Meccanismo di rilascio del gas naturale

Il contenuto di gas all’interno di un giacimento carbonifero è principalmente legato alle caratteristiche del giacimento stesso e si trova come strato adsorbito all’interno del carbone: le molecole di gas sono, solitamente, trattenute da deboli legami di tipo Van Der Waals tra carbone e gas stesso oppure intrappolate all'interno della struttura dei pori del carbone.

A seguito dell’iniezione di CO2 supercritica, per effetto della maggiore affinità della CO2

con i carboni di rango medio-alto (pari a circa il doppio rispetto a quella del CH4, come

mostrato nell’esempio relativo al carbone “San Juan” di Fig. II.12), si determina un forte aumento del rilascio primario del CBM (compreso tra il 20-60%, White et al., 2003; Fig. II.13).

Fig. II.12 Confronto tra la capacità di assorbimento di N2, CH4 e CO2 del carbone”San Juan” (Arri et al,

1992).

Fig. II.13 Confronto tra il tasso di recupero del CBM dovuto al rilascio primario per riduzione della

pressione del serbatoio geologico ed all’iniezione di CO2 e/o N2 puri (Chaback et al, 1995).

Fig. II.14 Confronto tra il tasso di recupero del CBM dovuto al rilascio primario ed al CO2-ECBM (Chaback et al, 1995); la freccia rossa indica l’inizio

dell’iniezione di CO2

Fig. II.15 Particolare della produzione di CH4 e H2O

durante il rilascio primario (Kuuskraa and Brandenburg, 1989); la freccia rossa indica l’inizio

dell’iniezione di CO2

A tale proposito in Fig. II.14 e Fig. II.15 viene mostrato l’andamento della produzione

volumetrica di CH4 e di H2O di un comune pozzo CO2-ECBM. Tale trend può essere suddiviso

in:

Fase I (dewatering): Per effetto della rapida riduzione di pressione che si verifica a

seguito della perforazione del pozzo, il CH4 e l’H2O presenti nel carbone si desorbono

sistema di cleats e di fratture prodotte dalla perforazione: gas e acqua migrano (flusso Darcyanio) dalle aree a più alta pressione verso l’area a più bassa pressione localizzata in corrispondenza del fondo del pozzo. In questa fase si verificano repentini cambiamenti della velocità di desorbimento dovuti al fatto che mentre la permeabilità relativa all’acqua decresce quella relativa al gas inizia ad aumentare;

Fase II (produzione primaria): Con la diminuzione della quantità di acqua interstiziale

presente all’interno del carbone la produzione di gas tende a raggiungere il suo valore massimo;

Fase III (declino): Il processo di produzione ed estrazione del gas può continuare fino

al raggiungimento di uno stato di pseudo-equilibrio del campo delle pressioni che determina la riduzione del tasso di produzione di gas; e

Fase IV (CO2-ECBM): A seguito dell’iniezione, il flusso della CO2 circola all’interno

della sostanza organica insinuandosi all’interno delle fratture e dei pori del carbone adsorbendosi sulla superficie dei pori. Questo processo produce un effetto di

desorbimento delle molecole di CH4 rimaste imprigionate all’interno dei pori dopo la

fase di produzione primaria. Le molecole di CH4 fuoriescono dai pori della matrice

carboniosa ed entrano all’interno del sistema di frattura. Le molecole così liberate sono soggette ad un meccanismo di trasporto diffusivo dalle aree ad alta concentrazione verso le aree a più bassa concentrazione in corrispondenza del fondo del pozzo di estrazione. Questa fase è quella che fornisce il maggior quantitativo di gas e può durare per svariati anni.

II.2.3.1 Composizione del Coal Bed Gas prodotto

La generazione di gas nel carbone avviene come risultato del processo di maturazione termobarica descritto in precedenza (cfr. II.1.2).

Gli studi bibliografici internazionali (White et al. 2003) indicano che la composizione del

CBM rilasciato a seguito della iniezione di CO2 all’interno di un giacimento di carbone è

principalmente composto da CH4 (88%-98%), subordinatamente sono presenti gli altri

idrocarburi (Etano, Propano e Butano: 1-2%), CO2 (< 0.6%), O2 (< 0.5%), N2(<1 %), H2

del coal bed gas, prodotta assieme al CH4 durante il processo di carbonificazione, è

strettamente correlata al rango del carbone, all’attività biologica (in relazione alla circolazione più o meno spinta di acque sotterranee di ricarica del circuito) ed all’eventuale presenza di manifestazioni magmatiche degassanti (White et al., 2003).

La capacità del carbone di contenere gas dipende dal rango del carbone (carboni di rango

inferiore racchiudono concentrazioni maggiori di CO2), dall’umidità e dal contenuto in ceneri

(che creano una riduzione della sostanza organica disponibile per la metanogenesi oltreché dello spazio disponibile per il contenimento dei gas prodotti), dall’insieme degli elementi macerali nel carbone e dalla storia geologica del giacimento stesso (Fig. II.16).

Visto che il contenuto in situ di gas è influenzato da così tanti parametri, il contenuto effettivo di gas in ciascun giacimento di carbone può essere determinato solamente attraverso la sua misurazione diretta in laboratorio. Tali prove possono essere condotte per via diretta misurando il volume di gas che viene rilasciato da un campione di carbone disposto all’interno di un desorption canister (Fig. II.18 e Fig. II.19), oppure in maniera indiretta attraverso lo studio delle isoterme di assorbimento/desorbimento (Fig. II.17). Una review delle tecniche per la stima del contenuto di gas (ingl. gas in place, GIP) è disponibile in letteratura (Diamond e Schatzel, 1998).

Fig. II.16 Contenuto di CH4 in funzione di

pressione, temperatura, rango ed umidità (Anderson et al., 2003)

Fig. II.17 Capacità di contenimento del CH4 da

parte di carboni di rango differente in funzione della pressione del reservoir (Anderson et al.,

Fig. II.18 Apparato strumentale per la misura del CBM producibile (Diamond e Schatzel, 1998 )

Fig. II.19 Esempio di determinazione della capacità di desorbimento di CH4 di un carbone (Diamond e

Schatzel, 1998)