2 IDROCARBURI DA FONTI FOSSILI NON CONVENZIONALI E … · 2.1.1 Oli combustibili fossili non...

2

IDROCARBURI DA FONTI FOSSILI

NON CONVENZIONALIE ALTERNATIVE

2.1.1 Oli combustibili fossili non convenzionali

Intrappolati nelle rocce sedimentarie di migliaia di ba-cini nel mondo ci sono probabilmente 1,8�1012 m3

(�12�1012 bbl) di petrolio liquido (oli, oli pesanti, bi-tumi, oli molto pesanti). Di questa quantità, una parte,circa 0,5·1012 m3, è costituita da olio convenzionale(m�50 cP, tab. 1) e la rimanente (circa 1,3�1012 m3) daolio ad alta viscosità (m�50 cP). Senza considerare ilcarbone e il gas naturale, esiste anche una quantità simi-le di kerogene, materia organica solida intrappolata inshale. Siccome le riserve di olio convenzionale continuanoa essere intaccate, le prospettive di sviluppo dei combu-stibili fossili liquidi si stanno lentamente ma inesora-bilmente orientando verso risorse più viscose, quelle

non convenzionali, che non possono essere sfruttate eco-nomicamente senza l’applicazione di speciali tecnichedi coltivazione (estrazione mineraria, trattamento di sab-bie) o senza riduzione della viscosità (vapore, solventi,combustione). Questo capitolo tratta le tecnologie esi-stenti, emergenti e future finalizzate all’estrazione deglioli viscosi non convenzionali.

Tendenze di produzione e consumo di olio non convenzionale

L’uso sistematico di olio sotto forma di tar naturaleè antecedente al periodo della storia tramandata con lascrittura. Gli Indiani d’America, nella regione di Alber-ta, utilizzavano il tar proveniente dagli affioramenti disabbie bituminose per sigillare le loro canoe e in diver-se altre culture era comune l’uso, con finalità varie, di

21VOLUME III / NUOVI SVILUPPI: ENERGIA, TRASPORTI, SOSTENIBILITÀ

2.1

Olio da fontinon convenzionali

tab. 1. Definizione dei termini per gli oli convenzionali e non convenzionali

Termine Definizione Proprietà fisiche

Olio convenzionale Olio mobile in situ, che può essere prodottoeconomicamente con l’ausilio di metodi convenzionali

m�50 cPBasso contenuto in zolfo

Greggio pesante Olio poco mobile in situ, che usualmente necessita ditecnologie per migliorare la sua mobilità

50�m�10.000 cPContenuto in zolfo�1%

Bitume Olio non mobile in situ, che richiede una notevoleriduzione della viscosità o metodi di estrazioneminerari

10.000�m�107 cPContenuto in zolfo�1%

Olio molto pesante(extra heavy oil)

Olio con una densità eccezionalmente alta (�1), madotato di una certa mobilità in reservoir a causa di altatemperatura naturale

1.000�m�100.000 cPContenuto in zolfo�1%

Sabbie bituminose Strati arenacei saturi di olio molto pesante o bitume,più viscosi dell’olio pesante

k�0,5 D

Upgrading Processo di trasformazione degli oli viscosi in caricheper raffineria attraverso coking e idrogenazione

Si utilizzano eliminazione diretta dicarbonio e addizione di idrogeno

tar proveniente da manifestazioni di superficie. Questimateriali viscosi avevano perso i loro componenti a bassaviscosità per evaporazione e ossidazione.

Molto più tardi – prima in Cina, poi in Canada, negliStati Uniti, in Azerbaigian, e successivamente in altripaesi – si scavarono e si condussero meccanicamente inprofondità pozzi per trovare oli a bassa viscosità che pote-vano fluire in superficie sotto la spinta della pressionenaturale del reservoir. Attraverso sofisticati metodi diperforazione furono raggiunti reservoir più profondi, esi svilupparono metodi come l’iniezione di gas e di acqua(gas and water injection) per mantenere la pressionenaturale del giacimento e spiazzare gli oli a bassa visco-sità verso i pozzi di produzione. Tuttavia, questi metodirisultarono vani per i vasti depositi di oli viscosi e bitu-me scoperti durante l’esplorazione finalizzata agli oliconvenzionali; pertanto, la coltivazione su vasta scala ditali risorse viscose non iniziò fino agli ultimi anni del20° secolo, dato che le crescenti scoperte di olio con-venzionale fino ad allora realizzate e la sua produzioneerano in grado di soddisfare la massima parte delladomanda di energia di un mondo sempre più sviluppa-to e tecnologicamente sofisticato.

A partire dal 1980, gli oli ad alta viscosità hanno len-tamente acquisito un peso sempre più rilevante nell’ap-provvigionamento mondiale di petrolio. Partendo da uncontributo dell’ordine di pochi punti percentuali, prove-niente principalmente da California, Venezuela e Ca-nada, gli oli viscosi sono cresciuti fino a costituire il10-12% della produzione mondiale all’inizio del 21°secolo. Tale crescita si confermerà nel prossimo futuro,sostenuta dai progressi della tecnologia nella produzio-ne e nell’upgrading e da fattori economici associati alletendenze della domanda e al declinante tasso di reinte-gro delle riserve di olio convenzionale.

Al 2006, gli Stati Uniti consumano il 25% della pro-duzione mondiale di greggio, circa 21 Mbbl/d rispettoal totale di 84 Mbbl/d. La Cina consuma circa 6,5 Mbbl/d,seguita da Giappone, Germania e dagli altri paesi. Lamaggiore crescita si riscontra nei Paesi in via di svi-luppo (Cina, India, Brasile), i quali assicurano incre-menti della domanda dell’1,5-2% l’anno nel prossimofuturo. Il 12% circa degli approvvigionamenti di greg-gio (�9 Mbbl/d) è costituito da olio non convenziona-le, di cui gran parte necessita di rilevanti interventi diupgrading per produrre cariche appropriate alla raf-f inazione convenzionale. Il Canada produce più di1,6 Mbbl/d di olio viscoso, il 60% della sua produzionedi petrolio complessiva (2,6 Mbbl/d); il Venezuela circa1 Mbbl/d (40% della produzione totale), e l’Indonesia,come gli Stati Uniti, 0,5 Mbbl/d. Russia, Kazakhstan,Oman e Cina sono altri paesi con significative produ-zioni di olio viscoso.

Anche se le innovazioni tecnologiche aumente-ranno la frazione recuperabile dell’olio convenzionale

esistente, questo deve realisticamente essere conside-rato quale è: una risorsa di consumo non incrementa-bile, cioè inesorabilmente in via di esaurimento. Siapur circoscrivendo imprevisti cambiamenti nei para-digmi tecnici ed economici, i giacimenti più ricchi eaccessibili sono sempre coltivati per primi, quelli conconcentrazioni inferiori più tardi. La stessa cosa si veri-fica per il petrolio, e lo sviluppo degli oli viscosi pro-cede di pari passo con l’incapacità del mondo di soste-nere la più economica produzione di olio convenzio-nale. Il loro sviluppo non è economico, tuttavia gli oliviscosi sono abbondanti e nella seconda metà del 21°secolo rappresenteranno la maggiore fonte di combu-stibili liquidi.

Innovazioni tecnologiche nell’estrazione di combustibili fossili

A partire dagli anni Ottanta sono emerse nuove tec-nologie di produzione degli oli viscosi, che hanno giàcambiato profondamente le prospettive dell’approvvi-gionamento mondiale di petrolio. Le vecchie tecnologiesono state modificate o radicalmente rinnovate. Per esem-pio, la stimolazione ciclica a vapore (Cyclic Steam Stimu-lation, CSS) è stata modificata attraverso l’uso di pozziorizzontali e il riscaldamento con vapore di ampie areedi giacimento. Il drenaggio a gravità e l’estrazione dellesabbie sono concetti di produzione che risalgono a circa100 anni fa, ma soltanto di recente sono emersi in unanuova veste per divenire parte integrante delle opzioniattualmente allo studio per la produzione di oli viscosi.Riguardo al futuro, l’unica certezza è che il processo diinnovazione continuerà e che saranno sviluppate altretecnologie di produzione, anche per risorse che attual-mente appaiono improbabili fonti di oli combustibili:idrati di gas dei fondali oceanici, argille bituminose epersino carburanti di origine vegetale.

La tab. 2 riporta una lista di nuove tecnologie – com-merciali, emergenti o in fase di studio – per la produ-zione di oli ad alta viscosità che sono già state testate sulcampo. Combinazioni di questi metodi si vanno affer-mando, come pure l’accurata pianificazione del loro ordi-ne di applicazione affinché da un reservoir si possa rica-vare più olio.

Per gli oli ad alta viscosità, ci si attende che bassifattori di recupero (RF) siano rimpiazzati da valori incon-cepibili venti anni fa: più del 20% applicando la tecno-logia CHOPS (Cold Heavy Oil Production with Sand)negli oli a viscosità più bassa, 70% attraverso la tecno-logia SAGD (Steam-Assisted Gravity Drainage, siste-ma di drenaggio per gravità assistita dal vapore) in unabuona zona del giacimento. Queste tecnologie compor-tano tuttavia alcuni costi: consumi energetici elevati, alticosti di investimento, necessità di smaltimento delle sab-bie e un’attenta considerazione del problema delle emis-sioni di carbonio.

22 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

IDROCARBURI DA FONTI FOSSILI NON CONVENZIONALI E ALTERNATIVE

Nuove e future fonti fossili per il greggioLasciando da parte la liquefazione del carbone e la

conversione del gas in combustibili liquidi (GTL, GasTo Liquids) e da biomassa, rimangono soltanto tre sor-genti realistiche di olio non convenzionale: gli oli pesan-ti, le sabbie bituminose e le argille bituminose, di cuisono peraltro impossibili rigide definizioni in quantoesiste tra le categorie una naturale sovrapposizione.

In questo capitolo si usa genericamente il termineolio viscoso per rappresentare tutto il petrolio liquidocon una viscosità in situ superiore a 50 cP; usualmen-te questi greggi sono caratterizzati da una densità APIinferiore a 25.

Oli viscosi si possono anche trovare a profonditàdi 3.500 m (come nel caso del giacimento di Tuha inCina), ma a causa della catagenesi e degli effetti ter-mici sulla viscosità i più grandi accumuli sono pocoprofondi (�1.000 m) e depositi di greggi viscosi inquantità significativa (�100 cP) sono rari al di sottodei 3.000 m.

Oli pesantiCon olio pesante si intende generalmente un olio con

mobilità bassa nelle sue condizioni naturali, ma in gradodi fluire lentamente verso i pozzi senza alcuna forma distimolazione, seppure con velocità non economiche omodeste. In termini di viscosità, un limite superiore ragio-nevole è 10.000 cP, in quanto sopra a questo limite pozzia produzione economicamente spontanea, anche concoproduzione di sabbie o tecnologia di drenaggio oriz-zontale, non sono generalmente possibili.

La grande maggioranza degli oli pesanti (�90%) sitrova a poca profondità in arenarie ad alta porosità(f�25%); depositi carbonatici significativi sono di granlunga meno comuni, caratterizzati da porosità inferiore(f�15%) e generalmente più sottili. I contenuti di zolfoe azoto sono alti, e i greggi contengono anche tracce deimetalli pesanti nichel e vanadio.

Tra i grandi depositi di oli pesanti, il più notevole è quel-lo della zona petrolifera chiamata Faja del Orinoco, in Ve-nezuela, con oli dalle viscosità comprese nell’intervallo


OLIO DA FONTI NON CONVENZIONALI

tab. 2. Nuove tecnologie di produzione di oli ad alta viscosità

Tecnologia Descrizione Status

Iniezione di gas inerte(IGI)

Il gas iniettato (CH4, N2 o prodotti di combustione) creaun’interfaccia gravitazionalmente stabilizzata che sipropaga verso il basso, con olio spiazzato prodotto dapozzi orizzontali

Commerciale per oli a bassa m(leggeri o caldi)

Produzione a freddo(CP)

I pozzi orizzontali, spesso con ramificazioni laterali,sfruttano pressioni naturali e la spinta dei gas disciolti perla produzione non termica di olio ad alta viscosità

Commerciale per k�2-3 D,m�4.000 cP

Produzione di oliopesante a freddo consabbia (CHOPS)

Per produrre olio ad alta viscosità da arenarie noncementate, nei casi in cui sia presente gas in soluzione, siutilizzano pozzi verticali con afflusso di sabbia favorito

Commerciale per k�0,5 D,m�20.000 cP

Drenaggio per gravitàassistito dal vapore(SAGD)

Si utilizzano pozzi orizzontali per introdurre vapore eprodurre olio fluidificato termicamente attraversoseparazione gravitazionale, sfruttando le differenze didensità delle fasi

Commerciale per k�1-2 D; zoneproduttive di significativospessore

Stimolazione ciclica convapore da pozzoorizzontale (HWCS)

Una batteria di pozzi orizzontali basali è predisposta percicli di iniezione di vapore, seguiti da produzione, checontinua fin quando non si raggiunge un limite economico

Emergente per zone disignificativo spessore; olio adalta m

Tecniche pressurepulsing (PPT)

Rapidi impulsi di pressione applicati a strati saturi (in liquido) possono aumentare le rese di pozzo e ridurre gli effetti della formazione di digitazioni edell’ostruzione dei pori

Emergente; applicabile senzaparticolari condizioni

Estrazione del petrolioassistita da vapori(VAPEX)

Vapori diluenti sono introdotti per ‘fondere’ l’olio ad altaviscosità che si separa gravitazionalmente e fluisce inbasso verso i pozzi di produzione

Emergente; applicabile con ogniprobabilità per m�1.000 cP

Iniezione di aria toe to heel (THAI)

La combustione è promossa con iniezione di aria e i fluidiprodotti sono estratti attraverso un lungo pozzo orizzontalealla base del giacimento

In fase di test di campo

500-8.000 cP, intrappolati in sabbie con porosità del 30%che si trovano a profondità tra i 400 e i 900 m. Per la loroalta densità (�10 °API) e per i loro contenuti di zolfo(�2%), questi depositi sono considerati oli molto pesan-ti. Grandi depositi di oli pesanti si trovano anche inKazakhstan, Canada e Russia e altri possono trovarsiquasi in ogni bacino petrolifero sedimentario.

Sabbie bituminoseIl termine sabbie bituminose è utilizzato diffusamente

in senso generico per descrivere una qualunque arenarianon cementata ad alta porosità che contiene olio, ma perquanto riguarda i depositi della regione di Alberta (Cana-da) e anche altrove è usato per identificare oli viscosinon mobili in depositi sabbiosi. Il più grande accumulodi sabbie bituminose è localizzato appunto in Canadadove vasti depositi, spesso con accumuli effettivi di olioche superano 60 m di spessore, si trovano a profonditàrelativamente modesta in sabbie con porosità del 30%(0-600 m). Questi depositi sono stati denominati con ter-mini inglesi equivalenti (bituminous sands, tar sands eoil sands) e custodiscono oli ad alto contenuto in zolfocon viscosità superiori a 2�106 cP. Ci sono giacimenti piùmodesti di sabbie bituminose in Cina, Russia, India, Indo-nesia, Ecuador e anche in altri paesi.

In effetti, la maggior parte dei bacini nel mondo pos-siede una certa quantità di greggi molto viscosi a profon-dità relativamente modeste, essendo migrati dai piùprofondi livelli di formazione dell’olio, la cosiddetta‘finestra dell’olio’ (3.500-4.500 m). L’olio ad alta visco-sità è un olio convenzionale maturo che è stato sottopo-sto a biodegradazione, perdita diffusa delle frazioni degliidrocarburi leggeri e addizione di zolfo e ossigeno. Ilcontenuto di zolfo può raggiungere il 4-5% negli oli piùviscosi e di solito ci sono concentrazioni significative dinichel e vanadio che tendono ad avvelenare i catalizza-tori utilizzati nel processo di upgrading.

Argille bituminoseL’olio si genera in shale, a partire da materia organi-

ca, nel corso di aumenti della profondità di sepoltura e ditemperatura (catagenesi). Esso fuoriesce poi da questerocce per flusso indotto da fratture e si accumula in ser-batoi calcarei e arenacei. Ciò considerato, nella maggiorparte dei bacini sedimentari, ci sono shale che contengo-no kerogene, rappresentato principalmente da materia orga-nica ricca in carbonio, semisolida e immatura, risultatodella generazione anaerobica di CH4. Le rocce argillosebituminose si trovano dovunque nel mondo, ma soltantoi depositi che contengono più dell’8% in peso di keroge-ne sono considerati risorse future potenziali. Ci sono duedifficoltà con questa tipologia di rocce: il kerogene stes-so non è propriamente un liquido e non può fluire nem-meno sotto alti gradienti; inoltre, il kerogene si trova instrati argillosi a grana fine di permeabilità intrinseca bassa.

I primi anni: 1950-2000Tentativi di produrre petrolio viscoso su vasta scala

risalgono alla metà del 20° secolo, anche se una sua pro-duzione non termica a scala ridotta ha avuto luogo datempi ben più lontani. I tentativi iniziali che utilizzava-no vapore si dimostrarono efficaci e molti paesi hannoallo studio progetti termici; Stati Uniti, Canada, Indo-nesia, Romania, Russia, Cina, Kazakhstan e anche altripaesi producono attualmente circa 4-5�106 bbl/d attra-verso diverse tecnologie a vapore. La combustione insitu (combustione parziale in giacimento) fu già testatanel 1953, ma deve ancora vedere una generale applica-zione per i greggi pesanti. Nel periodo 1973-90 furonotentati molti metodi, tra cui il flussaggio con acqua (waterflooding), l’iniezione di solventi (solvent injection), lospiazzamento con polimeri (polymer displacement), meto-di a micelle e diverse altre tecniche che fanno uso di ele-vati gradienti di alta pressione (D p) di spiazzamento,con minimo successo commerciale a causa delle insta-bilità di flusso. A partire dagli anni Ottanta, si sono svi-luppati nuovi concetti: tra i principali, la riscoperta chela coproduzione di sabbia aumenta la spinta del gasdisciolto in oli viscosi (Kobbe, 1917), l’avvento di perfo-razioni orizzontali di semplice realizzazione e una com-prensione più profonda della fisica del drenaggio pergravità.

La produzione non termica che utilizza pozzi con-venzionali, coproduzione di sabbia (�0,7 Mbbl/din Canada) e pozzi orizzontali (�0,7 Mbbl/d soltantoin Venezuela) attualmente sviluppa una produzione di�4 Mbbl/d di greggio pesante. L’applicazione di questidue ultimi metodi sta crescendo a scala globale, ma forselo sviluppo più significativo fino a oggi è la produ-zione termica mediante il SAGD, che ha consentito diincrementare la stima delle riserve canadesi definite dalparametro URR (Ultimate Recoverable Reserves) fino175 Gbbl nel 2003. Questi tre recenti sviluppi, insiemeall’estrazione di superficie in Canada, sosterranno neiprossimi decenni gli aumenti di produzione di olio pesan-te, sebbene tecnologie emergenti e altri nuovi concetticontinueranno a influire sulla considerazione di ciò checostituisce una risorsa recuperabile.

