Gaz naturel

réservoir de gaz de balle

Le gaz naturel est un mélange de gaz naturel combustible qui se trouve dans des réservoirs souterrains . Il est souvent associé au pétrole car il se forme de manière similaire. Le gaz naturel est principalement constitué de méthane riche en énergie , mais la composition exacte dépend du gisement.

Parfois, il est nécessaire de traiter le gaz brut pour séparer les composants toxiques, corrosifs, chimiquement inertes ou ininflammables ou pour enrichir le méthane. Lorsque le terme « gaz naturel » est utilisé en général ou dans un contexte technique, il désigne généralement un gaz naturel très riche en méthane de qualité grand public.

Le gaz naturel est un combustible fossile . Il est principalement utilisé pour chauffer les bâtiments , ^[1] comme fournisseur de chaleur pour les processus thermiques dans le commerce et l'industrie (par exemple dans les grandes boulangeries, les verreries , les briqueteries , les cimenteries et dans l'industrie minière et lourde ^[2] ), pour produire de l'électricité et comme carburant pour navires et véhicules à moteur . ^[3]De plus, il existe des applications quantitativement importantes en tant que réactif dans les procédés chimiques, où son contenu énergétique est également utilisé. Il s'agit par exemple de la synthèse d'ammoniac dans le procédé Haber-Bosch ( engrais azotés ), de la réduction du minerai de fer dans le procédé haut-fourneau ou de la production d' hydrogène .

Les caractéristiques

Formule développée du méthane

Général

Le gaz naturel naturel (brut) est un mélange gazeux contenant des hydrocarbures , dont la composition chimique varie considérablement selon le gisement, [ 4 ^{] [ 5 ]} en raison des conditions qui prévalent lors de la formation, de la migration et du séjour dans le gisement. ^[6]

Le composant principal est principalement le méthane . Sa proportion est comprise entre 75 et 99 % molaire dans de nombreux gisements de gaz naturel . Le gaz brut avec des niveaux élevés d' éthane (1% à 15%), de propane (1% à 10%), de butane , d' éthène et de pentanes est appelé gaz naturel humide , qui fait référence à ces hydrocarbures gazeux qui sont facilement liquéfiés sous pression, également connus sous le nom de gaz naturel liquide (LGN) sont appelés. Le terme gaz naturel humide est également utilisé pour le gaz brut avec une teneur en vapeur d'eau relativement élevée ( gaz naturel seca une teneur généralement faible en gaz facilement condensables, qu'il s'agisse de LGN ou de vapeur d'eau). Le gaz brut à très faible teneur en méthane (par exemple 30 %) est appelé gaz pauvre .

Les autres composants secondaires du gaz brut peuvent être : le sulfure d'hydrogène (souvent entre 0 % et 35 % ^[7] ), l'azote (souvent entre 0 % et 15 %, dans les cas extrêmes jusqu'à 70 % ^[7] ) et le dioxyde de carbone (souvent entre 0% et 10%). Le gaz brut avec une teneur importante en sulfure d'hydrogène est appelé gaz acide . De plus, il peut avoir une teneur importante en composés soufrés organiques à forte odeur ( alcanethiols , sulfure de carbonyle ). ^[8] Le gaz naturel brut contient également des gaz nobles . Gaz brut contenant jusqu'à 7 % d'héliumcontient est de grande valeur et la principale source de production d'hélium.

Le sulfure d'hydrogène, le dioxyde de carbone et l'eau doivent d'abord être séparés à l'aide de procédés tels que le lavage des gaz (en particulier la désulfuration ) car certains d'entre eux sont toxiques, brûlent pour former des polluants environnementaux (par exemple le dioxyde de soufre ), ont un effet corrosif ou ont tendance à former des hydrates plus que méthane . ^[9] Sur une plate- forme de production offshore , jusqu'à 28 000 tonnes de composants secondaires peuvent être produites chaque jour.

En plus des gaz mentionnés, le gaz brut peut également contenir des composants solides tels que des grains de sable ou des particules d'argile provenant de la roche réservoir ainsi que du soufre élémentaire (quelques grammes par mètre cube) et du mercure (quelques milligrammes par mètre cube). ^[10] Ces substances doivent également être séparées au préalable, car elles sont toxiques et/ou endommagent les convoyeurs et les systèmes de transport.

Propriétés physico-techniques

Le gaz naturel est un gaz inflammable, incolore et généralement inodore avec une température d'inflammation d'environ 600 °C. Il a une densité inférieure à celle de l'air. Environ 10 mètres cubes d'air sont nécessaires pour brûler complètement 1 mètre cube de gaz naturel. Lors de la combustion, les principaux produits de réaction sont l'eau et le dioxyde de carbone . En outre, de petites quantités d'oxydes d'azote , de dioxyde de soufre , de monoxyde de carbone et de poussière peuvent également être produites. Afin de pouvoir sentir d'éventuelles fuites de conduites, le gaz naturel traité est parfumé avant d'être injecté dans le réseau. Dans cette odorisation , la priorité est donnée aux thioéthers( par exemple le tétrahydrothiophène ) ou des alcanethiols ( par exemple l' éthylmercaptan et le tertiobutylmercaptan ) sont ajoutés en très petites quantités. Ce sont ces parfums, et non les composants principaux du gaz naturel, qui sont responsables de l'odeur classique du gaz.

Techniquement, le gaz naturel est un gaz combustible . Au sein des gaz combustibles, il est comptabilisé dans la famille de gaz 2 (gaz riches en méthane) selon la fiche DVGW G260 ^{[11] . [12]} Ceux-ci sont divisés en deux types selon leur indice de Wobbe , qui est une mesure du contenu énergétique (densité énergétique) et dépend de la composition exacte du gaz : H-gas (de l'anglais high [calorific] gas , high contenu énergétique , également appelé gaz naturel lourd ) a une proportion plus élevée d'hydrocarbures et une proportion proportionnellement plus faible de gaz inerte (principalement de l'azote et du dioxyde de carbone dans le gaz naturel).), tandis que le gaz L (de l'anglais. low [calorific] gas , low energy content, also natural gas light ) a une proportion plus élevée de gaz inerte. Le gaz naturel H des pays de la CEI utilisé en Allemagne se compose d'environ 98 % de méthane, 1 % d'autres alcanes (éthane, propane, butane, pentane) et 1 % de gaz inertes. Le gaz naturel H de la mer du Nord est composé d'environ 89 % de méthane, 8 % d'autres alcanes et 3 % de gaz inertes. Le gaz naturel L des Pays- Bas et du nord de l'Allemagne ^[13] est composé d'environ 85 % de méthane, 4 % d'autres alcanes et 11 % de gaz inertes. Le pouvoir calorifique H _s (anciennement H _o) varie en conséquence entre 10 kWh/kg (36 MJ/kg) ou 8,2 kWh/m³ (30 MJ/m³) pour le gaz L et 14 kWh/kg (50 MJ/kg) ou 11,1 kWh/m³ (40 MJ/m³) avec du gaz H. Le pouvoir calorifique H _i (anciennement H _u ) est inférieur d'environ 10 % à ces valeurs. La masse volumique varie entre 0,700 kg/m³ (gaz H) et 0,840 kg/m³ (gaz L). Le point d'ébullition de la fraction hydrocarbure condensée est généralement légèrement supérieur à celui du méthane pur (−161 °C).

Selon (DIN) EN 437, une distinction est faite entre le type LL (bas-bas) et le type E (Europe) pour la classification des gaz d'essai pour les appareils à gaz. Le type LL correspond au gaz L et le type E au gaz H. ^[14]

émergence

Vue d'ensemble de l'utilisation anaérobie des substrats polymères et des lipides par les micro-organismes. Dans la plupart des gisements de gaz naturel, cependant, la majeure partie du gaz est formée par conversion thermique de matières organiques qui se sont déjà partiellement décomposées de manière anaérobie.

Le gaz naturel brut est souvent formé par les mêmes processus géologiques qui conduisent à la formation du pétrole . Le pétrole brut et le gaz naturel se trouvent donc souvent ensemble dans un même gisement. Ce gaz naturel a été créé au cours des périodes géologiques à partir de masses de micro-organismes marins morts et submergés (principalement des algues unicellulaires), qui ont été initialement transformés en boue ( sapropel ) dans des conditions sans oxygène sur le fond marin . Au cours de millions d'années, cet affaissement peut s'enfoncer dans des régions plus profondes de la croûte terrestre supérieure et être exposé à de hautes pressions et surtout à des températures élevées, qui assurent la conversion des substances organiques en gaz naturel (voir aussiproduction de pétrole ). Les filons de houille contiennent également du gaz naturel. Ce gaz représente un danger majeur dans l'extraction du charbon en raison des intempéries En tant que gaz de houille , il est extrait des veines de houille profondes par forage (voir aussi types de gisements ).

