O gás natural é simples no papel, mas complexo na prática. É um hidrocarboneto gasoso incolor e altamente inflamável. A mistura consiste principalmente de metano e etano. Cai sob a ampla égide do petróleo. Muitas vezes você o encontrará ao lado do petróleo bruto. Este combustível fóssil alimenta tudo, desde aquecedores domésticos até instalações industriais pesadas. Gera eletricidade. Ele cozinha comida. Até abastece certos veículos. Além da energia, serve como matéria-prima química vital. Os fabricantes o utilizam para criar plásticos. A produção de fertilizantes depende disso. O mesmo acontece com os corantes.
Encontrar esse recurso nem sempre é fácil. O gás natural frequentemente se dissolve no petróleo em reservatórios subterrâneos. A pressão lá é imensa. Às vezes forma uma tampa de gás flutuando acima da camada de óleo. Essa pressão atua como um impulsionador. Isso força o óleo até a superfície. Este tipo é conhecido como gás associado. É essencialmente a fase gasosa do petróleo bruto. Geralmente carrega líquidos leves como propano e butano. As pessoas chamam isso de “gás úmido”.
Nem todo gás vem com petróleo. Alguns reservatórios contêm apenas gás. Este é um gás não associado. Como não há nenhuma fonte de petróleo líquido nas proximidades, ele é denominado “gás seco”.
Onde os humanos usaram o gás natural pela primeira vez?
A história começa muito antes dos gasodutos modernos. Os primeiros humanos notaram infiltrações de gás natural. Isso ocorreu no Irã entre 6.000 e 2.000 aC. Escritores antigos documentaram essas infiltrações de petróleo no Oriente Médio. A região de Baku, hoje parte do Azerbaijão, era um ponto crítico. O raio provavelmente atingiu essas infiltrações primeiro. As chamas resultantes alimentaram os “fogos eternos” das antigas religiões persas adoradoras do fogo.
A China entrou em cena por volta de 900 AC. Os chineses eram inovadores práticos. Eles perfuraram o primeiro poço conhecido de gás natural em 211 AC. A profundidade atingiu cerca de 150 metros. Varas de bambu e instrumentos de percussão primitivos faziam o trabalho. O alvo era calcário da Época Triássica Superior. Esta camada rochosa, que remonta a cerca de 237 milhões de anos, situa-se num anticlinal a oeste da moderna Chongqing.
Por que perfurar profundamente? Para secar sal-gema. O sal estava intercalado no calcário. A queima do gás forneceu o calor. Wells finalmente cavou mais fundo. Alguns se aproximaram dos 1.000 metros. Em 1900, mais de 1.100 poços pontilhavam aquele anticlinal.
A Europa nada sabia sobre gás natural durante milénios. O continente só o descobriu na Inglaterra em 1659. Mesmo assim, não conseguiu se popularizar. O gás da cidade assumiu a liderança. Este combustível veio do carvão carbonizado. Iluminou ruas e casas em toda a Europa a partir de 1790.
A América do Norte seguiu um caminho diferente. Ali aconteceu o primeiro uso comercial de um produto petrolífero. Um poço raso em Fredonia, Nova York, produziu gás natural em 1821. Tubos de chumbo de pequeno diâmetro transportavam o gás. Os consumidores usaram-no para iluminação e cozinha.
O problema do pipeline
Durante a maior parte do século XIX, o uso do gás natural permaneceu local. A tecnologia para transportar grandes quantidades por longas distâncias simplesmente não existia. O carvão e o petróleo impulsionaram o desenvolvimento industrial. O gás natural ficou à margem.
Um avanço chegou em 1890. A invenção do acoplamento de dutos à prova de vazamentos mudou o jogo. Permitiu um melhor transporte. Mas os materiais e as técnicas de construção permaneceram complicados. O gás não poderia viajar mais de 160 km da sua fonte.
A economia era brutal. O gás associado foi principalmente queimado. Isso significa que foi queimado na cabeça do poço. O gás não associado era frequentemente deixado no solo. Em vez disso, as cidades dependiam do gás industrializado. A infraestrutura ficou atrás do recurso.
A ascensão das redes de dutos de alta pressão
A transmissão de gás a longa distância só se tornou viável no final da década de 1920. Foi então que a tecnologia de gasodutos finalmente alcançou a ambição. Entre 1927 e 1931, os Estados Unidos construíram mais de dez grandes sistemas de transmissão. Foram empreendimentos gigantescos. Cada sistema usava tubos com aproximadamente 50 cm (20 polegadas) de largura. Eles se estenderam por mais de 320 km (200 milhas).
Após a Segunda Guerra Mundial, a escala explodiu. Os engenheiros construíram tubulações ainda mais longas com diâmetros crescentes. As técnicas de fabricação permitem tubos de até 150 cm (60 polegadas) de largura. Desde o início da década de 1970, as artérias mais longas originaram-se na Rússia.
Considere o gasoduto Northern Lights. Construído nas décadas de 1960 e 1970, abrange 5.470 km (3.400 milhas). Atravessa os Montes Urais e mais de 700 rios e riachos. Liga a Europa Oriental aos campos de gás da Sibéria Ocidental no Círculo Polar Ártico. O resultado é que o gás de Urengoy, o maior campo do mundo, flui para a Europa Oriental e depois para a Europa Ocidental para consumo.
Depois, há o Gasoduto Transmediterrânico. É mais curto, mas um pesadelo de engenharia. Esta linha de 50 cm (20 polegadas) circula entre a Argélia e a Sicília. Atravessa águas onde o mar tem mais de 600 metros (2.000 pés) de profundidade.
Por que o gás natural se tornou um combustível premium
O gás natural nem sempre foi valioso. Ainda em 1960, o gás associado era um incômodo. Era um subproduto da produção de petróleo. Os engenheiros separaram-no do petróleo bruto e eliminaram-no da forma mais barata possível. Muitas vezes, eles simplesmente queimaram. Queimá-lo foi a solução mais fácil.