In questo capitolo, i metodi di recupero innovativi(IOR, Innovative Oil Recovery) per i greggi convenzio-nali non sono affrontati e si avrà cura di evitare l’esamedi vecchi concetti applicati agli oli viscosi (la combu-stione in situ classica, il flussaggio a vapore e altri meto-di precedenti agli anni Novanta). Né saranno trattate letecnologie estremamente speculative per il recupero deglioli ad alta viscosità (metodi biologici, riscaldamento elet-trico), che allo stato attuale sembrano irrimediabilmen-te pregiudicate dalle leggi della fisica o dai vincoli eco-nomici.

Saranno invece brevemente esplorati importantiargomenti associati come l’upgrading, il trasporto e le



implicazioni ambientali, che saranno esaminati soltan-to nel contesto degli idrocarburi liquidi fossili non con-venzionali.

Nella trattazione che segue, sono state adottate moltegeneralizzazioni. Si ritiene che queste siano corrette,sempre salvo possibili eccezioni.

2.1.2 Tecnologie di recupero secondario per oli viscosi

Per guidare i fluidi nei mezzi porosi verso i punti di pro-duzione, sono utilizzati gradienti ad alta pressione natu-rali o indotti artificialmente. I gradienti indotti sono man-tenuti attraverso iniezione di fluidi (acqua, vapore, gas,solventi, polimeri), ma negli oli viscosi questo conducerapidamente a instabilità di avvezione quali digitazioni(fingering) viscose, formazione di coni d’acqua o di gas,canalizzazioni e fratturazioni (fig. 1). Altre due forme diinstabilità hanno luogo nei mezzi porosi: le instabilitàgravitazionali originate dalla segregazione per densitàdi fasi immiscibili e l’ostruzione capillare originata dalletensioni superficiali tra olio, acqua e fasi gassose. Granparte della tecnologia IOR sviluppata dagli anni Sessantaè finalizzata a superare o mitigare questi effetti, anche,più recentemente, sfruttandone le peculiarità.

Produzione di greggi pesanti con tecnologia CHOPSQuesta tecnologia è utilizzata in modo diffuso attual-

mente in migliaia di pozzi in Canada per la produzioneprimaria da arenarie non consolidate contenenti olioviscoso. Nel 2004, circa il 25% (�692.000 bbl/d) dellaproduzione canadese proveniva da sistemi CHOPS appli-cati a reservoir caratterizzati da densità API compresa tra11 e 18 (m�500-15.000 cP). Considerando tale produ-zione insieme a quella di altri progetti CHOPS che in varipaesi sono nella prima fase di sviluppo, circa l’1,1-1,3%

della produzione mondiale di petrolio è ricavata attra-verso approcci CHOPS. Questa proporzione è destinataa crescere nell’immediato futuro.

Meccanismi di produzione CHOPSInvece di bloccare l’ingresso di sabbia attraverso fil-

tri, in particolare filtri a sabbia calibrata, il flusso di sab-bia nel pozzo è favorito con perforazioni aggressive estrategie di pistonaggio (swabbing) e sostenuto, duran-te la produzione, da elevati abbassamenti della pressio-ne di fondo pozzo (drawdown). Anni di esperienza, cheincludono verifiche di campo relative a ogni possibiletentativo concepibile di esclusione di sabbia, hanno defi-nitivamente dimostrato che tale prospettiva conduce atassi di produzione antieconomici. Rispetto alla produ-zione primaria convenzionale (sand free), si ottengonoregolarmente incrementi di produttività per fattori paria �5-20 (per esempio, 100 bbl/d invece di 5-20 bbl/d).Un buon pozzo CHOPS può arrivare a produrre 40-150bbl/d per molti anni e 200-600 bbl/d durante i primi annia seconda della viscosità. In questo modo può essererecuperato il 12-25% dell’olio originario in posto (OOIP,Original Oil In Place), invece del 2-8% tipico della pro-duzione primaria senza sabbia. Inoltre, dato che la pro-duzione massiccia di sabbia crea una grande zona distur-bata di porosità e valori maggiori di permeabilità, la pro-duttività del reservoir può essere migliorata per successivaapplicazione di processi termici (CSS, SAGD).

Le tecniche CHOPS aumentano la produttività dipozzo per cinque ragioni:• se la sabbia può spostarsi, significa che è aumenta-

ta la mobilità di base della fase fluida a flusso spon-taneo;

• più sabbia si produce e più si alimenta la crescitadi una zona a permeabilità incrementata, simile aun pozzo di largo raggio che offre una produzionemigliore;



fingering viscoso

canalizzazione

bassa k

alta k

bassa k

bassa k

alta k

bassa m

bassa m

bassa m

alta m

alta mk uniforme

penetrazione

formazione del conodi gas e di H2O

fratturazione

frattura risalita

acqua

gas

olio

fig. 1. Instabilitàavvettive in olio ad altaviscosità (governate da Dp, k, m).

• l’essoluzione di gas in olio viscoso non genera unafase continua, piuttosto un flusso discontinuo di bollecon il fluido (e con la sabbia) in espansione secondoun gradiente (down-gradient) che origina una spintadi gas ‘interna’ denominata foamy flow (flusso spu-meggiante);

• la produzione continua di sabbia fa sì che la produt-tività non può essere danneggiata dal verificarsi dellaprecipitazione degli asfalteni o da ostruzioni da par-ticelle fini della zona in prossimità del pozzo;

• durante la rimozione della sabbia, il peso degli ste-rili così ricavati agisce esercitando sollecitazioni discorrimento e destabilizzando la sabbia, in modo dafavorire il movimento della stessa e dell’olio lateral-mente verso il pozzo.

Comportamento dei pozzi e dei giacimenti nei CHOPS

Di solito, un pozzo CHOPS inizialmente produce unafrazione di sabbia elevata, forse più del 20% del volumeliquido; tuttavia, questo valore decade dopo alcune set-timane o al massimo qualche mese allo 0,1-6% (gli olidi viscosità inferiore generano percentuali di sabbia piùbasse). Alcuni dei migliori pozzi CHOPS del Canada, ope-rativi su reservoir caratterizzati da spessore di 10-12 m eporosità del 30%, con olio da 1.500 cP, hanno raggiuntoin un ciclo di vita di 8-12 anni una produzione cumulati-va d’olio superiore ai 100.000 m3. La relativa produzio-ne totale di sabbia può essere stimata in 2.000-4.000 m3,anche se in casi di viscosità inferiore si genererà anco-ra meno sabbia complessiva. Tipicamente, la produzio-ne d’acqua aumenta con il tempo e gli operatori conti-nuano a produrre un pozzo CHOPS fino a quando la suacapacità non scende sotto 1-2 m3/d di olio estratto, o fin-ché l’ingresso d’acqua diventa intrattabile, data la quan-tità di olio prodotto.

Nei sistemi CHOPS si impiantano pozzi verticali oinclinati (al massimo di 40°), con fori di largo diametrousati per il completamento del pozzo; tali pozzi sonousualmente eserciti attraverso pompe rotative PCP (Pro-gressive Cavity Pumps), piuttosto che con pompe alter-native, per produrre sospensioni di sabbia, olio, acqua egas. Vecchi giacimenti progressivamente convertiti apompe PCP di elevata capacità segnalano sostanzialiincrementi di produzione nei pozzi che utilizzavanopompe alternative. I continui miglioramenti delle pompePCP ne stanno incrementando durata e affidabilità, men-tre stanno emergendo nuove tecnologie di pompaggio ingrado di estrarre grandi volumi di sabbia. Oggi esisto-no tecnologie capaci di trattare sabbie al 20-40% e ingrado di estendere il range di viscosità a cui possono cor-rispondere applicazioni CHOPS.

La fig. 2 mostra la storia della produzione cumulati-va di un pozzo profondo 430 m, operativo, in Canada,in un reservoir spesso circa 7 m, dove la viscosità del-l’olio era circa 10.000 cP. Per questo giacimento, CHOPSfu l’unica tecnologia applicabile: nessun altro metodo diproduzione era economico, e un tentativo di pozzo oriz-zontale si rivelò un colossale fallimento. Si noti come laproduzione di sabbia segua quella di olio. La realizza-zione di questo progetto fu un eccellente successo eco-nomico.

La fig. 3 mostra la storia della produzione cumulati-va per Luseland Field, Saskatchewan (Canada). Per moltianni questo campo è stato coltivato utilizzando pompealternative convenzionali, con produzione da 20 a 50bbl/d per pozzo. Verifiche di fattibilità di pozzi orizzon-tali costituirono fallimenti dal punto di vista economico.A partire dal 1994, i pozzi esistenti furono convertiti aproduzione CHOPS attraverso riperforazioni con fori da22 mm e installazione di pompe PCP. In media, la con-versione dei pozzi incrementò i tassi di produzione di un



prod

uzio

ne c

umul

ativ

a di

oli

o e

acqu

a (

m3 )

prod

uzio

ne c

umul

ativ

a di

sab

bia

(m3 )

336 m3

35.292 m3

25.360 m3

40.000

35.000

30.000

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

400

350

300

0

50

100

150

200

250

anno1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

olioacquasabbia

m� 10.000 cPz�430 m��30-31%

fig. 2. Storia di produzione di un pozzo CHOPSsingolo.

fattore 5 (500%) nei pozzi attuali localizzati su un altostrutturale. Dal 1999-2000, fu condotto un programmaaggressivo di pozzi d’estensione (step-out wells), cheperò ebbe meno successo di quanto ci si aspettasse a causadell’entrata d’acqua da un vicino contatto olio/acqua(OWC, Oil-Water Contact), che determinò una prima per-dita di produzione d’olio. Tuttavia, questo giacimento èstato un grande successo economico e i pozzi centralistanno superando il 20% nel fattore di recupero RF. Persostenere la produzione, la tendenza in Canada è di tri-vellare più pozzi CHOPS, piuttosto che provare ad appli-care altre tecnologie di estrazione una volta esaurita lafase dei CHOPS esistenti, per quanto tutti i pozzi CHOPSnon siano mai abbandonati ma posti in sospensione, inattesa di futuri sviluppi delle tecnologie di produzione.

I CHOPS risultano appropriati per qualsivoglia are-naria non consolidata dove non compaiano acquiferi atti-vi e il gas in soluzione sia sufficiente a mantenere il pro-cesso che rende l’olio schiumante. La massima visco-sità a cui si può associare produzione CHOPS rientranell’intervallo 15.000-25.000 cP; nei casi di viscositàsuperiore, la frazione sabbiosa è troppo alta e si verifi-cano problemi con la destabilizzazione delle coperture.Affinché una produzione sia economicamente conve-niente, lo spessore minimo delle zone da coltivare sem-bra essere di circa 3,5 m, e il metodo CHOPS meglio siadatta a reservoir di spessore inferiore a 15 m. Questovalore è al disotto degli spessori minimi richiesti dai pro-cessi termici; pertanto, attualmente la tecnologia CHOPSè l’unica conveniente dal punto di vista economico perrecuperare, con RF generalmente maggiore del 15%, oliviscosi da arenarie a elevata porosità con spessori infe-riori a 10 m.

In Cina, diversi progetti hanno conseguito successi eco-nomici (Nanyang, Jilin), anche se nell’ultimo caso l’inva-sione laterale di acqua è notevolmente pregiudizievole

(Dusseault et al., 2002a). Il campo Karazhanbas inKazakhstan, il più grande giacimento di olio viscoso del-l’ex Unione Sovietica, è in via di conversione da flus-saggio con vapore a CHOPS nelle nuove zone: qui, leviscosità basse (�300-450 cP) e le porosità alte (�30%)originano frazioni di sabbia stabili dello 0,15-0,25%, undecimo di quelle canadesi, ma i miglioramenti nella pro-duttività dei pozzi sono impressionanti (tipicamente, l’u-tilizzazione della tecnologia CHOPS ne incrementa ilvalore da due a quattro volte e, naturalmente, i costi delvapore sono ridotti a zero).

Gestione delle sabbie nei sistemi CHOPSI costi operativi nell’esercizio dei CHOPS sono scesi

da circa 8 dollari/bbl (1989) a 4-6 dollari/bbl (2004), invirtù di molti piccoli sviluppi tecnologici (per esempio,l’aumento della durata delle pompe). Tali riduzioni sonostate conseguite prevalentemente in piccole industrie,anche se oggi le grandi industrie hanno fatto propri simi-li programmi di contrazione dei costi, e una parte signi-ficativa riguarda il trattamento delle sabbie.

La produzione CHOPS arriva alla testa di pozzo informa di sospensione omogenea di olio, sabbia, gas eacqua. La separazione di questa sospensione si ottienenel modo più economico attraverso segregazione per gra-vità a pressione atmosferica, così il materiale è diretta-mente avviato verso larghi serbatoi di raccolta di 100-200 m3 di capacità. Alcune industrie aggiungono allasospensione un deemulsionante chimico, efficace in parteper ridurre la quantità di emulsione; altre utilizzano unitàAuger (coclea per trasporto) che riscaldano la sospen-sione e la tagliano lentamente mentre entra nel serba-toio, dopo che la stessa è stata trattata con deemulsio-nante. Questi interventi accelerano e migliorano chiara-mente la segregazione in serbatoio, e inoltre riducono laquantità di emulsione.



prod

uzio

ne c

umul

ativ

a (1

06 m

3 )

3,0

0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

anno

(Campo di Luseland, tutti i pozzi)

programma di nuove

perforazioni

conversione divecchi pozzi

a pozzi CHOPS

m�1.400 cPz�800 m��28-30%

1979 1982 1985 1988 1991 1994 1997 2000 2003 2006

olioacqua

fig. 3. Storia di produzioneCHOPS, Luseland Field(Saskatchewan,Canada).

I serbatoi di produzione sono isolati e riscaldati acirca 80-90 °C utilizzando il gas degli spazi anulari pro-dotto durante l’esercizio dei pozzi, così da ridurre laviscosità dell’olio a valori minori di 30-50 cP. La sabbia(di densità r�2,65 g/cm3) scende nella parte inferioredel serbatoio, il gas (CH4) si sviluppa e viene raccoltoalla sommità e l’olio (r�0,95 g/cm3) galleggia al di sopradell’acqua prodotta (r�1,03 g/cm3). Gran parte dell’o-lio è separata mentre la sabbia precipita in quanto bagna-bile dall’acqua. Inoltre, si segrega un’emulsione stabile,ossia una miscela di olio arricchito in asfalteni, di argil-le e acqua, che si separa dall’acqua e dalle fasi oleose eprecipita verso il fondo del serbatoio (se r�1,03 g/cm3)o forma uno strato tra olio e acqua (se r�1,03 g/cm3).

I serbatoi di produzione sono gestiti con periodiciritiri di olio, acqua e sabbia. L’olio è trasferito in carichida 30 m3 nei locali impianti di lavaggio, l’acqua è fil-trata e iniettata in profondità e la sabbia viene destinataa impianti di stoccaggio o direttamente inviata in disca-rica (v. par. 2.1.9). Le emulsioni presentano problemispecifici in quanto sono estremamente stabili e non pos-sono subire trattamenti economicamente convenienti; lapratica comune è di collocarli in discarica.

L’estrazione delle sabbie dai serbatoi di produzioneè compiuta per trattamento di slurry in serbatoio ed estra-zione con trasporto sotto vuoto, oppure con unità Augerin una massa umida ma solida. Complessivamente, l’in-tero processo di gestione delle sabbie incide sul 25% deicosti operativi.

Aumento delle portate attraverso il pressure pulsing

Teoria del pressure pulsing (pulsazione di pressione)La tecnologia PPT (Pressure Pulse Technology) impli-

ca l’applicazione di rapidi impulsi di spiazzamento checoinvolgono il liquido al fondo di un pozzo di stimola-zione o di iniezione. Un netto impulso forza rapidamenteil liquido (20-100 litri) attraverso le perforazioni, crean-do un’onda di spiazzamento, chiamata porosity dilationwave (o solitone), che si propaga attraverso il reservoir.Nelle applicazioni CHOPS, gli effetti sul flusso e i riscon-tri della produzione sui pozzi adiacenti sono positivi,infatti le portate dell’olio risultano incrementate e i pro-blemi di ostruzione ridotti (Dusseault et al., 2002b). L’on-da di dilatazione della porosità può essere generata inqualunque sistema poroso a dominio liquido di permea-bilità alta (�0,1 D), tuttavia il gas libero la inibisce rapi-damente, così che la tecnologia PPT è inefficace sia inserbatoi caratterizzati da bassa permeabilità sia nei casidi elevata saturazione in gas (Sg�0,10). Miglioramen-ti di flusso generati da terremoti, anche considerevol-mente distanti, sono noti da molto tempo (Beresenev eJohnson, 1994). Per esempio, in California i terremotiaumentano temporaneamente gli efflussi da piccoli bacini

idrografici (Manga et al., 2003); un aumento delle por-tate è seguito, in un periodo di diverse settimane, da unlento ritorno alle portate di base precedenti.

Gli sviluppi in questa tecnologia appaiono prossimia un esito favorevole; di seguito saranno trattati la fisi-ca del processo e il modo in cui quest’ultimo potrebbeessere utilizzato per migliorare il recupero di olio visco-so (e convenzionale).

Si può considerare l’analogia tra l’onda di spiaz-zamento generata da un brusco impulso di spiazza-mento della fase liquida e uno tsunami nell’oceano (unsolitone). Nell’acqua, le onde meccaniche acustiche(onde P) viaggiano a �1,5 km/s, mentre lo tsunami èun’onda di dislocamento che viaggia a �0,2 km/s. L’on-da di dilatazione della porosità è un’onda di disloca-mento, non un’onda meccanica di deformazione, e inun mezzo poroso viaggia a velocità comprese nell’in-tervallo 0,02-0,2 km/s, in funzione della compressibi-lità di fase, della viscosità e della saturazione. La com-pressibilità della matrice della roccia dipende dallostress di confinamento, pertanto la velocità di dilata-zione della porosità dipende anche dalle condizionilocali di stress (profondità).

Per descrivere in modo completo la propagazionedell’onda in un mezzo poroso, è necessario scrivereequazioni dinamiche che accoppiano la risposta mec-canica delle fasi (compressibilità, porosità, saturazio-ne) e il comportamento della diffusione del liquido (lameccanica ondulatoria di Biot e la meccanica di diffu-sione di Darcy; Spanos, 2001). Nelle equazioni diffe-renziali, i termini del primo ordine (d-/dt), che descri-vono il flusso controllato dalla diffusione, sono com-binati con quelli di secondo ordine (d2-/dt 2), chedescrivono gli effetti d’onda. Risultati di laboratorio edi campo, anche se questi ultimi non definitivi, segna-lano che in sistemi petroliferi tipici le eccitazioni dovreb-bero includere principalmente frequenze corrispondentiall’incirca all’intervallo 0,1-0,3 Hz, e che l’eccitazio-ne di ampiezza più grande è ovviamente da conside-rarsi migliore.

