El gas natural se ha utilizado casi tanto tiempo como el petróleo crudo en Canadá , pero su desarrollo comercial no fue tan rápido. Esto se debe a las propiedades especiales de este producto energético : es un gas y con frecuencia contiene impurezas. Por lo tanto, los desafíos técnicos que implica procesarlo primero y luego enviarlo al mercado son considerables. Además, los costos de construcción de oleoductos hacen que toda la empresa sea intensiva en capital , lo que requiere tanto dinero como experiencia en ingeniería , y mercados lo suficientemente grandes como para hacer el negocio. rentable .
Hasta que se volvió comercialmente viable, el gas natural solía ser una molestia. Peligroso de manejar y difícil de llegar al mercado, los primeros petroleros lo despreciaban como un pariente pobre de su rico primo crudo . Aunque los primeros procedimientos de procesamiento pudieron eliminar el agua, en el siglo XIX los descubrimientos solo se desarrollaron si los consumidores podían usar el gas tal como salía del suelo. Si el gas requería procesamiento adicional o necesitaba ser conducido a una larga distancia hasta el mercado, el productor cerraba el pozo. Flares eliminó el gas proveniente de los pozos de petróleo .
El procesamiento de gas natural cambia el producto básico de dos formas críticas. Primero, extrae subproductos valiosos; en segundo lugar, hace que el gas natural sea apto para ser transportado a un punto de venta y consumo comercial. Mediante el uso de tecnología en evolución, la industria de procesamiento de gas de cada época extrae porcentajes más altos de una gama más amplia de hidrocarburos y otros subproductos comerciales que sus predecesores. También elimina porcentajes cada vez mayores de impurezas peligrosas y otras no deseadas. El crecimiento constante ha convertido al gas natural en una industria importante, con 180 kilómetros cúbicos de gas fluyendo de los campos canadienses al mercado, cada año.
Como parte de una serie sobre la industria petrolera de Canadá , esta entrada se centra en la segunda de estas dos funciones del procesamiento de gas: eliminar impurezas de la corriente de gas, en lugar de recuperar líquidos de gas natural , que se describen en otra parte . Por supuesto, la mayoría de las plantas grandes realizan ambas funciones, y las plantas no tienen otro propósito final que convertir de forma rápida, segura y rentable el gas crudo en productos para ser enviados de forma segura (principalmente por gasoductos) al mercado. La discusión cubre el procesamiento de gas como una hazaña de ingeniería , desarrollos críticos en exploración y desarrollo y los fundamentos del mercado .
Tiempos tempranos
Una pequeña industria de gas natural en el centro de Canadá ya había existido durante varias décadas, pero el evento más significativo en la historia temprana de la industria fue probablemente la perforación de un pozo cerca de Medicine Hat en 1890, en busca de carbón para el ferrocarril . El pozo encontró un gran flujo de gas natural, y esto llevó a los funcionarios de la ciudad a acercarse al Canadian Pacific Railway con miras a perforar más profundamente en busca de gas. La empresa resultante condujo al desarrollo del campo de gas Medicine Hat en 1904. La comunidad aprovechó el recurso natural y se convirtió en la primera ciudad o pueblo en el oeste de Canadá con una empresa de gas.
El servicio de gas natural comenzó en Calgary algo más tarde, cuando AW Dingman formó Calgary Natural Gas Company. Perforó un pozo exitoso en el este de Calgary, colocó una tubería hasta el sitio de Calgary Brewing and Malting Company y comenzó a suministrar gas a la cervecería el 10 de abril de 1910. Como en Medicine Hat, las tuberías de gas pronto proporcionaron combustible doméstico y alumbrado público.
En un desarrollo paralelo, Eugene Coste , que había sido un pionero en el desarrollo de la industria del gas natural de Ontario, se trasladó al oeste. Perforó el famoso pozo de gas Old Glory cerca de Bow Island, Alberta , en 1909. En 1912, su Canadian Western Natural Gas Company construyó un gasoducto de 280 kilómetros que conectaba el campo Bow Island con Lethbridge y Calgary en 86 días. [1] Aumentó la empresa Dingman en Calgary, que no pudo satisfacer las crecientes demandas de la ciudad. En 1913, varias otras ciudades del sur de Alberta contaban con servicio de gas natural del sistema canadiense occidental. La empresa pionera de Coste proporcionó combustible a casi 7.000 clientes.
