Gaz ziemny na papierze jest prosty, ale w praktyce jest skomplikowany. Jest to bezbarwny, wysoce łatwopalny gaz węglowodorowy. Mieszanina składa się głównie z metanu i etanu. Należy do szerokiej kategorii produktów naftowych. Często można go znaleźć w pobliżu ropy naftowej. Te paliwa kopalne zasilają wszystko, od domowych grzejników po duże zakłady przemysłowe. Wytwarza energię elektryczną. Gotuje jedzenie. Napędza nawet niektóre rodzaje transportu. Oprócz funkcji energetycznej pełni funkcję ważnego surowca chemicznego. Producenci wykorzystują go do tworzenia tworzyw sztucznych. Od tego zależy produkcja nawozów. To samo tyczy się barwników.
Znalezienie tego zasobu nie zawsze jest łatwe. Gaz ziemny często rozpuszcza się w ropie naftowej w podziemnych zbiornikach. Presja tam jest ogromna. Czasami tworzy korek gazowy unoszący się nad warstwą oleju. To ciśnienie działa jak siła napędowa. Wypycha olej na powierzchnię. Ten rodzaj gazu nazywany jest towarzyszącym gazem naftowym. Zasadniczo jest to faza gazowa ropy naftowej. Zwykle zawiera lekkie ciecze, takie jak propan i butan. Ludzie nazywają to „mokrym gazem”.
Nie cały gaz jest wydobywany razem z ropą. Niektóre złoża zawierają wyłącznie gaz. Jest to gaz inny niż podróżny (niezwiązany z ropą naftową). Ponieważ w pobliżu nie ma źródła ciekłej ropy, nazywa się ją „suchym gazem”.
Gdzie po raz pierwszy ludzie użyli gazu ziemnego?
Historia zaczyna się na długo przed pojawieniem się nowoczesnych rurociągów. Pierwsi ludzie zauważyli wyciek gazu ziemnego na powierzchnię. Miały one miejsce w Iranie pomiędzy 6000 a 2000 rokiem p.n.e. mi. Starożytni pisarze udokumentowali te wycieki ropy na Bliskim Wschodzie. Region Baku, obecnie część Azerbejdżanu, był gorącym miejscem. Piorun prawdopodobnie uderzył najpierw w te wyjścia. Powstałe płomienie podsycały „wieczny ogień” starożytnych religii perskich, które czciły ogień.
Chiny weszły do historii około 900 roku p.n.e. mi. Chińczycy byli praktycznymi innowatorami. Pierwszą znaną studnię na gaz ziemny odwiercili w 211 roku p.n.e. mi. Głębokość sięgała około 150 metrów. Do prac używano rur bambusowych i prymitywnych wiertarek udarowych. Celem był wapień z okresu późnego triasu. Ta warstwa skał, mająca około 237 milionów lat, leżała na antyklinie na zachód od współczesnego miasta Chongqing.
Po co wiercić tak głęboko? Do suszenia soli kamiennej. Sól została ułożona warstwami w wapieniu. Niezbędne ciepło zapewniał spalający się gaz. Z biegiem czasu zaczęto wiercić głębiej studnie. Niektóre osiągnęły głębokość 1000 metrów. Do roku 1900 na tej antyklinie znajdowało się ponad 1100 studni.
Europa przez tysiąclecia nie była świadoma istnienia gazu ziemnego. Kontynent odkrył go dopiero w Anglii w 1659 roku. Już wtedy nie był on powszechnie stosowany. Przed nami był gaz miejski. Paliwo to otrzymywano z węgla koksowanego. Od 1790 roku oświetla ulice i domy w całej Europie.
Ameryka Północna poszła inną drogą. To właśnie tam doszło do pierwszego komercyjnego zastosowania produktów naftowych. W 1821 r. z małej studni we Fredonii w stanie Nowy Jork wydobywano gaz ziemny. Gaz transportowano ołowianymi rurami o małej średnicy. Konsumenci używali go do oświetlenia i gotowania.
Problem z rurociągiem
Przez większą część XIX wieku zużycie gazu ziemnego pozostawało lokalne. Technologia umożliwiająca transport dużych ilości na duże odległości po prostu nie istniała. Węgiel i ropa naftowa napędzały rozwój przemysłu. Gaz ziemny pozostał na uboczu.
Przełom nastąpił w roku 1890. Wynalezienie uszczelnionego połączenia rurowego zmieniło zasady gry. Pozwoliło to na usprawnienie transportu. Jednak materiały i metody konstrukcyjne pozostały kłopotliwe. Gaz nie mógł przebyć odległości większej niż 160 km od źródła.
Gospodarka była trudna. Gaz towarzyszący spalano głównie na pochodniach. Oznacza to, że został on spalony bezpośrednio przy głowicy odwiertu. Gazy odlotowe często pozostawały w ziemi. Miasta polegały na miejskim gazie przemysłowym. Infrastruktura nie nadążała za dostępnością zasobów.
Rozwój głównych sieci rurociągów
Przesyłanie gazu na duże odległości stało się możliwe dopiero pod koniec lat dwudziestych XX wieku. To właśnie wtedy technologia rurociągów w końcu dogoniła ambicje. W latach 1927–1931 w Stanach Zjednoczonych zbudowano ponad dziesięć głównych systemów magistrali. Były to przedsiębiorstwa na dużą skalę. W każdym systemie zastosowano rury o szerokości około 50 cm (20 cali). Rozciągnęły się na długości ponad 320 km (200 mil).
Po II wojnie światowej skala drastycznie wzrosła. Inżynierowie budowali coraz dłuższe rurociągi o coraz większych średnicach. Technologie produkcyjne umożliwiły tworzenie rur o szerokości do 150 cm (60 cali). Od początku lat 70. najdłuższa z tych arterii rozpoczyna się w Rosji.
Weźmy pod uwagę rurociąg Nord Stream. Zbudowany w latach sześćdziesiątych i siedemdziesiątych XX wieku, rozciąga się na długości 5470 km (3400 mil). Przecina Ural oraz ponad 700 rzek i strumieni. Łączy Europę Wschodnią ze złożami gazowymi zachodniej Syberii za kołem podbiegunowym. W efekcie gaz z największego na świecie złoża Urengoj przepływa do Europy Wschodniej, a następnie do Europy Zachodniej w celu konsumpcji.
Następnie mamy rurociąg transśródziemnomorski. Jest krótszy, ale to inżynieryjny koszmar. Ta linia o średnicy 50 cm (20 cali) biegnie między Algierią a Sycylią. Przecina wody, gdzie głębokość morza przekracza 600 metrów (2000 stóp).
Dlaczego gaz ziemny stał się paliwem premium
Gaz ziemny nie zawsze był cenny. Już w 1960 r. problemem był gaz towarzyszący. Był to produkt uboczny produkcji ropy. Inżynierowie oddzielili go od ropy naftowej i wyeliminowali możliwie najtaniej. Często po prostu go palili. Najprostszym rozwiązaniem było spalenie.
Sytuacja uległa zmianie po kryzysach naftowych z przełomu lat 60. i 70. XX wieku. Gaz ziemny stał się kluczowym globalnym źródłem energii.