La fig. 4 rappresenta un’interpretazione fisica ele-mentare di una teoria di accoppiamento degli effetti didiffusione e di quelli dinamici. Per frequenze di eccita-zione basse prevale assolutamente la diffusione, il chesi risolve in trasporto di masse e avanzamento del fron-te di pressione, mentre per frequenze alte è valido l’ap-proccio di Biot. Tra questi due campi, in virtù di argo-menti fisici, ci deve essere un intervallo di frequenze dieccitazione ampio tre ordini di grandezza, in cui l’ac-coppiamento è essenziale per descrivere il processo. Èproprio in questo intervallo che hanno luogo gli effettidell’onda di dilatazione della porosità.

Alla scala dei pori, un’onda di dilatazione di poro-sità che attraversi un mezzo poroso farà sì che piccolequantità di liquido vengano forzate dentro e fuori dai



pori, inducendo repentine accelerazioni di microscala.Queste aiutano a superare le barriere opposte dalla capil-larità, a rimuovere le otturazioni provocate dagli asfal-teni e dai minerali, e a incrementare le portate dei liqui-di in un determinato intervallo di gradiente di pressione.

Ottimizzazione della pulsazione di pressionePer generare onde di dilatazione di porosità di gran-

de ampiezza, deve essere provocata una brusca pulsa-zione attraverso un impulso subitaneo che coinvolga unsolido o un liquido. Accelerare l’intera colonna di liqui-do del pozzo in circa 0,5 s provocherebbe l’esplosionedel pozzo stesso, così per espellere rapidamente circa20-40 l di liquido attraverso le perforazioni si utilizzauna pompa volumetrica di fondo pozzo. Un modo perrealizzare tale condizione è quello di collegare un pisto-ne alla superficie attraverso una batteria di tubi che vienerapidamente forzata verso il basso con un ariete idraulico

(fig. 5). In superficie, l’azionatore idraulico a doppioeffetto solleva poi la batteria di tubi per il colpo succes-sivo. Tipicamente, un sistema PPT operativo in conti-nuità ha una resa di 20 colpi al minuto, con un avanza-mento verso il basso di 2 m che ha luogo in circa 0,6 se un tempo di ricarica per il colpo successivo di circa 2 s.

L’intervento PPT può consistere soltanto nella fasedi stimolazione, con il riflusso attraverso le perforazio-ni che ricarica la pompa di liquido; può operare comeuna pompa a liquido, con il 100% del liquido di ricari-ca proveniente dalla superficie attraverso il rivestimen-to del pozzo (casing) o i tubing stringa (o le condotte deipozzi di produzione); oppure può svilupparsi preveden-do una combinazione dei due modi in qualunque pro-porzione. Pertanto, è possibile dar luogo gradualmentea un trattamento chimico, dove il rapido flusso in entra-ta e in uscita dalle perforazioni garantisce un eccellentemescolamento con i fluidi del reservoir.



freq

uenz

a di

ecc

itaz

ione

(H

z)

104

103

102

101

100

10�5

10�4

10�3

10�2

10�1

formulazione attendibile

e�p

�t

�p

�t

�2p

�t2

�2p

�t2

termini

equazione di diffusione(teoria di Darcy)

equazione d’onda (interpretazione di Biot-Gassmann)

*il campo specificodell’accoppiamento fortedipende dalle viscosità e

compressibilità di fase

flusso di Darcy

frequenze sismiche

regime di accoppiamento forte*

fig. 4. Campo di applicazionedell’accoppiamentodei processi di diffusione emeccanici.

strumentazionedi misura e

controllo

pistone inmovimento

pistone fissato

pozzo tubato

sistema difondo pozzo

sistema disuperficie

tubing azionato

da superficie

cavo

servomotoreidraulico

torre,corsa 2,3 m

fig. 5. Configurazione di fondo pozzo e di superficie di un sistema a pulsazione.

Applicazioni PPTLa tecnologia PPT è stata verificata in giacimento nel

caso degli oli pesanti (Spanos et al., 2003), ed è stato osser-vato come determini risultati benefici sulla produzionedei pozzi circostanti altamente depleti. La stimolazione inun pozzo centrale non ebbe immediatamente un effetto acausa della viscosità alta, ma dopo qualche tempo l’af-flusso di sabbia risultò incrementato e il declino della pro-duzione di olio fu quasi completamente arrestato.

Questa tecnologia è ancora in una fase nascente, maopportunamente applicata potrebbe incrementare le por-tate e aiutare a recuperare una parte dell’olio residuo soli-tamente lasciato in posto dai processi di estrazione con-venzionali. Anche se non compreso in tutti i suoi aspet-ti, il metodo PPT si conferma attualmente promettenteed economico per migliorare il recupero integrando moltetecnologie, compreso il drenaggio per gravità, in cuipotrebbe agevolare l’aumento del flusso di liquido suicontorni delle sacche a vapore saturi di liquidi. Pur nonpotendo eliminarle, esso contribuirebbe a ridurre le insta-bilità avvettive e capillari che affliggono tutti i processidi spiazzamento basati su gradienti di pressione.

Nuove tendenze nelle tecnologie a vapore ad alta pressione

Se il petrolio viscoso non può essere recuperato eco-nomicamente attraverso tecniche a flusso freddo o mine-rarie, la viscosità deve essere ridotta: i tre possibili meto-di sono il riscaldamento, la diluizione, o la riduzione delpeso molecolare. Di questi, il riscaldamento attraversotecnologie a getti di vapore è stato di gran lunga quellopiù efficace.

L’iniezione di vapore ad alta pressione ha luogo incondizioni di fratturazione, così che sottili livelli shalenon rappresentano una severa restrizione sul flusso deifluidi, anche se il maggiore dispendio termico associa-to al riscaldamento di queste tipologie rocciose è consi-derevole. A causa delle perdite di calore e dei costi inenergia (il vapore è di solito generato dalla combustio-ne di CH4), i processi di iniezione di vapore sono limi-tati a reservoir di spessore maggiore di 10-12 m. Lagestione del calore è un parametro critico e in futurosaranno utilizzate per generarlo nuove fonti come ilnucleare e le tecnologie clean coal (a carbone pulito) concogenerazione. Anche se il rapporto olio-vapore (SOR,Steam-Oil Ratio) è usato comunemente quale misura del-l’efficacia di un processo, è molto meglio stabilire l’ef-ficienza termica complessiva, ottenuta sommando i costidi tutte le fonti di energia utilizzate nel sito in cui si inter-viene, espressi in barili di olio equivalente (boe), e divi-dendo il risultato per la produzione.

I processi di vapore ad alta pressione non sono appli-cabili nei casi di giacimenti che presentano zone di acquaattive o cappe di gas, e ciò costituisce una severa limita-zione alla loro utilizzazione. Per esempio, la tecnologia

CSS usa fasi di bassa pressione durante la produzione;se è presente acqua attiva, questa interviene causando ilrapido raffreddamento del vapore, l’immobilizzazionedell’olio e in ultima analisi il cortocircuito del processo.Durante i processi di iniezione ad alta pressione, se è pre-sente una cappa di gas libero o una zona d’acqua, le per-dite di vapore renderanno il processo non economico.

Successivamente, sarà evidenziato come i processicontrollati dalla gravità usualmente possono ovviare aquesta limitazione, contemplando l’ampliamento dellecondizioni favorevoli. Tuttavia, sono in corso di svilup-po nuovi approcci all’iniezione di vapore per incremen-tare il RF e l’efficienza termica nei casi di quei reservoirdove i metodi SAGD non garantiscono tassi di produ-zione economici, a causa di barriere costituite da livelliargillosi o di basse permeabilità verticali.

Stimolazione ciclica di vapore megabatteriaIl metodo CSS convenzionale utilizza pozzi vertica-

li individuali; tipicamente, si raggiunge in questo modoun RF del 15-30%. Nello sviluppo megabatteria (CSS-megarow), l’iniezione di vapore e la produzione di liqui-do sono condotti lungo allineamenti di pozzi (fig. 6), equesto origina alcuni benefici incrementando l’area dicontatto del vapore con il reservoir e conseguentemen-te il RF. In genere, la fase di iniezione si prolunga percirca 10 settimane; il processo prevede poi un’inversio-ne, con gli allineamenti di produzione che diventano diiniezione e viceversa.

Tre importanti meccanismi di produzione hanno luogonella tecnica CSS. Il primo è la spinta dei fluidi caldiverso i pozzi di produzione, sostenuta dalla vaporizza-zione e dall’espansione flash del vapore con la diminu-zione della pressione all’allontanarsi dai pozzi iniettori.Il secondo è collegato alla sostanziale dilatazione di taglioche si propaga nel reservoir durante l’iniezione ad altapressione; siccome nella fase di declino della pressioneaumentano gli sforzi agenti sulla matrice, la ricompat-tazione che si realizza sulla formazione aiuta a spiazza-re i fluidi nella direzione dei pozzi di produzione. Il terzoè specifico della stimolazione megabatteria e si riferisceall’effetto spinta del vapore che aiuta a spiazzare l’oliodai pozzi di iniezione allineati a quelli di produzione, inquanto elevate differenze di pressione sono mantenuteper diverse settimane prima di essere invertite.

La tecnologia CSS sviluppa comunque soltanto RF

moderati, anche in reservoir dalle buone caratteristiche(di grande spessore, alta k, bassa m), perché una granparte dell’olio delle zone più basse tra i pozzi verticalinon può essere facilmente raggiunta dal calore (a causadella tendenza del vapore a migrare verso le zone piùalte, steam override); inoltre la fratturazione necessariaper l’iniezione del vapore durante i primi cicli compor-ta una distribuzione non uniforme del calore, un mag-giore effetto override (segregazione gravitazionale) e una



qualche perdita di calore dalla zona in cui sono ubicatii pozzi, anche attraverso i livelli di copertura. Per esem-pio, nel più grande progetto mondiale CSS (Imperial OilCold Lake, ad Alberta, in Canada), il RF è attualmentedel 26% circa con un SOR di circa 2,5, ed è poco pro-babile che si possa raggiungere un RF�30% con la solaapplicazione CSS, anche con una eventuale vaporizza-zione megabatteria. Poiché l’area da esplorare è diffu-samente considerata come un’eccezionale zona sweetspot (produttiva), ci si possono aspettare RF più bassi inzone più difficoltose.

Stimolazione di vapore ciclica in pozzi orizzontali L’iniezione di vapore ciclica in pozzi orizzontali

(HWCS, Horizontal Well Cyclic Steam stimulation)collocati vicino alla base del reservoir presenta diver-si interessanti aspetti: i pozzi lunghi offrono una miglio-re zona di contatto per il vapore; l’iniezione per frattu-ra può essere realizzata facilmente lungo l’intera perfo-razione; ci sono componenti di drenaggio per gravitàche aumentano il RF.

Durante la fratturazione da vapore in un pozzo oriz-zontale, il processo, con fratture che si assumono verti-cali, prende avvio al tacco del pozzo, perché lì intervie-ne l’energia addizionale (in pressione) sviluppata perforzare il getto di vapore lungo la parte orizzontale delpozzo. Tuttavia, pressioni e temperature alte determina-no l’espansione della formazione e l’incremento deglistress di chiusura delle fratture, di modo che il punto atti-vo di iniezione da frattura si muova sotto la formazionelungo il pozzo verso il piede dello stesso (fig. 7). Oltrealle fratture verticali, se ne generano anche in altre dire-zioni – tutte funzionali ad aumentare la conformità delvapore al reservoir – e un’elevata proporzione dell’oliointorno e sopra il pozzo viene a contatto con i fluidi caldi,data la prossimità del pozzo alla base della formazione.In confronto con i pozzi di iniezione di vapore vertica-li, lunghi pozzi orizzontali tendono anche a mitigare alcu-ni aspetti negativi della gravity override (tendenza a stra-tificarsi per gravità). Se alcuni pozzi orizzontali vengo-no trattati simultaneamente da una singola linea di vapore,il periodo di iniezione potrebbe essere di 16-20 settimane,



200 m sezione

rigonfiamento

�Dz

�DV

�Dz�Dz

�DV�DV

costipamentocostipamento

allineamento di produzione

allineamento di produzione

allineamento di iniezione

fig. 6. Il flussaggiomegabatteria con vapore aiuta a sviluppare la ricompattazione e garantisce ancheuna componente di spinta di linea aiprocessi di iniezioneciclica di vapore.

32

1

fratturaattiva

sforzoiniziale

�DT

��s3 �s3

s3

sv

fig. 7. L’alterazione degli stress e la migrazione dei locus di fratturaaiutano la conformità del sistemaHWCS. L’effetto di incrementodello stress distribuisce il calore piùuniformemente lungo la lunghezzadel pozzo. La prima fratturaverticale da vapore aumenta il s3,portando all’inizio di una secondafrattura, probabilmente più in giùper il casing. Anche nella regione 2il s3 aumenta e comincia una terzafrattura. Alla fine, lo stress minimonon è più s3; allora le fratturecambiano orientazione,migliorando ancora la conformità.

piuttosto che le 8-10 settimane tipiche per un pozzo ver-ticale CSS. Ciò si deve al fatto che il volume d’olio dariscaldare in un singolo pozzo è circa 6-10 volte mag-giore di quello di un pozzo verticale.

Durante la produzione, la geometria del pozzo oriz-zontale comporta il significativo effetto del drenaggio gra-vitativo che si aggiunge alla ricompattazione e alla spin-ta per variazione di pressione (Dp-drive). Le fasi gassose(gas disciolti e vapore) si muovono verso l’alto, mentrel’olio caldo e l’acqua condensata tendono a muoversi versoil basso, superando le tendenze naturali alla formazionedi coni sotto l’effetto di alti gradienti di pressione. Quan-do in fase di produzione la pressione si abbassa, la diffu-sione a flash del vapore aiuta a riempire i vuoti causati daldrenaggio, migliorando la segregazione per gravità. L’i-niezione simultanea di gas inerte, in alto nella zona riscal-data durante la produzione, potrebbe essere utilizzata perincrementare gli effetti di spiazzamento gravitazionale.

Un pozzo singolo HWCS è più efficiente di un pozzosingolo CSS, ma ci sono alcuni benefici supplementariche si possono ottenere attraverso l’iniezione di vaporesimultanea in pozzi multipli. In questa configurazio-ne, gruppi di pozzi in un allineamento che copre circa1,5 km2 (fig. 8) sono alimentati con flusso di vaporesimultaneamente per un periodo di molte settimane, perpoi esser messi in produzione mentre il gruppo succes-sivo è sottoposto a vaporizzazione, e così via, proceden-do ripetutamente secondo uno schema progressivo e inmodo ciclico. Il numero di pozzi trattati simultaneamen-te con vapore dipende dalla iniettività e dai tassi di vapo-re potenziali, perché è necessario disporre del vapore nelpunto terminale dei pozzi. Tubi di splitting (separazione)del vapore nei pozzi possono essere utilizzati per miglio-rare la distribuzione del vapore e accelerare i tassi di pro-duzione. Questo migliora ancora il contatto del vapore,perché durante l’iniezione il sollevamento generale confratturazione da vapore a prevalenza orizzontale ha luogo

sull’intero blocco, accompagnato da dilatazione da sol-lecitazione di taglio e segregazione gravitazionale difase. Durante la produzione, in confronto ai pozzi ver-ticali CSS, ci sono gradienti complessivi più bassi emigliore conformità; conseguentemente gli effetti disegregazione gravitazionale sono più significativi, favo-rendo così l’aumento del RF.

In condizioni identiche, la tecnica di iniezioneHWCS su gruppi di pozzi fornisce verosimilmente RF

del 10-15% più grandi rispetto al metodo CSS, con unSOR migliorato del 15-20%, anche se, in comparazio-ne con un progetto convenzionale CSS, il recupero del-l’olio può essere distribuito su un periodo di tempo piùlungo e ci può essere un ritardo maggiore prima che siaraggiunto il picco di produzione. Inoltre, i costi sonopiù grandi e, come nel caso dei CSS, questa opzione siapplica limitatamente a zone di spessore apprezzabilee ben saturate. Saturazioni in olio basse, intercalazio-ni prive di olio spesse e pay netti di spessore ridottosono comunque fattori fortemente negativi per tutti itrattamenti con vapore.

Un altro importante vantaggio dei metodi HWCSconsiste nella circostanza che il reservoir, una volta benriscaldato, può essere facilmente convertito al sistemadel drenaggio per gravità, sfruttando una o più tecnolo-gie tra quelle elencate nel paragrafo 2.1.3, in considera-zione del fatto che i pozzi orizzontali sono già in postonelle vicinanze della base dello strato. Questo può miglio-rare sostanzialmente il RF.

2.1.3 Tecnologie di drenaggio per gravità

L’avvento di schemi concreti di drenaggio per gravitàche utilizzano pozzi orizzontali è uno dei maggiori svi-luppi dell’industria petrolifera nell’ultima parte del 20°



500 m

planimetria

piattaforme di pozzo

i pozzi possonoessere monoforo, multi-exito multilaterali

generazionedi vapore

pros

petti

va o

bliq

ua

fig. 8. Allineamentodi pozzi orizzontaliper un sistemaHWCS.

secolo. Il drenaggio per gravità che sfrutta le differenzedi densità (Dr) di fasi immiscibili consente l’elimina-zione delle instabilità per flusso avvettivo e conduce aRF elevati. I gradienti di pressione (Dp) devono esseremantenuti bassi di modo che il sistema rimanga sotto ilcontrollo della gravità. Inoltre, poiché i tempi di scorri-mento sono modesti sotto l’azione delle forze originateda Dr, il drenaggio da gravità è realizzabile soltanto conpozzi orizzontali posizionati vicino alla base della zonasatura d’olio, nei casi in cui sia ragionevole la permea-bilità verticale (intrinseca o indotta). Naturalmente, tuttol’olio al disotto del pozzo di produzione rimarrà inac-cessibile ai metodi di drenaggio per gravità; per questomotivo i pozzi sono invariabilmente collocati il più inbasso possibile nella zona da coltivare.

Nei processi controllati dalla gravità, le differenze didensità delle fasi immiscibili (Dr) e l’equilibrio di poro-sità (DVin�DVout) conducono alla segregazione gravita-zionale verticale: i liquidi densi calano in basso, i liqui-di leggeri e le fasi gassose si levano verso l’alto; si trat-ta della nota instabilità di override, ora sfruttatadeliberatamente quale metodo di produzione. I pozzi pos-sono essere eserciti a pressione qualsiasi, così i metodidi drenaggio da gravità possono essere utilizzati dovec’è acqua di fondo attiva o acqua laterale; la contro-pressione del pozzo produttivo è mantenuta allo stessolivello della zona d’acqua (10-20 kPa), in modo taleche l’entrata di acqua non può aver luogo. Poiché neldrenaggio per gravità Dp�0 non possono accadere infil-trazioni digitiformi viscose, formazione di coni e cana-lizzazioni, eliminare le instabilità avvettive comporta ungrande vantaggio perché in loro assenza le forze di gra-vità tendono a stabilizzare i fronti e a incrementare il RF,sebbene per basse velocità di flusso.