Cependant, des quantités de gaz naturel économiquement intéressantes peuvent également résulter de la décomposition microbienne des sédiments organiques sur site, c'est-à-dire sans processus thermiques significatifs et sans migration significative . Des gisements de gaz avec cette histoire peuvent être trouvés, par exemple, dans les contreforts des Alpes en Haute-Autriche et en Haute-Bavière et dans le bassin de Vienne . Avec un âge de seulement 20 millions d'années, ce sont des gisements géologiquement très jeunes.

L' hélium contenu dans le gaz naturel provient de la désintégration alpha radioactive d'éléments contenus comme composants de minéraux dans les roches ignées du sous- sol d'un bassin sédimentaire. Comme les hydrocarbures gazeux, l'hélium très mobile migre dans les pores et fissures des roches vers la surface terrestre et s'accumule dans les gisements de gaz naturel conventionnel.

utilisation

L'histoire comme ressource énergétique

Dès le IIIe siècle av. Dans la province chinoise du Sichuan , du gaz naturel aurait été extrait d'un puits pour la première fois et utilisé pour alimenter des marais salants . ^[15] La saumure qui s'y évaporait était également extraite de puits et les découvertes de gaz naturel n'étaient qu'un effet secondaire de la recherche de saumure. ^[16] D'autres sources citent le 11ème siècle après JC comme date la plus ancienne pour l'utilisation du gaz naturel comme combustible dans les salines bouillantes du Sichuan. ^{[16] [17]} À partir du XVIe siècle, l'état de l'art permet de capter le gaz naturel s'échappant directement de puits de saumure de plus en plus profonds. ^[17]

En 1626, des missionnaires français ont signalé des "sources flamboyantes" dans les eaux peu profondes de l'Amérique du Nord. L'utilisation industrielle majeure du gaz naturel a commencé aux États-Unis en 1825 dans la ville de Fredonia , dans l'ouest de l'État de New York . Ici, un certain William H. Hart a creusé un puits de gaz naturel pour éclairer un moulin et une maison. Hart a également utilisé du gaz naturel pour allumer un phare sur le lac Érié . Il a fondé la première compagnie de gaz naturel, la Fredonia Gas Light Company , en 1858 . À partir de 1884, le gaz naturel a été utilisé dans les industries du verre et de l'acier de Pittsburgh . Le gaz était via pipelinelivré à la ville depuis Murrysville, maintenant à environ 35 km à l'est de Pittsburgh. Pittsburgh a été la première ville au monde à être reliée à un gazoduc . ^[18]

L'Amérique du Nord, en particulier les États-Unis, avait la plus grande utilisation de gaz naturel au monde jusqu'en 1950 (part de la production américaine d'environ 92% de la production mondiale en 1950, part de la production américaine de la production mondiale 80,2% en 1960). ^[19] En République fédérale d'Allemagne , la consommation énergétique du gaz naturel au début des années 1960 n'était que de 1 % de l'énergie primaire fossile, en 1970 elle était d'environ 5 %. ^[19]

À l'origine, le gaz naturel n'était brûlé qu'au moment de l'extraction du pétrole. ^[20] Le gaz naturel a d'abord été utilisé aux États-Unis (depuis le début des années 1920) et plus tard en Europe (depuis les années 1960) comme matière première énergétique pour l'économie.

Dans certains pays, le gaz naturel est encore aujourd'hui torché car le gaz est cher à transporter. Aux États-Unis, de nombreuses centrales électriques à cycle combiné gaz-vapeur ont été construites ces dernières années pour produire de l'électricité à partir de gaz naturel.Celles-ci ont un rendement très élevé (environ 60%) et peuvent également utiliser la chaleur perdue comme chauffage urbain pour chauffer bâtiments résidentiels.

utilisation

Consommation d'énergie primaire et finale en Allemagne 2017

Consommation de gaz naturel par destination

En Allemagne et dans de nombreux autres pays industrialisés, le gaz naturel est principalement utilisé pour fournir de la chaleur utile dans l'industrie et dans les bâtiments résidentiels.

Le gaz représente environ 23 % de la consommation d'énergie primaire en Allemagne. Selon les prévisions de l' Agence internationale de l'énergie atomique (AIEA), le gaz naturel deviendra le combustible fossile le plus important d'ici 2080 avec une part de plus de 50 %. ^[21]

Selon l'Energy Balance Germany, environ 40 % de la demande d'énergie primaire pour le gaz naturel est utilisée par les ménages et les entreprises, 29 % seulement pour le chauffage des ménages privés. En revanche, la demande industrielle totale (en 2019) ne représente que 24 % de la demande d'énergie primaire. ^[22]

Le gaz naturel continuera d'être converti en électricité dans les centrales à turbine à gaz , les centrales à cycle combiné et les centrales à moteur à gaz. En Allemagne, ces centrales électriques sont principalement utilisées pour couvrir les charges de pointe , et la puissance des turbines à gaz qui y sont utilisées peut – par rapport aux centrales à charbon et nucléaires – être bien régulée (c'est-à-dire rapidement). Selon le bilan énergétique allemand de 2019, environ 24 % des besoins en énergie primaire pour le gaz naturel en Allemagne sont allés à la production d'électricité. La part du gaz naturel dans la production d'électricité (de l'électricité produite) en Allemagne en 2019 était de 15 %. Il n'a pas baissé de manière significative du fait de la transition énergétique. ^[23]Dans certains pays, la production d'électricité à partir de gaz joue un rôle plus important, par exemple en Russie : environ 50 % de l'électricité est produite à partir de gaz. ^[24]

Avec une part de 25,6 %, les gaz, qui comprennent également, outre le gaz naturel, le gaz liquide, le gaz de raffinerie , le gaz de cokerie et le gaz de haut fourneau , représentent la deuxième plus grande part de la consommation finale d'énergie en Allemagne en 2018. En comparaison, seule l'électricité représente environ 20 % de la consommation finale d'énergie. ^[25] À 30 %, les carburants et autres produits à base d'huile minérale sans mazout de chauffage représentaient la part la plus importante. En Suisse, la part de la consommation finale d'énergie en 2018 était de 13,5%. ^[26]

carburant pour véhicules à moteur

Distributeur de gaz naturel comprimé (GNC) dans une station-service à Třebíč, République tchèque

Depuis quelques années, le gaz naturel est également de plus en plus utilisé comme carburant pour les véhicules automobiles équipés de moteurs correspondants. Le stockage, le transport et le ravitaillement s'effectuent soit sous forme de gaz naturel comprimé (GNC, gaz naturel comprimé), c'est-à-dire de gaz naturel fortement comprimé mais encore gazeux, soit sous forme de gaz naturel liquéfié ( GNL, gaz naturel liquéfié ), c'est-à-dire liquéfié par refroidissement fort et par Stockage de gaz naturel maintenu frais et liquide dans des réservoirs cryogéniques spéciaux .

Le gaz naturel comme carburant pour les voitures ne doit pas être confondu avec le GPL . Ce carburant, également abrégé en NGL ( Natural Gas Liquids ) ou LPG ( Liquefied Petroleum Gas ) , ne contient pas de méthane, mais se compose principalement des alcanes à longue chaîne propane et butane, qui ne sont présents qu'en faible quantité dans le gaz naturel. L'autogaz proposé dans les stations-service provient principalement du raffinage du pétrole .

L'avantage du gaz naturel et du GPL est qu'il brûle plus proprement que l'essence et le diesel. Dans le cas du gaz naturel/GNC, cela est dû d'une part au fait que le carburant dans la chambre de combustion est déjà sous forme gazeuse homogène, et non sous forme atomisée comme dans le cas de l'essence et du diesel, et d'autre part d'autre part au fait que les chaînes moléculaires n'ont qu'environ la moitié d'atomes de carbone par rapport à la teneur en atomes d'hydrogène que dans l'essence et le diesel, c'est-à-dire qu'il y a plus d'eau (H ₂ O) et moins de dioxyde de carbone (CO ₂ ) et de suie lorsqu'il est brûlé avec de l'oxygène. Les deux carburants bénéficient donc d'avantages fiscaux en Allemagne. Avec l'arrêté du Bundestag du 27 août 2017 sur la deuxième loi modificative , y compris la loi sur la taxation de l'énergiel'avantage fiscal pour le gaz naturel comme combustible a été prolongé au-delà de 2018, mais le taux réduit d'imposition actuellement de 13,9 euros/MWh (environ 0,18 euros/kg, qualité de gaz H ^* ) augmentera du 1er janvier 2024 au 31 décembre 2026 augmenter progressivement jusqu'à 27,33 euros/MWh (environ 0,35 euros/kg). ^{[27] [28]} A titre de comparaison : le taux de taxation de l'essence est actuellement (2018) d'environ 77,00 euros/MWh. ^[28] En Allemagne, le gaz naturel (GNC) peut être ravitaillé pour des prix compris entre 0,79 euros/kg et 1,27 euros/kg. Le prix moyen est de 1,06 euros/kg (en août 2018). ^[29]

Une alternative au gaz naturel pur est le HCNG , un mélange de gaz naturel comprimé et d'hydrogène qui peut alimenter n'importe quel véhicule équipé d'un moteur au gaz naturel traditionnel. Il en va de même pour le biogaz .

