Panoramica di progetti di CCS a livello internazionale

I dettami degli accordi internazionali e la sensibilità verso i sistemi di cattura e stoccaggio hanno dato vita ad una serie di accordi tra diversi stati, istituti di ricerca, grosse compagnie petrolifere ed imprese allo scopo di promuovere dettagliate strategie di ricerca e sviluppo di impianti pilota e progetti in situ.

Nella Fig. I.10 sono rappresentati i progetti internazionali di CGS distinti per tipologia di stoccaggio e dimensione.

Una rassegna dei progetti esistenti sulla cattura e lo stoccaggio geologico di CO2 è già

stata oggetto del documento di sintesi del progetto relativo alla caratterizzazione dei siti di

stoccaggio di CO2 del Piano Annuale di Realizzazione 2008 (Moia F., 2009).

Tra i progetti più significativi verranno presentati i più importanti:

Fig. I.10 Panoramica mondiale dei progetti di CGS già attivi (a sinistra) e di quelli proposti (a destra) distinti per tipologia e dimensione (IEA, 2009)

Il progetto di CO2-EGR di Sleipner, cofinanziato dalla Comunità Europea e dal gruppo

Statoil, ricopre grande importanza a livello mondiale sia per la sua posizione geografica che per le dimensioni dell’impianto. Si tratta di un serbatoio costituito da una formazione sabbiosa avente un’estensione di oltre 400km, uno spessore di 200-300m e posto ad una profondità compresa tra gli 800 ed i 1000m al di sotto del Mare del Nord; il caprock impermeabile è costituito da uno strato di 600-700m di argille.

Fig. I.11 Vista aerea dell’impianto di Sleipner

Il gas che viene estratto presenta delle concentrazioni di anidride carbonica che sono superiori ai limiti imposti dalle leggi norvegesi e quindi, prima di poter essere commercializzato, viene sottoposto direttamente in piattaforma ad un trattamento di

rimozione dell’eccesso di CO2.

Le indagini recentemente eseguite dalla società proprietaria dell’impianto, hanno

evidenziato che, sebbene il plume di CO2 sia migrato orizzontalmente verso strati

maggiormente permeabili, non vi è stata alcuna risalita del gas verso l’atmosfera.

Salah, Algeria

Il giacimento di Salah rappresenta una delle più importanti fonti di approvvigionamento di gas naturale per l’area del Mediterraneo.

Dal 2004 all’interno dell’area mineraria di Salah è in funzione un pionieristico progetto

dimostrativo a scala industriale per la cattura e lo stoccaggio della CO2. L’intero complesso,

di proprietà di BP, Sonatrach e Statoli, è in grado di catturare e stoccare circa un 1Mt di CO2

Fig. I.12 Vista aerea dell’impianto di Salah

La formazione di Krechba, nella quale viene effettuata l’iniezione, è costituita da uno strato di 20m di arenarie del Carbonifero con porosità del 12% e permeabilità di 10 millidarcy, poste ad una profondità di circa 2000m.

Weyburn, Canada

Il progetto di stoccaggio della CO2 è realizzato all’interno di un giacimento petrolifero

scoperto nel 1954. Dall’anno 2000 è in corso un progetto di CO2-EOR (Fig. I.13) per

incrementare la produzione di petrolio sfruttando l’iniezione della CO2 proveniente da un

impianto di massificazione del Nord Dakota e trasportata tramite una pipeline 330 Km.

Fig. I.13 Sistema di iniezione della CO₂ all’interno del campo di Weyburn

Fig. I.14 Andamento della produzione del campo petrolifero di Weyburn

I dati pubblicati dal Petroleum Technology Research Center (PTRC) evidenziano che

l’iniezione di 8800 t di CO2/giorno attraverso i due impianti di Cenovus e Apache, la

produzione petrolifera è aumentata di 18000 barili/giorno (Fig. I.14).

Rangely Weber Sand Unit, Stati Uniti

Il giacimento petrolifero di Rangley Weber Sand Unit è un vasto giacimento petrolifero scoperto nel 1933 e situato, ad una profondità di 1900m, tra le Montagne Rocciose.

Dal 1986 è in corso il progetto Rangely CO2 Project che sfrutta l’iniezione di gas (CO2 e

CH4) all’interno del serbatoio per facilitare l’estrazione l’estrazione del petrolio.

Il tasso di iniezione è di circa 4 milioni di metri cubi al giorno, che permette di estrarre circa 15000 barili di petrolio al giorno.

Snovit, Mare di Barents

Nel 2001 la STATOIL con alcuni partner industriali ha presentato un progetto che prevede lo sfruttamento del giacimento di gas di Snovit posto ad una profondità di 2600m al di sotto del livello del mare, all’interno di una formazione di arenarie con potenza compresa tra i 50-

75m. Il progetto di CO2-EGR prevede la realizzazione di 1 pozzo di iniezione della CO2 e di 21

pozzi di estrazione del gas naturale.

Ketzin, Germania

Il sito è stato inaugurato nel 2007 nell’ambito del progetto CO2-SINK finanziato dalla

Comunità Europea.

Il giacimento è prossimo alla città di Ketzin, a ovest di Berlino, e veniva utilizzato fin dagli anni ‘60 per immagazzinare nel sottosuolo il gas naturale importato e proveniente dalla Siberia. La struttura geologica è costituita da un anticlinale e il gas era stoccato ad una profondità piuttosto superficiale compresa tra i 400 e 700 m.. Da indagini esplorative è emerso che il serbatoio si spinge anche per profondità maggiori. La copertura del serbatoio è costituita da Gesso e argille impermeabili.

Fig. I.15 Panoramica dell’impianto di stoccaggio di Ketzin

Il progetto prevede di iniettare nel sottosuolo da 10000 a 30000 tonnellate in un periodo di tre anni.

K12-B, Mare del Nord

Il giacimento gasifero è situato a circa 100 Km dalla costa dei Paesi Bassi ad una

profondità di circa 3800m. Da questo giacimento si estrae, già dal 1987, CH4 con una

percentuale di anidride carbonica superiore del 13%, superiore al limite del 2% prevista dalle

norme di legge. Per abbattere la concentrazione di CO2 al di sotto del 2% e rendere, quindi,

commercialmente valido il prodotto, la CO2 veniva originariamente catturata e rilasciata in

atmosfera; dal 2004, sfruttando la tecnologia CO2-EOR la CO2 catturata viene compressa ed

Fig. I.16 Impianto di CO₂-EGR K12-B