Iniezione di gas inerte Il metodo IGI (Inert Gas Injection), utilizzato da solo,

non è appropriato per gli oli ad alta viscosità; tuttavia èutile per aumentare il RF nei giacimenti di olio conven-zionale e ha applicazioni potenziali dopo l’intervento diprocessi termici. Inoltre, l’iniezione di gas inerte rendeparticolarmente evidente il processo fisico della segre-gazione gravitazionale (Chatzis et al., 1988).

La fig. 9 mostra un cilindro alto 2 m riempito di sab-bia quarzosa; la sabbia è bagnabile dall’acqua e la satu-razione in olio è So�0,90, conseguita attraverso spiaz-zamento. La pietra di drenaggio basale porta canali com-pletamente bagnabili dall’olio e dall’acqua, in quantofabbricata con granuli liofili e idrofili; perciò ha resi-stenza capillare zero per entrambi i liquidi. Il drenag-gio basale si compie affinché il gas inerte rimpiazzi glispazi vuoti dei pori in un processo top-down. Mentreil gas libero si muove verso il basso, a causa della disu-guaglianza della tensione superficiale, relativa alle tresuperfici di separazione in gioco (gwg�gow�ggo), si

sviluppa una struttura a tre fasi con una pellicola d’o-lio tra l’acqua e il gas. L’olio della parte superiore rima-ne pertanto completamente connesso con la zona a olioattraverso pellicole sottili (fig. 10) e continua a drenareperché più denso del gas. In laboratorio si possono rag-giungere RF molto alti (98-99%), anziché la comunecondizione in cui l’olio drena fino a una tipica satura-zione residua di 0,20-0,30.

Questo esperimento dimostra un fatto rimarchevole:data una fase gassosa continua in una zona superiore,l’olio forma sempre una pellicola espansa sull’acqua epuò lentamente drenare fino a bassi valori di So, confer-mato che abbia luogo il rimpiazzo dei vuoti tra i pori eche le pellicole sottili rimangano intatte. I gradienti dipressione devono essere tenuti sotto il valore al quale lepellicole sono strozzate, o l’olio rimane isolato in ammas-si. Inoltre, il concetto di olio residuo, largamente usato,ha poca rilevanza nel sistema di drenaggio per gravità atre fasi. I dati sull’olio residuo hanno significato soltan-to nei casi di spiazzamento in condizioni di elevati Dp,dove l’olio è isolato da strozzature dispersive e blocca-to dalle forze capillari.

Il fenomeno della pellicola spontanea d’olio in espan-sione definisce l’ambito di una tecnologia futura chepotenzialmente potrebbe essere la migliore per tornarea coltivare vecchi giacimenti e recuperare l’olio rima-nente (tipicamente 0,40-0,75 dell’OOIP). I pozzi oriz-zontali sono installati alla base di un reservoir impove-rito, nel quale l’olio è diventato isolato nella forma di



sabbia drenata di olio con valori �97,5%

olio interconnesso attraverso pellicola sottile

‘banco d’olio’ in sabbiabagnabile dall’acqua

pietra porosa di drenaggio(doppia bagnabilità per tutta lasua lunghezza)

recupero del 100%

curva di recupero tipica

100 giorni

fig. 9. Esperimento di drenaggio per gravità.

ammassi disconnessi. Gas inerte – o una miscela diidrocarburi gassosi (HC) – è iniettato nei pozzi allostesso tasso con cui si estrae l’acqua (per evitare ele-vate variazioni di pressione). Si genera una fase gas-sosa crescente e in ascensione, che quando raggiungel’ammasso dell’olio fa sì che questo, spontaneamente,si diffonda indietro verso il pozzo; così la barriera dellacapillarità risulta perforata. In ultimo, il gas iniettato

raggiunge la sommità del reservoir, ma il processo diiniezione prosegue, con DVin�DVout per evitare il veri-ficarsi di elevate Dp che potrebbero distruggere il dre-naggio per gravità stabilizzato. Una volta completatol’intervento, i gas di valore economico sono recuperatiattraverso il declino controllato della pressione oppuremediante la sostituzione con CO2.

Nel caso in cui il metodo IGI sia applicato a un reser-voir vergine con buona permeabilità verticale (kv) ma inpresenza di una zona d’acqua attiva, si inietta metano(CH4) o azoto (N2) sopra il reservoir, per spiazzare l’olioverso i pozzi orizzontali alla base della struttura (si potreb-be utilizzare CO2 che però a p�7,4 MPa e T�31,1 °Cè in condizioni supecritiche). Nel pozzo orizzontale lapressione è mantenuta uguale alla pressione della zonad’acqua per eliminare instabilità avvettive (fig. 11) e ilgas viene iniettato alla stessa portata volumetrica di reser-voir a cui sono estratti i liquidi, affinché non abbia luogoil fenomeno di formazione di coni. Se c’è una buonaspinta di fondo dell’acquifero, è possibile che si abbiaun movimento verso il basso dell’interfaccia con il gase un movimento verso l’alto dell’interfaccia con l’acqua,entrambi gravitazionalmente stabilizzati. Dato che la dif-ferenza di densità tra olio e acqua è più piccola, le velo-cità di spostamento delle interfacce non possono esserele stesse; in questo caso, i pozzi di produzione sono col-locati più vicino alla zona di contatto con l’acqua perbilanciare la produzione.

Un reservoir ideale per l’approccio IGI potrebbe esse-re quello che presenti una modesta immersione, così daavere la più estesa superficie di interfaccia gas/olio, maancora un buon effetto di drenaggio gravitativo (Ren etal., 2005). La delicata interazione tra la struttura del reser-voir e i processi di segregazione per gravità nei sistemia tre fasi è ancora poco considerata, e molte delle pos-sibili applicazioni del metodo IGI saranno percepite cometali soltanto quando aumenterà nell’industria la consa-pevolezza della sua efficacia.



principalmente gas

acqua, zonaa una fase

banco d’olio,zona a due fasi

zona a tre fasipozziorizzontali

iniezione del gas inerte, solitamente N2 o CH4

mantenere, ovunque nel sistema, Dp a valori m

inimi

fig. 11. Iniezione di gasinerte, un processo didrenaggio gravitativo peroli a bassa viscosità. Neiprocessi governati dallagravità, l’iniezione del gase i tassi di produzione sonocontrollati per evitare laformazione di coni di gas(o acqua). Si rendenecessario unbilanciamento dei volumi:DVin�DVout. I pozziorizzontali devono essereparalleli alla struttura,vicini al contattoolio/acqua, se necessario.

gas

olio

sabbia

sabbia

acqua

gas

dm

Dp

fig. 10. Microstruttura dei fluidi; dm�diametro.

Estrazione VAPEX del petrolioPer ottenere rese di pozzo economiche, si può ridur-

re la viscosità attraverso la diluizione con solventi eidrocarburi gassosi a condensati. In combinazione conil drenaggio per gravità che utilizza lunghi pozzi oriz-zontali, questo metodo è noto come VAPEX (Vapour-Assisted Petroleum Extraction; Butler e Mokrys, 1991).Esistono numerose opzioni, ma il VAPEX fu concepi-to originariamente per una coppia di pozzi (fig. 12), con-figurata in modo che dal pozzo superiore si possa iniet-tare la miscela gassosa e dal pozzo inferiore produrrel’olio diluito. Si determina in questo modo nella zonadi intervento una camera, in cui gli idrocarburi gasso-si e i liquidi condensati si diffondono nell’olio attra-verso una interfaccia, fondendo l’olio che fluisce versoil basso in modo da esporre alla diluizione una nuovasuperficie. Alla scala di 1-100 mm, il fronte è notevol-mente interessato da digitazioni, a causa degli effetti didiluizione e imbibizione cosicché l’area della superfi-cie per la diffusione è grande, e questo aiuta ad accele-rare la velocità di trasporto di massa della fase diluen-te nell’olio ad alta viscosità. Il processo tende ad auto-stabilizzarsi senza formazione di digitazioni di largascala, garantendo grande stabilità e planarità macro-scopica al fronte di fusione. L’assenza di elevati Dp per-mette di recuperare e riciclare con grande efficienzadiluenti molto costosi, superando i problemi di scarsorecupero di solvente da cui sono afflitti i processi dispiazzamento ad alta pressione con solvente. Inoltre, ildiluente lasciato in posto dopo l’estrazione si può recu-perare attraverso iniezione di gas inerte o riduzione dipressione.

Per ottenere la condensazione degli idrocarburi leg-geri al fronte di fusione, è possibile riscaldare i vapori

prima dell’iniezione 20-40 °C sopra le temperature delreservoir; questo consente inoltre una scelta più ampianella composizione dei gas VAPEX utilizzati. Le richie-ste di energia termica sono una piccola frazione di quel-le tipiche dei processi a vapore a causa delle modestevariazioni di temperatura coinvolte, della bassa capacitàtermica dei solventi e del basso calore di condensazio-ne. La piccola quantità di calore in gioco è comunqueun aiuto per la riduzione della viscosità.

Come accade con il metodo IGI, il sistema VAPEXpuò operare a qualunque pressione in quanto condottoper drenaggio gravitativo. In presenza di una zona d’ac-qua attiva, è conveniente controllare attentamente la pres-sione per minimizzare l’afflusso o le perdite.

VAPEX comparato al processo termico SAGD pre-senta vantaggi e svantaggi. La diluizione con solvente com-porta che nei casi di oli ad alta viscosità (�100.000 cP)deve essere introdotta nel volume dell’olio una grandequantità di diluente (20-30% in volume); questo sugge-risce che il sistema VAPEX può essere più efficace neigiacimenti caratterizzati da viscosità comprese nell’in-tervallo 50-5.000 cP, casi in cui si richiede soltanto unadiluizione del 5-15%. Un altro aspetto che riguarda glioli ad alta viscosità è che gli idrocarburi liquidi deter-minano la precipitazione degli asfalteni, che possonocosì ostruire la porosità riducendo le velocità di flusso.Anche se questo metodo è stato proposto come uno stru-mento di upgrading in situ, gli effetti negativi della pre-cipitazione degli afalteni e dell’ostruzione dei pori sonosostanziali. Forse in questi casi, per mantenere aperti ipiccoli canali di connessione tra i pori, potrebbe essereutilizzato il metodo PPT.

Poiché non ci sono effetti termici di dilatazione edislocazione nel sistema VAPEX freddo, sono sufficienti



copertura

flusso incontrocorrente

estensione lateraledella camera

espan

sione d

ella c

amera

espansione della cameraq

shale

gas libero

olio diluito

livelloliquido

condensazione,diffusione, fusione

dell’olio ad alta viscosità

in acqua attiva, la condizione pw�ppnel pozzo di produzione eviterà flussi avvettivi

fig. 12. Camera inespansione in un processoVAPEX (o SAGD).

sottili livelli argillosi per creare barriere di flusso. Persuperare questa difficoltà, possono essere messe in postofratture mantenute attraverso agenti specifici per realiz-zare percorsi di flusso verticale; tuttavia questo risolvesoltanto parzialmente il problema, in quanto in tali casil’angolo di flusso effettivo può risultare così basso chei tassi di recupero diventano troppo lenti.

Rimane il fatto che il sistema VAPEX richiede pococalore, dunque non risulta penalizzato dai pesanti costiper la produzione del calore (�60-70% delle spese ope-rative – OPEX, OPerational EXpenditure – nei sistemiSAGD e nei processi a stimolazione ciclica con vapore).Inoltre, altre configurazioni di pozzo diventano verosi-mili (per esempio, fig. 13) e in funzione degli elevati valo-ri RF attesi (70-85%) potrebbe essere sostenuto un tempomolto più lungo di coltivazione, probabilmente diversidecenni. Di contro, nel caso dei SAGD, la coltivazionedeve essere condotta nel modo più rapido possibile acausa delle perdite di calore, e la spaziatura dei pozzideve essere modesta; questo vincolo è molto meno rigo-roso per i sistemi VAPEX a freddo.

Il sistema VAPEX non patisce delle difficoltà digestione dei materiali associate all’iniezione di vapore.Non c’è alcuna necessità di acqua, pertanto nessun costodi purificazione, pompaggio e riciclo, tutti problemi diprimaria importanza nei SAGD. I costi OPEX nelle con-figurazioni VAPEX dovrebbero essere circa il 40% deicorrispettivi nei SAGD, perché tipicamente il 60-70%dei costi OPEX in questi ultimi è impegnato per le spesedi generazione del vapore e di riciclaggio dell’acqua. Lestrutture di superficie per il recupero dei solventi e perle ridotte esigenze di riscaldamento sono molto menocostose di quelle per la generazione del vapore e per lapurificazione dell’acqua.

Il VAPEX si confermerà superiore ai metodi di dre-naggio gravitativo termico per i reservoir in calcari frat-turati che, a causa di valori OOIP più bassi, sono debolicandidati per i processi termici. I sistemi VAPEX potreb-bero essere anche preferiti nei casi di reservoir a stratiinclinati che sono relativamente sottili (�10 m), nei quali

l’applicazione economica di una tecnologia a vapore èimprobabile. Attualmente i sistemi CHOPS sono adattiper tali casi, ma soltanto dove è possibile sostenere la pro-duzione di sabbia. Per un reservoir a strati inclinati, i vapo-ri continuano a muoversi in direzione di strato verso lasommità del reservoir, fondendo l’olio che ritorna a velo-cità di flusso sostenute dalla pendenza naturale. In taleconfigurazione, a causa della bassa viscosità della fasevapore in circolo, appare possibile mantenere portate diproduzione economiche per larghe spaziature del pozzo.

Drenaggio per gravità termico

Processi fisici e problematiche relative al caloreDal punto di vista dei principi fisici il metodo SAGD

è simile al VAPEX. Invece di un diluente a condensa-zione, si inietta vapor d’acqua al 100% per ridurre laviscosità e occupare gli spazi vuoti; le fasi che si sepa-rano gravitazionalmente (olio e acqua) vengono recu-perate dal pozzo più basso (Butler, 1991). Come accadeper il VAPEX, SAGD può essere utilizzato anche in reser-voir con acqua di fondo attiva perché si possono eserci-re i pozzi con contropressione uguale alla pressione del-l’acqua.

I processi SAGD sono alquanto differenti da quel-li dei convenzionali processi termici. In questo casol’override di gravità è un fattore positivo: il vapore risa-le e si muove lateralmente nella zona d’intervento men-tre l’acqua condensata e l’olio caldo fluiscono gravita-zionalmente verso il pozzo di produzione. Il vaporescalda l’olio alle pareti di una camera in accrescimen-to, e la zona di fusione è sottile e stabile perché sonoassenti le instabilità avvettive alimentate da variazionidi pressione (Dp-driven). I gas che non condensano (N2

o HC), sviluppatisi o iniettati, tendono a rimanere inalto nella camera; poiché essi producono un effetto iso-lante, ciò aiuta a ridurre le perdite di calore conduttivedelle coperture.

Le alte temperature del vapore danno luogo a diver-si effetti positivi, oltre alla riduzione di viscosità. Poiché



sezione

underburden

copertura

espansione della camera

� 3.000 m

produzione diolio diluito

iniezionedi vapore

produzione diolio diluito

traiettoriadel vapore

pozzo verticale tra pozzi VAPEX

fig. 13. Configurazionealternativa per il VAPEX.

il fronte termico è netto e il DT è grande, la zona caldasi espande in modo sostanziale rispetto al reservoirfreddo oltre il fronte termico. Ciò conduce a shearing(clivaggio a piani paralleli) e dilatazione (fig. 14),aumentando la permeabilità in anticipo sul fronte, cheincrementa la velocità di propagazione del fronte e ilflusso di ritorno dell’olio scaldato. Sottili zone costi-tuite da shale subiscono così fratturazione a causa del-l’espansione termica differenziale e della disidratazionedella frazione argillosa; in questo modo il vapore passaattraverso livelli che normalmente sarebbero stati bar-riere per i processi non termici. Tuttavia, shale più spes-se (�1 m) impediscono il flusso e stabilizzano la cre-scita della camera in modo tale che il supplemento ter-mico necessario per riscaldare acqua e minerali ivi presentirisulti sostanziale.

Poiché il vapore di camera si espande lateralmente,il valore crescente dell’area della superficie superiore fasì che le perdite di calore aumentino rapidamente con iltempo. Inoltre, l’angolo di ritorno al pozzo diminuisce,di modo che, quando nella configurazione la larghezzarisulta la dimensione dominante, le portate comincianoa ridursi. Ciò limita la larghezza della camera a vaporea circa tre-quattro volte lo spessore del reservoir. Que-sti fattori, aggiunti a valori OOIP più bassi, limiteranno,probabilmente in modo definitivo, le applicazioni SAGDa giacimenti con spessori superiori a 12-15 m.

Confrontati con i metodi di iniezione di vapore adalte variazioni di pressione (Dp), i vantaggi della tec-nica SAGD risiedono nella maggiore efficienza termi-ca e nei valori estremamente alti dei RF nella zona dispiazzamento. L’isolamento capillare di zone dall’ele-vato gradiente di pressione non ha luogo, in quanto ilfronte di fusione rimane sottile e relativamente planare.Se il processo avanza più rapidamente in una zona più

permeabile, ci sono effetti termodinamici e di shearingche si oppongono e tendono a distribuire uniformementela progressione, preservando il fronte dallo sviluppo diinstabilità di grande ampiezza (come nelle digitazioniviscose o nelle canalizzazioni). In laboratorio, nel casodi modelli 2D si raggiungono facilmente valori di recu-pero superiori al 95%. In giacimento, in funzione di fat-tori come il numero e la posizione degli strati argillo-si, il tasso di recupero rispetto al tasso di perdita delcalore, la grandezza della dilatazione termica, e altriancora, è ragionevole, nel caso di reservoir idonei, aspet-tarsi RF�65-80%.

Rispetto ai processi a iniezione di vapore ad alta pres-sione, l’efficienza termica più alta deriva dalla nitidezzadel fronte termico che procede nel reservoir e dalle ridot-te perdite di calore nella direzione verticale. Quando unintervento SAGD è prossimo alla conclusione (5-8 annidopo la sua attivazione), l’iniezione di vapore può esse-re rimpiazzata dall’iniezione di gas inerte per spiazzarei liquidi caldi e i vapori verso il pozzo di produzione dovequesti possono essere prodotti e il calore recuperato. Dalpunto di vista termico, la tecnica SAGD dovrebbe esse-re circa il 40% più efficiente di un’equivalente opera-zione CSS. Per esempio, nel giacimento di Cold Lake, sisono raggiunti SOR di 2,5, ma è probabile che con l’ap-plicazione del metodo SAGD si possano conseguire RF

ben migliori con valori SOR di circa 1,5-1,6. Tuttavia, icosti d’investimento (CAPEX, CAPital EXpenditures)elevati necessari per raddoppiare i pozzi orizzontali com-promettono parte dei miglioramenti in efficienza.