Nawet w Stanach Zjednoczonych aż do lat trzydziestych XX wieku na rynku ogrzewania mieszkań istniały ograniczenia. Gaz miejski był wówczas powszechnie stosowany. To było syntetyczne. Jego wartość opałowa była o połowę niższa od gazu ziemnego. Kiedy gaz ziemny stał się powszechny i tani, zastąpił gaz miejski.
Gaz ziemny spala się całkowicie, wytwarzając głównie dwutlenek węgla i wodę. Jest stosunkowo wolny od sadzy, tlenku węgla i tlenków azotu.
Ta czystość ma znaczenie. Praktycznie nie ma emisji dwutlenku siarki. W rezultacie wiele krajów preferuje gaz ziemny ze względów środowiskowych. Zastąpił węgiel w elektrowniach na całym świecie.
Ale jest pewien haczyk. Metan jest silnym gazem cieplarnianym. Zatrzymuje ciepło około 25 razy skuteczniej niż dwutlenek węgla. Pomimo reputacji metanu jako czystego paliwa, wycieki metanu z magazynów, rurociągów i pojazdów w znaczący sposób przyczyniają się do globalnego ocieplenia. To pozostaje poważnym problemem.
Co jest w rurze?
Gaz ziemny jest mieszaniną węglowodorów. Składa się głównie z nasyconych lekkich parafin. Głównymi składnikami są metan i etan. W warunkach atmosferycznych występują w stanie gazowym.
Mieszanina może zawierać także propan, butan, pentan i heksan. W formacjach wysokie ciśnienie utrzymuje nawet te cięższe węglowodory w postaci gazowej. Po wypłynięciu na powierzchnię i obniżeniu ciśnienia do atmosferycznego, skraplają się w ciecz. Produkuje się je oddzielnie w postaci ciekłego gazu ziemnego (NGL).
Dzieje się tak w separatorach polowych lub zakładach przetwarzania gazu. Następnie ciecze gazu ziemnego rozdziela się na frakcje. Otrzymujesz wszystko, od ciężkich kondensatów (heksany, pentany, butany) po gaz płynny (LPG) i etan. To ogromny przemysł w Stanach Zjednoczonych. Przeróbka gazu ziemnego zapewnia większość etanu do produkcji olefin. Gaz skroplony wykorzystywany jest do celów grzewczych i handlowych.
Zanieczyszczenia niewęglowodorowe
Gaz ziemny często zawiera gazy inne niż węglowodory. Powszechnie występują azot, dwutlenek węgla, wodór, hel i argon.
Azot i dwutlenek węgla nie palą się. Mogą występować w znaczących proporcjach. Azot jest obojętny. Jednakże występujący w dużych ilościach obniża wartość opałową. Należy go usunąć, zanim gaz trafi na rynek komercyjny. Dwutlenek węgla jest usuwany w celu zwiększenia wartości opałowej, zmniejszenia objętości i zapewnienia stabilnego spalania.
Potem jest siarka. Gaz ziemny często zawiera siarkowodór lub inne organiczne związki siarki. Nazywa się to „kwaśnym gazem”.
Siarka jest toksyczna w przypadku wdychania. Powoduje korozję (korodowanie) obiektów i konstrukcji rurociągów. Podczas spalania tworzy poważne substancje zanieczyszczające. Dlatego jest usuwany podczas przetwarzania. Ale tu jest niespodzianka: po usunięciu siarki dodaje się minimalną ilość żrącego środka zapachowego – merkaptanu. Po co? Do wykrywania nieszczelności. Metan jest bezwonny. Potrzebujesz zapachu, aby wiedzieć, czy coś poszło nie tak podczas transportu lub użytkowania.
W formacji współistnieją gaz i woda złożowa. Dlatego gaz wydobywany ze studni zawiera parę wodną. Para ta częściowo ulega kondensacji podczas transportu do zakładu przetwórczego.
Właściwości termiczne i fizyczne
Komercyjny gaz ziemny jest pozbawiony ciekłego gazu ziemnego (NGL). Sprzedawany jest do ogrzewania. Zwykle zawiera od 85 do 90 procent metanu. Reszta to głównie azot i etan.
Jego wartość kaloryczna jest wysoka. Zwykle dostarcza około 38 megadżuli (MJ) na metr sześcienny. To około 1050 brytyjskich jednostek cieplnych (BTU) na stopę sześcienną.
Sam metan jest bezbarwny i bezwonny. Jest wysoce łatwopalny. Jednak, jak zauważono, powiązane gazy, takie jak siarkowodór, mają ostry, przeszywający zapach. Wystarczy kilka części na milion, aby gaz ziemny miał wyraźny zapach. Ten zapach jest środkiem bezpieczeństwa.
Gaz nie pozostaje niezmieniony po opuszczeniu ziemi. Rozszerza się. To się ochładza. Zmienia swój stan. Zrozumienie, w jaki sposób mierzymy i transportujemy to niewidzialne paliwo, to połowa sukcesu branży energetycznej. Druga połowa zapobiega zamarzaniu wody w rurach.
Standardowe wolumeny i wartość rynkowa
Mierzymy gaz objętościowo, ale tylko pod ściśle określonymi warunkami. Mianowicie: przy standardowym ciśnieniu atmosferycznym (760 mmHg lub 14,7 psi) i temperaturze 15 °C (60 °F). Gaz podziemny jest sprężany pod ogromnym ciśnieniem. Gdy dotrze do powierzchni, ciśnienie to zanika. Gaz rozszerza się. Zajmuje więcej miejsca. Ale rzeczywista ilość energii zawartej w tym gazie nie ulega zmianie.
Dlatego stosujemy standardowe warunki pomiaru. Stwarza to równe warunki dla wszystkich.
Rezerwy są ogromne. Mówimy o miliardach i bilionach metrów sześciennych (bcm, tcm) lub stóp sześciennych (bcf, tcf). Dzienna produkcja w głowicach odwiertów jest mniejsza, zwykle mierzona w tysiącach lub milionach metrów sześciennych (tys. m3, mln m3) lub stopach sześciennych (mcf3, mln stóp sześciennych).
Jest tu dziwna funkcja. W branży używa się cyfr rzymskich. M oznacza 1000. MM oznacza 1000 razy 1000. Zatem MMcf to milion stóp sześciennych. Wydaje się to arbitralne, dopóki się do tego nie przyzwyczaisz.
Ale to nie objętość jest tym, za co płacisz. Energia jest tym, za co płacisz.
Gaz ziemny jest kupowany i sprzedawany w oparciu o jego wartość opałową. To znaczy przez energię cieplną uwalnianą podczas spalania. Około 38 megadżuli na metr sześcienny (MJ/m3) lub 1050 BTU na stopę sześcienną. W praktyce liczby te są zbyt małe, aby można było dokonywać transakcji handlowych. Używamy gigadżuli (GJ) i milionów BTU (MMBTU).
W brytyjskim systemie imperialnym 1 MMBTU jest w przybliżeniu równy 1000 stóp sześciennych gazu. Inną popularną jednostką jest term, który jest równy 100 000 BTU lub około 100 stopom sześciennym. Ceny są często podawane w przeliczeniu na term, MMBTU lub GJ. Wszystko sprowadza się do ciepła.