As coisas mudaram depois das crises do petróleo do final dos anos 1960 e início dos anos 1970. O gás natural tornou-se uma fonte de energia mundial crítica.
Mesmo nos Estados Unidos, o mercado de aquecimento doméstico foi limitado até a década de 1930. O gás urbano era comum naquela época. Era sintético. Tinha metade do poder calorífico do gás natural. Quando o gás natural abundante e barato chegou, substituiu o gás urbano.
O gás natural queima completamente, formando principalmente dióxido de carbono e água. É relativamente livre de fuligem, monóxido de carbono e óxidos de nitrogênio.
Essa limpeza é importante. As emissões de dióxido de enxofre são quase inexistentes. Como resultado, muitos países preferem o gás natural por razões ambientais. Suplantou o carvão em usinas de energia elétrica em todo o mundo.
Mas há um problema. O metano é um potente gás de efeito estufa. Ele retém o calor cerca de 25 vezes mais eficazmente que o dióxido de carbono. Apesar da sua reputação como combustível limpo, as fugas de metano provenientes de instalações de armazenamento, oleodutos e transportes contribuem significativamente para o aquecimento global. Esta continua a ser uma grande preocupação.
O que há dentro do tubo?
O gás natural é uma mistura de hidrocarbonetos. Consiste principalmente em parafinas leves saturadas. Metano e etano são os principais componentes. Eles são gasosos em condições atmosféricas.
A mistura também pode conter propano, butano, pentano e hexano. Nos reservatórios, a alta pressão mantém até mesmo esses hidrocarbonetos mais pesados na forma gasosa. Uma vez trazidos à superfície e à pressão atmosférica, eles se liquefazem. Estes são produzidos separadamente como líquidos de gás natural (LGN).
Isso acontece em separadores de campo ou em plantas de processamento de gás. Os NGLs são então separados em frações. Você obtém de tudo, desde condensados pesados (hexanos, pentanos, butanos) até gás liquefeito de petróleo (GLP) e etano. Nos Estados Unidos, esta é uma indústria enorme. O processamento de gás natural fornece grande parte da matéria-prima de etano para a fabricação de olefinas. O GLP é utilizado para aquecimento e fins comerciais.
Contaminantes não hidrocarbonetos
O gás natural geralmente contém gases não hidrocarbonetos. Nitrogênio, dióxido de carbono, hidrogênio, hélio e argônio são comuns.
O nitrogênio e o dióxido de carbono não são combustíveis. Eles podem aparecer em proporções substanciais. O nitrogênio é inerte. No entanto, se presente em grandes quantidades, dilui o poder calorífico. Deve ser removido antes que o gás chegue ao mercado comercial. O dióxido de carbono é removido para aumentar o poder de aquecimento, reduzir o volume e garantir uma combustão constante.
Depois há o enxofre. O gás natural geralmente contém sulfeto de hidrogênio ou outros compostos orgânicos de enxofre. Isso é conhecido como “gás ácido”.
O enxofre é tóxico quando inalado. Ele corrói instalações de usinas e tubulações. Se queimado, cria poluentes graves. Então, ele é removido durante o processamento. Mas aqui está a diferença: após a remoção do enxofre, uma pequena quantidade de um odor nocivo de mercaptano é adicionada. Por que? Para detectar vazamentos. O metano é inodoro. Você precisa de um cheiro para saber se algo deu errado durante o transporte ou uso.
O gás e a água da formação convivem juntos no reservatório. Portanto, o gás recuperado de um poço contém vapor d’água. Este vapor condensa parcialmente durante a transmissão para a planta de processamento.
Propriedades Térmicas e Físicas
O gás natural comercial é despojado de LGN. É vendido para aquecimento. Geralmente contém 85 a 90 por cento de metano. O restante é principalmente nitrogênio e etano.
Seu valor de aquecimento é alto. Normalmente fornece aproximadamente 38 megajoules (MJ) por metro cúbico. Isso equivale a cerca de 1.050 unidades térmicas britânicas (BTUs) por pé cúbico.
O próprio metano é incolor e inodoro. É altamente inflamável. Mas, como observado, gases associados como o sulfeto de hidrogênio têm um odor distinto e penetrante. Apenas algumas partes por milhão são suficientes para dar ao gás natural um cheiro marcante. Esse cheiro é um recurso de segurança.
O gás não permanece o mesmo depois de sair do solo. Ele se expande. Isso esfria. Muda de estado. Compreender como medimos e movimentamos este combustível invisível é metade da história da indústria energética. A outra metade é evitar que congele nos canos.
Volumes padrão e valores de mercado
Medimos o gás por volume, mas apenas sob condições estritas. Especificamente, pressão atmosférica padrão (760 mm de mercúrio ou 14,7 psi) e uma temperatura de 15 °C (60 °F). No subsolo, o gás é esmagado por uma pressão imensa. Quando atinge a superfície, essa pressão desaparece. O gás se expande. Ocupa mais espaço. Mas a quantidade real de energia contida nesse gás não mudou.
É por isso que usamos condições padrão para medição. Isso cria condições de concorrência equitativas.
As reservas são enormes. Falamos em bilhões e trilhões de metros cúbicos (bcm, tcm) ou pés cúbicos (bcf, tcf). A produção diária nas cabeças dos poços é menor, geralmente medida em milhares ou milhões de metros cúbicos (Mcm, MMcm) ou pés cúbicos (Mcf, MMcf).
Há uma peculiaridade estranha aqui. A indústria usa algarismos romanos. M significa 1.000. MM significa 1.000 vezes 1.000. Então MMcf é um milhão de pés cúbicos. Parece arbitrário até você se acostumar.
Mas o volume não é o que você paga. Energia é.
O gás natural é comprado e vendido pelo seu poder calorífico. Essa é a energia térmica que ele libera quando queimado. Aproximadamente 38 megajoules por metro cúbico (MJ/m3) ou 1.050 BTUs por pé cúbico. Na prática, estes números são demasiado pequenos para transações comerciais. Usamos gigajoules (GJ) e milhões de BTUs (MMBTUs).