Implementazione del SAGDAl momento attuale, il SAGD è stato economica-

mente verificato in Canada in zone di buona permeabilità(k�1 D, h�20 m) a cospetto di oli di viscosità molto alta



scivolamento di taglio dell’interfaccia

comportamento sforzo-deformazione

comportamentodi indebolimento regioni

con maggioredilatanza

shearingtermico

dilatazionefredda

dilatanza forte

regione ‘isolata’

�DV

�DV

stre

ss (s

a)

ea

ea

dilatanza

fig. 14. La dilatanzatermica e non termicaincrementa lapermeabilità (k) efavorisce la fratturazionedegli shale.

(1-2�106 cP) e a profondità variabili da 150 a 650 m. Con-siderando un arco di tempo utile di 5-8 anni, si potreb-bero conseguire RF dell’80% nei migliori casi caratte-rizzati da eccellente permeabilità verticale, ma facen-do riferimento a una media complessiva è probabilmentepiù ragionevole pensare a valori del 65-70%. Si noti cheanche in giacimenti convenzionali di petrolio in are-naria, applicando metodi di recupero assistito a elevateDp, RF del 60% sono eccezionali a causa dei fenomenidi bypassing dell’olio e di otturazione capillare e perl’alto contenuto d’olio residuo associato con i processiDp-driven.

Anche se una strategia a doppio pozzo definisce laconfigurazione correntemente utilizzata, in linea di prin-cipio è possibile realizzare un sistema SAGD perma-nente con un singolo pozzo, dove l’iniezione del vapo-re ha luogo per tutta la lunghezza del pozzo, con il vapo-re che si separa e cresce fuori del pozzo per essererimpiazzato dai liquidi. Possono essere utilizzate altreconfigurazioni, a patto che Dp sia mantenuto basso affin-ché il processo sia guidato dagli effetti di variazione didensità (Dr). A oggi, il concetto di doppio pozzo è rite-nuto il più appropriato per nuove coltivazioni di spessezone a olio viscoso, perché presenta linee di flusso brevi,riducendo le perdite di calore, e garantisce che una com-pleta comunicazione lungo tutta la lunghezza del tubosia raggiunta rapidamente. Tuttavia, quando SAGD èapplicato ad altri reservoir che già sono in fase produt-tiva attraverso l’impiego di una tecnologia diversa o areservoir in cui la comunicazione sia già stata stabilita,possono essere usate combinazioni di pozzo differenti.Per esempio, pozzi di iniezione e di produzione oriz-zontalmente alternati, o allineamenti di pozzi di iniezioniverticali con pozzi di produzione orizzontali di offsetpossono risultare in particolari casi più efficienti (peresempio, HWCS seguito da SAGD).

Le coppie dei pozzi SAGD sono usualmente posi-zionate rispettando una separazione verticale di circa 4 me condotte in modo tale che la differenza di temperatu-ra tra i due pozzi sia di circa 30 °C. Questo sembra esse-re l’optimum per le condizioni canadesi, ma la situazio-ne ottimale deve essere poi valutata caso per caso. Le lun-ghezze di pozzo ottimali sembrano essere di circa 800 min quanto le perdite di carico in pozzi orizzontali moltolunghi possono determinare lo sviluppo eccessivamen-te lento del drenaggio al piede (del pozzo) oppure gra-dienti di pressione nel reservoir che destabilizzano il dre-naggio gravitativo attraverso la formazione di coni e digi-tazioni viscose.

In un reservoir con acqua attiva, la contropressionedel pozzo di produzione deve rimanere prossima allapressione dell’acqua, ma in assenza di acqua attiva è pos-sibile esercire il sistema SAGD a pressioni più basse.Nel caso di oli dalla viscosità più bassa ciò può pre-sentare alcuni vantaggi, ma per oli ad alta viscosità la

temperatura inferiore inibisce la formazione della dila-tazione di scorrimento e la riduzione della viscosità (rela-tiva al DT ) può risultare insufficiente per ottenere buoneportate. In questi casi, il SAGD di bassa temperatura nonè vantaggioso (Collins, 2004).

Metodi ibridi di drenaggio per gravitàIl drenaggio per gravità è generalmente lento, limi-

tato dalle viscosità elevate, da bassi valori Dp e dallapermeabilità intrinseca della roccia. I metodi ibridi sonoin grado di superare alcuni di questi vincoli.

VAPEX e SAGD, oppure IGI e SAGDLa tecnica SAGD è già unita, nella fase di produ-

zione, con i concetti VAPEX. Idrocarburi gassosi sonoiniettati con il vapore per ottenere i benefici della dilui-zione, come anche per procurare il ricambio del volumedei vuoti e per contribuire a mantenere le perdite verti-cali di calore per conduzione entro livelli ridotti attra-verso gli effetti di isolamento forniti dai gas alla som-mità della zona (Gupta et al., 2002). La tendenza dei gasinerti a rimanere in alto nella struttura e del vapore a con-densare fornisce al sistema del flusso una componenteIGI che consente all’olio di continuare a drenare finchéla zona a olio non è completamente esaurita. Questodovrebbe garantire un ridotto fabbisogno di calore e unrecupero più rapido, e può anche migliorare a margineil RF poiché il processo può essere ottimizzato e i costipossono risultare inferiori a quelli di un intervento SAGDsemplice.

Una volta che l’uso di tecnologie ibride sarà diven-tato un modo di operare ordinario, le compagnie petro-lifere cominceranno a esplorare combinazioni diverse digas e vapore. Probabilmente troveranno più convenien-te, dal punto di vista economico, esercire i pozzi primain un modo e poi in un altro, per esempio applicando ilmetodo SAGD per diversi anni così da fratturare le zonea shale, per poi spostarsi gradualmente verso il VAPEX,che ha costi operativi molto più bassi, anche se è piùlento. Nel campo delle viscosità più basse (inferiori a1.000 cP), si può tranquillamente considerare l’applica-zione di un processo ciclico di iniezione di vapore e digas sotto il controllo di condizioni gravitative, seguiteda trattamento IGI, in modo ciclico, nel tentativo di ridur-re le perdite di calore e i costi operativi.

SAGD veloceIl concetto di SAGD veloce (Gong et al., 2002) pre-

vede una coppia di pozzi SAGD centrale rispetto a pozzidi confinamento HWCS che sono sottoposti a lunghicicli di iniezione di vapore (da molti mesi a un anno perun ciclo singolo) e poi convertiti a drenaggio gravitati-vo una volta che sia raggiunta una buona comunicazio-ne tra i pozzi adiacenti (fig. 15). Il processo HWCS tendead aprirsi facilmente varchi in sottili livelli argillosi, e il



calore può parimenti tendere a rimanere più in basso nelreservoir per un tempo più lungo, poiché nelle fratturerisultano prevalenti le componenti orizzontali a causadei cambiamenti indotti dallo stress. Rispetto al SAGDconvenzionale, i fabbisogni di trivellazione sono ridottipoiché, pur potendosi prevedere che la spaziatura late-rale sia simile, i pozzi di confinamento sono singoli inve-ce che doppi. Si può assumere che qualche componen-te dei sistemi VAPEX o IGI possa essere utilizzata permigliorare ulteriormente i tassi di produzione e ridurrei fabbisogni di calore, probabilmente del 20-25% rispet-to a quelli del SAGD convenzionale. È probabile che iRF non siano così alti quanto nei SAGD, anche se que-sto dipende dalla spaziatura dei pozzi.

Ci sono molte possibili combinazioni e permutazio-ni nei processi controllati dalla gravità, in particolare seessi sono combinati, episodicamente o in sequenza, coni processi alimentati dalla pressione (pressure drivenprocesses). Il SAGD veloce, come altri metodi, sarà atten-tamente studiato con l’ausilio di simulatori matematici,modelli di laboratorio e implementazioni di campo pertrovare metodi operativi che aiutino a ridurre le perditedi calore e il tempo di coltivazione, e a incrementare leportate e il RF. Varie configurazioni di pozzi verticali eorizzontali possono essere utilizzate, in sequenza diver-sa, ed è poco probabile che la configurazione corrente adoppio pozzo, con i suoi elevati costi di installazione,possa rimanere la sola prevista per il futuro.

SAGD a pozzo singolo (SW-SAGD) e HWCSPer ottenere rapidamente una grande zona riscalda-

ta, i pozzi orizzontali possono essere eserciti secondouno schema ciclico che combina una configurazione SW(Single-Well)-SAGD con l’iniezione ciclica di vapo-re (Elliott e Kovscek, 1999). Un pozzo singolo lungo800 m è prima predisposto per l’iniezione di vapore conportate moderate (una vaporizzazione troppo rapidadeterminerebbe perdite di fluidi caldi) per un periodo di10-15 settimane, poi si avvia la produzione, e le portatedi iniezione e di produzione sono bilanciate nel corsodi un periodo di diverse settimane per ottenere la condi-zione di gradienti di pressione bassi e di flusso control-lato dalla gravità. Questo approccio può essere ripetuto

in molti cicli secondo necessità, ma è probabile che giài primi due o tre cicli ad alta pressione possano creareuna zona riscaldata e dilatata in grado di scongiurare fat-tori come l’impedimento della segregazione, l’ostruzio-ne per capillarità e l’ostruzione o il ritardo del flusso cau-sato dalle intercalazioni argillose, che sono problemati-ci nella configurazione SW-SAGD.

Una volta determinato un grande volume di olio adalta temperatura, in fase inoltrata del processo, può esse-re utilizzato un intervento IGI per ridurre le perdite dicalore verticali e procurare il rimpiazzamento degli spazivuoti al processo di drenaggio gravitativo. Altri vantag-gi possono includere il fabbisogno ridotto in pozzi e unpiù rapido anticipo della produzione.

2.1.4 L’opzione della combustionein situ

La separazione gravitazionale dei gas di combustione,l’ostruzione del flusso per il raffreddamento dell’olio adalta viscosità, la cokizzazione prematura, le rapide cana-lizzazioni (channelling) del gas e il prematuro arrivo delfronte di combustione al pozzo di produzione hanno resola combustione in situ (ISC, In Situ Combustion) noneconomica nel caso degli oli ad alta viscosità. Tuttavia,i vantaggi potenziali del metodo ISC sono così rilevan-ti che il conseguimento di un processo di combustionestabile (il concetto di reattore in situ) rimane uno deiprincipali obiettivi della ricerca sugli oli ad alta visco-sità. Tali vantaggi includono: a) costi di combustibilenulli; b) peso molecolare ridotto del prodotto; c) rimo-zione della maggior parte dei metalli pesanti (Ni e V)attraverso ossidazione e precipitazione; d ) ridotti fabbi-sogni idrici; e) ridotte problematiche nella gestione deirifiuti di processo liquidi e solidi.

Tutti i processi di combustione ad alta temperaturagenerano grandi volumi di gas, particolarmente se è uti-lizzata aria (79% N2). Questo determina problemi digestione del gas, in quanto i gas devono fluire attra-verso il sistema verso i pozzi di estrazione. Si generaseparazione gravitazionale e, poiché i gas trasportanocalore, ciò conduce a channelling con fiamma e arrivo



iniezionedi gas

iniezionedi gas

zona SAGD

HWCSdi seconda fase

HWCSdi seconda fase

h

prime due zone HWCS adiacenti

L2�? condizione necessaria H�15 mL1�(3-4) h

fig. 15. SAGD veloce che utilizza unacombinazione dei metodi SAGD eHWCS. Il processo SAGD veloce èesteso lateralmente, secondo almenodue stadi (L1, L2). Il valore ottimaleper L1 sembra essere (3-4) h, mentreè meno certo per L2. Può essere utilela lenta iniezione di gas inerteeffettuata alla cresta della regioneHWCS; ciò può ridurre le perditeverticali di calore e fornire un altrofattore di controllo del processo.

anticipato del fronte di combustione al pozzo di produ-zione. Nel reservoir, gravi problemi relativi al coeffi-ciente di mobilità negli oli ad alta viscosità favorisco-no sempre lo sviluppo delle instabilità di flusso, che ilgas non fa altro che peggiorare. Se si utilizza O2 puro,si elimina la questione del trattamento di N2, ma il flus-so di CO2 (come gas o come fluido supercritico) com-porta problemi simili. I gas prodotti devono essere trat-tati alla testa di pozzo attraverso separazione immedia-ta, condensazione dei gas idrocarburici, sfiatamento oreiniezione del gas.

Il problema del raffreddamento dell’olio e dell’oc-clusione dei condotti (plugging) è endemico dei metodiISC convenzionali. L’olio caldo proveniente dal frontedi combustione si raffredda quando fluisce attraverso ilsistema e si può completamente immobilizzare, anchegelificando, poiché è chimicamente attivo. Perciò, i gasche devono fuoriuscire dal sistema non possono deflui-re senza fratturazioni, il che implica pressioni di inie-zione più alte, canalizzazioni e perdita di controllo. Nelcaso in cui sia presente una zona d’acqua attiva, è diffi-cile mettere in esercizio un sistema ISC perché, se lapressione ai pozzi di produzione scende sotto la pres-sione dell’acqua, si produce la formazione di coni, feno-meno che ‘tempra’ l’olio caldo, immobilizzandolo e bloc-cando il processo.

L’olio prodotto per combustione contiene idrocarbu-ri con un gran numero di legami di carbonio doppi e tri-pli e tende a gelificare quando raffredda, in conseguen-za di una spontanea reticolazione molecolare. Ciò puòessere mitigato attraverso immediata idrogenazione coni fluidi ancora caldi, anche se questo richiede lo svilup-po di metodi di idrogenazione a scala più piccola di quel-li attualmente accessibili.

I metodi ISC rimarranno di notevole interesse per-ché la posta in gioco è molto alta: la combustione potreb-be essere l’unica tecnologia praticabile per i giacimentia olio altamente viscoso in zone di spessore inferiore a12-15 m, non idonee al metodo CHOPS. I vantaggi del

reattore in situ sono così grandi che la ricerca applicataISC andrà avanti anche se i risultati continuano a esse-re deludenti.

Combustione con l’ausilio di pozzi orizzontaliIl processo di iniezione di aria dal punto terminale

del pozzo verso il punto di inizio (THAI, Toe-to-HeelAir Injection), in fase di test di campo nel periodo 2006-2007, utilizza il concetto di breve linea di flusso obbli-gata per attenuare le instabilità avvettive, i problemi rela-tivi al gas e il raffreddamento dell’olio. Si utilizzanopozzi verticali per iniettare aria, aria arricchita in ossi-geno, ossigeno più acqua, o qualsiasi ossidante adatto apropagare un fronte di combustione lungo un sistema apozzo orizzontale, collocato sotto la formazione da pro-durre. I gas di combustione e i prodotti derivati da crackingtermico e mobilizzati sono recuperati attraverso linee diflusso brevi e calde (fig. 16), che superano o evitano leinstabilità relative a lunghe linee di flusso e il raffred-damento. Un bilanciamento tra override e corrente discen-dente, considerando anche il posizionamento basso delpozzo, comporta una raccolta verticale efficiente e inlinea di principio è possibile conseguire alti valori RF.

I vantaggi potenziali del metodo THAI sono eviden-ti, ma nella pratica si devono affrontare delle complica-zioni. L’agente ossidante iniettato può semplicementeeffettuare un corto circuito alla punta terminale del pozzo(toe), evitando parzialmente il fronte di combustione eintroducendo significative quantità di ossigeno liberonel pozzo di produzione. Ciò può determinare logora-mento per attrito dell’acciaio e cokizzazione nella sezio-ne orizzontale del pozzo, impedendo il flusso. Tuttavia,simulazioni di laboratorio mostrano una forte tendenzaalla formazione di tappi di coke nel pozzo a monte dellazona di combustione, cosa che aiuta gli ossidanti a segui-re linee di flusso di overriding nella zona di combu-stione, dove essi possono essere completamente consu-mati. Rimane da verificare se questo si possa realizza-re nella pratica.



il pozzo orizzontale induce flussibrevi e zone di reazione, in modotale che sono grandemente ridottele instabilità

aria oppure O2 (H2O) prodotto

iniziodel pozzo

possibile deposizione di coke

gas mobile e banco di olio

zona dicombustione

acqua libera eventuale ingresso di acquapossibile bypassing

reservoir freddopunto terminale

del pozzo

fig. 16. Concetto THAI di combustione per brevilinee di flusso.

Un obiettivo da raggiungere è quello della forma-zione di coke e dell’occlusione a valle della zona pro-duttiva. È necessario il completo consumo di ossigenoprima che i fluidi raggiungano il pozzo ed è anche indi-spensabile che il foro del pozzo sia riscaldato per miti-gare la cokizzazione. Un foro di pozzo può essere pre-riscaldato con vapore prima che inizi la combustione edè stata proposta l’installazione di un catalizzatore intor-no al pozzo di produzione per far fronte a questa neces-sità. Infine, un altro serio problema, se esiste acqua libe-ra, è costituito dall’eventuale entrata di acqua.

Non è chiaro quale spaziatura dei pozzi sia necessa-ria (3-4 h ?) per conseguire la miglior efficienza di spiaz-zamento tra i pozzi orizzontali, avendo sempre presen-te l’esigenza di moderare i costi di posizionamento deipozzi. È necessario un attento controllo della contro-pressione per scongiurare l’eventualità che il fronte dicombustione investa violentemente soltanto il foro dipozzo, senza interessare le risorse interpozzo. Se i fron-ti possono essere stabilizzati attraverso il controllo dellacontropressione, una volta che una serie di pozzi oriz-zontali è stata spazzata, un’altra serie può essere attiva-ta dagli stessi pozzi di iniezione. Poiché il flusso di calo-re si propaga nella stessa direzione del moto dei fluidi,i gas freddi aiutano a veicolare il calore fuori dalle regio-ni già sottoposte a combustione, contribuendo a ridurrela viscosità dell’olio. Inoltre, siccome non ci sono costidi combustibile e si genera una quantità di calore taleche le perdite non sono un aspetto rilevante, il processopotrebbe essere condotto lentamente in confronto ai pro-cessi a iniezione di vapore nei quali la velocità è un fat-tore essenziale.

Altri scenari di combustioneConsiderare la possibilità di un processo di combu-

stione top-down è interessante per i grandi volumi di gasgenerato, per l’aumentata mobilità dell’olio e per la ten-denza alla segregazione per gravità (Shen, 2002). Un taleprocesso dovrebbe riguardare brevi percorsi, tema ricor-rente nelle nuove tecnologie di produzione petrolifera

(THAI, IGI, SAGD, VAPEX, CHOPS e le loro varie com-binazioni sono tutti processi a breve linea di flusso). Inol-tre, poiché l’olio deve fluire anche in uno stato non riscal-dato, un processo di combustione top-down dovrebbeessere praticabile soltanto in presenza di una qualchemobilità dell’olio nel reservoir; pertanto è improbabileche si possa utilizzare dove m�1.000-2.000 cP.