Primera planta edulcorante de Canadá
El gas ácido , como se le conoce, en su estado natural está mezclado con sulfuro de hidrógeno (H 2 S), que puede ser letal si se inhala incluso en concentraciones mínimas. (El término más general gas ácido se refiere a gas natural con cualquier gas ácido en él , por ejemplo , dióxido de carbono (CO 2 )).
El proceso de eliminar el sulfuro de hidrógeno de una corriente de gas se denomina "endulzar" el gas. La Union Natural Gas Company de Canadá (ahora Union Gas Ltd. ) de Chatham-Kent, Ontario, construyó la primera planta de endulzamiento de proceso Koppers de Canadá en 1924 en Port Alma, Ontario, para depurar el gas de Tillbury. El sulfuro de hidrógeno es una sustancia peligrosa que en bajas concentraciones tiene un desagradable olor a huevo podrido. Este olor molestó a los clientes de Union y la impulsó a construir la planta de Port Alma. Eliminó el sulfuro de hidrógeno al exponer el gas ácido a carbonato de sodio disuelto. Aunque se utilizó anteriormente en gas de carbón, la aplicación en la planta de Port Alma fue la primera vez que este proceso endulzó el gas natural.
La segunda planta de edulcorantes canadiense siguió un año más tarde en Turner Valley , y utilizó el mismo proceso. El primer gas encontrado en Turner Valley había sido dulce, pero el descubrimiento Royalite # 4 de 1924, desde un horizonte más profundo, fue agrio. Royalite construyó la planta de edulcoración de Turner Valley para vender su gas a Canadian Western Natural Gas para su distribución.
La tecnología de la época no hizo que el sulfuro de hidrógeno fuera inofensivo. En cambio, el productor eliminó la sustancia quemándola y dispersando los subproductos en el aire desde dos pilas altas. Un resultado químico de la quema de las emisiones de sulfuro de hidrógeno fue el dióxido de azufre , otro gas tóxico. Dado que el sulfuro de hidrógeno es más pesado que el aire, se depositó en el suelo y se dispersó lo suficiente como para ser menos que letal.
El sulfuro de hidrógeno siempre estuvo en el aire en pequeñas concentraciones. Turner Valley tenía un olor a huevo podrido la mayoría de los días.
Conservación de gas después de Leduc
A medida que Alberta se convirtió en un productor de petróleo cada vez más grande después del descubrimiento de Leduc , la Junta de Conservación actuó para evitar cualquier repetición del desperdicio de gas natural tan común en Turner Valley. La junta desarrolló una amplia política de conservación del gas natural. Prohibió la producción de gas natural a partir de la tapa de gas de un depósito de petróleo antes de que el petróleo se produjera por completo, e incluyó disposiciones destinadas a conservar el gas natural que a menudo se produce junto con el petróleo. Por esta razón, estas plantas se conocieron como "plantas de conservación de gas".
La primera de estas nuevas plantas fue la instalación de Imperial Leduc (a veces llamada Imperial Devon o Imperial Leduc ). Endulzó el gas con monoetanolamina (MEA) y luego extrajo los hidrocarburos líquidos mediante refrigeración . Northwestern Utilities Limited compró el gas a $ 14,12 por mil metros cúbicos y lo distribuyó en Edmonton . Los camiones transportaban propano , butano y " pentanos plus " (el término canadiense para líquidos gaseosos más pesados) hasta 1954, cuando tres oleoductos comenzaron a trasladar los productos de Imperial Leduc a Edmonton. Cuando no se pudieron encontrar mercados para el propano, la junta ocasionalmente otorgó permiso para quemarlo.