Podstawy przetwarzania w terenie
Gaz na polu rzadko kiedy jest gotowy do użycia. Czasami zawartość metanu jest tak wysoka, że można go bezpośrednio dostarczać konsumentom rurociągiem. Ale zdarza się to rzadko.
W większości przypadków jest „brudny”. Zawiera cięższe ciekłe węglowodory i zanieczyszczenia. Jest też pod bardzo niskim ciśnieniem. W tym stanie nie ma możliwości skutecznego przepchnięcia go przez rurociąg.
Dlatego to przetwarzamy.
Proces obejmuje kilka etapów kompresji. Sprężamy gaz w celu usunięcia cieczy i zanieczyszczeń. Chłodzimy również płyn. Chłodzenie obniża temperaturę gazu. Oszczędza to energię w tłoczniach położonych dalej na linii. Jest to rodzaj kompromisu. Marnujesz energię na chłodzenie i sprężanie teraz, aby zaoszczędzić energię później.
Zapobieganie odwodnieniu i nawodnieniu
Woda jest wrogiem podczas przetwarzania gazu.
W prostej instalacji sprężarki gaz wchodzi do płuczki wlotowej. Usuwa uwięzione płyny. Następnie gaz jest sprężany i schładzany. Ciśnienie rośnie. Temperatura spada. Para wodna skrapla się w ciecz.
Jeśli gaz ostygnie zbyt mocno, osiągnie punkt rosy. Woda lub węglowodory zamieniają się w ciecz. To stwarza problem. Tworzą się hydraty gazów. Są to kryształy, które wyglądają jak lód. Zatykają zawory. Blokują rurociągi. Wstrzymują produkcję.
Należy im zapobiegać.
Roztworem jest glikol. Roztwór glikolu wtryskiwany jest do strumienia gazu. Pochłania rozpuszczoną wodę. Gaz wysycha. Glikol, teraz nasycony wodą, nagrzewa się. Woda odparowuje. Glikol jest ponownie wykorzystywany.
Jest inny sposób. Stałe środki osuszające.
Mokry gaz przechodzi przez wieże wypełnione materiałem suszącym. Woda jest adsorbowana na ciele stałym. Wyjściem jest suchy gaz. Stały środek osuszający w końcu ulegnie nasyceniu i należy go zregenerować lub wymienić.
Odzyskiwanie ciekłych węglowodorów
Metan jest cenny. Jednak cięższe komponenty często kosztują więcej.
Gdy wymaga tego ekonomika rynku, wydobywamy płynny gaz ziemny (NGL). Wymaga to złożonego kompleksu absorpcji i destylacji frakcyjnej.
Surowy sprężony gaz spotyka się z „ubogim olejem” w kolumnie absorpcyjnej. Ubogi olej pochłania cięższe składniki z gazu. Większość gazu – zwykle 95% metanu – wydostaje się z góry w postaci gazu resztkowego. Nadal wymaga obróbki w celu usunięcia siarki i innych zanieczyszczeń.
Ciekły strumień z dołu, obecnie „olej nasycony”, kierowany jest do kolumny destylacyjnej. Tutaj etan jest usuwany i wykorzystywany jako paliwo własne zakładu lub surowiec petrochemiczny. Ubogi olej jest odzyskiwany i zawracany z powrotem na szczyt kolumny.
Niektóre zakłady posiadają dodatkowe kolumny do oddzielania propanu i butanu.
Temperatura ma znaczenie. W starych fabrykach panowała temperatura pokojowa. W nowoczesnych zakładach stosuje się maszyny chłodnicze w celu obniżenia temperatury przetwarzania. Poprawia to skuteczność wchłaniania.
Istnieje jeszcze bardziej agresywna metoda. Rozprężanie kriogeniczne.
W ten sposób efektywnie wydobywamy etan. Ochłodzony gaz wtłaczany jest do komory rozprężeniowej przez potężną turbinę. Spada ciśnienie pary. Temperatury spadają do -84 ° C (-120 ° F).
W tej temperaturze metan pozostaje gazem. Cięższe węglowodory ulegają kondensacji. Są wydobywane. Metan nadal się przemieszcza. Zbierane są płyny.
Oczyszczanie gazu siarkowodorowego
Siarkowodór gazowy zawiera związki siarki. Są żrące. Są toksyczne. Należy je usunąć.
Dosładzamy gaz.
W procesie wykorzystuje się etanoloaminę. Jest to pochłaniacz cieczy. Działa podobnie do glikolu w przypadku odwodnienia, ale celuje w siarkę.
Gaz przepuszcza się przez etanoloaminę. Wychodzi prawie całkowicie pozbawiony siarki. Następnie etanoloaminę poddaje się obróbce w celu usunięcia zaabsorbowanej siarki. Jest ponownie używany.
Cykl ten trwa do momentu wyczerpania się aminy lub jej zanieczyszczenia w stopniu uniemożliwiającym jej odzyskanie.
Transport
Po wyschnięciu, dosłodzeniu i dozowaniu gaz trafia do rurociągu. Ciśnienie jest wysokie. Temperatura jest kontrolowana. Skład jest stabilny. Pokonuje setki lub tysiące mil.
Ale to inna historia. Infrastruktura, która porusza te niewidzialne płomienie, jest cudem inżynierii. Wymaga stałego monitorowania. Wymaga konserwacji. Wymaga delikatnej równowagi fizyki i chemii.
Jeśli jeden zawór ulegnie awarii, cały system się zatrzyma.
Infrastruktura definiuje branżę. Boom na gaz ziemny nie polegał wyłącznie na znalezieniu gazu. Chodziło o jego transport. Pierwszym krokiem w tej logistycznej zagadce był metalowy rurociąg.
Przed XXI wiekiem sieć nie miała nic wspólnego z tym, co widzimy dzisiaj. Pierwsza żelazna linia połączyła Titusville i Newton w Pensylwanii w 1872 roku. Była to żeliwna rura o średnicy zaledwie 2,5 cala. Malutki. Kruche według współczesnych standardów. Jednakże dostarczał gaz pod ciśnieniem 80 psi (około 550 kilopaskali) do 250 domów. To był początek.
Przejdź szybko do teraźniejszości. Skala jest oszałamiająca. W samych Stanach Zjednoczonych długość głównych rurociągów przekracza 500 000 kilometrów. Dodaj do tego 3,4 miliona kilometrów sieci dystrybucyjnych o mniejszej średnicy, a otrzymasz sieć dostarczającą ponad 672 miliardy metrów sześciennych gazu rocznie. Zaopatruje to 70 milionów konsumentów.
Rosja, największy eksporter na świecie, nie pozostaje daleko w tyle. Obsługuje ponad 160 000 kilometrów głównych rurociągów. Jego przepustowość? Ponad 600 miliardów metrów sześciennych rocznie. Prawdziwym czynnikiem napędzającym rynek jest fizyczna skala przenoszenia energii od źródła do odbiorcy.
Geometria ciśnienia
Nie używasz węża strażackiego do podlewania rośliny doniczkowej. Inżynieria rurociągów kieruje się tą samą logiką.