No sistema imperial britânico, 1 MMBTU equivale aproximadamente a 1.000 pés cúbicos de gás. Outra unidade comum é o term, que equivale a 100.000 BTUs ou cerca de 100 pés cúbicos. Os preços são frequentemente citados por termo, por MMBTU ou por GJ. Tudo se resume ao calor.
Noções básicas de processamento de campo
O gás de campo raramente está pronto para ser utilizado. Às vezes, o teor de metano é alto o suficiente para que você possa canalizá-lo diretamente para os clientes. Raramente.
Na maioria das vezes, está sujo. Contém líquidos de hidrocarbonetos mais pesados e impurezas. Também está em pressão muito baixa. Você não pode empurrar isso através de um pipeline de forma eficiente.
Então, nós processamos isso.
O processo envolve vários estágios de compressão. Comprimimos o gás para remover líquidos e impurezas. Também resfriamos o fluido. O resfriamento reduz a temperatura do gás. Isto economiza energia nas estações de compressão mais adiante. É uma troca. Você gasta energia para resfriar e comprimir agora, para economizar energia mais tarde.
Desidratação e prevenção de hidratação
A água é o inimigo no processamento de gás.
Em uma planta de compressão simples, o gás atinge um purificador de entrada. Isso remove os líquidos arrastados. Então o gás é comprimido e resfriado. A pressão aumenta. A temperatura cai. O vapor de água condensa em líquido.
Se o gás ficar muito frio, atingirá o ponto de orvalho. Água ou hidrocarbonetos tornam-se líquidos. Isso cria um problema. Formam-se hidratos gasosos. Estes são cristais semelhantes a gelo. Eles obstruem as válvulas. Eles bloqueiam pipelines. Eles param a produção.
Você deve evitá-los.
A solução é glicol. Uma solução de glicol é injetada na corrente de gás. Absorve a água dissolvida. O gás seca. O glicol, agora pesado com água, é aquecido. A água evapora. O glicol é reutilizado.
Existe outra maneira. Dessecantes sólidos.
O gás úmido passa por torres repletas de material secante. A água é adsorvida no sólido. Emerge gás seco. O dessecante sólido eventualmente fica saturado e deve ser regenerado ou substituído.
Recuperação de hidrocarbonetos líquidos
O metano é valioso. Mas os componentes mais pesados muitas vezes valem mais.
Se a economia de mercado assim o justificar, extraímos Líquidos de Gás Natural (LGN). Isto requer uma planta complexa de absorção e fracionamento.
O gás comprimido bruto encontra o “óleo magro” em uma coluna absorvedora. O óleo magro absorve os componentes mais pesados do gás. A maior parte do gás – geralmente 95% de metano – é descarregada do topo como gás residual. Ainda necessita de tratamento para remoção de enxofre e outras impurezas.
A corrente líquida do fundo, agora “petróleo rico”, segue para uma torre de destilação. Aqui, o etano é removido para combustível vegetal ou matéria-prima petroquímica. O óleo magro é recuperado e reciclado de volta ao topo da coluna.
Algumas fábricas possuem colunas adicionais para separar propano e butano.
A temperatura é importante. As plantas mais antigas operavam em temperatura ambiente. As instalações modernas utilizam refrigeração para reduzir as temperaturas de processamento. Isso aumenta a eficiência de absorção.
Existe um método ainda mais agressivo. Expansão criogênica.
É assim que extraímos o etano de forma eficiente. O gás resfriado é soprado por uma poderosa turbina para uma câmara de expansão. A pressão do vapor cai. A temperatura cai para −84 °C (−120 °F).
A esta temperatura, o metano permanece gasoso. Os hidrocarbonetos mais pesados condensam. Eles estão recuperados. O metano segue em frente. Os líquidos são coletados.
Adoçante de gás ácido
O gás ácido contém compostos de enxofre. Eles são corrosivos. Eles são tóxicos. Eles devem ser removidos.
Nós “adoçamos” o gás.
O processo utiliza etanolamina. Este é um absorvente de líquidos. Atua como o glicol na desidratação, mas tem como alvo o enxofre.
O gás é borbulhado através da etanolamina. Ele emerge quase totalmente desprovido de enxofre. A etanolamina é então processada para remover o enxofre absorvido. É reutilizado.
Este ciclo continua até que a amina se esgote ou esteja contaminada sem possibilidade de reparo.
Transporte
Uma vez que o gás esteja seco, doce e medido, ele entra no gasoduto. A pressão é alta. A temperatura é controlada. A composição é estável. Ele viaja centenas ou milhares de quilômetros.
Mas essa é uma história diferente. A infra-estrutura que move este fogo invisível é uma maravilha da engenharia. Requer monitoramento constante. Requer manutenção. Requer um delicado equilíbrio entre física e química.
Se uma válvula falhar, todo o sistema para.
A infraestrutura define a indústria. O boom do gás natural não consistiu apenas em encontrar gás. Tratava-se de movê-lo. E o primeiro passo nesse quebra-cabeça logístico foi o tubo de metal.
Antes do século 21, a rede não se parecia em nada com o que vemos hoje. A primeira linha de metal conectou Titusville a Newton, Pensilvânia, em 1872. Era um tubo de ferro fundido de apenas 2,5 polegadas de diâmetro. Pequeno. Frágil para os padrões modernos. Mesmo assim, empurrou o gás a 80 psi – cerca de 550 quilopascais – para 250 casas. Esse foi o começo.
Avanço rápido para agora. A escala é impressionante. Só nos Estados Unidos, existem mais de 500.000 quilómetros de condutas principais de transmissão. Acrescentemos os 3,4 milhões de quilómetros de linhas de distribuição mais pequenas e teremos uma rede que fornece mais de 672 mil milhões de metros cúbicos de gás anualmente. Isso atende 70 milhões de clientes.
A Rússia, o maior exportador mundial, não fica muito atrás. Eles percorrem mais de 160 mil quilômetros de linhas de transmissão. Sua capacidade? Mais de 600 bilhões de metros cúbicos por ano. A escala física de movimentação da energia da fonte até a tomada é o verdadeiro motor do mercado.