La siguiente planta importante construida en Canadá resultó del descubrimiento en 1944 de un hallazgo de gas ácido húmedo por Shell Oil en Jumping Pound, al oeste de Calgary . Calgary, Exshaw (donde había una fábrica de cemento) y Banff eran todos mercados potenciales para el gas Jumping Pound, pero el gas ácido primero requería procesamiento y endulzamiento. La planta de gas comenzó a operar en 1951.
Construida "al estilo de California", con pocos edificios u otras disposiciones para un clima frío, la planta original de Jumping Pound tuvo problemas. Durante el primer invierno, la condensación de agua y otros problemas de clima frío provocaron una falla operativa tras otra. Cuando llegó el segundo invierno, los edificios abrigaron la mayor parte de las instalaciones. Shell Jumping Pound a veces se conoce como el "laboratorio de gas amargo" de Canadá, ya que gran parte de la comprensión inicial de la industria del procesamiento de gas amargo provino de la experiencia allí. Fue la primera planta de azufre en el mundo, su unidad de azufre entró en producción en 1952. Por esta distinción superó por poco a la planta de Madison Natural Gas, que comenzó a extraer azufre en Turner Valley más tarde ese mismo año.
Cuando los gasoductos de gas natural Westcoast y TransCanada entraron en funcionamiento en 1957, amaneció un nuevo y mejor día para el procesamiento de gas canadiense. La mayor parte del gas que viajaba por esos gasoductos necesitaba procesamiento para cumplir con las especificaciones de las empresas de gasoductos. En consecuencia, a fines de la década de 1950 y principios de la de 1960 se produjo un auge en la construcción de plantas de gas.
En 1957, una nueva planta de gas en Taylor, cerca de Fort St. John, Columbia Británica , comenzó a abastecer a Westcoast Transmission Co. Ltd. Las prácticas de esta planta diferían de las utilizadas en Alberta en varias formas. Por ejemplo, aunque generalmente requería deshidratación , edulcoración y procesamiento de hidrocarburos líquidos, las empresas transportaban el gas natural desde el noreste de Columbia Británica a largas distancias antes de procesarlo más. En consecuencia, al planificar el gasoducto Westcoast, los operadores del campo acordaron procesar todo el gas en una sola instalación, en lugar de tener plantas de gas individuales en cada área de producción principal. Con 10 millones de metros cúbicos por día, la planta de Taylor tenía la capacidad de procesar tanto gas natural como las otras once plantas de gas que operan en Canadá juntas. La planta también era, con mucho, la más septentrional de Canadá. Los edificios fuertemente aislados protegían las instalaciones de procesamiento y les permitían funcionar a temperaturas típicas de los climas más meridionales.
Esquemas de una planta de gas
Vender los productos
El enorme crecimiento de la capacidad de procesamiento canadiense a fines de la década de 1950 y principios de la de 1960 creó grandes inventarios de líquidos de gas natural, gases licuados de petróleo y azufre . El aumento de suministros a veces creaba problemas de marketing.
Líquidos de gas natural
Las ventas de líquidos gaseosos rara vez fueron difíciles debido a su fácil uso en la refinación de petróleo. Las refinerías también usaban butano para mezclar. El propano, por otro lado, presentaba un desafío porque los volúmenes disponibles superaban con creces la demanda.
Las empresas se propusieron ampliar el mercado con un éxito considerable. Los agricultores y las pequeñas comunidades que no cuentan con gas natural lo adoptaron como combustible para la calefacción del hogar . A principios de la década de 1960, los mercados de gases licuados del petróleo crecieron rápidamente.
Las empresas respondieron construyendo plantas "transversales". Estas instalaciones se extendían a ambos lados de los gasoductos para extraer volúmenes adicionales de líquidos gaseosos de la corriente de gas. Cuando era económico, los procesadores de campo comenzaron a "cortar en profundidad" su propio gas mediante la instalación de instalaciones que extraían más GLP del gas mediante refrigeración profunda. A principios de la década de 1970, las empresas comenzaron a extraer el etano de hidrocarburo aún más liviano en algunas plantas de procesamiento de campo y plantas transversales. El etano se convirtió en materia prima para la creciente industria petroquímica de Alberta , utilizado en la fabricación de etileno .
