Raffaele Cataldi, Tecnologia verde di fracking, agosto 2018

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Raffaele Cataldi

Tecnologia “verde” di fratturazione delle rocce serbatoio

I metodi di fratturazione artificiale di rocce serbatoio poco permeabili contenenti fluidi naturali (acqua, vapore, gas, petrolio leggero o pesante in forma anche di bitume) utilizzati fino ad ora sono essenzialmente due, a volte applicati in combinazione tra loro: i) dissoluzione chimica (leakage), soprattutto di serbatoi a matrice carbonatica, mediante acidificazione con appropriati reagenti; e ii) fratturazione meccanica mediante iniezione di acqua pressurizzata a diverse centinaia di atmosfere, con ripetuti impulsi di pressione (hydra-frack). Essi richiedono, il primo diecine di metri cubi di reagente iniettabile, ed il secondo molte migliaia di metri cubi d’acqua nell’arco di pochi giorni; quantità che non sempre ed ovunque sono facilmente disponibili. Si tratta perciò di metodi sempre molto costosi ma che non sempre danno i risultati sperati.

Sono queste le ragioni principali per cui alcuni studiosi di paesi avanzati del mondo hanno cominciato a studiare diversi anni fa la possibilità di applicare metodi di fratturazione delle rocce più economici ed efficaci dei due sopradetti.

Questi sforzi sembrano ora giunti a risultati di grande interesse. Infatti, un gruppo di scienziati del PNNL/ Pacific North West National Laboratory (che opera a Richland, Washington, per il DOE/ Dipartimento dell’Energia del Governo USA) ha messo a punto un fluido di fratturazione definito “green”, costituito da una miscela di poli-allilamine e registrato commercialmente con il nome StimulFrac, che iniettato in quantità modeste nei livelli scelti del serbatoio ed addizionato di CO2 da dosare caso per caso in base alla natura litologica ed alle condizioni fisico-chimiche del serbatoio, innesca una reazione esotermica capace di aumentare fortemente il suo volume iniziale e di innalzare al tempo stesso notevolmente il suo shock di pressione in strato.

Le caratteristiche ed il comportamento dello StimulFrac, sono stati verificati in molte e diverse condizioni simulate di laboratorio per pressioni di strato, temperatura, chimismo, natura litologica del serbatoio e geo-meccanica delle rocce, con risultati definiti sempre migliori delle aspettative. Per il chimismo, in particolare, è stato studiato il comportamento del reagente per condizioni di lavoro in acquiferi con valori di pH compresi tra 3 e 10, che hanno consentito di verificare la sua idoneità di applicazione in tutti i tipi di campo geotermico fino ad ora noti nel mondo. Lo schema simulato in laboratorio delle onde d’urto che si formano nei livelli di fratturazione scelti per effetto della reazione tra allilamine e CO2 in esso iniettata indica che si tratta di shocks localizzati di breve durata.

 

Più in generale, in fase di studio si era potuto accertare preventivamente in laboratorio che: i) la pressione ed il volume di acqua di iniezione dello StimulFrac sono diecine di volte inferiori a quelle necessarie con il suddetto metodo di hydra-frack; ii) la pressione critica di invasione del fluido reagente nei pori della roccia è molto minore di quella della sola acqua; iii) la sismicità indotta può essere eliminata quasi del tutto e ridotta comunque ai pochi momenti di innesco della reazione in strato; e iv) l’incremento di permeabilità delle rocce ottenuta con questo metodo è fino a 10.000 (!) volte maggiore di quella solitamente ottenuta con i due metodi combinati di fratturazione detti in premessa.

Per quanto sopra, si era potuto stimare in via preliminare che i costi delle operazioni di fracking svolte con il fluido “verde” in parola potevano essere ridotti di circa il 60 %.

Il metodo ha cominciato poi ad essere verificato con esperimenti di campagna, che sono iniziati da pochi mesi ma che pare stiano dando anche essi ottimi risultati; per cui, gli scienziati del PNNL Varun Gupta e Carlos Fernandez che hanno coordinato il gruppo di lavoro della ricerca hanno espresso la propria soddisfazione “… al di là di ogni aspettativa…”.

Concepito e sperimentato all’inizio per stimolare la produzione di pozzi perforati in campi geotermici con serbatoi poco permeabili, e per creare serbatoi artificiali in sistemi ad HDR/“rocce calde secche” (ora meglio noti con nomi come EGS/Enhanced Geothermal Systems, Sistemi artificiali, Sistemi petrotermali, ecc.), il metodo di fratturazione con StimulFrac, ha cominciato poi ad essere studiato anche per applicazione in serbatoi petroliferi poco permeabili, ed in particolare per quelli associati agli scisti bituminosi, che hanno caratteristiche fisico-chimiche molto diverse da quelle dei campi geotermici. In base a quanto dichiarato dai suddetti scienziati coordinatori del progetto di ricerca, pare che anche in questi casi l’uso del reagente in parola stia dando ottimi risultati.

È allora evidente che la possibilità di applicazione in giacimenti petroliferi ed in campi geotermici di diverso tipo, ed in condizioni di lavoro molto differenti da caso a caso, non potrà che dar luogo nel tempo ad ulteriori miglioramenti tecnologici (per altro già ora molto importanti soprattutto per l’abbattimento della sismicità indotta) ed a forti riduzioni dei costi di tutte le operazioni di fratturazione delle rocce nel sottosuolo.

(Fonti: https://enertgyenvironment.pnnl.gov/highlights/highlight.asp?id=2912;   IGANews n.111, pp. 37-38; June 2018)