petrolio, risorse convenzionali e non convenzionali del

petrolio, risorse convenzionali e non convenzionali del

petròlio, risórse convenzionali e non convenzionali del. – Le risorse petrolifere convenzionali sono costituite da giacimenti per i quali le caratteristiche geologiche delle formazioni che contengono il greggio e le proprietà fisiche stesse del fluido consentono al greggio di fluire spontaneamente verso i pozzi di estrazione. Contrariamente si definiscono non convenzionali le risorse petrolifere intrappolate in depositi rocciosi a basse porosità e permeabilità o costituite da greggio a densità elevata (prossima o superiore a quella dell'acqua), il cui sfruttamento comporta l'applicazione di specifiche tecnologie di recupero. Complessivamente le risorse petrolifere mondiali, convenzionali e non convenzionali, che appartengono a giacimenti geologicamente e ingegneristicamente noti e che possono essere recuperate con ragionevole certezza alle presenti condizioni economiche e operative (riserve provate) ammontano a circa 1600 miliardi di barili (BP statistical review of world energy 2012).

Risorse convenzionali e tecniche avanzate di recupero. – È generalmente accettato che in media soltanto il 30-35% dell’olio presente in un giacimento (original oil in place, OOIP) venga recuperato con tecniche di produzione convenzionali (produzione primaria e mantenimento di pressione). Un ulteriore recupero di olio (20%) può essere ottenuto con processi avanzati. Convenzionalmente, i processi di recupero si distinguono in 3 stadi rispetto alla fase di sviluppo di un giacimento: recupero primario, che sfrutta unicamente l’energia propria del giacimento per convogliare l’olio in superficie; recupero secondario, talvolta applicato contemporaneamente al primario, che integra l’energia del giacimento in fase di esaurimento, tramite l’immissione di un fluido (gas o acqua); recupero terziario o assistito (enhanced; v. EOR), che utilizza tecniche diverse, mirate alle particolari caratteristiche del giacimento. Ogni reservoir è un candidato possibile per l’applicazione delle tecnologie di recupero assistito, considerato che una significativa quantità di olio rimane in giacimento dopo le convenzionali operazioni di recupero. Le aree più promettenti per le potenziali applicazioni di tecniche EOR sono: bacini maturi molto adatti all’immissione di acqua (waterflooding); aree remote per le iniezioni di gas; bacini prossimi ad aree industriali, dove sia possibile effettuare l’iniezione di CO₂. Il grado di recupero conseguito e il costo del relativo processo di recupero avanzato dipendono dalle caratteristiche del giacimento e dal tipo di intervento che si rende necessario.

Lo sviluppo di risorse difficili. – La classificazione economica delle riserve assume un’importanza strategica per l’individuazione delle aree dei futuri approvvigionamenti. Le riserve infatti si sviluppano a partire dalle risorse in relazione all’evoluzione nel tempo dei costi, delle tecnologie, degli investimenti, dei prezzi di mercato e di trasporto, della possibilità di accesso a prodotti sostitutivi. Le riserve, quindi, sono quella parte di risorse accertate che possono essere economicamente sfruttate. Perché la risorsa acquisti il valore di riserva devono essere definiti i termini tecnologici ed economici per un progetto di fattibilità nella regione che la accoglie e in un tempo determinato. Non possono inoltre essere estranee al processo di definizione di un progetto estrattivo le valutazioni di carattere geopolitico e quelle pertinenti ai rischi di varia natura (tecnico, geologico, politico) connessi all’area interessata. La principale motivazione a sviluppare le risorse di difficile sfruttamento è quella del problematico accesso alle riserve più convenzionali. Malgrado rappresenti un elevato potenziale (fino a 200 miliardi di barili di riserve globali scoperte o potenziali), lo sviluppo di campi in mare profondo (deepwater offshore, profondità superiore a 500 m) è costoso, e quindi richiede giacimenti di grandi potenzialità per essere convenientemente realizzato. Negli ultimi dieci anni sono stati effettuati importanti ritrovamenti (principlamente localizzati nel Golfo del Messico, in Brasile e in Africa occidentale) e si sono avuti significativi sviluppi che hanno comportato la messa a punto di alcune tecnologie fondamentali: controllo della stabilità di pozzo, perforazione veloce, cementificazione a base di fango, rivestimento in fase di perforazione, perforazione del fondo marino. Le più importanti innovazioni delle tecnologie sono quelle relative agli impianti sottomarini. Le tecniche si sono evolute verso sistemi che portano i fluidi estratti ai luoghi in cui è possibile processarli adeguatamente. I sistemi e le apparecchiature sottomarine possono essere gestiti grazie all’utilizzo di robot e a tecniche di trasporto multifase. Benché l’evoluzione tecnologica renda più facile il ritrovamento di giacimenti off-shore, essa non garantisce esiti ugualmente favorevoli per la prevenzione del rischio incidenti nelle successive fasi di approntamento per l’esercizio e lo sfruttamento, come conferma il disastroso evento verificatosi a partire dall’aprile 2010 al largo delle coste della Louisiana (v. deepwater horizon).