Azufre
Desde un comienzo lento en 1952, la producción de azufre a partir del procesamiento de gas se disparó a medida que la construcción de plantas se disparó a fines de la década de 1950 y principios de la de 1960. Las nuevas y estrictas regulaciones promulgadas por el gobierno de Alberta en 1960 obligaron a la industria a reducir sus emisiones de compuestos de azufre como el dióxido de azufre y el sulfuro de hidrógeno.
A lo largo de los años, la tecnología de procesamiento de gases ácidos mejoró constantemente. Para 1970, eran técnicamente factibles normas de emisión más estrictas. El gobierno de Alberta anunció regulaciones nuevas y más estrictas en 1971. Las mejoras en la tecnología de extracción de azufre y la adición de unidades de limpieza del gas de cola permitieron a los procesadores cumplir con estos estándares más estrictos.
La cantidad de azufre producido en Alberta aumentó rápidamente y pronto superó con creces la demanda. En 1963, la producción anual de azufre de Alberta superó el millón de toneladas, en comparación con las 30.000 toneladas en 1956. En 1973 alcanzó un máximo de algo más de 7 millones de toneladas. Las existencias crecieron anualmente. En 1978, 21 millones de toneladas de azufre en grandes bloques amarillos salpicaban el campo de Alberta. Estos inventarios crecieron casi todos los años después de 1952, y el gobierno y la industria empezaron a preocuparse seriamente por el excedente. A partir de 1978, un fuerte esfuerzo de comercialización de azufre convirtió a Canadá en el mayor proveedor del comercio internacional. Las ventas de azufre en general excedieron la producción y las existencias en las plantas de gas comenzaron a contraerse.
Al observar la empresa grande, sofisticada y de alta tecnología que es hoy el procesamiento de gas canadiense, es difícil imaginar los desafíos que enfrentó la industria a medida que crecía. El procesamiento de gas se desarrolló como un complemento de la construcción del principal sistema de tuberías de transmisión de gas , que comenzó a operar a fines de la década de 1950.
Salchichas a gas
Durante las décadas de 1980 y 1990, la industria del gas natural enfrentó una nueva serie de problemas. A medida que crecía la demanda de gas, los proveedores ampliaron su capacidad y pronto se desarrolló una "burbuja de gas". Había más gas producible del que demandaban los mercados. Aunque los analistas de mercado pronostican regularmente el final de la burbuja en unos pocos años, la burbuja se negó a estallar. Algunos lo llamaron la "salchicha de gas", ya que se extendió en el tiempo. El problema percibido de los grandes inventarios de gas que sobresalen del mercado y mantienen bajos los precios no comenzó a desaparecer hasta finales de la década de 1990.
Los precios del petróleo crudo cayeron a lo largo de la década de 1980 y el suministro de gas natural siguió siendo abundante, por lo que los consumidores comenzaron a aprovechar los excedentes gemelos. Los individuos, las corporaciones y los gobiernos buscaron escaparates del petróleo crudo y el gas natural más baratos disponibles, y la demanda creció.
A mediados de la década de 1980, los gobiernos conservadores de Washington, DC , Ottawa y Edmonton llevaron sus sectores petroleros hacia la desregulación. Abrir el mercado a la competencia se sumó al excedente de gas y a la caída de los precios del gas. Los proveedores de todo el continente comenzaron a buscar nuevos clientes para compensar en volumen de ventas lo que no podían ganar con los bajos precios de la gasolina. Pero los gasoductos, construidos décadas antes, tenían poco exceso de capacidad .
El debate sobre un segundo gasoducto de Alberta a California sirvió como un buen ejemplo del cambio de valores durante este período. Durante décadas, los consumidores de California se opusieron a los gasoductos rivales por temor a tener que pagar precios más altos del gas para cubrir la construcción del gasoducto. La desregulación convirtió a las empresas de gasoductos en transportistas comunes para que cualquier productor o comercializador pudiera comprar espacio en el gasoducto para mover su gas. Atrás quedaron los días en que la empresa de gasoductos movía el gas y también lo comercializaba.
