale e domestico. Riscaldamento delle case. Fabbriche in funzione. Ma il gas naturale è più di un semplice carburante. È un elemento fondamentale.
La sua natura a combustione pulita lo ha reso uno dei preferiti per le flotte di trasporto. Molti autobus funzionano a gas naturale compresso. Emette anidride carbonica, certo, ma meno fuliggine del diesel.
È anche nelle cose che tocchi ogni giorno. Il nerofumo, un pigmento fine di dimensioni colloidali, viene prodotto bruciando gas naturale con aria limitata. La fuliggine si deposita su superfici fredde. È nelle tue gomme. È nell’inchiostro della tua stampante. È nei tuoi coloranti.
La connessione con l’ammoniaca
Più della metà dell’ammoniaca mondiale proviene dal gas naturale. Il processo utilizza idrogeno derivato dal metano. Catalitico. Complesso.
Questa ammoniaca non si limita a stare lì. Diventa cibo vegetale. Oppure si converte in acido cianidrico, acido nitrico, urea e vari fertilizzanti. Se mangi cibo coltivato oggi, probabilmente trarrai beneficio da questa chimica.
Altre sostanze chimiche seguono percorsi simili. L’ossidazione controllata trasforma il gas in metanolo, propanolo e formaldeide. Questi sono materiali di base per infiniti altri prodotti. Il metanolo può addirittura sostituire la benzina.
Poi c’è l’MTBE. Metil-ter-butil etere. È un additivo per carburante ossigenato. Mescoli il metanolo con l’isobutilene su una resina a scambio ionico acida e ottieni un composto che aumenta il numero di ottano nella benzina. È un ponte chimico tra la testa del pozzo e il serbatoio del gas.
Dove tutto ebbe inizio
Il gas naturale è più onnipresente del petrolio. Non si nasconde solo nelle profondità del sottosuolo. Si genera sopra, ovunque e sotto la “finestra petrolifera”. Ogni roccia madre ha il potenziale per produrlo.
Molti dei principali giacimenti di gas del mondo sono legati al carbone. Non è una coincidenza. Queste rocce madri risalgono al Carbonifero e al Permiano inferiore. Circa 358,9-273 milioni di anni fa.
Il gas proviene da piante terrestri e materia organica acquatica. Biomassa antica, compressa e riscaldata nel corso di eoni. Si sta ancora formando. È ancora in movimento. E continua a penetrare nei nostri tubi, nei nostri serbatoi e nei nostri laboratori chimici.
La domanda non è proprio come l’abbiamo trovato. L’abbiamo trovato molto tempo fa. La domanda è: per quanto tempo potremo mantenere alta la pressione?
Potresti pensare al petrolio e al gas come ad antichi grumi pressurizzati intrappolati nel sottosuolo. Lo sono, ma il loro viaggio verso la tua fornace o stazione di servizio coinvolge capitoli biologici e termici distinti.
La fase biologica
Prima che il calore e la pressione facciano il loro lavoro pesante, i microbi si mettono al lavoro. Questa è la fase immatura o biologica. I batteri anaerobici scompongono la materia organica nelle zone prive di ossigeno. Sputano metano biogenico. Pensa al gas di palude. Gas di palude.
Questi microbi sono delicati. Anche una traccia di ossigeno li uccide. Anche alti livelli di solfati li inibiscono. Quindi questo gas si forma solo in punti specifici. Paludi scarsamente drenate. Alcuni fondali lacustri. Ambienti marini al di sotto della zona di riduzione dei solfati.
Non è solo una curiosità di nicchia. Il gas biogenico rappresenta oltre il 20% delle riserve mondiali di gas. Si tratta di un’enorme quantità di energia proveniente dal semplice decadimento, non dalla chimica delle profondità della terra.
La fase termale
Poi arriva il caldo. La produzione del petrolio raggiunge la sua fase matura a profondità comprese tra 750 e 5.000 metri. Sono da 2.500 a 16.000 piedi. Questa è la finestra del petrolio.
Qui trovi la gamma completa di idrocarburi. Insieme al petrolio si unisce alla festa anche il metano termico. Ma scavando più in profondità, oltre i 2.900 metri (9.500 piedi), il gioco cambia. Per lo più ottieni gas umido. Gas miscelato con idrocarburi liquidi.