A Geometria da Pressão
Você não usa uma mangueira para regar um vaso de planta. A engenharia de pipeline segue a mesma lógica.
As linhas modernas variam muito em tamanho. As linhas de alimentação podem ter apenas 15 centímetros (6 polegadas) de largura. Dutos de transmissão? Eles aumentam para 60, 106 ou até 122 centímetros (24, 42, 48 polegadas). As maiores linhas principais russas ultrapassam isso, atingindo 140 centímetros (56 polegadas).
A pressão é a outra variável. Grandes linhas de transmissão operam a cerca de 8 megapascais. Isso é mais de 1.000 psi. Em regiões com muitas métricas, são 80 barras. O atrito do gás que passa por um tubo de aço é imenso. Para mantê-lo em movimento, estações de compressão automatizadas são instaladas a cada 100 quilômetros (60 milhas). Eles entram em ação, aumentam a pressão e superam o arrasto. Sem eles, o gás para de funcionar.
Cruzando oceanos no gelo
O que acontece quando o gás está longe do mercado? Digamos, no meio do nada? Nem sempre você pode construir um cano. Em vez disso, você congela.
O gás natural liquefeito (GNL) resolve o problema da distância. Quando resfriado a cerca de -160 °C (-260 °F), o gás natural encolhe para 0,16% do seu volume original. Isso é uma redução de 1/600. De repente, transportá-lo através dos oceanos faz sentido do ponto de vista económico.
O processo nas plantas de liquefação é preciso. Ele usa ciclos em cascata auto-refrigerados. Primeiro, o gás é retirado do dióxido de carbono e seco. Em seguida, ele passa por uma série de etapas de compressão e expansão. O gás esfria até se liquefazer. A energia para esta compressão geralmente vem da queima de uma parte do próprio gás. Eficiente, mas caro.
Uma vez congelado, ele é carregado em caminhões-tanque especialmente isolados. Essas embarcações navegam para portos consumidores. Lá, o GNL fica em tanques refrigerados até ser necessário. Para utilizá-lo, o líquido deve ser regaseificado. Isso requer calor. Muitas vezes, esse calor vem da água do mar próxima – uma troca de baixo custo.
Mas há um problema. Cada etapa – liquefação, transporte, regaseificação – vaza energia. A perda pode atingir 25% do conteúdo original. Você está enviando gelo, mas também está enviando ineficiência.
Do combustível queimado à matéria-prima química
O maior uso individual para esta energia? Geração de energia. Nós o queimamos para girar turbinas.
Depois da eletricidade, vem o uso industrial e doméstico. Aquecimento de casas. Executando fábricas. Mas o gás natural é mais do que combustível. É um bloco de construção.
Sua natureza de queima limpa tornou-o um favorito para frotas de transporte. Muitos ônibus funcionam com gás natural comprimido. Emite dióxido de carbono, claro, mas menos fuligem que o diesel.
Também está nas coisas que você toca todos os dias. O negro de fumo – um pigmento fino de dimensões coloidais – é produzido pela queima de gás natural com ar limitado. A fuligem se deposita em superfícies frias. Está nos seus pneus. Está na tinta da sua impressora. Está em suas tinturas.
A conexão com amônia
Mais de metade da amónia mundial provém do gás natural. O processo utiliza hidrogênio derivado do metano. Catalítico. Complexo.
Essa amônia não fica parada ali. Torna-se alimento vegetal. Ou se converte em cianeto de hidrogênio, ácido nítrico, uréia e vários fertilizantes. Se você come alimentos cultivados hoje, provavelmente se beneficiou dessa química.
Outros produtos químicos seguem caminhos semelhantes. A oxidação controlada transforma o gás em metanol, propanol e formaldeído. Estes são materiais básicos para inúmeros outros produtos. O metanol pode até substituir a gasolina.
Depois, há o MTBE. Éter metil-terciário-butílico. É um aditivo de combustível oxigenado. Você mistura metanol com isobutileno sobre uma resina ácida de troca iônica e obtém um composto que aumenta o número de octanas na gasolina. É uma ponte química entre a cabeça do poço e o tanque de gasolina.
Onde tudo começou
O gás natural é mais onipresente que o petróleo. Não se esconde apenas no subsolo. Ele é gerado acima, durante e abaixo da “janela do petróleo”. Cada rocha geradora tem potencial para produzi-la.
Muitos dos principais depósitos de gás do mundo estão ligados ao carvão. Não é coincidência. Essas rochas geradoras datam dos períodos Carbonífero e Inferior do Permiano. Aproximadamente 358,9 a 273 milhões de anos atrás.
O gás vem de plantas terrestres e matéria orgânica aquática. Biomassa antiga, comprimida e aquecida ao longo de eras. Ainda está se formando. Ainda está se movendo. E ainda está chegando às nossas tubulações, aos nossos tanques e aos nossos laboratórios de química.
A questão não é realmente como o encontramos. Nós o encontramos há muito tempo. A questão é por quanto tempo conseguiremos manter a pressão elevada.
Você pode pensar no petróleo e no gás como bolhas antigas e pressurizadas presas no subsolo. Eles são, mas a jornada até a fornalha ou posto de gasolina envolve capítulos biológicos e térmicos distintos.
O estágio biológico
Antes que o calor e a pressão façam o seu trabalho pesado, os micróbios começam a trabalhar. Este é o estágio imaturo ou biológico. As bactérias anaeróbicas decompõem a matéria orgânica em zonas livres de oxigênio. Eles cospem metano biogênico. Pense no gás do pântano. Gás do pântano.
Esses micróbios são delicados. Até mesmo um vestígio de oxigênio os mata. Altos níveis de sulfato também os inibem. Então, esse gás só se forma em pontos específicos. Pântanos mal drenados. Certos fundos de lagos. Ambientes marinhos abaixo da zona de redução de sulfato.