Nowoczesne linie różnią się znacznie pod względem wielkości. Przewody zasilające mogą mieć szerokość zaledwie 15 centymetrów (6 cali). Główne rurociągi? Pęcznieją do 60, 106, a nawet 122 centymetrów (24, 42, 48 cali). Największe rosyjskie linie miejskie przekraczają te wymiary, osiągając 140 centymetrów (56 cali).
Ciśnienie to kolejna zmienna. Duże główne rurociągi działają pod ciśnieniem około 8 megapaskali. To ponad 1000 psi. W regionach, w których dominuje system metryczny, jest to 80 barów. Tarcie gazu szybko przemieszczającego się w stalowej rurze jest ogromne. Aby utrzymać go w ruchu, co 100 kilometrów (60 mil) umieszczane są automatyczne stacje sprężarek. Włączają się, zwiększają ciśnienie i pokonują opór. Bez nich gaz natychmiast się zatrzymuje.
Przemierzanie oceanów na lodzie
Co się stanie, gdy gaz będzie daleko od rynku? Powiedzmy, na odludziu? Nie zawsze jest możliwe ułożenie rurociągu. Zamiast tego jest zamrożony.
Skroplony gaz ziemny (LNG) rozwiązuje problem odległości. Po schłodzeniu do około -160°C (-260°F) gaz ziemny spręża się do 0,16% swojej pierwotnej objętości. Jest to redukcja 600-krotna. Nagle transportowanie go przez oceany staje się ekonomicznie wykonalne.
Proces w instalacjach skraplania gazu jest precyzyjny. Wykorzystuje cykle kaskadowe automatycznego chłodzenia. Najpierw z gazu usuwa się dwutlenek węgla i suszy. Następnie przechodzi przez serię etapów kompresji i rozszerzania. Gaz ochładza się, aż zamienia się w ciecz. Energia potrzebna do tej kompresji zwykle pochodzi ze spalenia części samego gazu. Skuteczny, ale drogi.
Po zamrożeniu ładowany jest na specjalnie izolowane cysterny. Statki te płyną do portów konsumpcji. Tam LNG jest magazynowany w zbiornikach chłodniczych do czasu wykorzystania. Aby go użyć, ciecz musi zostać ponownie zamieniona w gaz. To wymaga ciepła. Często ciepło to pochodzi z pobliskiej wody morskiej, co jest niedrogą wymianą.
Ale jest niuans. Każdy etap – skraplanie, transport, regazyfikacja – prowadzi do wycieku energii. Straty mogą sięgać 25 procent pierwotnej objętości. Wysyłasz lód, ale wysyłasz także nieefektywność.
Od paliw spalania po surowce chemiczne
Największe jednorazowe wykorzystanie tej energii? Produkcja energii elektrycznej. Spalamy go, aby obracać turbiny.
Po energii elektrycznej następuje wykorzystanie przemysłowe i domowe. Ogrzewanie domów. Praca fabryk. Ale gaz ziemny to coś więcej niż tylko paliwo. To jest element konstrukcyjny.
Jego czyste spalanie sprawiło, że stał się ulubieńcem flot. Wiele autobusów napędzanych jest sprężonym gazem ziemnym. Emituje dwutlenek węgla, to prawda, ale mniej sadzy niż olej napędowy.
Jest obecny także w przedmiotach, których dotykasz na co dzień. Sadza techniczna, drobny pigment koloidalny, powstaje w wyniku spalania gazu ziemnego przy ograniczonym dostępie powietrza. Sadza osadza się na zimnych powierzchniach. Jest w twoich oponach. Jest w tuszu do drukarki. To jest w twoich barwnikach.
Podłączenie amoniaku
Ponad połowa światowego amoniaku wytwarzana jest z gazu ziemnego. W procesie wykorzystuje się wodór wytwarzany z metanu. Katalityczny. Trudny.
Ten amoniak nie tylko osiada. Staje się nawozem dla roślin. Lub zamienia się w kwas cyjanowodorowy, kwas azotowy, mocznik i różne nawozy. Jeśli dzisiaj jesz żywność uprawianą, prawdopodobnie skorzystałeś z dobrodziejstw tej chemii.
Inne chemikalia podążają podobnymi ścieżkami. Kontrolowane utlenianie przekształca gaz w metanol, propanol i formaldehyd. Są to materiały bazowe dla niezliczonej liczby innych produktów. Metanol może nawet zastąpić benzynę.
Następnie jest MTBE. Eter metylowo-tert-butylowy. Jest to dodatek do paliwa zawierający tlen. Mieszasz metanol z izobutylenem na kwaśnej żywicy jonowymiennej i otrzymujesz związek, który zwiększa liczbę oktanową benzyny. Jest to most chemiczny pomiędzy studnią a zbiornikiem gazu.
Gdzie wszystko się zaczęło
Gazu ziemnego jest więcej niż ropy. To nie tylko ukrywanie się głęboko pod ziemią. Jest generowany powyżej, wewnątrz i poniżej „okna naftowego”. Każda skała macierzysta ma potencjał do jej wytworzenia.
Wiele z największych na świecie złóż gazu jest powiązanych z węglem. Nie przez przypadek. Są to skały źródłowe pochodzące z okresu karbonu i wczesnego permu. Około 358,9–273 milionów lat temu.
Gaz powstaje z roślin lądowych i wodnej materii organicznej. Starożytna biomasa, sprasowana i podgrzewana przez eony. Wciąż się tworzy. Ona wciąż się porusza. I wciąż przedostaje się do naszych rur, zbiorników i laboratoriów chemicznych.
Pytanie nie brzmi, jak to znaleźliśmy. Znaleźliśmy to dawno temu. Pytanie brzmi, jak długo uda nam się utrzymać presję.
Możesz myśleć o ropie i gazie jako o starożytnych plamach pod ciśnieniem zamkniętych pod ziemią. To prawda, ale ich podróż do kotła lub stacji benzynowej obejmuje różne etapy biologiczne i termiczne.
Etap biologiczny
Zanim ciepło i ciśnienie wykonają większość pracy, drobnoustroje zaczynają działać. Jest to etap niedojrzały lub biologiczny. Bakterie beztlenowe rozkładają materię organiczną w obszarach pozbawionych tlenu. Emitują biogenny metan. Pomyśl o gazie bagiennym. Gaz paliwowy.
Te drobnoustroje są delikatne. Zabija je nawet śladowa ilość tlenu. Wysoki poziom siarczanów również hamuje ich działanie. Dlatego gaz ten powstaje tylko w niektórych miejscach. Słabo osuszone bagna. Dna niektórych jezior. Środowiska morskie poniżej strefy redukcji siarczanów.
To nie tylko niszowa ciekawostka. Gaz biogenny stanowi ponad 20 procent światowych zasobów gazu. Jest to ogromna ilość energii pochodzącej z prostego rozkładu, a nie z głębokiej, ziemskiej chemii.
Etap termiczny
Potem przychodzi upał. Wytwarzanie ropy naftowej osiąga dojrzały etap na głębokościach od 750 do 5000 metrów. To 2500-16000 stóp. To jest okno olejowe.