évolution des prix

Prix ​​du gaz naturel au Japon, en Allemagne et aux États-Unis
(en dollars américains par million de Btu )

Les prix du gaz ont culminé en 2008/09. Le boom du gaz de schiste qui a suivi aux États-Unis a fait que les prix du gaz naturel y étaient nettement inférieurs à ceux du reste du monde. ^[30]

À la fin de 2015, cependant, une offre excédentaire mondiale avait été atteinte. Avec les possibilités croissantes d'importer du GNL par bateau vers l'Europe, les prix de gros se sont effondrés ici aussi. ^[31]

En 2016, la société américaine Cheniere Energy a commencé à exporter du GNL vers l'Europe. ^[31] L'entreprise chimique Ineos achète de l'éthane aux États-Unis depuis septembre 2016 . ^[32]

Évolution du prix à l'importation du gaz naturel 2018-avril 2022 ^[33]

Après l' invasion russe de l'Ukraine , le prix du mégawattheure de gaz naturel pour livraison en avril 2022 sur le marché de référence néerlandais TTF est passé à près de 194 euros le 2 mars 2022 et donc à un nouveau record historique. ^[34]

Se produire

En 1844, le gaz naturel a été trouvé pour la première fois en Europe dans la zone autour de l'Ostbahnhof à Vienne. Des découvertes près de Wels suivirent en 1892 . Les principaux champs gaziers exploités aux XXe et XXIe siècles sont le champ de Troll en Norvège , le champ Nord au Qatar et le champ gazier d'Urengoy en Russie. En outre, de grands gisements de gaz inexploités sont suspectés en Iran. De grandes quantités de méthane dans les hydrates de gaz sont suspectées non seulement dans la zone du plateau continental , mais aussi dans les sols de pergélisol en Sibérie , au Canada et en Alaska .

Après la Russie , les États-Unis sont le pays qui produit le plus de gaz naturel. En 2006, ils ont produit environ 524 milliards de mètres cubes de gaz naturel. En 1999, ils avaient foré 94 000 puits dans leur propre pays. ^[35]

Rechercher des dépôts

Le but de l' exploration du gaz naturel est de trouver des gisements de gaz naturel. Au premier plan d'intérêt se trouvent les types de gisements qui peuvent être exploités avec relativement peu d'efforts en utilisant des méthodes d'extraction conventionnelles. De tels gisements sont appelés à juste titre gisements conventionnels . L'exploration entreprise par les géologues et les géophysiciens des sociétés pétrolières et gazières privées et gouvernementales se concentre donc sur l'identification des conditions géologiques qui rendent probable la présence de gisements souterrains conventionnels.

Les gisements de gaz naturel conventionnels sont constitués d'une roche réservoir poreuse et perméable saturée de gaz naturel, située sous une couche de roche imperméable peu poreuse, le mort-terrain. De plus, les réservoirs et les morts-terrains doivent faire partie d'une structure géologique qui permet d'enrichir le gaz en quantités exploitables. Ces structures sont appelées pièges à gaz naturel . Le gaz naturel ne peut pas s'échapper vers le haut ou latéralement et est sous haute pression parce qu'il est profondément sous terre .

L'évaluation de photos satellites ou aériennes ou de la géologie de surface enregistrée au moyen de la cartographie classique peut servir à identifier les bassins sédimentaires fossiles. Les fuites de gaz naturel rencontrées sur le terrain (par exemple , les volcans de boue ) peuvent donner des indications directes de gisements de gaz souterrains. Les premières investigations détaillées de la géologie du sous-sol plus profond sont souvent réalisées au moyen de mesures sismiques . Dans ce cas, des ondes de pression (en principe sonores ), générées par le dynamitage dans des forages peu profonds ou à l'aide de vibrateurs , sont envoyées dans le sol. Les ondes sonores sont réfléchies par certaines couches de la terre, appelées réflecteurs, sont renvoyés à la surface de la terre, où ils sont enregistrés par des capteurs de tremblement très sensibles, appelés géophones . La profondeur des réflecteurs individuels est dérivée de la différence de temps entre le "déclenchement" de l'onde et l'enregistrement par les géophones. Si les sources sonores et les points de mesure sont disposés en réseau à la surface de la terre, un modèle sismique tridimensionnel du sous-sol peut être créé à partir des données déterminées (sismique 3D). ^[35] À partir de ce modèle, des informations sur la géologie du sous-sol peuvent être obtenues, qui sont utilisées pour déterminer les zones de la région explorée sismiquement sur lesquelles concentrer les travaux d'exploration ultérieurs.

Des puits d'essai sont forés à des endroits particulièrement prometteurs. Ici, l'interprétation du modèle sismique est comparée à la géologie réellement forée et affinée en conséquence. La rencontre de roches sédimentaires saturées de gaz à une profondeur prévue confirme alors l'interprétation d'une structure évidente dans le profil sismique comme un piège à gaz naturel.

Si l'on s'intéresse à l'évolution de la teneur en fluide d'un réservoir après le démarrage de la production, une sismique dite 4D peut être réalisée. ^[35] Ici, vous pouvez voir les changements causés par l'extraction ou les réserves restantes d'un gisement.

types de dépôt

Représentation schématique de l'extraction du pétrole brut et du gaz naturel, à gauche : gisement conventionnel (gaz naturel associé au pétrole brut), à droite : gisements non conventionnels.

Dépôts conventionnels

Les gisements de gaz les plus fréquemment exploités à ce jour sont des gisements de gaz dans des roches poreuses et perméables (par exemple des grès , des calcaires massifs ) sous des roches peu poreuses et imperméables ( argiles , marnes , calcaires à grains fins). Le gaz est monté (migré) d'une profondeur encore plus grande dans l'espace poreux des roches perméables, où une ascension directe supplémentaire est empêchée par la roche de couverture imperméable. Cependant, une condition préalable particulière à la formation d'un gisement est l'existence de structures géologiques qui empêchent une migration latérale du gaz sous la roche couverture et donc une accumulation de plus grandes quantités de gaz d'abord, puis comme roche de stockage.permis de roche poreuse désignée. De telles structures, qui peuvent être à la fois d'origine sédimentaire et tectonique, sont appelées pièges à gaz naturel . Cela peut inclure être des corps de récifs fossiles "noyés" ou les flancs d'un dôme de sel .

En raison de sa plus faible densité, le gaz naturel se trouve très souvent dans les zones les plus élevées des réservoirs de pétrole conventionnels. C'est ce qu'on appelle le gaz naturel associé (« lié au pétrole ») . Les gisements de pétrole pur sans gaz ont tendance à être l'exception, car le gaz se forme toujours dans la roche mère du pétrole et les deux migrent ensemble dans les gisements. Le gaz naturel provenant de la production de pétrole est séparé et traité séparément ou, en particulier dans la production de pétrole offshore, simplement brûlé (c'est-à-dire au point de production avec une torche à gazbrûlé). Parce que le gaz naturel a une mobilité significativement plus élevée que le pétrole, il migre plus facilement. Ainsi, les gisements de gaz naturel pur de type conventionnel, dit gaz naturel non associé , sont relativement courants.

Dépôts non conventionnels

Les gisements sont qualifiés de non conventionnels s'ils ne correspondent pas au type de piège à gaz naturel conventionnel et à partir desquels le gaz ne peut généralement être extrait qu'avec un effort considérable (par exemple par ce que l'on appelle la fracturation ). Aux États-Unis, 40 % de toute la production de gaz est déjà extraite de sources non conventionnelles. ^{[36] [37]}

Gaz de couture de charbon

Le gaz naturel, également connu sous le nom de gaz de mine , est également lié dans les veines de charbon . Des quantités importantes de méthane sont adsorbées par le charbon sur sa grande surface interne . À de plus grandes profondeurs, en raison de la pression plus élevée, le charbon peut contenir proportionnellement plus de gaz naturel et, par conséquent, plus peut être extrait par décompression et pompage. Les veines de charbon peuvent également être converties en un gaz combustible similaire au gaz naturel par gazéification souterraine .