Scendi sotto i 5.000 metri ed entri nella fase postmatura. Il petrolio si rompe. Non è più stabile. Il prodotto principale è il metano termico. Questo non è più decadimento microbico. È il cracking degli idrocarburi liquidi esistenti.
Le grandi molecole si frantumano più velocemente di quanto si formino. Il metano sopravvive. Le catene più grandi no. Ecco perché raramente si trova petrolio al di sotto dei 5.000 metri nei bacini sedimentari. Sequenze di sedimenti spessi? Hanno ancora il potenziale per il gas profondo, ma non per il petrolio.
Formazione inorganica
Tutto il gas è organico? Di solito sì. Ma parte del metano potrebbe essere inorganico. Abiogenico.
Il carbonio della Terra proveniva da detriti cosmici. Meteoriti. Le condriti carboniose sono ricche di idrocarburi. Se questi meteoriti rappresentano gli elementi costitutivi originali della Terra, allora fin dall’inizio erano presenti alte concentrazioni di idrocarburi.
Il degassamento continuo potrebbe ancora verificarsi. Gli idrocarburi fuoriescono dall’interno del pianeta. Alcuni potrebbero accumularsi come depositi abiogenici senza mai passare attraverso una fase organica.
Sembra promettente? Non proprio. Un degassamento diffuso probabilmente renderebbe il gas troppo diffuso. Troppo dispersivo per il mio. Accumuli significativi di metano inorganico? Non li abbiamo ancora trovati. Se esistono, si nascondono bene.
Poi ci sono gli extra. Elio e argon. Questi non sono sottoprodotti del petrolio. Provengono dal decadimento radioattivo. Le famiglie del torio e dell’uranio producono l’elio. Il potassio produce l’argon.
La loro presenza nel gas naturale è probabilmente una coincidenza. Gas non correlati rimangono intrappolati nella stessa tasca geologica. Non perché siano chimicamente collegati. Solo sfortuna per il gas, buona fortuna per i minatori di elio.
L’ambiente geologico
Il gas naturale si comporta come il petrolio, migrando attraverso gli strati rocciosi finché non incontra una trappola geologica. Ma il punto è questo: il petrolio contiene più energia recuperabile rispetto al gas della stessa dimensione. Anche se far uscire il gas è tecnicamente più efficiente, la fisica semplicemente non lo favorisce. Il gas inizia con una bassa concentrazione. Si diffonde facilmente. Hai bisogno di sigilli rocciosi che siano assolutamente impermeabili per impedirgli di fuoriuscire.
Questa volatilità rende i cap rock critici.
Il gas naturale non è esigente riguardo alla profondità. Puoi trovarlo in strati superficiali o in profondità sotto la superficie. Gli accumuli superficiali spesso provengono da processi biogenici e si formano sopra la “finestra petrolifera”. Il gas termico, tuttavia, vive dentro e sotto quella finestra. Nella maggior parte dei bacini, lo spazio verticale per la generazione del gas è maggiore di quello del petrolio. Circa un quarto dei principali giacimenti di gas sono biogenici e poco profondi. Il riposo? Sono sepolti in profondità in serbatoi più antichi, spesso carbonati sigillati da evaporiti.
Giacimenti di gas convenzionali
Non tutti i serbatoi di gas convenzionali si comportano allo stesso modo. Le variazioni fisiche determinano quanto puoi effettivamente estrarre.
In un giacimento di gas monofase, la teoria suggerisce che si dovrebbe recuperare quasi tutto se si abbassa abbastanza la pressione. Ma la realtà è confusa. Se l’acqua proveniente dalla roccia circostante spinge per mantenere la pressione, la capillarità intrappola parte del gas dietro il fronte dell’acqua che avanza. Lo perdi.
Quindi, in pratica, stai osservando un recupero di circa l’80%.
C’è anche un limite economico. Se la pressione scende troppo, il costo di compressione del gas supera il valore del gas stesso. A seconda della permeabilità, il recupero effettivo è compreso tra il 75 e l’80%. Il gas associato, quello prodotto insieme al petrolio, viene separato in superficie dopo l’estrazione.