Tutaj otrzymasz pełne spektrum węglowodorów. Wraz z ropą do procesu przyłącza się metan termiczny. Ale jeśli kopiesz głębiej niż 2900 metrów (9500 stóp), sytuacja się zmienia. Zasadniczo dostajesz mokry gaz. Gaz zmieszany z ciekłymi węglowodorami.
Gdy zejdziesz poniżej 5000 metrów, wkroczysz w etap dojrzałości. Olej jest zniszczony. Jej stan nie jest już stabilny. Głównym produktem jest metan termiczny. To już nie jest rozkład mikrobiologiczny. Jest to kraking istniejących ciekłych węglowodorów.
Duże cząsteczki rozkładają się szybciej niż powstają. Metan przetrwa. Dłuższe łańcuchy nie. Dlatego w basenach sedymentacyjnych rzadko można znaleźć ropę na głębokości poniżej 5000 metrów. Grube sekwencje skał osadowych? Mogą nadal zawierać potencjał głębokiego gazu, ale nie ropy.
Formacja nieorganiczna
Czy każdy gaz jest organiczny? Zwykle tak. Ale część metanu może być nieorganiczna. Abiogenny.
Węgiel na Ziemi pochodzi ze śmieci kosmicznych. Meteoryty. Chondryty węglowe są bogate w węglowodory. Jeśli te meteoryty reprezentują pierwotny budulec Ziemi, to od samego początku występowały tu wysokie stężenia węglowodorów.
Nadal może wystąpić ciągłe odgazowanie. Węglowodory wydobywające się z wnętrza planety. Niektóre mogą gromadzić się jako agregaty abiogenne, nigdy nie przechodząc przez fazę organiczną.
Brzmi obiecująco? Nie bardzo. Powszechne odgazowanie prawdopodobnie spowodowałoby, że gaz byłby zbyt rozproszony. Zbyt rozproszone na wydobycie. Znaczące nagromadzenie metanu nieorganicznego? Jeszcze ich nie znaleźliśmy. Jeśli istnieją, dobrze się ukrywają.
Potem są dodatkowe elementy. Hel i argon. Nie są to produkty uboczne ropy naftowej. Pochodzą z rozpadu promieniotwórczego. Rodziny toru i uranu wytwarzają hel. Potas wytwarza argon.
Ich obecność w gazie ziemnym jest prawdopodobnie przypadkowa. Niepowiązane gazy uwięzione w tej samej kieszeni geologicznej. Nie dlatego, że są ze sobą powiązane chemicznie. Po prostu pech dla gazu, powodzenia dla górników helu.
Środowisko geologiczne
Gaz ziemny zachowuje się jak ropa naftowa i migruje przez skały, aż zostanie uwięziony geologicznie. Rzecz jednak w tym, że ropa zawiera więcej energii możliwej do odzyskania niż ta sama objętość gazu. Chociaż wydobycie gazu jest technicznie bardziej wydajne, fizyka nie przemawia na jego korzyść. Gaz początkowo ma niskie stężenie. Łatwo się rozprasza. Aby zapobiec jego wyciekom, wymagane są całkowicie nieprzepuszczalne pokrycia dachowe.
Ta zmienność sprawia, że pokrycia dachowe mają kluczowe znaczenie.
Gaz ziemny nie jest wybredny pod względem głębokości. Można go znaleźć zarówno w płytkich warstwach, jak i głęboko pod powierzchnią. Płytkie akumulacje często wynikają z procesów biogennych i tworzą się nad oknem ropnym. Jednakże gaz termiczny jest obecny w całym oknie i pod nim. W większości basenów jest więcej pionowej przestrzeni do wytwarzania gazu niż do wytwarzania ropy. Około jedna czwarta dużych złóż gazu jest biogeniczna i płytka. Odpoczynek? Występują głęboko w starych zbiornikach, często w węglanach zamkniętych przez ewaporaty.
Konwencjonalne pola gazowe
Nie wszystkie konwencjonalne pola gazowe zachowują się tak samo. Różnice fizyczne określają, ile gazu można faktycznie wydobyć.
Teoria sugeruje, że w przypadku jednofazowego pola gazowego można odzyskać prawie wszystkie zasoby, jeśli ciśnienie zostanie odpowiednio obniżone. Ale rzeczywistość jest bardziej skomplikowana. Jeśli woda z otaczających skał napływa, aby utrzymać ciśnienie, siły kapilarne zatrzymują część gazu za wypierającym frontem wody. Tracisz to.
W praktyce wskaźnik odzysku wynosi około 80 procent.
Istnieje również ograniczenie ekonomiczne. Jeżeli ciśnienie spadnie zbyt nisko, koszt sprężania gazu przekroczy jego wartość. W zależności od przepuszczalności rzeczywisty stopień odzysku wynosi od 75 do 80 procent. Gaz towarzyszący – ten powstający wraz z ropą – jest oddzielany na powierzchni po ekstrakcji.
Niekonwencjonalne złoża gazu
Do tego dochodzi gaz niekonwencjonalny. Leży w warunkach geologicznych, które nie pasują do standardowego modelu pułapki olejowej.
Występuje w:
– Gęste piaskowce (niska przepuszczalność)
– Pęknięcia i pęknięcia
– Zaabsorbowany w matrycy łupkowej
– Pokłady węgla
– Hydraty gazów w zimnych regionach polarnych lub podwodnych
– Rozpuszczony lub uwięziony w gorących wodach formacji geoprasowanej
„Niekonwencjonalny” to przede wszystkim etykieta ekonomiczna. Biorąc pod uwagę nowoczesne technologie i ceny, eksploatacja tych źródeł jest droższa, a wskaźniki wydobycia niższe. Są trudniejsze do usunięcia. Jednak w miarę rozwoju technologii i wzrostu cen konwencjonalnych źródeł, te alternatywy stają się opłacalne. Dowodzą tego już gazy zamknięte, gaz łupkowy i metan z pokładów węgla.
Gęsty gaz
Gęsty gaz ukryty jest w piaskowcach arkuszowych lub soczewkowych. Kluczowym wskaźnikiem jest tutaj przepuszczalność. Mówimy o wartości mniejszej niż jeden milidarcy (0,001 darcy). To niesamowicie niska wartość.
Konwencjonalne studnie pionowe napotykają tutaj trudności. Naturalne natężenia przepływu są zbyt niskie, aby były ekonomiczne. Wiercenie starym sposobem oznacza marnowanie zasobów.
Na scenie zaczynają się wiercenia poziome i szczelinowanie hydrauliczne (fracking).
Metody te tworzą duże strefy gromadzenia w formacjach o niskiej przepuszczalności. Tworzą pęknięcia w skale, zapewniając „rurociąg” gazu do odwiertu. Wielkość produkcji wzrosła dramatycznie, odkąd metody te stały się standardem.
Gaz łupkowy
Gaz łupkowy jest uwięziony w drobnoziarnistej skale osadowej. W przeciwieństwie do gęstego gazu w piaskowcach, gdzie pęknięcia mogą zapewniać naturalne ścieżki, łupki są gęste i drobnoziarniste. Gaz jest adsorbowany na materii organicznej i minerałach ilastych w matrycy skalnej.