Aux États-Unis, 10 % du gaz naturel provient de veines de charbon, soit environ 40 milliards de mètres cubes en 2002. 11 000 puits ont été forés aux USA pour développer ce type de gisement. En Allemagne, les réserves de gaz naturel dans les veines de charbon sont estimées à environ 3 000 milliards de mètres cubes. ^[35] Les réserves mondiales de gaz naturel dans les veines de charbon sont estimées entre 92 000 et 195 000 milliards de mètres cubes.

hydrates de gaz

À haute pression et à basse température, le méthane forme avec l'eau un solide semblable à de la glace, appelé hydrate de méthane . Un mètre cube d'hydrate de gaz contient environ 164 mètres cubes de méthane. Il existe d'importants dépôts dans les fonds marins des plateaux et talus continentaux actuels, à partir d'environ 300 mètres sous le niveau de la mer, ainsi que dans les sols de pergélisol . Cependant, le méthane ne provient probablement qu'en partie de gisements de gaz naturel "percés". L'autre partie provient de l'activité des micro-organismes dans le sol ou les fonds marins.

gaz étanche

Le « tight gas » se trouve dans les roches réservoirs « détruites » (appelées « tight gas sands » ou « tight gas carbonates »), c.-à-d. H dans des roches qui étaient autrefois suffisamment poreuses et perméables pour que le gaz naturel puisse y migrer. La diagenèse progressive avec un compactage accru de la roche réservoir et une croissance supplémentaire des grains minéraux a conduit à une réduction significative de l'espace poreux et à une perte d'interconnectivité des pores. En raison de la perte de perméabilité associée, la production de gaz naturel économiquement viable à l'aide de méthodes conventionnelles à partir de ces roches est impossible. ^[38]

Selon une définition plus générale des gisements de gaz étanches, le terme fait référence à tous les gisements non conventionnels qui sont profondément souterrains mais ne peuvent être exploités de manière rentable par les méthodes d'extraction conventionnelles ou ne fournissent pas de quantités économiquement intéressantes de gaz naturel. ^[39] Ces définitions incluent non seulement les gisements de gaz naturel dans les roches réservoirs diagénétiquement "détruites", mais aussi les gisements de gaz de schiste et de méthane de houille.

gaz de schiste

Contrairement au gaz de réservoir étanche au sens étroit, le gaz de schiste (« gaz de schiste ») n'a même pas réussi à migrer vers une roche (à l'origine) plus poreuse, mais se trouve toujours dans sa roche mère, un mudstone principalement riche en carbone (« schiste bitumineux » ). » au sens le plus large). ^[40]

gaz aquifère

De plus, une quantité importante de gaz naturel peut être dissoute dans des aquifères très profonds .

Actions

Selon les estimations de l' Institut fédéral des géosciences et des ressources naturelles pour les ressources et réserves mondiales de gaz naturel , la quantité de gaz naturel contenue dans les réservoirs est de 819 000 milliards de mètres cubes de gaz naturel. Il existe des réserves de gaz naturel, i. H actuellement techniquement et économiquement récupérables, à 192 000 milliards de mètres cubes. La production de gaz naturel restant la même dans le monde à environ 3 200 milliards de mètres cubes par an, cela correspond à une autonomie statique d'environ 60 ans. ^[41] Ces chiffres incluent la prise en compte conjointe du gaz naturel conventionnel et non conventionnel, qui est produit économiquement depuis plusieurs années, et inclut le gaz de schiste, méthane de houille (CBM) et gaz naturel dans les grès denses et les carbonates (gaz de réservoir étanche) . Le gaz de réservoir étanche est actuellement principalement produit aux États-Unis, même s'il n'y a plus de distinction stricte entre celui-ci et le gaz naturel conventionnel. En Allemagne aussi, le gaz naturel est produit depuis des années à partir de grès dense et est rapporté avec le gaz naturel conventionnel. Cela n'inclut pas les ressources de gaz d'aquifère et de gaz naturel à partir d'hydrate de gaz, car il est actuellement difficile de savoir si et quand ce potentiel peut être exploité commercialement. Globalement, il existe un potentiel allant jusqu'à 1 800 000 milliards de mètres cubes. ^[41]

Pour l'emplacement des gisements conventionnels et non conventionnels de pétrole et de gaz naturel sur terre, voir aussi Production de pétrole .

industrie du gaz naturel

extraction

Sonde "Großburgwedel 5" près de Wettmar (Basse-Saxe)

Le gaz naturel est produit par forage soit dans des gisements de gaz naturel pur, soit comme sous-produit de la production pétrolière . Le gaz naturel étant généralement sous haute pression (parfois autour de 600 bars), il se produit en quelque sorte de lui-même une fois le réservoir ouvert.

Au fil du temps, la pression du gaz dans le réservoir diminue régulièrement. Aujourd'hui, l'exploration se fait d'abord avec des sismographes physiques tridimensionnels, puis avec des méthodes géochimiques et enfin avec un forage terrestre.

Développement et production à terre (onshore)

Gaz naturel non conventionnel

gaz naturel conventionnel

Lors du forage de gaz naturel, une profondeur de 4 à 6 kilomètres est souvent atteinte, avec des forages exploratoires parfois jusqu'à 10 kilomètres. Il existe également des foreuses qui peuvent non seulement forer verticalement, mais aussi à un angle horizontal dans la roche (spécialement développées pour le forage offshore). Lors du forage, la roche doit être concassée et transportée vers le haut, un tubage doit protéger la cavité de forage.

Dans le procédé dit de forage rotatif , le trépan est dans une tige de forage gainée qui est fixée à un palan dans le derrick (hauteur : 20 à 40 mètres). ^[35]

Pendant le forage, des instabilités dans la roche et une perte de fluide de forage peuvent se produire, c'est pourquoi des colonnes de tiges (également appelées tubage) doivent être insérées dans le puits pour la stabilisation. Le forage se poursuit ensuite avec un diamètre inférieur. ^[21]

Le diamètre du forage diminue avec l'augmentation de la profondeur (d'environ 70 cm à 10 cm). Une suspension aqueuse d'argile ("boue de forage") s'écoule dans la couche de tubage (entre la tige de forage et son tubage) pour refroidir le trépan, stabiliser le trou de forage et transporter les déblais de forage. Au cours de la complétion du puits, un manchon d'étanchéité – appelé packer – est placé dans le puits entre la colonne de production et le tubage du puits juste au-dessus de la couche contenant du gaz naturel . Un puits qui a été développé et utilisé pour la production, ainsi que ses structures hors sol, est appelé une sonde . L'une de ces superstructures est la croix éruptive, qui ferme le puits à son extrémité supérieure, au niveau de la tête dite de puits. Il est composé de deux toboggans principaux dont l'un est équipé d'un toboggan de sécurité automatique qui verrouille automatiquement le puits dans les conditions critiques de fonctionnement. Depuis le trou de forage, le gaz est déchargé via d'autres vannes à tiroir et l'ensemble de buse - généralement avec une pression de fonctionnement d'environ 70 bars - vers le point de collecte (à terre, il s'agit initialement d'une station de terrain à partir de laquelle le gaz est acheminé vers une station de compression centrale , où dans le En règle générale, au moins un traitement partiel et également, si nécessaire, des déchets et l'injection dans le réseau ont déjà lieu).

Les coûts de forage représentent jusqu'à 80 % des coûts de développement d'un réservoir de gaz naturel.