Giacimenti di gas non convenzionali
Poi c’è il gas non convenzionale. Questa roba vive in ambienti geologici che non si adattano allo stampo standard della trappola del petrolio.
Si trova in:
– Arenarie strette (bassa permeabilità)
– Articolazioni e fratture
– Assorbito in matrici di scisto
– Giacimenti di carbone
– Il metano si idrata nelle regioni fredde polari o sottomarine
– Disciolto o trascinato in acque calde di formazione geopressurizzate
“Non convenzionale” è soprattutto un’etichetta economica. Considerando la tecnologia e i prezzi attuali, queste fonti sono più costose da sfruttare e produrre a ritmi più lenti. Sono più difficili da raggiungere. Ma man mano che la tecnologia avanza e le fonti convenzionali diventano costose, queste alternative diventano praticabili. Il tight gas, lo shale gas e il metano ricavato dal carbone lo hanno già dimostrato.
Gas stretto
Il gas stretto si nasconde in arenarie coperte o lenticolari. La metrica chiave qui è la permeabilità. Stiamo parlando di meno di un millidarcy (0,001 darcy). È incredibilmente basso.
I pozzi verticali convenzionali faticano qui. Le portate naturali sono troppo lente per essere economiche. È uno spreco di risorse trivellare alla vecchia maniera.
Inserisci la perforazione orizzontale e la fratturazione idraulica (fracking).
Queste tecniche creano enormi aree di raccolta in formazioni a bassa permeabilità. Creano fratture nella roccia, fornendo al gas un’autostrada fino al pozzo. La produzione è salita alle stelle da quando questa è diventata una pratica standard.
Gas di scisto
Il gas di scisto è bloccato all’interno della stessa roccia sedimentaria a grana fine. A differenza del gas stretto nelle arenarie, dove le fratture potrebbero fornire alcuni percorsi naturali, lo scisto è denso e fine. Il gas viene adsorbito sulla materia organica e sui minerali argillosi all’interno della matrice rocciosa.
Per estrarlo è necessario un duplice approccio. È necessaria una perforazione orizzontale per massimizzare il contatto con lo strato di scisto. Allora è necessaria una massiccia fratturazione idraulica per aprire le microfratture. Senza questi passaggi, il gas rimane intrappolato.
Anche la scala è diversa. I giacimenti di scisto spesso coprono centinaia di miglia quadrate. Un singolo pozzo potrebbe attingere a una vasta rete di fratture. Ciò cambia completamente l’economia. Non si tratta solo di trovare una sacca di gas. Si tratta di trattare la roccia stessa come un serbatoio.
Man mano che i costi di estrazione diminuiscono, lo shale gas compete direttamente con le fonti convenzionali. In alcune regioni è già diventato il fornitore principale. La tecnologia non è nuova, ma l’efficienza sta migliorando. I materiali di attrito, un migliore monitoraggio e una progettazione perfezionata dei pozzi stanno spremendo più gas dalla stessa roccia.
La questione non è davvero se riusciremo a tirarlo fuori. Riguarda i compromessi ambientali. Utilizzo dell’acqua. Sismicità indotta. Perdita di metano durante l’estrazione. Questi sono i veri colli di bottiglia adesso.
Eppure il potenziale resta sconcertante. Le risorse di shale gas sono molto diffuse. Non si limitano a pochi bacini specifici. Esistono in quasi tutti i continenti. Mentre le forniture convenzionali diminuiscono, lo spostamento verso queste fonti non convenzionali accelera. La geologia non cambia. La roccia resta ferma. Ma la nostra capacità di sbloccarlo sì.
Lo shale gas non è nato come risorsa. È iniziato come fango. I fanghi organici si depositarono sul fondo degli antichi oceani, sepolti da strati di sedimenti nel corso di milioni di anni. Il calore e la pressione hanno fatto il lavoro pesante. Hanno trasformato quel fango in roccia. Hanno anche trasformato la materia organica in gas naturale.
Parte di questo gas era mobile. È filtrato nelle vicine sacche di arenaria. Intrappolato lì, ha formato depositi di gas convenzionali. La maggior parte, però, è rimasta bloccata. Lo scisto stesso non è poroso. È una prigione per il gas. Per decenni, cercare di tirarlo fuori è stato un affare in perdita. Il flusso era troppo lento. I margini troppo sottili.