Risorse petrolifere non convenzionali. – Indipendentemente dai tempi con cui si potrà manifestare il picco di produzione, l’olio convenzionale, in uno scenario di lungo termine, rappresenterà una quota comunque decrescente della totale disponibilità di idrocarburi, e dovrà essere rimpiazzato da riserve di olio non convenzionale che tenderanno ad assumere un ruolo progressivamente preponderante (v. ). La prima causa di questo fenomeno è da ascrivere al fatto che gli oli convenzionali, più leggeri e più facili da produrre e raffinare, sono sempre preferiti per uno sfruttamento immediato. Gli oli ultrapesanti, caratterizzati da frazioni idrocarburiche di elevato peso molecolare, costituiscono con i bitumi la più grande risorsa nota e ancora poco sfruttata di idrocarburi. In prima approssimazione, i greggi ultrapesanti possono essere definiti in base al loro grado API, che è inferiore al 10°. Questa loro caratteristica fa sì che non siano producibili con le usuali tecnologie estrattive. Le risorse mondiali di tali greggi potenzialmente sono stimate in circa 1500 Gb (gigabarili), distribuiti principalmente in Venezuela (Orinoco belt) e in Canada (Alberta oil sands). Nel 2011 la produzione congiunta di Canada e Venezuela di greggi ultrapesanti si è attestata su circa 2 Mb/g (il 2,4% della produzione mondiale di petrolio). Un aspetto rilevante dei processi di sfruttamento di queste riserve non convenzionali consiste nell’assoluta assenza di rischio minerario, dal momento che questi enormi depositi sono ben localizzati e il loro grado di sviluppo e di sfruttamento è legato principalmente alla capacità di trattamento e di raffinazione. I depositi di bitumi del Canada sono localizzati nel grande bacino sedimentario dell’Ovest, quasi interamente nella provincia di Alberta, dove sono intrappolati in formazioni di rocce arenarie e calcari nelle tre regioni di Athabasca, Cold Lake e Peace River. La maggior parte degli oli pesanti si trova invece nel bacino sedimentario dell’Est venezuelano, all’interno di arenarie, in una regione situata immediatamente a nord del fiume Orinoco. Lo sviluppo degli oli ultrapesanti e dei bitumi è a elevata intensità tecnologica, cosicché il grado di sfruttamento dei giacimenti dipende in misura rilevante dall’evoluzione delle tecnologie di estrazione e raffinazione, soprattutto in termini di rendimenti, economicità, impatto ambientale. Due sono le tecnologie base per l’estrazione delle componenti idrocarburiche da formazioni di tipo non convenzionale: processi di tipo minerario (mining) e processi di estrazione in situ. Le tecnologie minerarie utilizzate per depositi superficiali (massima profondità 60-70 m) sono basate essenzialmente su tecniche di scavo. Alla classe delle tecniche a freddo non minerarie vanno ascritti i processi di estrazione a freddo con iniezione di gas anche a pressione pulsata (cold flow; inert gas injection, IGI; pressure pulsing techniques, PPT) oppure di produzione congiunta di sabbia e bitume (cold heavy oil with sands, CHOPS). Il prodotto bituminoso è poi sottoposto a processi di estrazione e rigradazione (upgrading). Per i giacimenti di profondità (800 e 1500 m rispettivamente per Canada e Venezuela) si utilizzano tecnologie estrattive mirate anzitutto a ridurre la viscosità dell’olio nel giacimento. Due sono le opzioni principali: fornire energia al giacimento mediante iniezione di vapore o generare energia in giacimento mediante combustione parziale dell’olio. Rientra nella prima tecnica la cyclic steam stimulation (CSS), processo consolidato che