Não é apenas uma curiosidade de nicho. O gás biogénico representa mais de 20% das reservas mundiais de gás. Essa é uma grande quantidade de energia proveniente da simples decomposição, e não da química das profundezas da Terra.
O estágio térmico
Depois vem o calor. A geração de petróleo atinge seu estágio maduro em profundidades entre 750 e 5.000 metros. São 2.500 a 16.000 pés. Esta é a janela do petróleo.
Você obtém a gama completa de hidrocarbonetos aqui. O metano térmico junta-se à festa ao lado do petróleo. Mas se você cavar mais fundo, além dos 2.900 metros (9.500 pés), o jogo muda. Você geralmente pega gás úmido. Gás misturado com hidrocarbonetos líquidos.
Vá abaixo de 5.000 metros e você entrará no estágio pós-maturidade. O petróleo se decompõe. Não é mais estável. O principal produto é o metano térmico. Isso não é mais decadência microbiana. É o craqueamento de hidrocarbonetos líquidos existentes.
Moléculas grandes se quebram mais rápido do que se formam. O metano sobrevive. Redes maiores não. É por isso que raramente se encontra petróleo abaixo de 5.000 metros em bacias sedimentares. Sequências de sedimentos espessos? Eles ainda têm potencial para gás profundo, mas não para petróleo.
Formação inorgânica
Todo o gás é orgânico? Normalmente, sim. Mas algum metano pode ser inorgânico. Abiogênico.
O carbono da Terra veio de detritos cósmicos. Meteoritos. Os condritos carbonáceos são ricos em hidrocarbonetos. Se estes meteoritos representam os blocos de construção originais da Terra, então altas concentrações de hidrocarbonetos estiveram aqui desde o início.
A liberação contínua de gases ainda pode estar acontecendo. Hidrocarbonetos escapando de dentro do planeta. Alguns poderiam acumular-se como depósitos abiogénicos sem nunca passarem por uma fase orgânica.
Parece promissor? Na verdade. A liberação generalizada de gases provavelmente tornaria o gás muito difuso. Muito disperso para o meu. Acumulações significativas de metano inorgânico? Ainda não os encontramos. Se existirem, estão se escondendo bem.
Depois, há os extras. Hélio e argônio. Estes não são subprodutos do petróleo. Eles vêm do decaimento radioativo. As famílias do tório e do urânio produzem hélio. O potássio produz argônio.
A sua presença no gás natural é provavelmente uma coincidência. Gases não relacionados ficando presos na mesma bolsa geológica. Não porque eles estejam quimicamente ligados. Apenas azar para o gás, boa sorte para os mineradores de hélio.
O ambiente geológico
O gás natural se comporta como o petróleo, migrando através das camadas rochosas até atingir uma armadilha geológica. Mas o problema é o seguinte: o petróleo contém mais energia recuperável do que o gás do mesmo tamanho. Embora a retirada do gás seja tecnicamente mais eficiente, a física simplesmente não favorece isso. O gás começa com baixa concentração. Ele se espalha facilmente. Você precisa de selos rochosos que sejam absolutamente impermeáveis para evitar que escapem.
Essa volatilidade torna as rochas de cobertura críticas.
O gás natural não é exigente quanto à profundidade. Você pode encontrá-lo em camadas superficiais ou bem abaixo da superfície. Acumulações superficiais geralmente provêm de processos biogênicos, formando-se acima da “janela do petróleo”. O gás térmico, no entanto, vive ao longo e abaixo dessa janela. Na maioria das bacias, o espaço vertical para geração de gás é maior do que para o petróleo. Aproximadamente um quarto dos principais campos de gás são biogênicos e superficiais. O resto? Eles estão enterrados profundamente em reservatórios mais antigos, muitas vezes carbonatos selados por evaporitos.
Reservatórios de gás convencionais
Nem todos os reservatórios de gás convencionais se comportam da mesma forma. As variações físicas determinam o quanto você pode realmente retirar.
Em um reservatório de gás monofásico, a teoria sugere que você deve recuperar quase tudo se diminuir a pressão o suficiente. Mas a realidade é confusa. Se a água da rocha circundante empurra para manter a pressão, a capilaridade retém parte do gás atrás da frente de água que avança. Você perde isso.
Então, na prática, você está observando uma recuperação de cerca de 80%.
Também há um limite econômico. Se a pressão cair muito, o custo de compressão do gás excede o valor do próprio gás. Dependendo da permeabilidade, a recuperação real fica entre 75 e 80 por cento. O gás associado – o tipo produzido junto com o petróleo – é separado na superfície após a extração.
Reservatórios de gás não convencionais
Depois, há o gás não convencional. Esse material vive em ambientes geológicos que não se enquadram no molde padrão de armadilhas de petróleo.
É encontrado em:
– Arenitos densos (baixa permeabilidade)
– Articulações e fraturas
– Absorvido em matrizes de xisto
– Jazidas de carvão
– Hidratos de metano em regiões polares frias ou submarinas
– Dissolvido ou arrastado em águas quentes de formação geopressurizada
“Não convencional” é principalmente um rótulo económico. Dada a tecnologia e os preços actuais, estas fontes são mais caras de explorar e produzem a taxas mais lentas. Eles são mais difíceis de alcançar. Mas à medida que a tecnologia avança e as fontes convencionais se tornam caras, estas alternativas tornam-se viáveis. O gás compacto, o gás de xisto e o metano em jazidas de carvão já provaram isso.
Gás apertado
O gás denso se esconde em arenitos cobertores ou lenticulares. A principal métrica aqui é a permeabilidade. Estamos falando de menos de um milidarcy (0,001 darcy). Isso é incrivelmente baixo.
Os poços verticais convencionais enfrentam dificuldades aqui. As taxas de fluxo naturais são muito lentas para serem econômicas. É um desperdício de recursos perfurar da maneira antiga.
Entre na perfuração horizontal e no fraturamento hidráulico (fracking).
Essas técnicas criam áreas de coleta massivas em formações de baixa permeabilidade. Eles forçam fraturas na rocha, dando ao gás uma estrada para o poço. A produção disparou desde que isso se tornou uma prática padrão.