Si consideri una geometria come quella mostrata infig. 17. Inizialmente, i pozzi basali sono sottoposti a sti-molazione HWCS da pozzo singolo, finché la camera divapore risulta in buon contatto con gli strati di copertu-ra e si stabiliscono linee di flusso verticali riscaldate. Èa questo stadio che cominciano a esservi significativeperdite di calore permanenti attraverso le coperture. Siricorre allora alla lenta iniezione di ossigeno puro daipozzi superiori, che genera combustione nella parte som-mitale della zona. Se i gas di combustione che perman-gono in questa zona possono essere estratti senza chedebbano fluire in basso verso i pozzi inferiori e così dan-neggiare le condizioni di flusso (ridotta permeabilità ailiquidi, canalizzazione termica), il liquido caldo segre-gato per gravitazione può essere prodotto in modo piùefficiente. L’unico modo per raggiungere questa condi-zione è di iniettare l’ossigeno nel pozzo superiore fin-ché non si sia verificata una combustione sufficiente,per poi recuperare i gas di combustione dallo stesso pozzomentre si produce olio caldo dal pozzo collocato più inbasso. Un’operazione ciclica sembra in questo caso ilmiglior approccio.

In alternativa, si può procedere iniettando ossigenonel pozzo più basso mentre si estraggono i gas di com-bustione dal pozzo superiore. La combustione ha luogoe, non potendo l’olio fluire verso l’alto, un banco di oliocaldo di bassa viscosità si sviluppa per gravità intornoal pozzo in basso, con produzione episodica quando ivolumi sono sufficientemente grandi.

Anche se i concetti coinvolti nell’uso di pozzi oriz-zontali per raggiungere l’obiettivo di flussi con brevi per-correnze e combustione controllata sono nuovi e nonsperimentati nella pratica, essi saranno presto testati in



fase 1: riscaldamento zonale HWCS e produzione di olio

fase 2: eventuale combustione ciclicacon estrazione di gas in alto nello strato

zona calda

iniezionedi aria

eventuale iniezione

lenta di vapore

possibile iniezione di vapore o di gas

estrazione di gas oiniezione di O2

fig. 17. Possibileapproccio per HWCS seguita da combustioneciclica.

esercizio – molto probabilmente nel ruolo di tecnologiedi complemento applicate dopo metodi SAGD, CSS oaltri metodi termici – come trattamento finale del reser-voir per estrarre una quantità ulteriore di olio senza ilvincolo di rilevanti investimenti addizionali.

In un reservoir inclinato (fig. 18), è possibile ottene-re qualche vantaggio dalla pendenza della formazioneper contribuire a ridurre problemi quali l’override gravi-tativo e le canalizzazioni del gas. A causa della tenden-za naturale del gas a rimanere in alto nella formazione edei liquidi caldi a cadere in basso, risulta possibile estrar-re i gas di combustione quando si separano e si accumu-lano nella parte alta della formazione, mentre i liquidi,per la maggiore densità, continuano a fluire verso il bassosecondo la pendenza degli strati. In generale, pozzi oriz-zontali che si sviluppino nella stessa direzione della for-mazione (considerando la direzione della formazione insenso geologico, strike) costituiranno in questi casi ilmodo più efficace di effettuare la combustione.

2.1.5 Mixing e sequencing delle tecnologie

L’approccio mixing comporta l’utilizzazione di tecnolo-gie differenti o combinate nello stesso reservoir, o anchenello stesso pozzo. L’approccio in sequenza (sequencing)si riferisce all’uso in un reservoir di diverse tecnologieuna dopo l’altra per incrementare il RF, approfittando difavorevoli cambiamenti nelle proprietà. Dato il grannumero di tecnologie oggi accessibili, si presentano moltepossibilità e soltanto alcune sono descritte di seguito;queste non sono state ancora sperimentate, ma i concet-ti appaiono familiari (Dusseault, 2006) e le realizzazio-ni sembrano a portata di mano.

L’uso combinato e in sequenza delle tecnologie peraumentare il RF e ridurre i costi complessivi dovrebbeessere esaminato all’inizio di un progetto, piuttosto che

dopo diversi anni di produzione, quando l’impatto dellariduzione dei costi di breve termine (con un orizzonte di3-12 mesi) sui costi di lungo termine può risultare forte.Per esempio, una strategia di sequenziamento delle tec-nologie potrebbe richiedere l’uso di pozzi verticali ter-mici allo stadio tardivo (dopo circa 5-6 anni), ma si puòessere indotti a trivellare la prima generazione di pozzinel modo più economico, per evitare in una fase inizia-le i costi supplementari dei pozzi termici. Tuttavia, ilnuovo sviluppo è molto più costoso nel caso si rendanecessario un importante programma di perforazione inun reservoir caldo o esaurito. Se i costi sono sostanzia-li ed è rimasta solo una parte delle risorse, una nuovaanalisi costi-benefici può mostrare che il secondo inve-stimento non è giustificato. Se l’investimento del pozzotermico fosse stato fatto all’inizio, il progetto comples-sivo avrebbe visto il recupero di molto più olio e avreb-be offerto profitti per un periodo più lungo, sebbene nonai tassi di breve termine realizzati dallo schema di svi-luppo a basso costo iniziale.

Combinazione delle tecnologie di produzione

CHOPS e drenaggi orizzontaliIl metodo CHOPS genera notevoli cambiamenti a

causa della dilatazione e della rimozione delle sabbie(più di 1.500-2.000 m3 di sabbia in casi eccezionali). Lazona disturbata ha una porosità più alta, una permeabi-lità che può essere raddoppiata e una permeabilità rela-tiva all’acqua e al gas, krw e krg (acqua calda e vapore,rispettivamente), che può essere aumentata di un fatto-re pari a circa dieci. Inoltre, lo stress laterale si riduce acirca il 30-40% dello stress verticale e la compressibi-lità della roccia risulta aumentata di un fattore che puòvariare da 10 a 100.

Nei processi a vapore, quanto più rapidamente i flui-di caldi entrano in contatto con la zona fredda e quantopiù uniforme è il riscaldamento, tanto più economica



pozzi orizzontali paralleli alla struttura

i gas di combustionefluiscono ai pozzi

acqua

i tassi di iniezione sono controllati per ridurre una eccessiva formazione dei coni di gas

iniezione di aria

banco d’olio,spiazzato dai gascaldi

regione di combustione,parzialmente stabilizzatagravitazionalmente

gas

fig. 18. Possibileconfigurazione per la combustionegravitazionalmentestabilizzata. Lacontropressione del pozzo di produzioneè mantenuta allo stessolivello della zona diacqua di fondo attiva pereliminare la formazionedi coni d’acqua e la produzione d’acqua.

diventa l’estrazione. Il flusso di vapore dovrebbe diffon-dersi rapidamente attraverso la zona CHOPS perturba-ta, perciò sembra di un certo interesse la possibilità dicombinare i metodi SAGD (o HWCS) e CHOPS. Un taleprocesso dovrebbe essere limitato a zone di spessoresuperiore a 12-15 m, ma probabilmente potrebbe essereefficace in condizioni di viscosità superiori rispetto aicasi trattati con il CHOPS convenzionale. La fig. 19 mostrauna possibile configurazione combinata.

Pozzi orizzontali singoli sono installati insieme a pozziverticali CHOPS che sono messi subito in produzione emantenuti per diversi anni. Contestualmente, si operaun’iniezione di vapore da pozzo orizzontale con portaterelativamente basse (30-40 t/d), eventualmente con diver-si cicli produzione/iniezione HWCS, finché non sia sta-bilita un’evidente comunicazione con la zona disturbata.Il pozzo orizzontale è disposto poi in produzione SAGDe il vapore viene iniettato nei pozzi CHOPS ricompleta-ti. Il sistema è esercito in condizioni di drenaggio gravi-tativo (bassi Dp), e si possono attendere valori RF eleva-ti quanto quelli del SAGD convenzionale, ma a tassi piùrapidi a causa della zona disturbata. Quando i tassi di pro-duzione scendono a valori bassi, i pozzi CHOPS sonoconvertiti a pozzi IGI per recuperare calore, vapori idro-carburici e qualche volume di olio addizionale.

Tra i vantaggi di questo sistema rispetto al tratta-mento soltanto con SAGD c’è il numero minore di pozziorizzontali, verosimilmente da disporre con una spazia-tura più ampia. CHOPS vuol dire buona produzione ini-ziale da pozzi verticali economici e, a causa della per-meabilità più alta, sviluppo più rapido della camera avapore e produzione dell’olio in un periodo di tempo piùbreve. Tuttavia, questo schema può probabilmente esse-re usato soltanto in reservoir senza acqua di fondo atti-va e con oli dalla viscosità inferiore a 50.000 cP.

Anche l’abbinamento VAPEX e CHOPS può esseredi un certo interesse, in particolare dopo che il proces-so CHOPS apre dei varchi tra le barriere argillose e quin-di migliora la permeabilità verticale. In queste zonecaratterizzate da elevati valori di permeabilità e porosità

generati dal processo CHOPS, i vapori dovrebberodiffondersi molto più facilmente. In un approccio ibri-do VAPEX-CHOPS ci possono essere vantaggi nel con-tinuare a operare i pozzi CHOPS a lungo dopo la pene-trazione del vapore, per massimizzare l’estensione dellazona disturbata, prima di convertirli all’iniezione delvapore.

PPT e altre tecnologieLa tecnologia PPT è efficace quando la saturazione

in gas è bassa, poiché le onde di eccitazione sono rapi-damente attenuate da una fase gassosa. La stimolazionePPT può tuttavia essere efficace in configurazioni ibri-de, dove le onde attraversano porzioni del reservoir satu-re di liquido per raggiungere la zona in cui si desideralocalizzare gli effetti vantaggiosi.

La fig. 20 mostra una possibile configurazione dovela stimolazione PPT dovrebbe accelerare la crescita dellacamera di vapore e migliorare i tassi di produzione. Leapplicazioni PPT di campo sono in fase iniziale e molteconfigurazioni possibili dovranno essere testate.

Applicazione in sequenza di tecnologie

CHOPS-CSS-ISCLa tecnologia CHOPS genera nel reservoir zone di

porosità, permeabilità e compressibilità aumentate a causadella produzione di sabbia e dello scorrimento della for-mazione; questo dovrebbe corrispondere a una più effi-ciente (rapida) propagazione del vapore iniettato duran-te un successivo episodio di coltivazione CSS. Per l’ac-celerazione dei tempi di riferimento, ciò potrebbe renderel’iniezione di vapore economica in zone marginali, dovenormalmente non dovrebbe essere considerata.

Sono possibili varie configurazioni: pozzi di svilup-po iniziale che utilizzano il metodo CHOPS possonoessere installati in un primo momento come pozzi di inie-zione vapore per consentire il ricompletamento a pozziCSS. D’altra parte, pozzi CHOPS economici potrebbe-ro essere installati su una spaziatura da 10 a 20 ettari,



scala verticale aumentata di 4 volte pozzi SW-SAGD

pozzi CHOPS

zona prodotta e snervata

produzione di gas, acqua,olio, sabbia

vapore o miscela di gas

casingimpermeabilizzato

fig. 19. Tecnologieibride: combinazionedei metodi CHOPS eSW-SAGD. CHOPScrea una vasta zonadisturbata a elevate k ef, mentre i pozzi SAGDsono eserciti lentamenteo in modalità HWCS(fase 1); i pozzi CHOPSsono convertiti ainiezione lenta di vaporee gas, i pozzi orizzontalia pozzi di drenaggiogravitativo (fase 2).

messi in produzione fino al loro limite economico, perpoi procedere con il posizionamento di pozzi CSS sullabase di una configurazione d’infittimento per dimezza-re la spaziatura. Anche sistemi CSS megarow potrebbe-ro essere messi in esercizio dopo la fase CHOPS, connuovi pozzi CSS perforati come batterie e prodotti comepozzi CHOPS per la tipica fase iniziale di produzione dialto tasso (2-3 anni).

Una volta che un processo CSS è stato eseguito dopoun CHOPS, è possibile mettere in atto un processo dicombustione perché il reservoir è a quel punto molto piùpermeabile, è già riscaldato e sono notevolmente aumen-tate le possibilità che si ottenga la propagazione di unfronte di combustione stabile. Se si utilizzano pozzi ver-ticali, generalmente, per mitigare la formazione di ban-chi di olio (oil banking) isolati, è necessario ridurre lalunghezza delle linee di flusso a valle nei processi dicombustione. La spaziatura di pozzo tipicamente uti-lizzata nelle applicazioni CHOPS (8-16 ha) o CSS(6-10 ha) è generalmente più grande di quella necessa-ria per la combustione a Dp elevate (4-8 ha), e si dovreb-bero rendere necessari pozzi d’infittimento, preferibil-mente perforati come nuovi pozzi nell’area interpozzoe utilizzati come siti d’iniezione.

CSS-IGICome per l’olio, i processi di iniezione di vapore con

alta Dp lasciano una grande quantità di calore nel reser-voir. A causa delle basse pressioni efficaci e degli altigradienti di temperatura durante l’iniezione di vapore,si verificano shearing e dilatazione e le proprietà di flus-so del reservoir risultano migliorate. Pertanto, ci sonovolumi significativi di olio che sono caldi e potenzial-mente recuperabili. Buoni reservoir CSS sono anchebuoni candidati per i processi gravitazionali, in quantoil metodo CSS richiede che non sia presente acqua atti-va (per il rischio del raffreddamento della camera di vapo-re). Tutti questi fattori suggeriscono che giacimenti CSScaldi possano essere degli eccellenti candidati per unafase di produzione che utilizzi sistemi IGI stabilizzatigravitazionalmente.

I pozzi verticali CSS sono quasi sempre completatinella parte bassa del reservoir, a circa un quarto dal fondodel livello produttivo a olio. Per impiegare il metodo IGI,è possibile che sia necessaria la riperforazione alla basedella zona a olio per ottenere il massimo vantaggio delflusso gravitativo, e che i pozzi siano anche riperforatialla sommità affinché il gas (CH4, N2) possa essere intro-dotto per creare una cappa di gas in lenta crescita, conun’interfaccia mantenuta grosso modo orizzontale. Sipossono utilizzare gli stessi pozzi, con l’iniezione delgas attraverso il casing (tubo di rivestimento) e la pro-duzione per pompaggio dalla zona sottostante, con ledue parti isolate da una guarnizione stagna (packer).

HWCS-IGI-ISCL’iniezione ciclica di vapore da pozzo orizzontale

permette di recuperare soltanto il 35-40% dell’OOIP e,analogamente al CSS-IGI, il processo può essere con-vertito a iniezione di gas inerte una volta che la produ-zione ciclica diventa antieconomica. A questo stadio, lamaggior parte del reservoir è calda, tuttavia il flusso diolio di bassa viscosità è ostacolato prontamente verso ipozzi di produzione a causa del bloccaggio per capilla-rità, dei bassi gradienti locali e così via. Il gas inerte èiniettato nella parte alta del reservoir per procurare ilricambio nei vuoti e una pressione costante, e l’olio èestratto dai pozzi orizzontali basali alla stessa portatavolumetrica dell’iniezione del gas per evitare la risalitadi gradienti di pressione destabilizzanti. Poiché non c’ègas libero in prossimità dei pozzi di produzione a causadella segregazione gravitazionale delle fasi, la permea-bilità rispetto all’olio si mantiene a valori ragionevoli, eanche l’acqua libera nel reservoir viene estratta insiemeall’olio.

L’iniezione del gas inerte consente che l’olio caldodreni raffreddandosi poco perché il calore specifico delgas è basso e, dal momento che il gas forma una zonacontinua alla sommità del reservoir, esso è anche un iso-lante, che rallenta le perdite di calore conduttive verti-cali dal blocco. In relazione alla permeabilità, può esse-re necessario, per ottenere un livello di gas di copertura



onde di eccitazionein propagazione nella zona satura di liquido

pozzi PPT

camere SAGD

scala verticale aumentata 3 volte pozzi SAGD

(4-5) h

h

fig. 20. Stimolazione perimpulsi di pressione inun ambiente a drenaggiogravitativo.

relativamente piatto, utilizzare pozzi di iniezione di gasverticali con spaziature di 250-350 m.

In questo caso, non è opportuno iniettare gas inertenei pozzi orizzontali poiché ciò determina la saturazio-ne in gas libero intorno ai pozzi, riducendo le portatedell’olio sotto i Dp. Tuttavia, si possono iniettare gasidrocarburici caldi che condensano nel reservoir e dilui-scono l’olio, riempiono gli spazi dei vuoti e portano aun processo VAPEX modificato. Se si applica questoconcetto, il processo continua fino a che i tassi di oliodiminuiscono; da quel momento in poi i solventi costo-si possono essere spiazzati per iniezione di gas inerti leg-geri nella parte alta della zona.

In ultimo, quando tutti i vapori di valore economicosono stati recuperati, ha luogo l’iniezione di aria, rea-lizzata utilizzando gli allineamenti esterni dei pozzi ver-ticali, in modo tale che durante la combustione un fron-te possa essere spiazzato lungo i pozzi orizzontali versola parte iniziale del pozzo (heel). Poiché i fori di pozzosono caldi e l’intero reservoir è riscaldato, la combu-stione dovrebbe rivelarsi abbastanza efficace. Una con-figurazione di sistema possibile per queste successionidi tecnologie è rappresentata in fig. 21.

2.1.6 Criteri di screening del reservoir

Criteri sperimentali di valutazione sono riassunti in tab. 3,tuttavia va considerato che in molti casi esiste una sovrap-posizione tra tecnologie idonee. Per esempio, la produ-zione fredda che utilizza pozzi orizzontali può essereadatta per oli di bassa viscosità in reservoir di alta per-meabilità (m�5.000 cP, k�2 D); tuttavia, se il reservoirè di spessore considerevole possono rivelarsi adatti i

metodi CSS, SAGD o VAPEX, e gli ultimi due possonofornire RF molto più grandi, anche se a fronte di OPEXsuperiori. Poiché alcune tecnologie sono molto giovanio anche largamente non testate, i criteri qui suggeriticambieranno con l’esperienza. Anche il prezzo del petro-lio sarà un fattore condizionante: a circa 15 dollari/bbl,nessun processo di iniezione di vapore può essere prati-cabile per oli ad altissima viscosità; a 75 dollari/bbl,anche un reservoir di 10 m potrebbe risultare economi-co se altre proprietà risultano favorevoli.

I fattori geologici sono vitali; in molti casi una tec-nologia sarà più efficace in un reservoir inclinato in ragio-ne della maggiore estensione verticale determinata dallapendenza. Nel caso dei sistemi VAPEX, per strati subo-rizzontali si indicano un limite di 10 m in spessore e unaspaziatura laterale di 60 m, ma sono sufficienti inclina-zioni di 8° per far considerare praticabili livelli spessi4-6 m con spaziature di pozzo che potrebbero incre-mentare a 100 m.