Sismicité induite

Comparaison graphique des volumes de production annuels (courbe bleue) et de la fréquence des événements sismiques plus forts dans le champ gazier de Groningue (courbes rouge et verte) de 1990 à 2017

La production de gaz naturel conventionnel peut entraîner de légers tremblements de terre quasi artificiels si la décompression et le compactage associé des roches du réservoir modifient les conditions de contrainte dans la zone du réservoir à un point tel que des mouvements se produisent au niveau des failles voisines. . Un exemple est donné par le champ gazier de Groningen dans la province du même nom au nord des Pays- Bas , communément considéré comme sismique . Après presque 30 ans d'extraction du grès d' OberrotliegendUne activité sismique y a été enregistrée pour la première fois à une profondeur de 2600 à 3200 m fin 1991, dont la fréquence et l'intensité maximale ont considérablement augmenté les années suivantes. ^{[42] [43]} Les tremblements de terre les plus forts à ce jour se sont produits le 8 août 2006 ( ML _3,5  ), le 16 août 2012 ( ML _3,6  ) et les 8 janvier 2018 et 22 mai 2019 ( chacun _ML  3,4 ). ^[44] Bien que le gouvernement néerlandais ait déjà réduit de moitié les volumes de production approuvés à 24 milliards de m³/an en 2016 et les ait réduits de 10 % supplémentaires à 21,4 milliards de m³/an à partir du 1er octobre 2017, ^[45]mais les coûts de réparation des dommages (par exemple, les fissures dans les bâtiments) s'élèvent désormais à environ 1,5 milliard d'euros (en 2018). ^[46] Il n'est pas clair si l'ampleur de l'activité sismique est davantage liée à la production totale cumulée ou au taux de production (production par unité de temps). ^{[42] [43]} Alors qu'un corps rocheux de réservoir de plus en plus appauvri semble être généralement plus sensible aux réactions sismiques, des taux de production constants et bas pourraient garantir que la relaxation des contraintes dans le réservoir ne se produise principalement que par " fluage asismique ". ^[43] Un autre des tremblements de terre induits les plus puissants aux Pays-Bas s'est produit le 9 septembre 2001 (M _L 3.5) dans le champ de gaz naturel de Bergenermeer près d' Alkmaar dans la province de Noord-Holland , qui est beaucoup plus petit que Groningen et est également beaucoup moins actif sur le plan sismique . L'activité sismique avec des magnitudes de ML _2,5  à 3,0 est également connue des gisements de gaz naturel du nord-ouest de l'Allemagne, de la région autour de Cloppenburg . ^[47]

Développement et production en mer (offshore)

Les gisements de gaz naturel qui peuvent être produits de manière économique ne se trouvent pas seulement dans le sous-sol du continent , mais aussi dans les zones de la croûte terrestre continentale supérieure qui sont recouvertes par la mer, les soi-disant plateaux . Le premier forage offshore a été réalisé par les États-Unis en 1947. Plus tard, des plates-formes de forage fixes avec des jambes extensibles ont été construites. Des profondeurs d'eau de plusieurs centaines de mètres pourraient être atteintes.

Des unités de forage offshore et des navires de forage ont été développés en raison de l'intérêt accru pour l'exploration du plateau externe et du talus continental . La tête de puits est déplacée vers le fond marin. Avec de tels systèmes, il a été possible d'avancer jusqu'à une profondeur d'eau de 3 000 mètres. ^[35]

En traitement

séchage

Usine de traitement de gaz naturel à Aderklaa (Basse-Autriche)

séchage du gaz naturel

Le séchage du gaz naturel, i. H l'élimination de l'eau ou des hydrocarbures supérieurs est un processus essentiel dans le traitement du gaz naturel.

En cas de séchage insuffisant, des hydrates de méthane peuvent se former. Les hydrates de méthane solides peuvent contribuer à une chute de pression extrême dans le pipeline et endommager les vannes et la tuyauterie. Le séchage garantit également un pouvoir calorifique constant du gaz lorsqu'il est injecté dans le réseau public de gaz.

Le degré de séchage du gaz naturel est mesuré avec le point de rosée . En règle générale, un point de rosée sous pression inférieur à −8 °C est visé.

Les procédés suivants, entre autres, sont connus pour le séchage des gaz :

Séchage par absorption au triéthylène glycol

Dans le séchage par absorption, le gaz naturel est mis en contact avec du triéthylène glycol (TEG) dans une colonne d'absorption . Le TEG est hautement hygroscopique et élimine ainsi l'eau du gaz.

Les deux médias entrent en contact à contre -courant . Le gaz circule de bas en haut dans la colonne. Au contraire, le triéthylène glycol est introduit dans la colonne en tête et refoulé en pied. Une condition préalable à une bonne absorption d'eau est une grande surface de contact entre le TEG et le gaz, c'est pourquoi un garnissage structuré est installé dans la colonne. Le TEG est largement distribué dans le pack.

Le triéthylène glycol déchargé de la colonne est à nouveau traité dans une installation de régénération. Dans un évaporateur , l'eau absorbée et, dans une moindre mesure, les hydrocarbures sont éliminés du triéthylène glycol par chauffage.

L'évaporateur est chauffé par des gaz de combustion chauds , qui sont générés dans une chambre de combustion séparée . Les gaz de vapeur produits lors de la régénération sont également brûlés dans la chambre de combustion. Cela réduit le besoin de carburant supplémentaire qui est alimenté. De plus, les gaz de vapeur n'ont pas besoin d'être condensés et éliminés dans un processus qui prend du temps.

Séchage au tamis moléculaire

Le processus de séchage des gaz à l'aide de tamis moléculaires se déroule généralement en différentes étapes :

Dans une première étape, le préséchage a lieu à l'aide d'échangeurs de chaleur ou d'autres types de séparateurs d'eau. Le gaz est refroidi et de grandes quantités d'eau sont éliminées par des séparateurs. Cependant, la teneur en eau résiduelle dans le gaz après ce processus est encore trop élevée pour pouvoir le comprimer suffisamment et ainsi le liquéfier.

Après le pré-séchage, le gaz entre dans ce que l'on appelle des adsorbeurs. Il s'agit d'au moins deux cuves remplies d'un tamis moléculaire. Le gaz passe d'abord par l'adsorbeur #1. La vapeur d'eau est absorbée (adsorbée) par le tamis moléculaire. Ce cycle d'adsorption peut durer jusqu'à 12 heures ou plus. Le flux gazeux est alors passé par l'adsorbeur n°2 et l'adsorbeur n°1 « passe » en phase de régénération. Lors de la régénération, de l'air chaud, de l'azote ou du gaz naturel est pressé à travers l'adsorbeur à une température d'environ 280 °C. En conséquence, les molécules de vapeur d'eau retenues par le tamis moléculaire sont à nouveau libérées et transportées hors du réservoir. Le tamis moléculaire est ensuite refroidi pendant plusieurs minutes à plusieurs heures. Une phase d'adsorption et de régénération s'appelle un cycle.

Un point de rosée allant jusqu'à −110 °C peut être atteint à la sortie du gaz.

Les tamis moléculaires utilisés dans le séchage du gaz naturel sont spécialement développés pour une grande variété de compositions de gaz. Souvent, non seulement les molécules d'eau, mais aussi le sulfure d'hydrogène ou les hydrocarbures doivent être éliminés du gaz. Dans la plupart des cas, un tamis moléculaire 4A (avec une ouverture des pores de 4 Å de diamètre) est utilisé. Il existe également des situations pour lesquelles une combinaison de différents types est utilisée.

Séparation du dioxyde de carbone et du sulfure d'hydrogène

La séparation du dioxyde de carbone et du sulfure d'hydrogène s'effectue chimiquement ou physiquement. Les deux gaz peuvent être liés avec une base telle que la N-méthyl-pyrrolidone (procédé Purisol) dans un solvant à point d'ébullition élevé.

Dans la séparation physique, par exemple le procédé au sulfinol, un liquide organique polaire à haut point d'ébullition contenant de l'eau est utilisé. Le solvant utilisé dans le procédé Sulfinol est un mélange de diisopropanolamine (DIPA), de dioxyde de tétrahydrothiophène (sulfolane) et d'eau.

Le sulfure d'hydrogène du gaz naturel est converti en soufre avec de l'oxygène à haute température ( procédé Claus ).

séparation de l'azote

L'azote et l'hélium peuvent être séparés du gaz naturel par séparation cryogénique. Dans un appareil de séparation à haute pression, un flux de gaz enrichi en azote monte vers le haut, du gaz méthane s'écoule vers le bas de la colonne. Cette étape du procédé peut être couplée à la production de gaz naturel liquéfié (GNL).

déchet radioactif

En décembre 2009, il est devenu de notoriété publique que des millions de tonnes de résidus radioactifs sont générés chaque année par la production de pétrole et de gaz , et pour la plupart, il n'y a aucune preuve qu'ils ont été éliminés. ^[48] ​​​​Les boues et les eaux usées pompées à la surface dans le cadre de la promotion contiennent des substances NORM (matières radioactives naturelles), y compris le radium 226 et le polonium 210, hautement toxiques et à durée de vie extrêmement longue. L'activité spécifique des déchets se situe entre 0,1 et 15 000 becquerels (Bq)En Allemagne, où environ 1 000 à 2 000 tonnes de matière sèche s'accumulent chaque année, selon l'ordonnance sur la radioprotection de 2001, la matière nécessite une surveillance à partir d'un Bq par gramme et devrait être éliminée séparément. La mise en œuvre de cette réglementation a été laissée à la responsabilité de l'industrie, ce qui a finalement conduit à l'élimination négligente et inappropriée des déchets pendant des décennies. Des cas sont documentés dans lesquels des déchets avec une moyenne de 40 Bq/g ont été stockés dans les locaux de l'entreprise sans aucun étiquetage et ne doivent pas être spécialement étiquetés pour le transport. ^[49]