Gás de xisto
O gás de xisto está preso dentro da própria rocha sedimentar de granulação fina. Ao contrário do gás compacto nos arenitos, onde as fraturas podem fornecer alguns caminhos naturais, o xisto é denso e fino. O gás é adsorvido na matéria orgânica e nos minerais argilosos da matriz rochosa.
Extraí-lo requer uma abordagem dupla. Você precisa de perfuração horizontal para maximizar o contato com a camada de xisto. Então você precisa de fraturamento hidráulico maciço para abrir as microfraturas. Sem essas etapas, o gás permanece preso.
A escala também é diferente. Os depósitos de xisto geralmente cobrem centenas de quilômetros quadrados. Um único poço pode explorar uma vasta rede de fraturas. Isso muda completamente a economia. Não se trata apenas de encontrar uma bolsa de gás. Trata-se de tratar a própria rocha como reservatório.
À medida que os custos de extração diminuem, o gás de xisto compete diretamente com as fontes convencionais. Em algumas regiões, já se tornou o principal fornecedor. A tecnologia não é nova, mas a eficiência está melhorando. Materiais de fricção, melhor monitoramento e projetos de poços refinados estão extraindo mais gás da mesma rocha.
A questão não é realmente se podemos retirá-lo. É sobre as compensações ambientais. Uso de água. Sismicidade induzida. Vazamento de metano durante a extração. Estes são os verdadeiros gargalos agora.
No entanto, o potencial continua a ser surpreendente. Os recursos de gás de xisto são generalizados. Eles não estão limitados a algumas bacias específicas. Eles existem em quase todos os continentes. À medida que a oferta convencional diminui, a mudança para estas fontes não convencionais acelera. A geologia não muda. A rocha permanece no lugar. Mas nossa capacidade de desbloqueá-lo, sim.
O gás de xisto não começou como um recurso. Tudo começou como lama. O lodo orgânico depositou-se no fundo de oceanos antigos, soterrado por camadas de sedimentos ao longo de milhões de anos. Calor e pressão fizeram o trabalho pesado. Eles transformaram aquela lama em rocha. Eles também transformaram a matéria orgânica em gás natural.
Parte desse gás era móvel. Ele se infiltrou em bolsões de arenito vizinhos. Preso ali, formou depósitos de gás convencionais. A maior parte, porém, ficou presa. O xisto em si não é poroso. É uma prisão para gás. Durante décadas, tentar retirá-lo foi um negócio perdedor. O fluxo era muito lento. As margens são muito finas.
Depois veio a perfuração horizontal. Os engenheiros aprenderam a perfurar lateralmente, cortando leitos de xisto por quilômetros. Adicione o fraturamento hidráulico e a rocha se abrirá. A produção saltou. Hoje, cerca de 25% do gás dos EUA vem dessas formações compactas. Os especialistas prevêem que esse número atingirá 50% antes de meados do século XXI. A era do xisto está aqui.
Metano em leito de carvão
O carvão não é apenas combustível para usinas de energia. É uma esponja para o metano. Enormes quantidades de gás permanecem presas nas jazidas de carvão.
O processo começa com a coalificação. À medida que a matéria vegetal se transforma em carvão, o gás é liberado. Algumas escapam para a atmosfera. Muita coisa fica para trás. Ele fica como gás livre nas juntas e fraturas da costura. Ainda mais é adsorvido nas superfícies internas dos microporos. Pense nisso como um gás aderido às paredes internas de buracos microscópicos.
Retirá-lo requer gerenciamento de água. Você perfura a costura. Você bombeia a água saturando o carvão. Remover a água diminui a pressão. Esta queda de pressão desencadeia a dessorção. O metano sai da superfície dos poros. Torna-se gás livre. Ele migra para as fraturas. Em seguida, suba o poço até a superfície.
O carvão é impermeável. As fraturas são os únicos caminhos. Se uma camada for rica em metano, os engenheiros a estimulam com fraturamento hidráulico, semelhante às operações de xisto. O gás do leito de carvão fornece atualmente quase 10% do gás natural dos EUA. Também está crescendo em outros lugares. Novas regiões estão a explorar estas camadas à medida que as fontes tradicionais diminuem.
Fluidos geopressurizados e hidratos de metano
Nem todo gás vive em bolsões óbvios. Alguns se escondem em bacias sedimentares jovens e profundas. Estes são reservatórios geopressurizados.
Aqui, os fluidos de formação – geralmente salmoura – suportam parte da carga de sobrecarga. A pressão aumenta. Pode atingir o dobro do gradiente hidrostático normal. O calor também não escapa bem. Camadas isolantes de xisto e argila retêm a energia térmica. Esses fluidos são frequentemente mais quentes do que aqueles em zonas normalmente pressurizadas.
A salmoura está saturada de gás. Estamos falando de 0,84 a 2,24 metros cúbicos de gás natural por 0,159 metros cúbicos de salmoura. São 30 a 80 pés cúbicos de gás por barril. Parece promissor. Não é.
A produção deste gás requer altas taxas de fluxo. Você precisa de formações com alta porosidade e permeabilidade. Você também precisa produzir grandes volumes de água quente de formação para obter quantidades comerciais de gás. O custo da energia e o pesadelo logístico são demasiado elevados. Atualmente, não há produção comercial de gás derivado de depósitos geopressurizados. A matemática não funciona.
Os hidratos de metano são diferentes. São estruturas de aparência sólida, semelhantes a gelo. Moléculas únicas de metano são encerradas em redes de moléculas de água em forma de gaiola. É uma armadilha molecular.
Esses hidratos existem em dois locais principais. Abaixo do permafrost nas regiões polares. E nos leitos oceânicos ao longo das plataformas continentais. Combinações específicas de pressão e temperatura permitem que o metano migre para reservatórios saturados de água e forme essas estruturas. Aparecem em arenitos polares e na areia e lama das margens continentais.
A extração é o gargalo. Ainda não temos um método economicamente viável ou ambientalmente sustentável. Duas ideias principais estão sobre a mesa.