Poi è arrivata la perforazione orizzontale. Gli ingegneri hanno imparato a perforare lateralmente, tagliando letti di scisto per chilometri. Aggiungiamo la fratturazione idraulica e la roccia si spacca. La produzione balzò. Oggi, circa il 25% del gas statunitense proviene da queste formazioni ristrette. Gli esperti prevedono che la cifra raggiungerà il 50% prima della metà del 21° secolo. L’era dello scisto è arrivata.
Metano da carbone
Il carbone non è solo combustibile per le centrali elettriche. È una spugna per il metano. Enormi quantità di gas rimangono bloccate nei giacimenti di carbone.
Il processo inizia con la coalizione. Quando la materia vegetale si trasforma in carbone, viene rilasciato gas. Alcuni fuggono nell’atmosfera. Molto resta indietro. Si trova come gas libero nelle articolazioni e nelle fratture della cucitura. Ancora di più viene adsorbito sulle superfici interne dei micropori. Immaginatelo come un gas che si aggrappa alle pareti interne di fori microscopici.
Per farla uscire è necessaria la gestione dell’acqua. Fori nella cucitura. Si pompa l’acqua saturando il carbone. La rimozione dell’acqua abbassa la pressione. Questa caduta di pressione innesca il desorbimento. Il metano lascia la superficie dei pori. Diventa gas libero. Migra nelle fratture. Quindi risalire il pozzo fino alla superficie.
Il carbone è impermeabile. Le fratture sono le uniche vie. Se un giacimento è ricco di metano, gli ingegneri lo stimolano con il fracking, simile alle operazioni di shale. Il gas proveniente dai giacimenti di carbone attualmente fornisce quasi il 10% del gas naturale degli Stati Uniti. Sta crescendo anche altrove. Nuove regioni stanno attingendo a questi filoni man mano che le fonti tradizionali diminuiscono.
Fluidi geopressurizzati e idrati di metano
Non tutto il gas vive in sacche evidenti. Alcuni si nascondono in bacini sedimentari giovani e profondi. Questi sono serbatoi geopressurizzati.
Qui, i fluidi della formazione, solitamente salamoia, sopportano parte del carico di copertura. La pressione aumenta. Può raggiungere il doppio del normale gradiente idrostatico. Anche il caldo non scappa bene. Strati isolanti di scisto e argilla intrappolano l’energia termica. Questi fluidi sono spesso più caldi di quelli presenti nelle zone normalmente sotto pressione.
La salamoia è satura di gas. Parliamo da 0,84 a 2,24 metri cubi di gas naturale per 0,159 metri cubi di salamoia. Sono da 30 a 80 piedi cubi di gas per barile. Sembra promettente. Non lo è.
La produzione di questo gas richiede portate elevate. Sono necessarie formazioni con elevata porosità e permeabilità. È inoltre necessario produrre enormi volumi di acqua calda per ottenere quantità commerciali di gas. Il costo energetico e l’incubo logistico sono troppo alti. Attualmente non esiste alcuna produzione commerciale di gas derivato da depositi geopressurizzati. I conti non funzionano.
Gli idrati di metano sono diversi. Sono strutture simili al ghiaccio dall’aspetto solido. Le singole molecole di metano sono racchiuse in reticoli di molecole d’acqua a forma di gabbia. È una trappola molecolare.
Questi idrati esistono in due luoghi principali. Sotto il permafrost nelle regioni polari. E nei fondali oceanici lungo le piattaforme continentali. Combinazioni specifiche di pressione e temperatura consentono al metano di migrare in serbatoi saturi di acqua e formare queste strutture. Compaiono nelle arenarie polari e nella sabbia e nel fango dei margini continentali.
L’estrazione è il collo di bottiglia. Non disponiamo ancora di un metodo economicamente fattibile o sostenibile dal punto di vista ambientale. Sul tavolo ci sono due idee principali.
Innanzitutto, la depressurizzazione. Perforare la formazione. Ridurre la pressione circostante. Il metano si libera dal reticolo dell’acqua. Scorre lungo il pozzo.
In secondo luogo, l’iniezione di anidride carbonica. Pompare CO2 nella roccia. Le molecole di CO2 spostano il metano nel reticolo. Il metano viene rilasciato. Può quindi essere estratto.