A medida que la desregulación puso fin al suministro y comercialización de gas integrados verticalmente , las regiones consumidoras comenzaron a clamar por capacidad adicional de gasoductos. En Alberta, a medio continente de la costa este de Estados Unidos y de la bahía de San Francisco, aguardaba gas barato. Todo lo que necesitaban eran tuberías . A fines de la década de 1980 y principios de la de 1990, los gobiernos en general apoyaron abrir a todos los contendientes la carrera para construir oleoductos. Se suponía que la competencia entre los operadores que llevaban el gas al mercado, no la regulación gubernamental, mantendría los costos de transmisión razonables en el nuevo entorno.
A medida que proliferaron los proyectos de gasoductos, los productores de gas natural buscaron nuevos mercados para su producto barato y aparentemente abundante. La generación de energía eléctrica con gas se convirtió en una industria en crecimiento. A medida que las instalaciones de generación de carbón , hidroeléctricas y nucleares fueron atacadas por razones ambientales, el gas intervino y se vendió como una alternativa limpia. Las empresas organizaron tuberías para transportar gas natural, encontraron mercados para la electricidad e incluso crearon " plantas de cogeneración " para vender el calor generado por los generadores de gas a otros mercados.
Mientras el suministro de gas natural excediera la demanda, estas instalaciones siguieron siendo atractivas. Utilizaron un combustible económico y ecológico. Cubrieron las necesidades inmediatas a solo una fracción del costo de las grandes instalaciones nucleares, hidroeléctricas o de carbón. Aunque su participación en el mercado se reduciría si los precios del gas subieran, estos ingeniosos proyectos llenaron un importante nicho de mercado durante el largo período de excedente de gas.
Exploración y desarrollo
La demanda de mayores suministros de gas natural para satisfacer los mercados en expansión creó la necesidad de más instalaciones de procesamiento de gas. La industria respondió desarrollando nuevos campos en el oeste rural. Ocasionalmente, esto conducía a una tragedia, como en el caso del segundo reventón de Lodgepole de Amoco Canadá .
Explosión de Lodgepole
En 1982, Amoco estaba perforando un pozo de gas amargo , que explotó. Especialmente porque la compañía había experimentado una grave explosión en el mismo campo de gas cinco años antes, el oprobio público y regulatorio fue intenso. Gran parte de la indignación pública se produjo porque, en algunos días, el olor a huevo podrido del sulfuro de hidrógeno (H 2 S) en el gas se podía percibir en lugares tan lejanos como Winnipeg , a casi 1.500 kilómetros de distancia.
En este espectacular evento, el gas ácido fluyó a una tasa estimada de 150 millones de pies cúbicos (4.200.000 m 3 ) por día. El H 2 contenido de S del gas fue de 28 por ciento, y el pozo también producidos 20 mil barriles por día (3.200 m 3 / d) de, de color naranja contaminado con azufre condensado . El pozo estuvo fuera de control durante 68 días, durante 23 de los cuales el pozo no se encendió. Durante ese tiempo, el sulfuro de hidrógeno del reventón se cobró la vida de dos especialistas en reventones y envió a otras 16 personas al hospital. Hoy en día, los operadores deben encender el pozo rápidamente en caso de una importante explosión de gas ácido. Esto elimina los peligros del sulfuro de hidrógeno altamente tóxico en el aire.
Cuando la tripulación encendió el pozo, el fuego destruyó la plataforma Nabors 14E (con un valor de alrededor de $ 8 millones) en nueve minutos; también quemó 400 acres (1,6 km 2 ) de bosque. Los costos directos de Amoco para controlar el pozo fueron de aproximadamente $ 20 millones. Durante el desastre se desperdiciaron enormes cantidades de gas natural, líquidos de gas natural y azufre. Esto significó la pérdida de energía para los consumidores, la pérdida de ingresos para la empresa y la pérdida de regalías e impuestos para el gobierno. Según un informe encargado por la Junta de Conservación de Recursos Energéticos de Alberta , estos y otros costos directos totalizaron alrededor de $ 200 millones.