Dans les pays où de plus grandes quantités de pétrole ou de gaz sont produites, beaucoup plus de déchets sont produits qu'en Allemagne, mais dans aucun pays il n'y a d'enregistrement et de surveillance indépendants, continus et complets des résidus contaminés de la production de pétrole et de gaz. L'industrie traite la matière de différentes manières : Au Kazakhstan , de vastes étendues de terre sont contaminées par ces déchets, en Grande-Bretagne les résidus radioactifs sont déversés dans la mer du Nord. ^{[48] ​​​​[49]} Aux États-Unis , il y a des problèmes croissants dans presque tous les États en raison de la contamination radioactive provenant de la production de pétrole. À Martha, une communauté du Kentucky , l'entrepriseAshland Inc. a vendu des milliers de tubes de production contaminés à des agriculteurs, des jardins d'enfants et des écoles sans les informer de la contamination. Jusqu'à 1 100 micro-rayons X par heure ont été mesurés, de sorte que l'école primaire et certains bâtiments résidentiels ont dû être évacués immédiatement après la découverte du rayonnement. ^[50]

le transport

Densité de stockage du gaz naturel à différentes pressions et températures

Balise de marquage d'une ligne à haute pression qui indique le parcours de la canalisation souterraine sur le terrain

Un système de contrôle de la pression de gaz EVN prélève le gaz naturel du réseau de gaz naturel à haute pression et le réduit à moyenne pression.

Le gaz naturel est principalement transporté sur de longues distances via des gazoducs , d'où le terme « gaz longue distance ». Les gazoducs importants pour relier l'Europe occidentale , dont le gaz naturel était principalement obtenu de Russie jusqu'à ce que la Russie envahisse l'Ukraine fin février 2022 , comprennent le gazoduc Yamal-Europe , Nord Stream ( North European Gas Pipeline ), le gazoduc Soyouz ou le " Corridor gazier sud ». ^[51]

• Voir aussi : " Principaux gazoducs en Allemagne "

De plus, le gaz naturel peut être comprimé à l'aide de procédés physico-techniques (GNC, gaz naturel comprimé ) ou converti à l'état liquide ( GNL , gaz naturel liquéfié ). Le point commun de ces procédés (voir carburant pour véhicules à moteur ) est une réduction de volume ou une augmentation de densité , ce qui signifie que de plus grandes quantités de gaz naturel peuvent être stockées dans un espace plus petit ou transportées par unité de temps.

tuyauterie

La pression dans les gazoducs varie en fonction du transport et de la distribution.

Les conduites de transport longue distance en acier sur le continent ont un diamètre nominal de 600 à 1400 millimètres, sont sous une pression nominale d'environ 75 à 84 bars et sont généralement posées à environ un mètre sous terre. Une station de compression doit augmenter la pression tous les 100 à 150 kilomètres. Le transport de gaz naturel sur de longues distances - en fonction de la conception, de l'élévation et du débit d'un pipeline - peut entraîner une consommation d'énergie importante par les pompes. À 4 700 kilomètres, environ 10 % de l'énergie du gaz naturel doit être utilisée pour faire fonctionner la pompe. ^[21]Des robinets-vannes sont également placés à certains intervalles dans une canalisation pour limiter les risques de fuites qui pourraient permettre au gaz de s'échapper sans entrave. La pression des conduites du réseau de gaz peut être surveillée à distance dans un centre de contrôle. Ce réseau est exploité par les gestionnaires de réseau de transport.

Pour la distribution régionale de gaz naturel, il existe un réseau spécial et dense d'opérateurs régionaux avec une pression de gazoduc d'environ 16 bars. Il existe un troisième réseau pour le transport du gaz naturel vers les communes régionales, qui n'a qu'une surpression de gaz naturel inférieure à 1 bar et pour les particuliers une surpression de seulement 20 mbar. Jusqu'à une pression de 10 bars, les tuyaux en plastique ( polyéthylène ) sont aujourd'hui courants pour les conduites de gaz. ^[21]

En Allemagne, le réseau de gaz naturel à haute pression avait une longueur d'environ 50 000 kilomètres en 2002, et le réseau avec des conduites à basse pression pour abriter les raccordements avait une longueur de 370 000 kilomètres.

Selon le sous-sol (rocher, sable) et la géographie (franchissement de rivières avec ponceaux, voies ferrées, autoroutes, etc.), des sommes importantes doivent être payées pour la construction et l'exploitation des réseaux de gaz naturel. L'approvisionnement ou la valeur actuelle d'un réseau de gaz naturel est donc difficile à estimer et dépend également du modèle économique (valeur des bénéfices futurs).

En 2006, les cinq gazoducs de transit de gaz naturel en Autriche avaient tous une pression nominale de 70 bars et les diamètres nominaux suivants : gazoduc Trans Austria à trois brins parallèles (environ 380 kilomètres de long) de 900 à 1 050 millimètres, gazoduc West Austria ( 245 kilomètres) 800 millimètres, (moins de 100 km) gazoduc Hongrie-Autriche et gazoduc Penta-Ouest 700 mm et gazoduc Sud-Est 500 mm. ^[52] TAG a reçu (vers 2006 à Wildon) un deuxième tube, TAG à partir de 1970 a reçu de nouveaux compresseurs à Neustift et Baumgarten en 2009 et 2011.

Navires de transport de GNL

Pour le transport maritime, le gaz naturel est liquéfié en le refroidissant à −160 °C ( gaz naturel liquéfié , GNL ). Les plus grands méthaniers actuellement (2014) de la classe Q-Max peuvent transporter plus de 266 000 m³ de GNL. Il existe deux types de méthaniers : les méthaniers sphériques et à membrane ^[53] . Au total, 130 méthaniers ont été construits en 2000. ^[35]

A partir de 4 000 kilomètres par voie terrestre ou 2 000 kilomètres par voie maritime, ce type de transport est plus économique que le transport par canalisation. ^[21]

Conversion aux carburants liquides synthétiques

Étant donné que les huiles minérales telles que l' essence et le diesel ne nécessitent pas de récipients sous pression pour le stockage et le transport, la conversion chimico-technique en hydrocarbures à longue chaîne liquides à température ambiante (procédés dits GtL ) est une manière de convertir le gaz naturel en un forme relativement facile à manipuler et peu encombrante. Ces huiles minérales synthétiques sont exemptes de soufre et de métaux lourds et sont donc également plus respectueuses de l'environnement que les huiles minérales fabriquées à partir de pétrole brut naturel . Les sociétés Sasol (Afrique du Sud) et Shell(Malaisie) a produit dès 1997 une huile minérale synthétique à partir de gaz naturel, qui a été utilisée comme additif pour le diesel. La base était la conversion du méthane avec de l'oxygène en gaz de synthèse (2 CH ₄ + O ₂ → 2 CO + 4 H ₂ ). Le gaz de synthèse peut être converti en huiles minérales synthétiques sous haute pression et haute température grâce au procédé Fischer-Tropsch .

Étant donné que le processus nécessitait des températures élevées, des pressions et de l'oxygène pur, des tentatives ont rapidement été faites pour améliorer les conditions de réaction pour la conversion. La société Syntroleum (à Tulsa, États-Unis) a mis au point un procédé qui a donné de bons rendements en pétrole brut en utilisant de l'air au lieu de l' oxygène pur . Les températures de conversion les plus basses possibles sont décisives en termes de coûts. Divers catalyseurs ont été essayés pour une telle conversion. Les entreprises souhaitent également réaliser la conversion du gaz naturel en une seule étape de réaction.

Un procédé a été développé à la Pennsylvania State University en 1999 pour convertir le méthane en méthanol à moins de 100 °C à l'aide d'un catalyseur. ^[54]

• voir aussi carburants alternatifs

stockage

Des installations de stockage souterrain de gaz naturel ont été construites pour compenser les fluctuations de charge dans l'approvisionnement en gaz naturel. Un porte-parole de la BDEW a annoncé qu'il existe 46 installations de stockage souterrain de gaz en Allemagne. Leur capacité d'absorption est de près de 20 milliards de mètres cubes de gaz de travail . Cela correspond à près d'un quart du gaz naturel consommé en Allemagne en 2007. ^[55] En Autriche, la capacité est de 5 milliards de mètres cubes et est donc encore plus élevée en termes de pourcentage.