Entrambi i metodi comportano dei rischi. Gli ecosistemi coinvolti sono estremamente sensibili. Gli ambienti polari e le piattaforme marine sono fragili. Qualsiasi tecnologia deve essere progettata con estrema cura. Abbiamo il gas. Semplicemente non sappiamo come eliminarlo senza distruggere il mondo che lo circonda.
Distribuzione mondiale del gas naturale
Il gas non sta solo in una tasca. Migra.
Pensa alla crosta terrestre come a una fabbrica verticale per la produzione di gas. Hai gas biogenico poco profondo vicino alla superficie. Poi, più in basso, si raggiunge la finestra petrolifera dove risiede il gas disciolto. Andate ancora più in profondità e il gas termico prenderà il sopravvento.
Questo vasto habitat verticale, combinato con una scorta infinita di materiale di partenza, suggerisce che abbiamo appena scalfito la superficie. Letteralmente.
Le stime indicano che la quantità di gas recuperabile che rimane da scoprire ammonta al 45% del totale. Si prevede che il contenuto energetico di queste risorse primarie possa rivaleggiare con il petrolio. Oggi utilizziamo meno gas che petrolio, il che significa che si prevede che le nostre scorte attuali dureranno più a lungo. Ma se i modelli di consumo cambiano e l’utilizzo del gas raggiunge il livello massiccio del petrolio, quella longevità scompare rapidamente. Il gas diventerebbe solo un’altra risorsa di breve durata.
Il costo del gas sprecato
Il flaring non è una novità. È una sporca abitudine legata alla produzione di petrolio.
Nel 2017, la Banca Mondiale ha riportato una perdita sconcertante. Alla testa del pozzo sono stati bruciati circa 141 miliardi di metri cubi (bcm) di gas, equivalenti a 5 trilioni di piedi cubi (tcf). Si tratta di un quinto del gas annuale consumato negli Stati Uniti. Ovvero il 75% delle esportazioni annuali della Russia.
Perché sprecarlo? Posizioni remote. Il recupero del gas da pozzi isolati è costoso. Se non puoi convogliarlo da nessuna parte, lo bruci.
Storicamente, la Russia, il Medio Oriente e alcune parti dell’Africa sono stati i maggiori colpevoli. Mentre gran parte di questo gas viene ora reiniettato per mantenere la pressione, ciò che non può essere reiniettato spesso va in fiamme.
Ma l’economia cambia il comportamento. Con l’aumento del valore del gas, gli sforzi di conservazione si sono intensificati. Il flaring è in calo. I soldi sono troppo buoni per essere lasciati nel fumo.
I giganti del settore
Non tutti i campi sono uguali.
I più grandi giacimenti di gas naturale sono “supergiganti”. Contengono più di 850 bcm (30 tcf) di gas. Poi ci sono i “giganti di livello mondiale”, compresi tra 85 e 850 bcm (da 3 a 30 tcf).
Questi enormi campi sono una piccola frazione del totale dei campi conosciuti. Meno dell’1%. Eppure sono la spina dorsale del settore.
I supergiganti e i giganti, insieme al gas associato trovato nei giganteschi giacimenti petroliferi, originariamente detenevano circa l’80% delle riserve mondiali. Producono l’80% del gas mondiale.
Il ruolo della Russia
La Russia siede su alcuni di questi giganti.
La Russia detiene la corona delle maggiori riserve di gas naturale del mondo. Stiamo parlando di circa 47 trilioni di metri cubi (tcm), ovvero circa 1.680 trilioni di piedi cubi (tcf) di gas. Ogni tanto scambia il posto con gli Stati Uniti per il primo posto nella produzione, ma l’enorme volume di ciò che si trova sottoterra in Russia non ha eguali.
L’azione si svolge nella Siberia occidentale. Nello specifico, guarda a est del Golfo di Ob, proprio sul Circolo Polare Artico. Qui si trovano alcuni dei giacimenti di gas più massicci del pianeta.
Urengoy: il gigante che va avanti
Urengoy è il secondo giacimento di gas più grande del mondo. È stato scoperto nel 1966. Le stime iniziali indicano che le sue riserve ammontano a 8,1 tcm (286 tcf). Si tratta di una quantità impressionante di energia.