Wydobycie go wymaga podejścia dwutorowego. Aby zmaksymalizować kontakt z warstwą łupków, wymagane jest wiercenie poziome. Aby otworzyć mikropęknięcia, konieczne jest wówczas szczelinowanie hydrauliczne na dużą skalę. Bez tych kroków gaz pozostanie uwięziony.
Skala też jest inna. Złoża łupków często obejmują setki mil kwadratowych. Pojedynczy odwiert może dotrzeć do rozległej sieci pęknięć. To całkowicie zmienia ekonomikę procesu. Nie chodzi tylko o znalezienie kieszeni benzyny. Chodzi o traktowanie samej skały jako zbiornika.
Wraz ze spadkiem kosztów wydobycia gaz łupkowy stanowi bezpośrednią konkurencję dla źródeł konwencjonalnych. W niektórych regionach stał się już głównym dostawcą. Technologia nie jest nowa, ale jej skuteczność rośnie. Tarcie materiału, lepsze monitorowanie i ulepszone konstrukcje odwiertów umożliwiają wydobycie większej ilości gazu z tej samej skały.
Pytanie nie brzmi tak bardzo, czy uda nam się to wydobyć. Problemem są kompromisy w zakresie ochrony środowiska. Zużycie wody. Indukowana sejsmiczność. Metan wycieka podczas produkcji. To są dzisiaj prawdziwe wąskie gardła.
Potencjał pozostaje jednak oszałamiający. Zasoby gazu łupkowego są szeroko rozpowszechnione. Nie ograniczają się one do kilku konkretnych pul. Występują na niemal każdym kontynencie. W miarę wyczerpywania się zasobów konwencjonalnych, przechodzenie na źródła niekonwencjonalne przyspiesza. Geologia się nie zmienia. Rasa pozostaje na swoim miejscu. Ale nasza zdolność do odblokowania jego zasobów rośnie.
Gaz łupkowy nie zaczął się jako surowiec. Zaczęło się od brudu. Błoto organiczne osiadało na dnie starożytnych oceanów i przez miliony lat pokrywało się warstwami osadu. Główną pracę podjęła wysoka temperatura i ciśnienie. Zamienili ten brud w skałę. „Ugotowali” materię organiczną, zamieniając ją w gaz ziemny.
Część tego gazu była mobilna. Przedostała się do pobliskich kieszeni piaskowca. Utknąwszy tam, utworzył złoża tradycyjnego gazu. Jednak większość gazu pozostała uwięziona. Sam łupek nie jest porowaty. To więzienie za gaz. Przez dziesięciolecia próby jego wydobycia kończyły się fiaskiem. Przepływ gazu był zbyt wolny, a marginesy zbyt cienkie.
Następnie pojawiło się wiercenie poziome. Inżynierowie nauczyli się wiercić na boki, przecinając formacje łupkowe na wiele kilometrów. Dodając szczelinowanie hydrauliczne (szczelinowanie), skałę można spękać. Wielkość produkcji gwałtownie wzrosła. Obecnie z tych ciasnych formacji wydobywa się około 25 procent gazu ziemnego w Stanach Zjednoczonych. Eksperci przewidują, że do połowy XXI wieku udział ten osiągnie 50 proc. Nadeszła era łupków.
Gaz węglowodorowy z pokładów węgla
Węgiel to nie tylko paliwo dla elektrowni. To jest gąbka metanowa. Ogromne ilości gazu pozostają zamknięte w pokładach węgla.
Proces rozpoczyna się od koksowania. Kiedy materia roślinna zamienia się w węgiel, uwalniany jest gaz. Część z nich przedostaje się do atmosfery. Pozostała znaczna część. Występuje w postaci wolnego gazu w pęknięciach i pęknięciach formacji. Jeszcze więcej gazu jest adsorbowane na wewnętrznych powierzchniach mikroporów. Wyobraź sobie gaz przyklejony do wewnętrznych ścian mikroskopijnych otworów.
Jego wydobycie wymaga gospodarki wodnej. Wiercisz studnię do zbiornika. Wypompowujesz wodę, która nasyca węgiel. Usunięcie wody zmniejsza ciśnienie. Ten spadek ciśnienia powoduje desorpcję. Metan opuszcza powierzchnię porów. Staje się wolnym gazem. Migruje w pęknięcia. Następnie unosi się wzdłuż odwiertu na powierzchnię.
Węgiel jest nieprzenikniony. Pęknięcia to jedyne ścieżki. Jeśli złoże jest bogate w metan, inżynierowie stymulują go szczelinowaniem, podobnie jak w przypadku złóż łupkowych. Gaz węglowy dostarcza obecnie prawie 10 procent gazu ziemnego w Stanach Zjednoczonych. Rośnie także w innych regionach. Nowe obszary rozwijają te formacje w miarę wyczerpywania się tradycyjnych źródeł.
Płyny geoprecyzyjne i hydraty metanu
Nie cały gaz znajduje się w oczywistych kieszeniach. Niektóre czają się w głębokich, młodych basenach osadowych. To są czołgi geoprecyzyjne.
Tutaj płyny formacyjne – zwykle solanki – przejmują część ładunku z leżących nad nimi skał. Ciśnienie rośnie. Może osiągnąć dwukrotnie większy gradient hydrostatyczny. Ciepło jest również słabo odprowadzane. Izolacyjne warstwy łupków i gliny zatrzymują energię cieplną. Płyny te są często cieplejsze niż w obszarach o normalnym ciśnieniu.
Solanka jest nasycona gazem. Mówimy o ilości 0,84–2,24 m3 gazu ziemnego na 0,159 m3 solanki. To 30–80 stóp sześciennych gazu na baryłkę. Brzmi obiecująco. Ale to nieprawda.
Wydobywanie tego gazu wymaga dużych przepływów. Potrzebujesz formacji o dużej porowatości i przepuszczalności. Aby uzyskać komercyjne ilości gazu, trzeba także wypompować ogromne ilości gorącej wody złożowej. Koszty energii i problemy logistyczne są zbyt wysokie. Obecnie nie ma komercyjnego wydobycia gazu ze złóż geoprecyzyjnych. Matematyka się nie zgadza.
Metahydraty to coś innego. Są to solidne struktury podobne do lodu. Pojedyncze cząsteczki metanu są zamknięte w sieciach komórkowych cząsteczek wody. To pułapka molekularna.
Hydraty te występują w dwóch głównych lokalizacjach. Pod wieczną zmarzliną w regionach polarnych. Oraz na dnie morskim wzdłuż szelfów kontynentalnych. Specyficzne kombinacje ciśnienia i temperatury umożliwiają migrację metanu do warstw wodonośnych i tworzenie tych struktur. Występują w piaskowcach polarnych oraz w piasku i glinie obrzeży kontynentalnych.
Wydobycie jest wąskim gardłem. Nie mamy jeszcze opłacalnej ekonomicznie ani zrównoważonej środowiskowo metody. Na stole leżą dwa główne pomysły.
Po pierwsze, dekompresja. Wywierć studnię w formacji. Zmniejsz ciśnienie otoczenia. Metan jest uwalniany z sieci wodnej. Podnosi odwiert.