Primeiro, despressurização. Perfure a formação. Reduza a pressão circundante. O metano se liberta da estrutura da água. Ele flui pelo poço.
Em segundo lugar, a injeção de dióxido de carbono. Bombeie CO2 na rocha. As moléculas de CO2 deslocam o metano na rede. O metano é liberado. Ele pode então ser extraído.
Ambos os métodos apresentam riscos. Os ecossistemas envolvidos são extremamente sensíveis. Os ambientes polares e as plataformas marinhas são frágeis. Qualquer tecnologia deve ser projetada com extremo cuidado. Nós temos o gás. Simplesmente não sabemos como retirá-lo sem quebrar o mundo ao seu redor.
Distribuição mundial de gás natural
O gás não fica apenas no bolso. Ele migra.
Pense na crosta terrestre como uma fábrica vertical de geração de gás. Você tem gás biogênico raso perto da superfície. Então, mais abaixo, você atinge a janela de óleo onde reside o gás dissolvido. Vá ainda mais fundo e o gás térmico assumirá o controle.
Este vasto habitat vertical, combinado com um suprimento infinito de matéria-prima, sugere que mal tocamos a superfície. Literalmente.
As estimativas colocam a quantidade de gás recuperável que permanece por descobrir em 45% do total. Prevê-se que o conteúdo energético destes recursos finais rivalize com o petróleo. Actualmente utilizamos menos gás do que petróleo, o que significa que se espera que os nossos actuais stocks durem mais tempo. Mas se os padrões de consumo mudarem e a utilização do gás alcançar a enorme escala do petróleo, essa longevidade desaparecerá rapidamente. O gás tornar-se-ia apenas mais um recurso de curta duração.
O custo do gás desperdiçado
A queima não é nova. É um hábito sujo ligado à produção de petróleo.
Em 2017, o Banco Mundial reportou uma perda surpreendente. Aproximadamente 141 mil milhões de metros cúbicos (bcm) de gás – equivalente a 5 biliões de pés cúbicos (tcf) – foram queimados na cabeça do poço. Isso representa um quinto do gás consumido anualmente nos Estados Unidos. Ou 75% das exportações anuais da Rússia.
Por que desperdiçá-lo? Locais remotos. A recuperação de gás de poços isolados é dispendiosa. Se você não consegue canalizá-lo para lugar nenhum, você o queima.
Historicamente, a Rússia, o Médio Oriente e partes de África foram os maiores infratores. Embora grande parte desse gás seja agora reinjetado para manter a pressão, o que não pode ser reinjetado muitas vezes pega fogo.
Mas a economia muda o comportamento. À medida que o valor do gás aumenta, os esforços de conservação intensificam-se. A queima caiu. O dinheiro é bom demais para ser jogado na fumaça.
Os gigantes da indústria
Nem todos os campos são criados iguais.
Os maiores campos de gás natural são “supergigantes”. Eles contêm mais de 850 bcm (30 tcf) de gás. Então você tem “gigantes de classe mundial”, situados entre 85 e 850 bcm (3 a 30 tcf).
Esses campos massivos são uma pequena fração do total de campos conhecidos. Menos de 1 por cento. No entanto, eles são a espinha dorsal da indústria.
Supergigantes e gigantes, juntamente com o gás associado encontrado em campos petrolíferos gigantescos, detinham originalmente cerca de 80% das reservas mundiais. Eles produzem 80% do gás mundial.
O papel da Rússia
A Rússia está sentada em alguns desses gigantes.
A Rússia detém a coroa das maiores reservas de gás natural do mundo. Estamos a falar de cerca de 47 biliões de metros cúbicos (tcm), ou cerca de 1.680 biliões de pés cúbicos (tcf) de gás. De vez em quando, troca de lugar com os Estados Unidos pelo primeiro lugar na produção, mas o grande volume do que está escondido na Rússia é incomparável.
A ação acontece na Sibéria Ocidental. Especificamente, olhe para leste do Golfo de Ob, bem no Círculo Polar Ártico. É aqui que você encontra alguns dos campos de gás mais massivos do planeta.
Urengoy: o gigante que continua avançando
Urengoy é o segundo maior campo de gás do mundo. Foi descoberto em 1966. As estimativas iniciais colocam as suas reservas em 8,1 tcm (286 tcf). Essa é uma quantidade impressionante de energia.
A geologia aqui é complexa, mas consistente. Aproximadamente três quartos desse gás estão no reservatório mais raso. Encontra-se entre 1.100 e 1.250 metros (3.600 a 4.100 pés) de profundidade. Essas rochas têm idade do Cretáceo Superior, datando de cerca de 66 a 100,5 milhões de anos.
No total, Urengoy possui 15 reservatórios separados. Alguns são encontrados em rochas do Cretáceo Inferior, que são mais antigas, datando de cerca de 100,5 a 145 milhões de anos atrás. O ponto mais profundo é uma zona de condensado de gás nos estratos do Jurássico Superior, recuada para 145-163,5 milhões de anos atrás.
A produção começou em 1978. Atingiu o pico. A produção diminuiu desde aqueles anos de pico. No entanto, ainda supera qualquer outro campo de gás na Terra em termos de volume. Continua sendo o rei da extração.
Yamburg e Orenburg
Ao norte de Urengoy, também ao norte do Círculo Polar Ártico, fica Yamburg. É o segundo maior campo da Rússia. As reservas originais foram estimadas em 4,7 tcm (166 tcf). O gás vem principalmente de rochas reservatório do Cretáceo Superior. Eles ficam em profundidades de 1.000 a 1.210 metros (3.300 a 4.000 pés). O desenvolvimento começou no início da década de 1980.
Depois, há Orenburg. Descoberto na região do Volga-Ural em 1967. Detém o título de maior campo de gás russo fora da Sibéria Ocidental. As reservas iniciais foram de 1,8 tcm (64 tcf). A produção começou em 1974. É significativo, mas não compete com os gigantes siberianos em grande escala.