La geologia qui è complessa ma coerente. Circa tre quarti di quel gas si trovano nel giacimento più superficiale. Si trova tra 1.100 e 1.250 metri (da 3.600 a 4.100 piedi) di profondità. Queste rocce hanno un’età del tardo Cretaceo, risalenti a circa 66-100,5 milioni di anni fa.
In totale, Urengoy ha 15 serbatoi separati. Alcuni si trovano nelle rocce del Cretaceo inferiore, che sono più antiche, risalenti a circa 100,5-145 milioni di anni fa. Il punto più profondo è una zona di gas condensato negli strati del Giurassico superiore, risalente a 145-163,5 milioni di anni fa.
La produzione iniziò nel 1978. Raggiunse il picco. La produzione è diminuita rispetto a quegli anni di picco. Eppure batte ancora qualsiasi altro giacimento di gas sulla Terra in termini di volume. Resta il re dell’estrazione.
Yamburg e Orenburg
A nord di Urengoy, anch’esso a nord del Circolo Polare Artico, si trova Yamburg. È il secondo giacimento più grande della Russia. Le riserve originali erano stimate a 4,7 tcm (166 tcf). Il gas proviene principalmente dalle rocce serbatoio del Cretaceo superiore. Questi si trovano a una profondità compresa tra 1.000 e 1.210 metri (da 3.300 a 4.000 piedi). Lo sviluppo iniziò all’inizio degli anni ’80.
Poi c’è Orenburg. Scoperto nella regione del Volga-Urali nel 1967. Detiene il titolo del più grande giacimento di gas russo al di fuori della Siberia occidentale. Le riserve iniziali erano 1,8 tcm (64 tcf). La produzione iniziò nel 1974. È significativa, ma non può competere con i giganti siberiani in termini di dimensioni.
Groningen: l’ancora dell’Europa
Spostarsi a sud verso l’Europa. Il più grande giacimento di gas naturale del continente è Groningen. Si trova sulla costa olandese. La scoperta è avvenuta nel 1959. La produzione è iniziata nel 1963. Le riserve originali recuperabili erano comprese tra 2,7 e 2,8 tcm (da 95 a 99 tcf).
Hanno già ritirato circa il 60% delle riserve originarie. La geologia qui è distinta. La scoperta ha perforato bene evaporiti di età Permiana (251,9–298,9 milioni di anni). Colpì una spessa arenaria basale del Permiano che era altamente produttiva.
La perforazione successiva ha tracciato un’ampia anticlinale. È largo circa 24 km (15 miglia) e lungo 40 km (24 miglia). Il serbatoio è ricoperto da questi evaporiti. Il gas si trova a una profondità compresa tra 2.500 e 3.000 metri (da 8.000 a 10.000 piedi). Al di sotto di questo serbatoio si trova una sequenza Pennsylvaniana ricca di carbone troncata e fortemente fagliata. Quella sequenza, che va da 323 a 299 milioni di anni fa, è considerata la principale fonte di gas.
Troll: la potenza norvegese del Mare del Nord
Il secondo giacimento di gas più grande in Europa è il giacimento Troll. Si trova sotto il Mare del Nord, a meno di 100 km (60 miglia) al largo della costa norvegese. Si trova nelle arenarie del Giurassico superiore. La scoperta è avvenuta nel 1979. Le riserve recuperabili sono state stimate a 1,3 tcm (45,9 tcf).
La produzione è iniziata nel 1996. È stata una svolta immediata. La Norvegia divenne rapidamente uno dei maggiori produttori ed esportatori di gas naturale al mondo. Il solo Troll contiene più della metà delle riserve accertate di gas naturale della Norvegia. Quelle riserve accertate ammontano a 2 tcm (72 tcf).
America del Nord
I giganti del Nord America
Gli Stati Uniti detengono l’incredibile cifra di 9,7 tcm di riserve accertate di gas naturale. Si tratta di 341 trilioni di piedi cubi di carburante depositati sottoterra. Il gioiello della corona è il Marcellus Shale. Si estende in Pennsylvania, Ohio, West Virginia e New York. Alcune stime suggeriscono che possa contenere fino a 14 tcm.