Po drugie, wtrysk dwutlenku węgla. Wpompuj CO2 w skałę. Cząsteczki CO2 wypierają metan z sieci. Wydziela się metan. Następnie można go usunąć.
Obie metody niosą ze sobą ryzyko. Zaangażowane ekosystemy są niezwykle wrażliwe. Środowiska polarne i szelfy morskie są delikatne. Każda technologia musi być opracowywana ze szczególną ostrożnością. Mamy gaz. Po prostu nie wiemy, jak to wydobyć, nie niszcząc otaczającego nas świata.
Światowa dystrybucja gazu ziemnego
Gaz nie jest zlokalizowany w jednym miejscu. Migruje.
Wyobraź sobie skorupę ziemską jako pionową fabrykę wytwarzającą gaz. W pobliżu powierzchni występuje płytki gaz biogeniczny. Dalej, na głębokości, znajdziesz się w „oknie naftowym”, w którym rozpuszcza się gaz. Jeśli zejdziesz głębiej, zaczyna dominować gaz termiczny.
To rozległe, pionowe siedlisko w połączeniu z nieskończoną ilością surowców sugeruje, że zaledwie zarysowaliśmy powierzchnię obiektu. Dosłownie.
Szacunki wskazują, że ilość niewykrytego gazu nadającego się do wydobycia wynosi 45 procent całości. Przewiduje się, że potencjał energetyczny tych zasobów końcowych będzie porównywalny z potencjałem ropy naftowej. Dziś zużywamy mniej gazu niż ropy, dlatego oczekuje się, że obecne dostawy wystarczą na dłużej. Jeśli jednak zmienią się wzorce konsumpcji i zużycie gazu osiągnie poziom ropy naftowej, trwałość ta szybko zniknie. Kolejnym zasobem krótkoterminowym stanie się gaz.
Koszt strat gazu
Spalanie gazu nie jest niczym nowym. Jest to zły nawyk związany z produkcją ropy.
W 2017 roku Bank Światowy odnotował oszałamiające straty. Około 141 miliardów metrów sześciennych (bcm) gazu, co odpowiada 5 bilionom stóp sześciennych (tcf), spalono bezpośrednio w odwiercie. Stanowi to jedną piątą rocznego zużycia gazu w Stanach Zjednoczonych lub 75 procent rocznego eksportu Rosji.
Po co to marnować? Oddalenie złóż. Wydobycie gazu z izolowanych odwiertów jest drogie. Jeśli nie można go transportować rurociągami, jest spalany.
Historycznie rzecz biorąc, największymi sprawcami były Rosja, Bliski Wschód i części Afryki. Chociaż duża część tego gazu jest obecnie ponownie wtryskiwana do zbiornika w celu utrzymania ciśnienia, to, czego nie można ponownie wtłoczyć, jest często spalane na pochodni.
Ale gospodarka zmienia zachowania. Wraz ze wzrostem kosztów gazu zintensyfikowano wysiłki na rzecz ochrony środowiska. Spalanie spadło. Pieniądze są za duże, żeby po prostu pójść z dymem.
Giganci branży
Nie wszystkie depozyty są takie same.
Największe złoża gazu ziemnego to „nadolbrzymy”. Zawierają ponad 850 miliardów m3 (30 bilionów stóp sześciennych) gazu. Następnie są „globalni giganci”, których objętość waha się od 85 do 850 miliardów m3 (3 do 30 bilionów stóp sześciennych).
Te ogromne złoża stanowią niewielki ułamek całkowitej liczby znanych złóż. Mniej niż 1 proc. Stanowią jednak trzon branży.
Nadolbrzymy i olbrzymy oraz towarzyszący im gaz występujący na gigantycznych polach naftowych pierwotnie zawierały około 80 procent światowych zasobów. Zapewniają 80 procent światowej produkcji gazu.
Rola Rosji
Rosja ma kilku takich gigantów.
Rosja dzierży koronę największych na świecie złóż gazu ziemnego. Mówimy o 47 bilionach metrów sześciennych (tcm), czyli około 1680 bilionów stóp sześciennych (tcf) gazu. Rosja okresowo dzieli pierwsze miejsce w produkcji ze Stanami Zjednoczonymi, ale ilość zasobów ukrytych pod ziemią w Rosji jest niezrównana.
Główna działalność koncentruje się w zachodniej Syberii. W szczególności spójrz na wschód od Zatoki Ob, bezpośrednio w stronę koła podbiegunowego. To tutaj znajdują się jedne z największych złóż gazowych na świecie.
Urengoy: gigant, który nadal działa
Urengoj to drugie co do wielkości złoże gazowe na świecie. Został otwarty w 1966 roku. Wstępne szacunki zasobów wynosiły 8,1 biliona m3 (286 bilionów stóp sześciennych). To oszałamiająca ilość energii.
Geologia tutaj jest złożona, ale spójna. Około trzy czwarte tego gazu znajduje się w najpłytszym zbiorniku. Leży na głębokościach od 1100 do 1250 metrów (3600 do 4100 stóp). Skały te są wieku kredowego (późnej kredy), datowanego na około 66–100,5 mln lat temu.
W sumie w Urengoy znajduje się 15 oddzielnych zbiorników. Niektóre z nich można znaleźć w skałach dolnej kredy, które są starsze i pochodzą z okresu od około 100,5 do 145 milionów lat temu. Najgłębsze miejsce to strefa kondensatu gazowego w osadach jury górnej, których wiek wynosi 145–163,5 mln lat.
Wydobycie rozpoczęło się w 1978 roku. Osiągnęła swój szczyt. Od tego czasu wielkość produkcji spadła, ale Urengoj nadal przewyższa inne pojedyncze złoża gazowe na Ziemi pod względem wielkości. Pozostaje królem łupów.
Yamburg i Orenburg
Na północ od Urengoy, także na północ od koła podbiegunowego, leży Yamburg. To drugie co do wielkości złoże w Rosji. Początkowe rezerwy oszacowano na 4,7 biliona m3 (166 bilionów stóp sześciennych). Gaz wydobywany jest głównie ze skał zbiornikowych górnej kredy. Występują na głębokościach od 1000 do 1210 metrów (3300 do 4000 stóp). Rozwój rozpoczął się na początku lat 80-tych.
Potem jest Orenburg. Otwarte w regionie Wołgi i Uralu w 1967 roku. Nosi miano największego złoża gazowego w Rosji poza Zachodnią Syberią. Początkowe rezerwy wyniosły 1,8 biliona m3 (64 biliony stóp sześciennych). Wydobycie rozpoczęło się w 1974 roku. Jest znaczące, ale nie może konkurować skalą z syberyjskimi gigantami.
Groningen: Filar Europy
Przenieśmy się na południe, do Europy. Największym złożem gazu ziemnego na kontynencie jest Groningen. Znajduje się na wybrzeżu Holandii. Odkrycie miało miejsce w 1959 r. Wydobycie rozpoczęto w 1963 r. Początkowe zasoby wydobywalne wahały się od 2,7 do 2,8 biliona m3 (95 do 99 bilionów stóp sześciennych).