Parfois, des cavernes de sel souterraines sont utilisées pour stocker le gaz naturel. Pour créer la cavité de stockage, l'eau est pompée à travers un forage dans une formation géologique de sel. Le sel se dissout dans un processus contrôlé et la saumure résultante est évacuée par le même trou. Les gisements de pétrole et de gaz vides peuvent également servir de stockage dit de pores. Les tubes dits de stockage de 50 à 100 bar ont une capacité à court terme, ils sont posés en méandres à quelques mètres de profondeur dans le sol et peuvent faire partie d'un gazoduc fermé par exemple.

Les installations de stockage de gaz de surface beaucoup plus petites sont principalement utilisées pour les fluctuations quotidiennes de la demande. Au lieu des anciens gazomètres imposants (généralement des supports de gaz télescopiques et à disque ), des supports de gaz sphériques à haute pression sont maintenant utilisés, qui fonctionnent à une surpression d'environ 10 bars.

Commerce

Comme l'électricité, le gaz naturel s'échange en Europe et à l'international sur les bourses et via les marchés OTC avec des produits standards. Les années, les saisons, les trimestres et les mois sont négociés à plus long terme. L'équilibrage à court terme des quantités s'effectue sur le marché spot via des produits journaliers et horaires. L'importance des contrats d'importation internationaux classiques à long terme avec des clauses d'achat ou de paiement a fortement diminué du fait de la libéralisation des marchés du gaz en Europe.

se soucier

promotions mondiales

La production mondiale nette de gaz naturel (gaz naturel) moins le gaz comprimé et torché était d'environ 3 680,4 milliards de mètres cubes en 2017 , dont les États- Unis représentaient 20,0 % (équivalent à 734,5 milliards de mètres cubes de gaz naturel) et la Russie avec 17,3 % ( 635,6 milliards de mètres cubes) Part de marché mondial des principaux pays producteurs. En 2010, la Russie devançait pour la dernière fois les États-Unis en termes de production de gaz naturel. L'Iran se classe au troisième rang des pays producteurs avec 6,1 % (223,9 milliards de mètres cubes). ^[56]

Le gaz naturel a couvert environ 24 % de la consommation mondiale d'énergie en 2017, avec une légère tendance à la hausse . Avec 739,5 milliards de mètres cubes, ce qui correspond à 20,1 % de la consommation mondiale de gaz naturel, les États-Unis arrivent également en tête de liste des consommateurs. La consommation y est supérieure d'environ cinq milliards de mètres cubes à la production propre de l'entreprise. La Russie a consommé pour la dernière fois 424,8 milliards de mètres cubes de gaz naturel (11,6 % de la consommation mondiale de gaz naturel), ce qui en fait un producteur net de gaz naturel. La Chine se classe au troisième rang des consommateurs de gaz naturel avec 240,4 milliards de mètres cubes, ce qui correspond à 6,6 % de la consommation mondiale. ^[56]

Situation en Allemagne

se soucier

Au début des années 1980, l'approvisionnement en gaz de la plupart des villes de l'ouest de l'Allemagne était passé du gaz de ville , qui est toxique en raison des niveaux élevés de monoxyde de carbone , au gaz naturel. Cela a été possible sans modifications majeures. Dans la zone de l'ex-RDA, la conversion a été principalement achevée dans les années 1990.

Environ 18,6 milliards de mètres cubes de gaz naturel sont stockés dans des installations de stockage souterraines pour couvrir les périodes de pointe et compenser les perturbations à court terme des importations et les fluctuations de la demande .

L'utilisation du gaz naturel est soumise à une taxe sur le gaz naturel dont le taux standard est actuellement de 5,50 € par mégawattheure (soit 0,55 centimes par kWh).

Le lien avec le prix du pétrole joue toujours un rôle majeur dans la tarification du gaz naturel . Cependant, depuis 2006 au plus tard, il est possible pour les fournisseurs de couvrir leurs besoins en gaz par le négoce de gaz en bourse ou sur des plateformes de courtage. En octobre 2006, l'office des cartels a interdit aux fournisseurs de s'approvisionner en gaz nécessaire à leurs zones d'approvisionnement (gaz dit municipal) exclusivement via des contrats pétroliers à long terme. ^[58] La liquidité sur les marchés de négoce de gaz a considérablement augmenté chaque année depuis lors. ^[59] La Cour fédérale de justice (BGH) a statué le 24 mars 2010 que les fournisseurs de gaz ne devaient plus lier les prix de leurs clients finaux exclusivement à l'évolution du prix du pétrole. ^[60]

L' Office fédéral de l'économie et du contrôle des exportations ( BAFA ) enregistre mensuellement les prix à l'importation et à l'exportation du gaz naturel et enregistre également les quantités achetées pour chaque pays fournisseur. Entre 1991 et 1999, le prix moyen d'importation du gaz naturel par térajoule était compris entre 1 700 € et 2 200 €. Entre 2001 et 2004, le prix d'importation du gaz naturel par térajoule était compris entre 3 200 € et 4 200 €. En 2006, le prix d'importation du gaz naturel par térajoule est temporairement passé à plus de 6 000 €. En novembre 2008, le prix d'importation du gaz naturel était de 8 748 € par térajoule, en septembre 2009, il était de 4 671 €. Les hausses de prix du gaz naturel ne sont pas transparentes pour les consommateurs.

origine

Le gaz naturel produit en Allemagne était (en % de la consommation de l'année concernée) : ^[61]

• 2001 : 21 %
• 2011 : 14 %
• 2021 : 0 5 %

Depuis 2015, l'origine du gaz naturel importé ne peut plus être publiée. Cela est dû aux dispositions de l'article 16 de la loi fédérale sur la statistique en conjonction avec l'article 11, paragraphes 2 et 5 de la loi sur le commerce extérieur et les paiements , car le transfert de données pourrait affecter les entreprises individuelles dans leurs secrets commerciaux et commerciaux. ^[62]

Le dernier statut disponible du ministère fédéral de l'Économie et de l'Énergie à partir de 2015 est le suivant :

Sur le gaz naturel importé, 34,7 % provenaient de la Fédération de Russie, 34,1 % de la Norvège et 28,8 % des Pays-Bas. Les 2,5 % restants provenaient des « autres pays ». ^[57] Il s'agit des pays de transfert d'où provient le gaz naturel vers l'Allemagne et non du pays producteur. Par exemple, une partie du gaz naturel des Pays-Bas provient du Royaume-Uni sous forme de gaz liquéfié avant d'être acheminé vers l'Allemagne. ^[63]

En mars 2022, la Commission européenne a présenté un plan visant à réduire de deux tiers les importations de gaz en provenance de Russie d'ici la fin de 2022. L'UE devrait être complètement indépendante des combustibles fossiles russes d'ici "bien avant 2030". ^[64]

Compagnie allemande de gaz naturel

Le plus grand producteur de gaz naturel au monde basé en Allemagne est la filiale de BASF Wintershall . ^[65] Les plus grandes sociétés de fourniture de gaz naturel en Allemagne sont E.ON Ruhrgas (Essen), RWE Energy (Dortmund), VNG - Verbundnetz Gas (Leipzig), Wingas (Kassel), Shell (Hambourg) et ExxonMobil (Hanovre). Le transport (canalisations) est assuré par des gestionnaires de réseaux de transport , dont Open Grid Europe (Essen), bayernets (Munich), Ontras (Leipzig), Gascade (Kassel) etBW de Terranet (Stuttgart).

La distribution aux utilisateurs finaux est assurée par environ 700 sociétés de distribution de gaz, notamment des services publics municipaux. E.ON Ruhrgas acquiert la majeure partie du gaz naturel qu'elle achète auprès de la société russe Gazprom , de la société néerlandaise Gasunie et des producteurs norvégiens.

La mesure

La mesure chez le client final est effectuée de manière volumétrique, c'est-à-dire en mesurant le volume. Pour déduire la quantité de gaz (masse) du volume, vous avez besoin de la densité, c'est-à-dire de la pression absolue et de la température du gaz. Pour cette raison, il y a souvent un régulateur de pression immédiatement en amont du soi-disant compteur de gaz , qui régule la surpression par rapport à la pression extérieure dans une dernière étape. Dans les réseaux de conduites , qui sont souvent exploités avec des niveaux de pression gradués vers le bas, les taux de consommation fluctuants et les différents volumes de conduites provoquent une chute de pression incalculable, qui est compensée par le régulateur de pression. La fluctuation de température est maintenue aussi faible que possible en l'installant à l'intérieur d'un bâtiment.