fornisce un basso fattore di recupero (inferiore al 20%). Di norma si utilizza uno stesso pozzo verticale per iniettare vapore e, dopo un opportuno intervallo di tempo necessario a scaldare la formazione, per produrre. Analogamente alla CSS, la steam assisted gravity drainage (SAGD) utilizza l’iniezione di vapore, tramite un pozzo orizzontale, per raggiungere la temperatura di produzione, mentre il greggio è fatto fluire attraverso un secondo pozzo sottostante che raccoglie l’olio drenante per effetto della gravità; il recupero è elevato (fino al 70%). In particolari condizioni si fa ricorso anche a estrazione per mezzo di solventi o a sistemi ibridi (vapour assisted petroleum extraction, VAPEX; expanding solvent-SAGD, ES-SAGD; steam and gas push, SAGP). Un elemento fondamentale nello sfruttamento economico di greggi pesanti, ultrapesanti e bitumi sarà, nel prossimo futuro, la tecnologia di conversione dei residui in prodotti distillati per il mercato di combustibili e carburanti (upgrading). Esistono due opzioni di upgrading già commercialmente affermate: la conversione termica a prodotti leggeri e carbone (coking o carbon rejection) e la conversione catalitica con idrogeno a distillati (hydrocraking o hydrogen addition). Le rese in prodotti utili di qualità elevata rendono più attraente la seconda opzione che, tuttavia, sconta la necessità di dover disporre di idrogeno con i conseguenti aggravi di costo (disponibilità di gas naturale, costo dei servizi, investimenti) legati alla sua produzione. In prospettiva, si potrà far ricorso a sistemi ibridi, in cui il carbone ottenuto dal coking di parte del residuo potrà essere impiegato per generare idrogeno tramite gassificazione, senza quindi l’apporto esterno di gas naturale o il reforming delle frazioni leggere. Altre importanti risorse petrolifere non convenzionali sono costituite dai depositi oil shales e shale/tight oil. Mentre le rocce allo stato attuale delle tecnologie non costituiscono una risorsa convenientemente recuperabile, il subitaneo sviluppo dei giacimenti shale/tight oil dell'ultimo triennio, in particolare negli Stati Uniti, ne rivela il potenziale per un contributo rilevante alla produzione petrolifera mondiale nel futuro prossimo (5-10 anni). I giacimenti shale/tight oil sono costituiti da rocce serbatoio non convenzionali (per caratteristiche di porosità e permeabilità), prevalentemente argillose (shale formations) o prevalentemente siltose (tight formations), che contengono petrolio convenzionale (leggero). Le possibilità di sfruttamento di questa risorsa si sono concretizzate negli USA per gli sviluppi della tecnologia necessaria all'estrazione, numerosi pozzi orizzontali profondi e , e per i concomitanti prezzi alti del petrolio. Con un potenziale complessivo in volume di risorsa ancora non definitivamente stimato, che tuttavia dovrebbe quantomeno contare per diverse decine di Gb, la produzione di petrolio statunitense da shale/tight oil ha rapidamente raggiunto il milione di barili al giorno (2011) consentendo di invertire la tendenza alla diminuzione della produzione nazionale di greggio che perdurava dagli anni Novanta. Secondo lo scenario new policies IEA (WEO 2012), nel 2020 lo shale/tight oil dovrebbe contribuire al fabbisogno petrolifero USA per circa 3Mb/g. Per quanto sia poco probabile nell'immediato un'estensione di questo modello al di fuori degli Stati Uniti – le condizioni dell'industria petrolifera sono generalmente molto meno dinamiche –, su scala mondiale le risorse shale/tight oil potrebbero essere notevoli.