El incidente generó una generación de regulaciones de seguridad que requieren que la industria designe los objetivos de perforación peligrosos como "pozos críticos" y use precauciones de seguridad elaboradas en el sitio de perforación. Las nuevas regulaciones impusieron procedimientos de perforación mucho más estrictos en pozos críticos, requirieron características de seguridad especializadas en la perforación y otros equipos, y obligaron a las empresas a desarrollar planes de respuesta de emergencia detallados antes de comenzar a perforar. Combinados, estos costos adicionales pueden oscilar entre $ 250,000 y $ 500,000 para un solo pozo de gas de ácido profundo. Por lo tanto, los costos indirectos de la explosión probablemente hayan sido del orden de mil millones de dólares.
carolino
Más adelante en la década, muchas grandes empresas comenzaron a revisar sus propiedades de tierra existentes, en busca de descubrimientos que habían eludido exploraciones anteriores. Esta fue en parte una idea para ahorrar dinero, necesaria porque tanto los precios del gas como del petróleo estuvieron en declive durante gran parte de la década.
Un hallazgo de dicho programa fue el descubrimiento de gas ácido en la aldea de Caroline, Alberta, en el centro-sur de Alberta, a mediados de la década de 1980. Este descubrimiento llevó a la industria a una nueva era. Debido a los costos y peligros involucrados en el desarrollo de gas amargo, los productores en el pasado solían cerrar estos descubrimientos. En el caso de Caroline, esto era impensable.
Como el mayor descubrimiento de gas canadiense desde la década de 1970 y su proyecto de gas más rico de la historia, el campo Caroline operado por Shell se destacó como una joya de recursos de $ 10 mil millones. Aunque clasificado como un campo de gas , en el entorno de precios más bajos del día, el azufre, los líquidos y otros subproductos del gas prometían superar el valor del gas natural en sí.
Sin embargo, este descubrimiento resultó complicado, ambientalmente sensible y económicamente desafiante. El proceso de planificación y revisión tomó de 1986 a 1990 y estableció un nuevo estándar para la participación y consulta de la comunidad. Dos empresas, Shell y Husky , compitieron por el derecho a operar el campo. La audiencia pública sobre el desarrollo obligó a las corporaciones a competir por el derecho a desarrollar el recurso en nuevos términos.
Los agricultores, propietarios de acres y otras partes interesadas dieron a conocer rápidamente sus preocupaciones. Se requirió que las corporaciones competidoras respondieran a estas preocupaciones, por lo que la experiencia de Caroline hizo de la consulta pública una parte integral de la planificación. Las teorías del desarrollo sostenible fueron objeto de un examen minucioso, al igual que todos los aspectos del sistema de procesamiento de gas. Cuando reconocieron que la consulta pública se había vuelto fundamental para la oferta ganadora, las empresas elevaron las relaciones con la comunidad a un nuevo nivel.
Finalmente, Shell y sus patrocinadores ganaron la licitación. Construyeron una planta de procesamiento que recuperó casi todo el azufre de la producción de Caroline y fue ambientalmente avanzada en otras áreas.
A principios de la década de 1990, el procesamiento de gas natural había alcanzado la mayoría de edad. Desde su infancia, cuando los operadores eliminaban solo algunas de las impurezas de una corriente de gas, el sector del gas había madurado hasta convertirse en una parte importante de la industria del petróleo y de la economía misma. El gas se movió por el continente norteamericano en volúmenes sin precedentes. Era y es un combustible ambientalmente deseable, y el procesamiento de gas es el sirviente de las ventas de gas natural.
Oferta, demanda y precio
Si bien Canadá es uno de los tres productores de gas más grandes del mundo (los otros dos son Rusia y Estados Unidos), no alberga muchos de los campos de gas más grandes del mundo que se encuentran actualmente en producción. Sin embargo, varios campos grandes aún no están en producción, especialmente los recursos masivos en la región ártica.