Groningen: a âncora da Europa
Vá para o sul, para a Europa. O maior campo de gás natural do continente é Groningen. Fica na costa holandesa. A descoberta aconteceu em 1959. A produção começou em 1963. As reservas recuperáveis originais estavam entre 2,7 e 2,8 tcm (95 a 99 tcf).
Já retiraram cerca de 60% dessas reservas originais. A geologia é distinta aqui. O poço descoberto perfurou evaporitos da idade Permiana (251,9–298,9 milhões de anos). Atingiu um espesso arenito basal do Permiano que era altamente produtivo.
A perfuração subsequente mapeou um amplo anticlinal. Tem cerca de 24 km (15 milhas) de largura por 40 km (24 milhas) de comprimento. O reservatório é coberto por esses evaporitos. O gás fica em profundidades entre 2.500 e 3.000 metros (8.000 a 10.000 pés). Abaixo deste reservatório encontra-se uma sequência de carvão da Pensilvânia truncada e fortemente falhada. Essa sequência, que vai de 323 a 299 milhões de anos atrás, é considerada a principal fonte do gás.
Troll: a potência norueguesa do Mar do Norte
O segundo maior campo de gás da Europa é o campo Troll. Encontra-se sob o Mar do Norte, a menos de 100 km (60 milhas) da costa da Noruega. Senta-se em arenitos do Jurássico Superior. A descoberta ocorreu em 1979. As reservas recuperáveis foram estimadas em 1,3 tcm (45,9 tcf).
A produção começou em 1996. Foi uma mudança imediata no jogo. A Noruega rapidamente se tornou um dos maiores produtores e exportadores de gás natural do mundo. Só Troll contém mais de metade das reservas comprovadas de gás natural da Noruega. Essas reservas provadas totalizam 2 tcm (72 tcf).
América do Norte
Os Gigantes da América do Norte
Os EUA possuem impressionantes 9,7 tcm de reservas comprovadas de gás natural. São 341 trilhões de pés cúbicos de combustível no subsolo. A joia da coroa é o Xisto Marcellus. Abrange Pensilvânia, Ohio, Virgínia Ocidental e Nova York. Algumas estimativas sugerem que comporta até 14 tcm.
Produz mais de 80,3 bcm por ano. Isso a torna a maior fonte do país. É também um dos maiores campos de gás do planeta. A escala é difícil de entender até que você observe o resultado.
Depois, há o campo Hugoton. Descoberto em 1927 no Kansas. Estende-se por Oklahoma e Texas. Você precisa de uma visão de longo prazo para ver a imagem completa. A área produtiva percorre um trecho de 400 km. Mais de 10.000 poços foram perfurados lá.
A geologia é específica. O gás vem de calcários e dolomitas do Permiano. Variações estratigráficas na litologia controlam as acumulações. Não é apenas um buraco no chão. É uma armadilha complexa. O campo tem uma recuperação final estimada de 1,5 tcm. Eles já retiraram cerca de 65% disso.
O Canadá é o próximo grande jogador. Possuem 2,1 tcm de reservas provadas. O seu potencial não descoberto corresponde quase exactamente ao dos EUA. Isso é muita energia inexplorada. Um local importante é o campo Elmworth. Foi encontrado em Alberta em 1976. Fica em um reservatório de arenito do Cretáceo. Continha 560 bcm de gás. São 20 tcf de potencial.
O México é diferente. Possuem 356 bcm de reservas provadas. A produção está dispersa. Muito vem do campo petrolífero de Canterell, no Golfo do México. A demanda está aumentando. A indústria de energia elétrica está com fome. Mas eles não conseguem processar tudo. Bilhões de metros cúbicos de gás associado são queimados todos os anos. É um potencial desperdiçado. Ou melhor, infraestrutura desperdiçada.
Os Gigantes do Deserto
No Norte de África, a história é mais antiga. O campo Hassi R’Mel é a chave. Está localizado na bacia central da Argélia. Foi descoberto em 1956. Situa-se num grande anticlinal. O reservatório é de arenito do Triássico. Isso tem 200 milhões de anos. É coberto por camadas de sal.
Originalmente, continha cerca de 2,52 tcm de gás recuperável. Ainda produz 100 bcm por ano. Isso representa 60% do gás seco total da Argélia. A geologia está limpa. Rocha permeável. Selo de sal. É um reservatório de livro didático. Mas é também um enorme motor económico para a região.
O Oriente Médio
O Médio Oriente detém o resto do equilíbrio global.
O Médio Oriente não se trata apenas de petróleo bruto. Abaixo das areias existe um enorme banco subterrâneo de gás. Este potencial está ligado à bacia Arábico-Iraniana. Sua espinha dorsal é a formação Permian Khuff. Situa-se sob a maior parte da região. É um horizonte chave para reter gás.
Esta camada contém o maior campo de gás natural não associado do mundo. O Catar o chama de Campo Norte. O Irã chama isso de South Pars. Abrange águas offshore. As reservas são surpreendentes. As estimativas os colocam em mais de 28 trilhões de metros cúbicos. São 1.000 trilhões de pés cúbicos.
Essa riqueza tem classificações. O Irã detém a terceira maior reserva de gás natural. O Catar é o quarto. Só a Rússia tem mais. A formação Khuff é a razão. Não é mais apenas um país petrolífero. É uma superpotência do gás.
Reservatórios de Recifes da Ásia
Vá para o leste. A Ásia tem seu próprio gigante. O campo de Arun. Descoberto em 1971. Situa-se na bacia do norte de Sumatra, na Indonésia. A rocha aqui é diferente. É calcário de recife. Data da Época Média do Mioceno. Isso foi de 16 a 11,6 milhões de anos atrás.
As reservas originais foram estimadas em 383 bilhões de metros cúbicos. Ou 13,5 trilhões de pés cúbicos. Números enormes. Mas eles não são transmitidos aos vizinhos. O gás é liquefeito. Somente exportação. Isso muda totalmente a logística. Você precisa de cadeias de frio. Você precisa de petroleiros especializados. O valor está na mobilidade.