Produce più di 80,3 miliardi di metri cubi all’anno. Ciò la rende la più grande fonte del paese. È anche uno dei più grandi giacimenti di gas del pianeta. La scala è difficile da comprendere finché non si guarda l’output.
Poi c’è il campo Hugoton. Scoperto nel 1927 in Kansas. Si estende in Oklahoma e Texas. Hai bisogno di una visione lunga per vedere il quadro completo. L’area produttiva si sviluppa lungo un andamento di 400 km. Lì sono stati perforati oltre 10.000 pozzi.
La geologia è specifica. Il gas proviene dai calcari e dalle dolomiti del Permiano. Le variazioni stratigrafiche nella litologia controllano gli accumuli. Non è solo un buco nel terreno. È una trappola complessa. Il campo ha un recupero finale stimato di 1,5 tcm. Ne hanno già ritirato circa il 65%.
Il Canada è il prossimo grande giocatore. Hanno 2,1 tcm di riserve accertate. Il loro potenziale ancora da scoprire corrisponde quasi esattamente a quello degli Stati Uniti. È molta energia non sfruttata. Uno dei siti principali è il campo di Elmworth. È stato trovato in Alberta nel 1976. Si trova in un bacino di arenaria del Cretaceo. Conteneva 560 bcm di gas. Sono 20 tcf di potenziale.
Il Messico è diverso. Hanno 356 miliardi di metri cubi di riserve accertate. La produzione è dispersa. Molto proviene dal giacimento petrolifero di Canterell nel Golfo del Messico. La domanda è in aumento. L’industria dell’energia elettrica è affamata. Ma non possono elaborare tutto. Ogni anno vengono bruciati miliardi di metri cubi di gas associato. È potenziale sprecato. O meglio, infrastrutture sprecate.
I giganti del deserto
Nel Nord Africa la storia è più antica. Il campo di Hassi R’Mel è la chiave. Si trova nel bacino centrale dell’Algeria. È stato scoperto nel 1956. Si trova in una grande anticlinale. Il serbatoio è di arenaria triassica. Ha 200 milioni di anni. È ricoperto da letti di sale.
Originariamente conteneva circa 2,52 tcm di gas recuperabile. Produce ancora 100 miliardi di metri cubi all’anno. Si tratta del 60% del gas secco totale dell’Algeria. La geologia è pulita. Roccia permeabile. Sigillo di sale. È un serbatoio da manuale. Ma è anche un enorme motore economico per la regione.
Il Medio Oriente
Il Medio Oriente detiene il resto dell’equilibrio globale.
Il Medio Oriente non è solo una questione di petrolio greggio. Sotto la sabbia si trova un enorme banco sotterraneo di gas. Questo potenziale è legato al bacino arabo-iraniano. La sua spina dorsale è la formazione Permiana Khuff. Si trova sotto la maggior parte della regione. È un orizzonte chiave per trattenere il gas.
Questo strato contiene il più grande giacimento di gas naturale non associato del mondo. Il Qatar lo chiama North Field. L’Iran lo chiama South Pars. Si estende in acque al largo. Le riserve sono sconcertanti. Le stime li collocano a oltre 28 trilioni di metri cubi. Sono 1.000 trilioni di piedi cubi.
Questa ricchezza ha una classifica. L’Iran detiene la terza più grande riserva di gas naturale. Il Qatar è quarto. Solo la Russia ne ha di più. La formazione Khuff è la ragione. Non è più solo un paese petrolifero. È una superpotenza del gas.
I bacini idrici della barriera corallina asiatica
Spostati a est. L’Asia ha il suo gigante. Il campo di Arun. Scoperto nel 1971. Si trova nel bacino del nord di Sumatra, in Indonesia. La roccia qui è diversa. È calcare della barriera corallina. Risale al Miocene medio. Sono tra 16 e 11,6 milioni di anni fa.
Le riserve originarie erano stimate a 383 miliardi di metri cubi. O 13,5 trilioni di piedi cubi. Numeri enormi. Ma non vengono trasmessi ai vicini. Il gas è liquefatto. Solo esportazione. Ciò cambia completamente la logistica. Hai bisogno delle catene del freddo. Hai bisogno di petroliere specializzate. Il valore sta nella mobilità.