Odzyskali już około 60 procent początkowych rezerw. Geologia jest tutaj wyjątkowa. Poszukiwania dobrze spenetrowały ewaporaty permskie (wiek 251,9–298,9 mln lat). Dotarł do grubych bazalnych piaskowców permskich, które okazały się bardzo produktywne.
Późniejsze wiercenie ujawniło szeroką antyklinę. Ma około 24 km (15 mil) szerokości i 40 km (24 mil) długości. Zbiornik jest pokryty tymi ewaporatami. Gaz występuje na głębokościach od 2500 do 3000 metrów (8000 do 10 000 stóp). Poniżej tego zbiornika znajduje się skrócona i silnie uskokowa sekwencja karbonu (pensylwanii), zawierająca węgiel. Uważa się, że ta sekwencja, datowana na okres od 323 do 299 milionów lat temu, jest głównym źródłem gazu.
Troll: norweski gigant z Morza Północnego
Drugim co do wielkości złożem gazowym w Europie jest złoże Troll. Leży na dnie Morza Północnego, niecałe 100 km (60 mil) od wybrzeży Norwegii. Leży w piaskowcach okresu górnej jury. Odkrycie miało miejsce w 1979 roku. Zasoby wydobywalne oszacowano na 1,3 biliona m3 (45,9 biliona stóp sześciennych).
Wydobycie rozpoczęło się w 1996 roku. Od razu stał się to punktem zwrotnym. Norwegia szybko stała się jednym z największych producentów i eksporterów gazu ziemnego na świecie. Sam troll odpowiada za ponad połowę potwierdzonych złóż gazu ziemnego w Norwegii. Te potwierdzone rezerwy wynoszą 2 biliony m3 (72 biliony stóp sześciennych).
Ameryka Północna
Giganci Ameryki Północnej
Stany Zjednoczone posiadają kolosalne, potwierdzone zasoby gazu ziemnego wynoszące 9,7 biliona metrów sześciennych. To 341 bilionów stóp sześciennych paliwa zakopanego pod ziemią. Klejnotem w koronie jest formacja Marcellus Shale. Rozciąga się przez stany Pensylwania, Ohio, Wirginia Zachodnia i Nowy Jork. Niektóre szacunki sugerują, że zawiera do 14 bilionów metrów sześciennych gazu.
Produkuje ponad 80,3 miliarda metrów sześciennych rocznie. To czyni go największym źródłem w kraju. Jest to także jedno z największych złóż gazowych na świecie. Skalę trudno zrozumieć, dopóki nie spojrzy się na wielkość produkcji.
Następnie jest pole Hugoton. Otwarty w 1927 roku w Kansas. Rozciąga się przez Oklahomę i Teksas. Aby zobaczyć pełny obraz, potrzebne jest szerokie spojrzenie. Obszar produkcyjny rozciąga się wzdłuż strefy o długości 400 km. Wykonano tam ponad 10 000 odwiertów.
Geologia jest tu specyficzna. Gaz wydobywany jest z wapieni i dolomitów permskich. Różnice stratygraficzne w nagromadzeniach kontrolnych litologii. To nie tylko dziura w ziemi. Jest to złożony kompleks pułapek. Szacunkowe zasoby wydobywalne tego złoża wynoszą 1,5 biliona metrów sześciennych. Odzyskano już około 65 procent z nich.
Kanada to kolejny duży gracz. Posiada 2,1 biliona metrów sześciennych potwierdzonych zasobów. Ich niewykorzystany potencjał niemal dokładnie dorównuje potencjałowi Stanów Zjednoczonych. To ogromna ilość niewykorzystanej energii. Jednym z głównych miejsc jest pole Elmworth. Odkryto go w Albercie w 1976 roku. Leży w zbiorniku z piaskowca kredowego. Zawierał 560 miliardów metrów sześciennych gazu. To 20 bilionów stóp sześciennych potencjału.
Meksyk jest inny. Posiada 356 miliardów metrów sześciennych potwierdzonych zasobów. Produkcja jest rozproszona. Znaczna część pochodzi z pola naftowego Canterel w Zatoce Meksykańskiej. Popyt rośnie. Branża elektroenergetyczna głoduje. Nie mogą jednak przetworzyć całego woluminu. Co roku spalane są na pochodniach miliardy metrów sześciennych gazu towarzyszącego. To niewykorzystany potencjał. Albo, ściślej mówiąc, nieefektywna infrastruktura.
Pustynne giganty
W Afryce Północnej historia jest starsza. Najważniejszym miejscem jest złoże Hassi R’Mel. Znajduje się w środkowej depresji Algierii. Zostało otwarte w 1956 roku. Leży na dużej antyklinie. Zbiornik to piaskowiec triasowy. Ma 200 milionów lat. Pokryta jest warstwami soli.
Początkowo zawierał około 2,52 biliona metrów sześciennych gazu nadającego się do wydobycia. Nadal produkuje 100 miliardów metrów sześciennych rocznie. Stanowi to 60 procent całkowitego wolumenu suchego gazu w Algierii. Geologia tutaj jest czysta. Przepuszczalna skała. Kapturek solny. To klasyczny kolekcjoner. Ale jest także potężną siłą napędową gospodarczą regionu.
Bliski Wschód
Pozostałą część światowej równowagi utrzymuje Bliski Wschód.
Nie chodzi tylko o ropę naftową na Bliskim Wschodzie. Pod piaskami ukryty jest ogromny podziemny zbiornik gazu. Potencjał ten związany jest z basenem arabsko-irańskim. Jej podstawą jest permska formacja Khuff. Leży u podstaw większości regionu. Jest to kluczowy horyzont dla akumulacji gazu.
Warstwa ta zawiera największe na świecie złoża powiązanego gazu ziemnego. Katar nazywa to Polem Północnym, a Iran nazywa je Polem Południowym Pars. Znajduje się na obszarze wodnym. Rezerwy są porażające. Szacunki wskazują na objętość ponad 28 bilionów metrów sześciennych. To 1000 bilionów stóp sześciennych.
To bogactwo determinuje oceny. Iran zajmuje trzecie miejsce pod względem zasobów gazu ziemnego. Katar jest czwarty. Więcej rezerw ma tylko Rosja. Powodem jest powstanie Khuff. To już nie jest tylko kraj naftowy. To jest superpotęga gazowa.
Zbiorniki rafowe Azji
Kieruj się na wschód. Azja ma swojego giganta. Depozyt Arun. Otwarty w 1971 roku. Znajduje się w północnej części Kotliny Sumatry w Indonezji. Skały są tutaj inne. To jest wapień rafowy. Należy do środkowego miocenu. Dzieje się to 16–11,6 mln lat temu.
Wstępne zasoby oszacowano na 383 miliardy metrów sześciennych. Czyli 13,5 biliona stóp sześciennych. Ogromne liczby. Ale gaz nie jest dostarczany do sąsiadów rurociągami. Gaz jest skroplony. Tylko na eksport. To całkowicie zmienia logistykę. Potrzebne są łańcuchy chłodnicze. Potrzebujemy wyspecjalizowanych cystern. Wartość tkwi w mobilności.