A principios de 2000, cuando Murphy Oil , Apache (ahora APA Corporation ) y Beau Canada anunciaron el descubrimiento del campo de gas Ladyfern Slave Point en un área remota del noreste de Columbia Británica, su logro parecía presagiar una nueva era de exploración salvaje exitosa. Cuando se filtró la noticia de un descubrimiento importante, muchos de los actores importantes de la industria se subieron al tren. Siguió un frenesí de compra de tierras, perforación y construcción de oleoductos. En poco más de un año, la producción de los nuevos campos aumentó a más de 700 millones de pies cúbicos (20.000.000 m 3 ) por día, y esto en un área solo accesible durante los fríos meses de invierno.
Gas no convencional
En cualquier área dada, el gas natural de flujo libre impulsado por flotabilidad representa una fracción muy pequeña de los recursos de gas natural presentes. [2] El gas no convencional representa posiblemente cientos de veces más recursos de gas natural que el gas convencional. Proviene de cinco fuentes principales:
- Uno es gas poco profundo de origen biogénico en secuencias mixtas de arena y lutitas. El gas biogénico poco profundo se considera un recurso de gas no convencional ya que no se genera en los mismos sistemas de temperatura y presión que se encuentran en la generación convencional de hidrocarburos. Las arenas Milk River y Medicine Hat del sureste de Alberta y el suroeste de Saskatchewan son ejemplos clásicos de este tipo de gas no convencional. Esta es el área donde se produjo el gas por primera vez en el oeste de Canadá y sigue siendo una importante región productora. Esta zona de producción continua de gas es la más grande de la cuenca sedimentaria del oeste de Canadá .
- El metano de los lechos de carbón o el metano de las vetas de carbón es gas natural dentro de la estructura del carbón. Las técnicas de producción especiales para eliminar este gas de su yacimiento de veta de carbónincluyen reducir las presiones del yacimiento en lugar de mantenerlas altas. El conocimiento del metano de los yacimientos de carbón ha avanzado rápidamente. También lo ha hecho el desarrollo de gas natural sin agua a partir del carbón en la Formación Horseshoe Canyon en el centro de Alberta . La primera producción comercial se produjo en 2002, pero la producción actual ya supera los 500 millones de pies cúbicos (14.000.000 m 3 ) por día.
- El gas compacto es gas en una roca de baja permeabilidad . Los reservorios requieren fracturación artificial para permitir que el gas fluya. Canadian Hunter Exploration en la década de 1970 identificó un enorme recurso de gas en la Cuenca Profunda del oeste de Alberta. En esta área, gran parte de la sección sedimentaria está cargada con gas natural. La roca puede tener una permeabilidad extremadamente baja, pero la producción no se ve obstaculizada por la presencia de agua. La perforación horizontal y la fracturación hidráulica son técnicas que se utilizan para desarrollar dichos recursos. Se han encontrado áreas cargadas de gas similares en muchas partes del mundo; un término común para este tipo de reservorio es "gas centrado en la cuenca". El Montney Play ha experimentado un desarrollo significativo a principios de la década de 2000 en el sur de Peace River Country .
- El gas de esquisto se mantiene en depósitos de esquisto . Este también es un recurso altamente desafiante y de baja permeabilidad. Grandes volúmenes de moléculas de gas están atrapados en lutitas que representan uno de los tipos de rocas más comunes en cualquier secuencia sedimentaria. La producción de gas de esquisto se ha llevado a cabo en los Estados Unidos desde los primeros días de la industria del gas natural y, en los últimos años, Barnett Shale en Texas ha tenido un gran éxito. Muchas empresas están experimentando con la producción de gas de esquisto en Saskatchewan, Alberta e incluso en Nueva Escocia , Nuevo Brunswick y Quebec . Se están llevando a cabo proyectos a gran escala en el noreste de Columbia Británica, aprovechando las lutitas Muskwa en la cuenca del río Horn . (ver: gas de esquisto en Canadá )
- Los hidratos de gas consisten en gas natural atrapado en cristales de hielo en áreas de permafrost y en el fondo del océano .
En 1985, la producción de gas no convencional recibió un impulso cuando Estados Unidos introdujo incentivos para fomentar el desarrollo de alternativas energéticas. Este incentivo avanzó la comprensión técnica de los propios recursos y de las formas de desarrollarlos. Canadá se ha beneficiado de esto, aprendiendo nuevas formas de explotar sus propios recursos no convencionales.
