Tecniche per aumentare il volume di CO 2 stoccato

Una tecnica di produzione ingegneristica che può aumentare la capacità di stoccaggio è il parziale completamento dei pozzi di iniezione e produzione così come l’uso di pozzi orizzontali per distribuire il gas e produrre l’olio. Qui ci occuperemo solo del completamento parziale.

Il completamento del pozzo si riferisce alla porzione del pozzo trivellato che si apre sul giacimento e mette in contatto il fluido con esso. In presenza di una spinta idrostatica e di effetti di mobilità, completando i pozzi di iniezione nella parte bassa del giacimento piuttosto che su tutta la colonna del giacimento, si migliora il contatto del gas col volume del giacimento. Il gas, che è iniettato nella parte bassa della formazione, si disperde mentre risale perché incontra alternanze di strati a bassa e a più alta permeabilità. Un pozzo di produzione che viene completato in basso posticipa anche il tempo di breakthrough del gas e riduce il rapporto di produzione gas-olio perché il gas e l’olio tendono a rimanere segregati nella formazione dalla gravità. In modo simile, assicurandosi che il pozzo di produzione non venga completato in corrispondenza di una zona della formazione ad alta permeabilità, si riduce la tendenza del gas iniettato di incanalarsi tra l’iniettore ed il produttore. Il grafico che segue riporta l’effetto di due strategie di completamento sul recupero di petrolio e sullo stoccaggio di CO2. Nel primo, caso i pozzi di produzione e di iniezione sono

completati su tutta la colonna del giacimento. Nel secondo caso, il pozzo di iniezione è parzialmente completato mentre il pozzo di produzione è aperto sull’intera colonna del giacimento. Le linee tratteggiate rappresentano la capacità di stoccaggio, mentre quelle continue il recupero totale di olio.

Figura 36: Produzione di olio e stoccaggio di CO₂ in funzione del tempo per due casi di olio nero: a) iniettore completato su l’intera colonna del giacimento, b) iniettore completato nella parte terminale

(fonte: http://api-ec.api.org/filelibrary/LMYER_02R.pdf)

Lo schema a completamento parziale aumenta sia la capacità di stoccaggio che la produzione totale di olio di una quantità non irrilevante.

I processi convenzionali di iniezione di gas spesso includono iniezioni di acqua. Tali schemi sono generalmente chiamati WAG (Water Alternating Gas). Oltre cinquanta anni di esperienza contraddistinguono questa tecnica, per cui la letteratura abbonda. Ci limitiamo ad alcune osservazioni. Abbiamo due modalità di esecuzione:

• Classicamente le iniezioni di gas e di acqua avvengono in cicli alternati (vedi figure a seguire);

• Altrimenti il gas viene iniettato continuamente fino a che non avviene li breakthrough del gas stesso. A quel punto, iniziano le iniezioni con il metodo WAG classico.

I benefici del WAG dipendono da due fattori. Il primo, e generalmente più importante, è che le forze di gravità fanno si che l’acqua ed il gas occupino porzioni diverse dello spazio poroso. Il gas invade la parte più alta del giacimento, mentre l’acqua ne invade la parte più bassa, andando a spiazzare zone diverse del reservoir. In aggiunta, la presenza di acqua all’interno delle vie preferenziali di flusso riduce la mobilità del gas, diminuendo così il passaggio del gas tra un ciclo e l’altro e ritardando il breakthrough.

a) b) c)

d) e) f)

Figura 37: distribuzione del fluido in un micromodello, dove il blu ,il giallo e il rosso rappresentano rispettivamente il gas, l’acqua e l’olio a) dopo il primo ciclo di iniezione del gas, b) dopo l’iniezione di

acqua del primo ciclo, c) dopo la seconda iniezione di gas, d) dopo la seconda iniezione di acqua, e) e d) dopo il quinto ciclo (fonte: http://www.pet.hw.ac.uk/research/wag/wag_pgs/pdfs/WAGpaper04.pdf)

Nei due grafici che seguono si legge l’abilità del WAG di aumentare la capacità di flussaggio dell’olio in un giacimento. Le figure mostrano i risultati per una “simulazione ad olio nero” in due casi, in cui sono mantenute eguali le quantità di acqua e di CO₂ iniettate.

Nel primo caso, l’acqua ed il gas sono iniettate alternativamente in quantità tali per cui il PV72 risulta essere 0,1, mentre nel secondo caso si fa in modo di avere un PV di 0,3. Il processo WAG fornisce un maggior recupero di olio di quello che si avrebbe con le sole iniezioni di acqua (waterflood) e permette un ragionevole immagazzinamento dell’anidride carbonica nella formazione, il tutto a costi molto inferiori della sola iniezione di CO2.