Si stanno evolvendo alcuni principi definiti per la col-tivazione degli oli ad alta viscosità, i quali dovrebbero emer-gere alla luce delle differenti tecnologie qui discusse:• le sole tecnologie economiche per zone inferiori a 10

m di spessore in sabbie non consolidate sono il flus-so freddo con pozzi orizzontali, se m�1.000 cP, e ilsistema CHOPS, per viscosità superiori a questo valo-re e probabilmente fino a circa 25.000 cP, purché l’af-flusso di sabbia possa essere mantenuto. Il primometodo tende a fornire RF molto più bassi del CHOPS;

• al 2006, la sola tecnologia chiaramente economicaper oli estremamente viscosi, m�500.000 cP, è SAGDe soltanto per zone con spessore superiore a 15 mcon buone proprietà;

• HWCS potrà presto dimostrarsi un approccio eco-nomico per oli estremamente viscosi, e potrebbe



produzione di olio

pozzi IGI verticali

pozzi HWCS

sezione

500 mpianta

gas

fig. 21. Applicazione insequenza di tecnologie:HWCS��IGI��combustione.Dopo l’applicazione di HWCS (RF�35%)si effettua un intervento IGIper spiazzare l’olio caldo verso i pozzi orizzontali. Sono possibili cicliextratermici. Ultimata la fase IGI, i pozzi esternipossono essere convertiti a iniezione di aria per un ulteriore recupero.



tab. 3. Criteri di valutazione dei metodi di produzione per oli non convenzionali*

* Assunzioni: m�50 cP in condizioni vergini, reservoir con buona saturazione in olio, alte porosità (25% o più grandi) e continuità lateralesufficiente. Tutti i metodi gravitativi saranno con ogni probabilità più efficaci nei casi di stratificazioni inclinate

Tecnologia Criteri critici Criteri di pozzo

Iniezione di gas inerte(IGI)

Come primo metodo IOR, m�50 cP e kv�0,25 D, se in presenzadi acqua attiva.ppozzo�poriginale.Dopo una stimolazione con flusso di vapore, un criterio analogo siapplicherà al reservoir caldo. Non ci sono limiti di profondità

Orizzontale, lungo quantopossibile (nessuna Lmassima considerata)

Produzione a freddo(CP)(no sabbia)

Per viscosità di 50-500 cP, kv e kh�0,5 D, h�6-7 m.Per viscosità di 500-5.000 cP, kv e kh�2-3 D.Sono necessarie buone pressioni iniziali di giacimento e spinta delgas disciolto; limite superiore di viscosità m�10.000 cP, semprecon buona permeabilità; assenza di acqua attiva e grandi cappe digas, qualunque profondità

La larghezza L deve esseregrande, in modo che neicasi marginali devonoessere considerati pozzimultilaterali

Produzione di oliopesante a freddo consabbia (CHOPS)

Viscosità fino a �25.000 cP, k�0,5 D (minore se m è al di sotto di300 cP); h da un minimo di 3 m a un massimo di 20 m; ènecessaria una buona presenza di gas in soluzione; assenza diacqua di fondo o di significative cappe di gas. La sabbia deveessere completamente non consolidata; profondità massima1.200-1.500 m, minima 200 m

Inclinazione dei pozzi:verticali o deviati (fino a50°); perforazioni di largodiametro

Stimolazione ciclica divapore megabatteria(CSS - megarow)

Viscosità fino a 250.000 cP, spessori �20 m se m�50.000 cP, maanche con spessori ridotti a 10 m per m�500 cP. Profonditàmassima 800-1.000 m; nessuna cappa di gas o acqua di fondoattiva; livelli shale attraversati per mezzo di fratturazione; basse kv(per es. 0,1 D) favorevoli finché kh�0,5 D e i canali di flussoverticali sono mantenuti. La spinta del gas disciolto è irrilevanteper questa tecnologia

Pozzi verticali; batteriespaziate (6-8) h unadall’altra; pozzi spaziati(3-5) h uno dall’altro

Stimolazione ciclicacon vapore da pozzoorizzontale (HWCS)

Condizioni simili al CSS; nessuna acqua di fondo attiva né acqualaterale; nessuna zona di perdita strettamente in copertura chepossa assorbire il vapore. Profondità minima probabilmente di250 m, sia per HWCS sia per CSS, per garantire che non ci sianoarrivi di vapore in superficie

La lunghezza appropriatadei pozzi sembra essere di 1.000 m, forse fino a 1.200 m

Drenaggio per gravitàassistito dal vapore(SAGD), pozziorizzontali

Qualunque m se si possono raggiungere T sufficientemente alteper ridurre le viscosità di scorrimento a meno di 10 cP. Net pay dispessore �15 m; con livelli di shale di 0,5-1 m il net pay deveessere più alto. kv�0,5 D, kh�1-2 D; profondità massima circa1.000-1.200 m. Nei casi di viscosità più alte, m�500.000 cP, 20 mdi spessore possono rappresentare il minimo. Può essere utilizzatonei casi di acqua attiva, spesse cappe di gas sono piùproblematiche

Pozzi orizzontali lunghi800 m, più lunghi sem�1.000 cP, spaziatilateralmente a circa 4h,salvo che gli strati sianoinclinati

Tecniche pressurepulsing (PPT)

Efficaci in varie tecnologie dove il sistema è saturo in liquidi(Sg�0 o molto basso). PTT si utilizza insieme ad altri metodi diproduzione come miglioramento di produzione o di flussaggio; siapplicano pertanto i criteri dei metodi relativi. La profondità puòessere qualunque, e il metodo PTT è anche applicabile agli oliconvenzionali

Pozzo di stimolazione oiniezione verticale,intervallo di perforazionelimitato (4-5 m)

Estrazione del petrolioassistita da vapori(VAPEX)

Sono necessarie una buona kv intrinseca (�0,5 D) e assenza dibarriere di flusso. Applicazione probabilmente limitata a reservoirdi spessore > 6-8 m con m�1.000 cP e kh�1 D. Qualunqueprofondità fino a 3.500 m; può essere utilizzato in presenza diacqua di fondo attiva. Per oli altamente viscosi può risultare ilmigliore utilizzato in combinazione con SAGD, come strumentodi riduzione dello spessore minimo per un SAGD economico

Produttori orizzontalilunghi fino a 1.500 m,iniettori verticali infunzione dell’approccio

Iniezione di aria toe toheel (THAI)

Non ancora provato, ma probabilmente qualunque viscosità èappropriata in virtù del processo di combustione. Spessore�4-5 m; probabilmente non idoneo in presenza di gas libero oacqua di fondo attiva; k�0,5 D

Pozzi di iniezione in puntaverticali, pozzi diproduzione orizzontali

applicarsi a permeabilità inferiori poiché le alte pres-sioni di iniezione utilizzate aiuteranno a migliorarele proprietà dei reservoir;

• finché il vapore sarà generato con CH4, nessuna tec-nologia di iniezione di vapore è probabile che abbiasuccesso economico in zone con spessore inferiorea 10 m;

• in qualunque zona con spessore produttivo continuosuperiore a 15 m, i metodi di drenaggio gravitativodevono essere considerati prima di ogni altro per viadei fattori di recupero eccezionalmente alti. Se ènecessario attraversare sottili livelli argillosi, gliapprocci CSS e HWCS si fanno preferire per la frat-turazione indotta nelle argille;

• VAPEX trova applicazioni insieme con SAGD, maapplicato isolatamente sembra essere appropriato perviscosità inferiori, m�50-5.000 cP, e ancora non sipuò considerare pienamente commercializzato nellapratica;

• il metodo della combustione in situ non è provato pergli oli ad alta viscosità;

• l’applicazione in sequenza e il mixing di tecnologiedi produzione comportano vantaggi e tali concettidiverranno più comuni quando le risorse di oli ad altaviscosità saranno coltivate.

2.1.7 Scisti bituminosi e sabbiebituminose estraibili

Sfruttamento degli scisti bituminosi ed estrazionedel kerogene

Il kerogene è una materia solida organica con rappor-to H/C più basso del bitume, formato principalmentedalla decomposizione anaerobica di alghe, plancton ebatteri. Si può trovare in lenti disseminate, particelle o

sottili lamine con spessori fino a diversi millimetri. I depo-siti di interesse economico si trovano esclusivamente inshale, rocce che costituiscono gli equivalenti relativamentesuperficiali di strati sepolti a profondità molto superiori,che svolgono la funzione di roccia madre durante la cata-genesi. Le argille bituminose non sono mai state sepoltea profondità sufficienti per generare idrocarburi liquidi.

Le risorse mondiali complessive di scisti bitumino-si non sono ben definite, a causa della dispersione deidati e della controversa scelta di un valore limite per laproduzione economica (generalmente considerato equi-valente a una resa di 40 litri di olio per tonnellata), masi assume possano essere stimate in 3.000-4.000 Gbbl(Dyni, 2003). Ricchi depositi, come quello della GreenRiver Formation (Stati Uniti), possono arrivare local-mente a un contentenuto in olio del 16% in massa tota-le, un valore leggermente più alto di quello delle più ric-che sabbie bituminose (12-14%).

Il contenuto organico e l’accessibilità guidano la pra-ticabilità commerciale degli scisti bituminosi. Il conte-nuto organico è valutato applicando il retorting (riscal-damento in una facility) a bassa temperatura (500 °C) ola resa in olio durante la distillazione distruttiva (Dyniet al., 1990). Soltanto gli scisti bituminosi più ricchi inolio (�10%) si possono considerare risorse nel brevetermine (50 anni), e anche negli scenari più ottimistici èimprobabile che l’olio da scisto possa mai soddisfare piùdel 10% del fabbisogno petrolifero mondiale.

La struttura a grana fine degli scisti bituminosi pre-clude quasi tutte le tecnologie di estrazione in situ, conl’eccezione di alcune tipologie di retorting. Per esempio,per generare permeabilità, su una massa idonea di shaleviene applicata un’estrazione parziale per via mineraria,seguita da fratturazione per esplosione, per poi avviarecombustione inversa con liquido prodotto raccolto allabase della ‘storta’ (fig. 22). Un altro approccio proposto



fase 1:sviluppo

cavità escavata

fase 2:fratture procurate

olio deflagratoshale

brecciame

fase 3:retorting

fronte termico

prodotto

fori

di e

splo

sion

e

tunnel

iniezione di O2fig. 22. Principi di retorting per gli scistibituminosi.

è quello di utilizzare pozzi sigillati con riscaldamentoelettrico ad alta temperatura, per liquefare e gassificareil kerogene, incrementando la pressione nella formazio-ne e spingendo i prodotti verso i pozzi di produzione. Inquesto caso pozzi di riscaldamento orizzontali appenasotto la zona sembrano essere il miglior approccio ma laspaziatura tra i pozzi e gli alti costi dell’elettricità riman-gono questioni problematiche.

L’estrazione di scisti bituminosi e il retorting di super-ficie che utilizza distillazione distruttiva con idrogena-zione sono stati utilizzati per produzioni su piccola scalain Estonia e in Cina, e altrove sono stati testati progettipilota (prevalentemente negli Stati Uniti e in Australia).L’olio da scisto deve essere sottoposto a upgrading pergenerare prodotti utili. I minerali ausiliari e i metalli tro-vati negli scisti bituminosi (nahcolite, dawsonite, uranio,vanadio, ecc.) possono rendere il trattamento economi-camente più interessante per il loro valore aggiunto, maingenti volumi di shale esausti da retorting rappresenta-no un grande problema di manutenzione di materie e digestione dei residui.

Sfruttamento delle sabbie bituminose ed estrazione di olio ad alta viscosità dalle sabbie coltivate

Lo sfruttamento commerciale del 15% del depositosuperficiale di Athabasca in Canada potrebbe generare75-100 Gbbl di olio in una durata di vita di coltivazionecompleta; dal 1963 sono in esercizio miniere attive. Peravere un’idea dell’impatto di questa quantità, si consi-deri che essa potrebbe sostenere 2,5 Mbbl al giorno peroltre 100 anni, mentre gli attuali tassi di estrazione sonodell’ordine di 600.000 bbl/d. Altri depositi superficiali(Brasile, Cina, Russia, ecc.) potrebbero rendere 20-40Gbbl, ma questi sono molto meno ricchi delle sabbiecanadesi in termini di rapporto spessore utile/terreni dicopertura.

La tab. 4 mostra la produzione attuale e quella pia-nificata dalle sabbie bituminose della regione di Alber-ta. Realisticamente, una nuova produzione di circa100.000 bbl/d potrebbe essere conseguita ogni anno peri prossimi 20 anni, così che il giacimento possa garanti-re circa 2,5 Mbbl/d dal 2025 circa, produzione che potreb-be essere sostenuta fino al 22° secolo inoltrato. La pro-duzione per estrazione da altri depositi nel mondo pro-babilmente non supererà mai il 20% di questo valore, equalora ciò accadesse sarebbe comunque soltanto nellontano futuro (dopo il 2050).

Nell’escavazione a cielo aperto, lo spessore dei ter-reni di copertura definisce la risorsa economicamenteestraibile; è improbabile che la coltivazione sotterraneapossa diventare economica nel futuro. La rimozione dellecoperture, il trasporto dei minerali e il trattamento deiresidui di estrazione, insieme, costituiscono le maggio-ri problematiche di questa attività estrattiva. Il trasportodello slurry delle sabbie estratte contribuisce a ottenereuna buona disaggregazione prima dell’estrazione e, dopol’estrazione, il materiale inorganico residuo (tailing) èinviato in bacini di decantazione attraverso pipeline dedi-cate. L’estrazione in acqua calda comporta flottazionecon schiuma di una sospensione di acqua e olio addi-zionata con calore e NaOH per massimizzare il rilasciodi olio. La tecnologia corrente consente di raggiungereun’efficienza di estrazione dell’olio pari al 92%, e ognim3 di materiale estratto, a fronte della necessità di rimuo-vere 0,2-0,6 t di sterile di copertura, rende circa 200 l dibitume, 1,1 m3 di sabbia residua e intorno a 0,3 m3 difanghi liquidi, che comprendono olio, argilla e acqua.La schiuma viene trattata per rimuovere minerali e acquaprima di una fase di upgrading e, fatto di particolare inte-resse, il processo induce la concentrazione di grani dirutilo, una fonte di titanio potenzialmente vasta.

L’estrazione anidra, che potrebbe ridurre i problemiambientali relativi ai bacini di raccolta dei fanghi residui



tab. 4. Progetti di estrazione correnti e pianificati (Alberta, Canada)

Progetto Produzione 2003 (bbl/d) Produzione pianificataper il 2012 circa (bbl/d)

Syncrude 255.496 �500.000

Suncor 273.563 �550.000*

AOSP-Athabasca Oil Sands Project 51.230 �525.000

Northern Lights 0 �100.000

Kearl Lake 0 �100.000

Horizon 0 �232.000

Totale 580.289 �2.007.000

* Include una certa quantità di olio da SAGD, circa il 20-25%.

(tailings), implica l’uso di solventi, filtri oleofilici e altriconcetti ancora. Questi argomenti sono stati studiati apartire dagli anni Settanta, ma ancora non si è raggiun-ta un’applicazione alla scala di giacimento.

2.1.8 Upgrading e trasporto

La necessità di esercitare particolari approcci di upgra-ding e diverse strategie di trasporto per gli oli non con-venzionali modificherà gradualmente questi settori del-l’industria petrolifera nelle decadi a venire. Un fattoreche condiziona tutte le decisioni relative agli oli non con-venzionali è il feedstock value (il valore complessivodella risorsa considerando tutte le implicazioni della filie-ra di produzione); l’olio ad alta viscosità e ad alto con-tenuto di zolfo comporta una penalizzazione sostanzia-le che, nel Canada occidentale, economicamente si è tra-dotta in media negli anni in 10 dollari/bbl, con punte di20 dollari/bbl in concomitanza dei picchi di prezzo deglioli convenzionali. Questa differenza di prezzo rifletteuna capacità limitata di upgrading piuttosto che un costoaddizionale associato con le attività di upgrading, comeevidenziato dalle operazioni completamente integrate diestrazione e upgrading che hanno raggiunto costi di eser-cizio totali dell’ordine di 13-15 dollari/bbl. Probabil-mente, i costi reali di upgrading sono nell’ordine del 50%di questi costi operativi, ovvero circa 6-7 dollari/bbl.

UpgradingNegli oli ad alta viscosità, alte percentuali di asfal-

teni e resine implicano molecole complesse aromatichecon molti anelli di carbonio (basso rapporto H/C) che,quando rotti, generano carbonio libero, doppi e triplilegami C, o legami liberi che devono essere saturati conidrogeno (fig. 23). Gli oli ad alta viscosità hanno ancheun alto contenuto in metalli pesanti (vanadio e nichel),

e questo vuol dire che i catalizzatori di processo si avve-lenano rapidamente.

Piccole quantità di olio ad alta viscosità possono esse-re aggiunte ai flussi convenzionali di raffinazione; que-sto incrementa la produzione residua di tar, che è utiliz-zata per i prodotti asfaltici. La generazione diretta di ungreggio di sintesi di bassa viscosità, chiamata upgrading,implica l’eliminazione di carbonio (coking), l’aggiuntadi idrogeno (idrogenazione) e la rimozione di zolfo percreare un prodotto idoneo per le raffinerie di petrolioconvenzionale. Ci sono molte varianti di processo perottenere questi risultati, che dipendono dalla scelta divoler favorire il coking o l’idrogenazione, da quali pres-sioni sono utilizzate, da quando si interviene nel pro-cesso, e così via.

Nessuna svolta sostanziale sembra imminente neisistemi di upgrading, anche se continueranno a compiersipiccoli sviluppi nei processi di idrogenazione e di coking(migliori rese, minor consumo di catalizzatori, ecc.). Tut-tavia, nel campo della conservazione del calore può esse-re conseguito un grande incremento nell’efficienza diupgrading. Il concetto di hot coupling, in cui il raffred-damento dei getti è scongiurato attraverso brevi percor-si di flusso e trattamento diretto dei flussi caldi, dovreb-be permettere la riduzione dei costi totali del 20% rispet-to agli attuali sistemi, benché porti a complessità dicontrollo e di start-up da fronteggiare. Un ulteriore gua-dagno di rendimento del 10-15% nell’upgrading dovreb-be essere possibile attraverso metodi che forniscononuove fonti di idrogeno (per esempio, combustione dicoke per elettricità, vapore, e generazione di idrogeno),metodi che si avvalgono di catalizzatori trascinati insie-me allo stato liquido e di altri sviluppi.