Complacencia
La existencia de estos recursos ha llevado a la complacencia de los consumidores, que aún asumen que siempre se les abastecerá de gas a precios "asequibles". El desarrollo de estos recursos puede tener impactos sustanciales en el medio ambiente a través de un espaciamiento más cercano de los pozos, una infraestructura más intensiva, ruido adicional por compresión, los desafíos de la eliminación de agua, problemas de NIMBY y otros factores. En los últimos años, los cambios en la tecnología de producción (en particular la perforación horizontal y los sistemas más avanzados de fracturamiento hidráulico o "fraccionamiento") han aumentado considerablemente la producción de gas de esquisto. La mayor producción de gas de esquisto en los Estados Unidos ha sido un factor importante en la reducción de las exportaciones canadienses a ese país.
Considere este asunto en el contexto de que los productores de gas natural generalmente compran derechos minerales a la Corona, pero deben negociar el acceso a la superficie y otros derechos sobre la tierra con sus vecinos. En este entorno, es muy probable que algunos proyectos enfrenten retrasos como resultado de las audiencias públicas, por ejemplo, como lo hicieron Shell y los otros contendientes en la audiencia de Caroline. Después de todo, aquellos con interés en una sola decisión sobre el uso de la tierra podrían incluir productores de petróleo, comunidades aborígenes, terratenientes, agricultores, ganaderos, madereros, tramperos, campistas, deportes y grupos ambientales, y otros. Es necesario resolver muchos intereses en conflicto.
Los pronosticadores ahora sugieren comúnmente que la producción de gas convencional del oeste de Canadá ha alcanzado su punto máximo y continuará disminuyendo. Las brechas entre la oferta tradicional y la creciente demanda ya se están llenando con gas de fuentes tan diversas como arenas compactas; carbón metano; y desde enero de 2000, gas y líquidos de frontera del proyecto de energía marina Sable de Nueva Escocia . Otras posibles fuentes futuras incluyen el gas Mackenzie Delta y el gas natural licuado del exterior. Esto sugiere mayores costos y riesgos futuros , y eso sugiere energía futura de mayor precio .
Conversiones métricas
Un metro cúbico de petróleo = 6.29 barriles. Un metro cúbico de gas natural = 35,49 pies cúbicos. Un kilopascal = 1% de la presión atmosférica (cerca del nivel del mar).
La medida de petróleo de Canadá, el metro cúbico, es única en el mundo. Es métrico en el sentido de que utiliza metros, pero se basa en el volumen para que las unidades canadienses se puedan convertir fácilmente en barriles . En el resto del mundo métrico, el estándar para medir el petróleo es la tonelada métrica . La ventaja de esta última medida es que refleja la calidad del aceite. En general, los aceites de menor grado son más pesados.
Ver también
- Política energética de Canadá
- Procesamiento de gas natural
- Gas natural en Canadá
Referencias
- ^ Shiels, Bob (1974). Calgary: una mirada no demasiado solemne a los primeros 100 años de Calgary . Calgary: El Herald de Calgary. pag. 98.
- ^ Ziff, Paul (10 de junio de 2010). "Gas convencional canadiense en un Grossroads" . Organismo Internacional de Energía Atómica .
Otras lecturas
- Peter McKenzie-Brown; Gordon Jaremko; David Finch (15 de noviembre de 1993). La gran era del petróleo: la industria del petróleo en Canadá . Detselig Enterprise. ISBN 978-1-55059-072-2.
- Fred Stenson (1985). De residuos a riqueza: la historia del procesamiento de gas natural en Canadá . Asociación Canadiense de Procesadores de Gas / Asociación Canadiense de Proveedores de Procesadores de Gas. ISBN 0-88925-583-0.
- Robert Bott; Centro Canadiense de Información Energética; David M. Carson; Jan W. Henderson; Shaundra Carvey; Centre canadien d'information sur l'énergie (2004). Nuestro desafío del petróleo: sostenibilidad en el siglo XXI (7 ed.). Centro Canadiense de Información Energética. ISBN 978-1-894348-15-7.