Les régulateurs de pression du compteur de gaz doivent être calibrés, tout comme l'appareil de mesure de volume lui-même.La pression d'air extérieur comme référence peut être prise en compte en fonction du niveau de la mer du compteur individuel ou comme forfait pour la localité ou le quartier ( 100 m de dénivelé font un peu moins de 1% de différence de pression de gaz, les fluctuations météorologiques ne seront pas prises en compte). Le contenu énergétique par kg de gaz est alors déterminé, ajusté par mélange et pris en compte pour la facturation.

arrêt du gaz

Dans le négoce international de gaz, les coupures de gaz ou les réductions des quantités de livraison (tarifs) font l'objet de négociations politiques.

Conversion de zone de marché

Le gaz L de production allemande et néerlandaise dessert actuellement environ 30 % du marché allemand du gaz naturel. Cependant, les volumes de production diminuent, de sorte que dans les années à venir, toutes les zones de réseau concernées devront être converties au gaz H, qui devrait être disponible à long terme. Cette mesure sert à garantir la sécurité d'approvisionnement dans les Länder de Brême, de Basse-Saxe, de Rhénanie-du-Nord-Westphalie, de Saxe-Anhalt, de Hesse et de Rhénanie-Palatinat.

Au cours de cette conversion dite de zone de marché , les appareils alimentés au gaz naturel de tous les consommateurs doivent être adaptés à l'utilisation du gaz H. Cela s'applique aussi bien aux ménages privés qu'aux entreprises. Avant les ajustements proprement dits, tous les appareils à gaz – tels que les cuisinières à gaz et les chaudières – sont examinés dans la zone de réseau respective afin d'obtenir une vue d'ensemble de tous les appareils à gaz disponibles.

Les frais encourus lors de l'adaptation des appareils à gaz sont répercutés sur tous les consommateurs finaux via la réglementation des frais de réseau conformément aux §§ 21 et suivants EnWG (répercussion des coûts). ^[66] La régulation des charges de réseau tient notamment compte du fait que l'exploitation d'un réseau de distribution de gaz représente un monopole naturel qui, sans régulation statutaire, est libre de fixer les tarifs d'utilisation du réseau et, à ce titre, pourrait fixer eux excessivement élevés.

situation en Autriche

Dès 1943, le gaz naturel s'ajoute au gaz de ville en Autriche. Dans les villes (par exemple Baden, Stockerau, Vienne, Wiener Neustadt), la conversion du gaz de ville au gaz naturel a eu lieu de la fin des années 1960 aux années 1980.

En cas de retard de paiement, les consommateurs finaux, notamment les ménages privés, se verront couper l'alimentation en gaz par le fournisseur de gaz après au moins deux rappels pour leur permettre de se rallumer rapidement, mais pas avant les jours fériés. En 2013, 8 457 foyers privés en Autriche, dont 6 081 à Vienne, ont été « coupés » du gaz, a signalé pour la première fois l'autorité de régulation E-Control en mai 2014 en raison de l' ordonnance sur la surveillance du gaz . Le nombre de coupures d'électricité pour la même raison est généralement "poussé" par les fournisseurs. ^[68]

aspects écologiques

En raison du faible niveau d'impuretés, le gaz naturel brûle généralement plus proprement que les autres combustibles fossiles . En raison du rapport hydrogène/carbone plus élevé, jusqu'à 25 % moins de dioxyde de carbone est généré lors de la combustion du gaz naturel qu'avec du mazout et, selon UBA, il est d'environ 250 g d'équivalent CO ₂ par kWh thermique (à titre de comparaison : le mazout environ 320 g équivalent CO ₂ par kWh thermique). Néanmoins, l'extraction, le transport, le traitement et la combustion du gaz naturel contribuent à la libération des gaz à effet de serre méthane et dioxyde de carbone , en particulier lorsqu'il s'agit de gaz dits de schiste (voir aussi les émissions de gaz à effet de serre provenant de la fracturation hydraulique ).

Cela n'a aucun sens , à la fois écologiquement et économiquement, si le gaz naturel, en tant que sous-produit de la production de pétrole , ne peut pas être vendu de manière rentable ou réinjecté dans le sol, mais doit plutôt être brûlé à la torche . Divers programmes de torchage de l'industrie pétrolière visent à réduire le torchage et à diriger le gaz naturel vers le traitement et l'utilisation énergétique contrôlée et plus propre, en remplaçant d'autres sources d'énergie dans le processus. Cela entraîne une amélioration significative de l' équilibre écologique globalet est donc encouragé par les avantages fiscaux, mais reste très discutable au regard des objectifs climatiques mondiaux. Selon le lobby du gaz naturel, si le gaz naturel n'est plus disponible en quantité suffisante, il peut être augmenté en augmentant la production et le mélange de biogazla durabilité des investissements dans les réseaux régionaux de gaz naturel doit être garantie. Selon divers experts, cependant, il est pour le moins douteux que ce soit réellement le cas. Pour le biogaz, il n'est pas clair d'où proviendront les quantités nécessaires - celles-ci ne peuvent pas être couvertes au moins par des sources nationales - ni si les capacités nécessaires à la production de biogaz sont disponibles. L'utilisation du méthane issu de l'hydrogène est également souvent évoquée comme une vision d'avenir écologique pour le réseau de gaz naturel, bien que les capacités de production disponibles ne soient pas disponibles dans un avenir prévisible.

Les composants du gaz naturel qui se sont échappés par des fuites dans les systèmes de convoyage et les pipelines vont directement dans l'atmosphère terrestre ou, si le gaz s'échappe des pipelines sous-marins, certains composants sont dissous dans l'eau de mer. Avec une profondeur suffisante et une pression élevée correspondante et une température suffisamment basse, la fraction de méthane du gaz naturel peut être déposée sous forme d' hydrate de méthane solide sur le fond marin, ce qui n'est pas pertinent pour la grande majorité de l'infrastructure de gaz naturel, puisque c'est principalement sur foncier (réseaux de distribution, etc.).

La production de gaz naturel non conventionnel par fracturation hydraulique comporte des risques environnementaux supplémentaires, notamment en ce qui concerne les produits chimiques ajoutés aux fluides de fracturation et l'échappement de substances nocives contenues dans le gaz naturel à partir des eaux de reflux et de réservoir stockées dans des réservoirs ouverts. Plus problématique, cependant, est la forte augmentation de la production de gaz naturel dans la région à la suite du boom de la fracturation hydraulique, que l'on peut observer à partir de l'an 2000, notamment aux États-Unis. Cela conduit à une augmentation de la pollution environnementale généralement associée à la production de gaz naturel. Dans la perspective des objectifs mondiaux de protection du climat, on peut donc dire que si le gaz naturel est souvent mentionné comme une technologie de transition, son utilisation plus large reste controversée.

sécurité

Les réservoirs de gaz doivent être vérifiés régulièrement

En raison de sa nature explosive, le gaz naturel recèle certains risques d'accident, ce qui peut être le cas en cas d'utilisation inappropriée, par ex. B. dans les ménages d'accidents à des événements catastrophiques (par exemple , explosion de gaz à Chuandongbei , explosion de gaz en Belgique ). Lorsqu'il est utilisé dans les ménages, l' odorisation est donc obligatoire.

Le 25 mars 2012, on a découvert que du gaz s'échappait sous l'eau d'une fuite sur la plate-forme de production de gaz (et de pétrole) Elgin PUQ de Total en mer du Nord. Selon l'opérateur, 200 000 mètres cubes de gaz s'écoulaient chaque jour de la fuite à 25 mètres au-dessus du niveau de l'eau à l'air libre, plus tard, la quantité a été réduite à environ un tiers. En raison du risque d'incendie et d'explosion des gaz en suspension dans l'air et de la toxicité du sulfure d'hydrogène contenu dans le gaz, des zones de sécurité d'un rayon allant jusqu'à 5,6 km ont été mises en place pour les navires et les aéronefs et les plates-formes voisines ont été évacuées. ^[69] 50 jours plus tard, à la mi-avril 2012, la société a annoncé que la fuite avait de nouveau été colmatée. ^[70]

Voir également

• Gaz naturel/Tableaux et graphiques
• Accord à prendre ou à payer
• Gaz naturel synthétique
• Journal de la chimie du gaz naturel

Littérature

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liens web

Wiktionnaire : gaz naturel  – explications du sens, origine des mots, synonymes, traductions

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• Initiative-gas.at – Association professionnelle autrichienne des fournisseurs de gaz et de chaleur
• Gazenergie.ch – Association de l'industrie suisse du gaz
• Gaz naturel - Informations de l' Office fédéral de l'énergie
• DVGW Association technique et scientifique allemande pour le gaz et l'eau. V. / Association technico-scientifique
• SPIEGEL ONLINE : Page thématique sur la production de gaz non conventionnel
• Institut fédéral des géosciences et des ressources naturelles

les détails

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