Figura 38: produzione di olio greggio con solo l’iniezione di acqua e con il processo WAG per due differenti volumi di pori (slugs) interessati dall’iniezione in ogni ciclo WAG (fonte: Energy Conversion

and Management 46, 2005)

Ai fini del CCS un parametro ovvio da ottimizzare è la proporzione del WAG, cioè il rapporto tra il volume di acqua ed il volume di gas iniettati, al fine di massimizzare lo stoccaggio di anidride carbonica.

Tale ottimizzazione è interamente specifica del giacimento perché la performance di ogni processo WAG dipende fortemente dalla distribuzione della permeabilità come anche dai fattori che determinano l’entità della segregazione gravitativa (densità dei fluidi, viscosità e le proporzioni dei flussi nel giacimento).

Per di più, la performance del WAG dipende molto in dettaglio dal comportamento del flusso dell’olio, del gas e dell’acqua, dal momento che ciò si riflette sulla

permeabilità relativa delle fasi. Le variabili che possono essere considerate includono il tempo dello scambio tra le iniezioni di acqua e quelle di gas, e le dimensioni dei flussi di gas e acqua iniettati cioè le frazioni iniettate. In un prossimo futuro tale processo applicato su di un ampio giacimento offrirà opportunità significative per aumentare lo stoccaggio dei gas.

I giacimenti di olio spesso “galleggiano” su un acquifero più o meno attivo, un fatto questo che suggerisce uno schema meno convenzionale per lo stoccaggio di CO₂. La CO₂, infatti, potrebbe essere iniettata nell’acquifero anziché nel giacimento d’olio al di sopra. Un’iniezione in profondità nell’acquifero è meno soggetta a dover passare attraverso cicli. L’anidride carbonica andrebbe a spiazzare l’olio intrappolato nella zona capillare di transizione, che si trova tra la zona occupata dall’acqua e quella occupata dall’olio nella parte più alta dell’acquifero. Qui ancora una volta, la situazione specifica del giacimento determina se hanno senso o meno delle iniezioni nell’acquifero, ma è un caso che va studiato con attenzione perché i volumi dell’acquifero possono essere importanti.

Si è detto che le tecniche di EOR, quali l’iniezione di CO2, vengono impiegate

qualora i vantaggi economici derivanti dalla incrementata produzione coprono abbondantemente i costi del loro impiego. Nei casi restanti le Compagnie petrolifere seguono il declino naturale del giacimento fino al punto in cui i ricavi derivanti dalla produzione non uguagliano i costi operativi del campo. Tuttavia, anche quando la produzione residua del giacimento dovesse essere insufficiente a coprire i costi operativi per i pozzi in produzione – in presenza o meno di EOR – l’iniezione di CO2

può continuare. Lo scopo è quello di ripressurizzare il giacimento.

La ripressurizzazione fa in modo che i meccanismi di tenuta del giacimento non vengano danneggiati a causa della diminuzione di pressione conseguente alla produzione e permette un sostanziale aumento dello stoccaggio, benché il valore dell’olio recuperato non possa compensare più il costo delle iniezioni di CO₂. Un lento scolo gravitativo del rimanente olio permette anche la produzione periodica di piccole quantità d’olio aggiuntive, cosa che però si può verificare solo in alcune particolari situazioni.

Durante questa fase è chiaro che l’iniezione è fine a sé stessa e ogni goccia di olio prodotta in più deve essere considerata come extraprofitto: l’iniezione deve trovare la sua ragione economica altrove. Gli incentivi statali per lo stoccaggio o il prezzo di mercato della CO2 possono fornire la soluzione.

In conclusione, i giacimenti di olio sono probabilmente tra le prime formazioni geologiche considerate per iniettare la CO₂ per lo stoccaggio, dal momento che l’industria del petrolio ha una considerevole esperienza nell’uso del diossido di carbonio per il recupero dell’olio. Attualmente, i processi di recupero d’olio riusciti con successo hanno minimizzato la massa (o il volume) di CO₂ necessaria per recuperare un barile di olio. Il problema dell’aumento della CO2 stoccata, mentre si

cerca di recuperare la massima quantità di olio, è una questione complicata e caratteristica del giacimento considerato.

In seguito alle precedenti osservazioni, è possibile trarre alcune semplici considerazioni circa la possibilità di aumentare l’immagazzinamento della CO2:

• progettare il completamento del pozzo (o considerare pozzi orizzontali) per creare profili di iniezione che riducano gli effetti negativi dovuti alle vie di flusso preferenziali del gas iniettato attraverso le zone ad alta permeabilità; • ottimizzare l’iniezione di acqua (percentuali di iniezione, rapporto WAG…) al

fine di minimizzare il passaggio attraverso cicli del gas (a causa dell’eterogeneità, vedi fig. 5.22) e massimizzarne lo stoccaggio;

• considerare l’iniezione negli eventuali acquiferi al di sotto dei giacimenti d’olio per stoccare la CO2, la quale fluirà rapidamente verso i pozzi di

produzione se reiniettata nella zona in cui è presente l’olio;

• considerare la ripressurizzazione del giacimento dopo il termine della sua vita produttiva.