Coking per eliminazione di carbonioL’eliminazione diretta di carbonio è definita coking;

essa può essere conseguita in vari modi (in fase liquida,



C

C

C

C C

C

C

C

CC

C

C

C C

C

C

C

CC

... ...H C

H H

H H

CH C

H H

H H

CH C

H H

H

C H

H

H

C H

H

H

H

C HC 2

3

� C

� 6C

� 8H2

H H

H H n�20

C ... ...H C

H H

H H

C HC

H H

H H n�10

coking

coking

idrogenazione

carbonioextra

carbonioextra

scarto dicarbonio

aggiuntadi idrogeno

fig. 23. Eliminazione di carbonio e addizionedi idrogeno per oli ad alta viscosità.

in fase solida, secondo diverse temperature, diverse rese,ecc.). La quantità di carbonio rimosso dipende dalla visco-sità dell’olio e dalla tecnologia di upgrading scelta, poi-ché l’aggiunta di idrogeno può essere favorita sulla eli-minazione di carbonio. Nel più semplice processo dicoking, olio ad alta viscosità riscaldato viene spruzzatoin una grande camera a bassa pressione, e la divisione(splitting) molecolare ha come risultato la deposizionedi carbonio, chiamato coke o petcoke (coke di petrolio),sulle pareti della camera. Il coke può possedere una quan-tità di materia minerale fino al 5% e il 6-8% di zolfo,mentre la parte rimanente è costituita esclusivamente dacarbonio.

Il coke può essere conservato in scorte in modo semi-permanente, bruciato per ottenere combustibili, utiliz-zato nei processi metallurgici (produzione di acciaio), ein futuro potrà anche servire come materia prima di cari-ca per nuovi processi. La combustione in aria determi-na grandi quantità di gas combusti e generazione di SOx;quest’ultimo può essere catturato durante la combustio-ne (per esempio, in letti fluidi che impiegano CaCO3) oeliminato per stripping dai gas combusti, ma con il CO2

che rappresenta una potenziale penalizzazione. Futurisviluppi della combustione in letto fluido a O2 (cleancoal combustion) o di metodi economici di separazionedi CO2 attraverso membrane o di assorbimento attraver-so ammine possono consentire la cattura diretta di CO2

puro per impedire il suo rilascio in atmosfera, secondola strategia di carbon sequestration attraverso reiniezio-ne nei giacimenti, utilizzo in tecnologie IOR, o imma-gazzinamento in cavità saline.

La produzione di coke può essere largamente elimi-nata a favore dell’idrogenazione. Per esempio, olio adalta viscosità può essere diluito con molecole alifatiche(CnH2n+2) più ricche in idrogeno e immediatamente diret-to all’unità di idrogenazione catalitica, con la frazioneviscosa residua dalla distillazione sotto vuoto ripetuta-mente riciclata per l’idrogenazione. È possibile elimi-nare il coke del tutto in alcuni processi di upgrading, seb-bene sapere quale approccio sia economicamente piùvantaggioso dipende dal prezzo della materia prima dicarica, dalla domanda dei prodotti, dalle caratteristichedi carica, dai costi di combustibile, dai fabbisogni per laproduzione di idrogeno, e da altri fattori ancora.

IdrogenazioneGli oli ad alta viscosità sono deficitari in idrogeno;

quanto più idrogeno è aggiunto, tanto più idrocarburi ali-fatici sono prodotti durante l’upgrading (v. ancora fig.23). Sembrano esserci tre fonti praticabili per l’approv-vigionamento d’idrogeno, anche se le tecnologie non sonotutte allo stesso livello di sviluppo. Il processo più ampia-mente utilizzato consiste nel ricavare H2 da CH4, e nelcaricare poi l’H2 in impianti di idrogenazione ad alta pres-sione con olio caldo insaturo contenente un catalizzatore

diffuso. Può anche essere utilizzata acqua come donato-re di idrogeno, ma sono richieste pressioni e temperatu-re alte per rompere i forti legami H-O e altri approccirimangono più economici per il completo upgrading,anche se per arricchimenti parziali (per esempio, da 9 a15 °API) il metodo è di un qualche interesse. Infine, l’av-vento delle clean coal technologies che utilizzano la com-bustione da O2 può fornire una ulteriore fonte di idroge-no. In primo luogo, il monossido di carbonio è favoritodurante il processo di combustione secondo la reazione2C�O2��2CO, poi il CO è separato dal CO2 e fatto rea-gire ad alte pressione e temperatura per rilasciare idro-geno secondo la reazione CO�H2O��CO2�H2.

Nei processi di idrogenazione, circuiti di riciclo con-tinuo sono incorporati nello schema di upgrading in modotale che gli idrocarburi residui viscosi sono rinviati alleunità di idrogenazione. Attraverso questo processo è pos-sibile evitare del tutto il coking, tuttavia la formazionedi coke viene generalmente considerata un aiuto per l’up-grading, in quanto contribuisce a ridurre i contenuti inzolfo e in metalli pesanti dell’olio.

Rimozione dello zolfoIl contenuto di zolfo degli oli ad alta viscosità è estre-

mamente alto, da circa 0,1-0,2% per le viscosità più basseal 4% per i greggi più viscosi, sebbene nel caso degli sci-sti bituminosi sia di gran lunga più basso. La richiestain aumento dei prodotti a basso contenuto in zolfo com-porta nell’upgrading l’utilizzo di idrogenazione ad altapressione, processo che trasforma lo zolfo in sostanzagassosa (H2S) che può essere agevolmente separata eresa in zolfo elementare, una materia relativamente iner-te facilmente immagazzinabile o trasportabile.

Trasporto dell’olio ad alta viscositàNon è generalmente ottimale compiere il ciclo com-

pleto di upgrading e raffinazione nel sito di estrazionedegli oli ad alta viscosità. Nel mondo, la capacità di raf-finazione è commisurata per fornire prodotti locali, e lespese in conto capitale per i relativi impianti sono giàstate effettuate. Di conseguenza, si rende necessario iltrasporto di questa tipologia di olio attraverso pipeline.

L’approccio iniziale nello sviluppo degli oli ad altaviscosità fu quello dell’upgrading locale per ottenere unprodotto con densità di circa 30 °API, un greggio di sin-tesi che poteva facilmente essere trasportato in condot-te a grandi distanze, sebbene questo prodotto tenda adavere un ristretto range di pesi molecolari. Per traspor-tare greggio viscoso in pipeline sono praticabili tre opzio-ni. Nella prima, si utilizza una diluizione al 5-20% conidrocarburi di basso peso molecolare. La seconda con-siste nel miscelare il greggio di sintesi con bitume nontrattato per produrre una carica trasportabile in pipeline.Nella terza, può essere creata una emulsione con acquadolce. I primi due metodi sono di largo impiego, l’ultimo



è utilizzato soltanto in modo limitato. La scarsità didiluente (HC a basso peso molecolare) vedrà in futuroaffermarsi sempre più la miscelazione con olio di sin-tesi, così come la costruzione di pipeline di ritorno peril diluente affinché esso possa essere riutilizzato ripe-tutamente.

2.1.9 Impatto ambientale

Lo sviluppo degli oli non convenzionali implica una par-ticolare attenzione agli aspetti ambientali, poiché lo sfrut-tamento di giacimenti a olio ad alta viscosità e di scistibituminosi genera grandi volumi di residui che devonoessere smaltiti in modo economico e ambientalmentesicuro. Ci si può attendere che l’aumento su larga scaladell’estrazione e dell’upgrading degli oli ad alta visco-sità possa trovare una forte e diffusa opposizione sulpiano ambientale, pertanto occorre dedicare particolareattenzione alla gestione dei rifiuti e allo sviluppo di meto-di di basso impatto. Le emissioni di CO2 rappresentanoinoltre un problema ambientale di lungo termine per l’in-dustria petrolifera, ma questa tematica non sarà discus-sa qui data la sua complessità e dinamicità.

Rifiuti solidi da estrazione di superficieLa gestione dei materiali e la loro bonifica rappre-

sentano, probabilmente, i più importanti problemi perqualunque attività di escavazione in superficie. Per esem-pio, scisti bituminosi trattati con retorting di superficiegenerano circa 1,2-1,4 m3 di scarti solidi non compatta-ti per ogni m3 processato. Gli scarti devono essere tra-sferiti in bacini aperti o altrimenti collocati in modo chesi possa verificare il ripristino della flora e della fauna.Nei processi estrattivi, tutti i materiali solidi devono esse-re trattati due volte; anche i materiali di copertura devo-no essere rimossi, e poi posti sugli shale esauriti. È daevitare un ulteriore trattamento.

Grandi volumi di scarti solidi sono inoltre generatidurante la coltivazione delle sabbie bituminose. I volu-mi in gioco sono enormi: per ogni m3 di sabbia bitumi-nosa con porosità del 30% trattata con estrazione in acquabollente, deve essere rimosso un volume di sterile dicopertura pari a 0,2-0,5 m3 e se ne genera uno pari a 1,1m3 di scarto sabbioso con porosità del 40%, insieme agrandi volumi di detriti di lavorazione (sludge) oleosi agrana fine. Questi scarti solidi devono essere sistematisul terreno in modo permanente con una certa cura eriqualificati in modo da consentire una qualità del pae-saggio accettabile.

Rifiuti liquidi e sludgeIl retorting degli scisti bituminosi è un processo ani-

dro; si generano soltanto piccole quantità di acque dirifiuto. Peraltro, nell’estrazione delle sabbie bituminose

sono generati approssimativamente 1,2-1,4 m3 di slurryper ogni metro cubo di minerale processato; questo slurrycontiene olio e minerali argillosi, tanto quanto altri mine-rali a grana fine, e la consolidazione di sludge argillosoarricchito in olio è un processo estremamente lento.Miglioramenti nel trattamento quali la flocculazione el’estrazione terziaria, e la conseguente riduzione dellerichieste di acqua di rifiuto per diminuire la viscosità deifanghi, riducono i volumi di sludge prodotti, ma i baci-ni di decantazione per lo sludge rimangono una questionerilevante. Sono in fase di sviluppo processi freeze-thaw(congelamento-scongelamento) e altri strumenti per acce-lerare la consolidazione dello sludge in modo da dimi-nuire i volumi e consentire un risanamento del territoriopiù rapido, riducendo l’impatto ambientale di lungo perio-do e la degradazione d’uso dei terreni.

La ricerca di un metodo realistico per l’estrazioneanidra delle sabbie bituminose è ancora in atto; un talemetodo dovrebbe eliminare la necessità dei bacini diaccumulo e i lunghi tempi di residenza prima che que-sti possano essere chiusi. Comparata con le condotte perlo slurry oggi in uso, la generazione di detriti completa-mente solidi dovrebbe anche incrementare i costi di tra-sporto, sebbene con i prezzi alti del petrolio ciò non costi-tuisca una grande penalizzazione.

Zolfo e coke: rifiuti visti come risorse possibiliIl coke è una risorsa o un rifiuto? Generalmente, il

coke viene stoccato, bruciato come fonte energetica loca-le o utilizzato in metallurgia. Con l’avvento delle cleancoal technologies, il coke, pur avendo un alto contenu-to in zolfo e inerti, può essere utilizzato come combu-stibile per generare elettricità, calore e idrogeno in unsistema integrato. Gli elementi della combustione delcoke potrebbero includere O2 come ossidante, combu-stione a letto fluido pressurizzato, scambiatori di calo-re, generazione di vapore per oli ad alta viscosità e com-pleta cattura delle emissioni per SOx e particolato; circail 98-99% di CO2 puro potrebbe essere sequestrato o uti-lizzato nei processi di recupero assistito a CO2 miscibi-le. Poiché sono state adottate internazionalmente tassesulle emissioni di carbonio, con crediti di armonizza-zione delle tasse, il coke ha acquisito valore come fontedi crediti, e il suo immagazzinamento permanente puòrisultare in alcuni casi economicamente più interessan-te della combustione.

Lo zolfo è una risorsa o un rifiuto? Viene prodottosempre più gas naturale ricco in H2S, e lo sfruttamen-to di olio ad alta viscosità implica produzione di zolfoin aumento. Esiste attualmente un eccesso mondiale dizolfo, che persisterà per tutto il secolo corrente. Per-tanto, nei progetti di upgrading di olio ad alta visco-sità, è necessario considerare lo zolfo come materialeda stoccare indefinitamente, o da inviare ad altro sito,probabilmente a perdere. Nell’estrazione in superficie



la soluzione è ovvia: stoccare in una fossa escavata inun’area locale che potrà essere accessibile nel lontanofuturo. Per l’estrazione in situ di olio ad alta viscosità,lo zolfo deve essere stoccato sulla superficie o in disca-rica, o iniettato, sotto condizioni di fratturazione, informa di slurry, così da generare un deposito di zolfosolido in profondità, che possa essere recuperato nelledecadi successive attraverso iniezione di acqua ad altatemperatura.

Se sono utilizzati letti fluidi con CaCO3 per brucia-re combustibili coke ricchi in zolfo, vengono generatigrandi volumi di sludge di desolforizzazione, essenzial-mente molecole tipo gesso (CaSO4). Poiché il gesso con-tiene metalli pesanti, ceneri e altri sottoprodotti, non hauso industriale, e dovrà essere accumulato permanente-mente in superficie o altrimenti stoccato in fosse o nelsottosuolo profondo.

Opzioni per la gestione dei rifiuti di processoIl trattamento delle emissioni gassose per ridurre i

gas nocivi (SOx, NOx e particolato) è oggi così efficien-te che l’estrazione degli oli non convenzionali e i meto-di di upgrading non dovrebbero avere un significativoimpatto sulla qualità atmosferica. Si tratta semplicementedi un problema di politica dei regolamenti e di volontànella sua applicazione.

Normative nazionali permettendo, grandi volumi diacque di rifiuto, economicamente non depurabili, pos-sono essere iniettate in profondità negli strati sedimen-tari con rischio ambientale irrilevante. Liquidi con impu-rezze oleose e olio o solidi in sospensione colloidale sonousualmente purificati prima dell’iniezione, anche se que-sta costosa operazione non è necessaria se è permessal’iniezione in condizioni di fratturazione. Nei progetti aflusso di vapore, il riciclo dell’acqua è largamente pra-ticato, ma l’acqua, prima che il vapore sia generato, deveessere trattata per rimuovere il calcio e altri cationi poli-valenti. Gli sludge a fanghiglia calcarea generati dal trat-tamento dell’acqua rappresentano rifiuti solidi che devo-no essere eliminati, così da poter iniettare il liquido libe-ro supernatante.

Le opzioni per la rimozione dei rifiuti solidi dipen-dono sia dalla circostanza che siano secchi o in forma ditailing, sia dal fatto che si tratti di materiali pericolosi omeno. Piccole quantità di scarti solidi pericolosi e nonpericolosi possono essere trattate e preparate attraversometodi quali lisciviazione chimica, decomposizione ter-mofila, centrifugazione, separazione dell’olio, sistema-zione in discarica. Secondo le norme canadesi, le disca-riche di classe I sono impermeabilizzate sul fondo (lined)e ricoperte (capped ) con estrema attenzione e sono uti-lizzate per materiali pericolosi soltanto se sono posti inessere studi molto dettagliati; sono rilasciate autorizza-zioni limitate. Le discariche di classe II sono imper-meabilizzate attraverso livelli di argilla compattata (liners)e sono utilizzate per rifiuti non pericolosi, come sabbieoleose e detriti di perforazione. Le discariche di classeIII non sono impermeabilizzate sul fondo e sono utiliz-zate per detriti non oleosi che non possono generare per-colati nocivi.

Gli slurry non pericolosi possono essere inviati aiseparatori (piccoli volumi), ai bacini di decantazione perla separazione gravitazionale (grandi volumi), o inietta-ti direttamente in profondità sotto condizioni di frattu-razione idraulica (volumi intermedi). Gli scarti solidinon pericolosi possono trovare collocazione in discari-che di classe II, attraverso iniezione profonda di slurry,o in cavità saline (fig. 24). Tentativi di trattamento ter-mico o purificazione o recupero di olio da grandi flussidi rifiuti di giacimento sono invariabilmente più costo-si della sistemazione in giacenza, poiché le attività dilavaggio creano molti flussi di materie addizionali qualiacque di rifiuto, olio di scarsa qualità e sabbia che devo-no a loro volta essere smaltiti.

Per esempio, durante l’esercizio del sistema CHOPSsi producono grandi volumi di sabbia oleosa; in Cana-da, se ne genera circa 1 m3 per 50 m3 di olio, così da averprodotto circa 0,5�106 m3 di sabbia totale soltanto nel2004. La sabbia prodotta una volta era dispersa sul ter-ritorio o addirittura diffusa sulle strade, cosa che ovvia-mente non è più ambientalmente accettabile. Si è pro-vato ad applicare il lavaggio con acqua calda, ma ben tre



bacini di decantazione dei tailings

miniere nuoveo dismesse

discariche,cave

scarico in oceano

non in scala

cavità saline

iniezioneprofonda di slurry solidi

sistemazione dei liquidi in profondità

fig. 24. Metodi dismaltimento permanenteper scarti solidi e liquidi.

compagnie sono andate incontro a bancarotta nel tenta-tivo di trarre profitto da questa attività. Il biotrattamen-to e la decomposizione termica sembrano essere costo-si in modo proibitivo e tecnologicamente rischiosi.

Alcune sabbie, insieme con emulsioni, slop (detritidi processo oleosi) e altri rifiuti, vengono ora sistematein cavità saline in cui i solidi si stabiliscono alla base,spiazzando l’acqua salmastra. A causa della sua alta den-sità (1,2 g/cm3), e poiché essa distrugge i tensioattiviionici naturali, l’acqua salmastra aiuta a separare moltodell’olio dai rifiuti, sebbene quest’olio recuperato sia diqualità molto bassa.

La sabbia generata può essere resa in forma di slurrycon acque di rifiuto, qualche emulsione e slop (tutti moltocostosi da eliminare convenzionalmente), e iniettata inpressione di fratturazione in opportune formazioni poro-se e permeabili. Un grande sito per lo smaltimento dislurry attraverso iniezione, a Duri (Indonesia), consi-stente in un progetto di produzione di olio non conven-zionale, ha raggiunto una media di 500.000 m3/a di slurryposti in sicurezza in 4 anni attraverso due pozzi di inie-zione. I costi per l’iniezione di slurry sono più bassi diquelli per la creazione e la sistemazione di cavità saline,e i vincoli ambientali sono quasi nulli, dal momento chei rifiuti sono iniettati in zone appropriate, tipicamenteun giacimento esaurito.

La sabbia oleosa collocata in discariche è impilabi-le (assenza di liquidi liberi), con contenuti in cloruri infe-riori a 3.000 mg/l. In generale, questo significa che lesabbie di rifiuto devono essere stoccate in superficie perun anno o due affinché drenino prima di essere traspor-tate (con autocarro) alla collocazione definitiva. Questometodo è leggermente più economico degli altri, ma com-porta elevati obblighi ambientali a causa del posiziona-mento dei solidi in prossimità della superficie.

Questi metodi, utilizzati per appropriati flussi di rifiu-ti e associati con buone politiche di indirizzo e di con-trollo, possono effettivamente eliminare i problemiambientali.

2.1.10 Previsioni

Cambiamento del mix dei combustibili fossiliNuove fonti di energia diventano via via disponibili e

il mix dei combustibili fossili sta cambiando di conse-guenza. Il carbone fu il primo combustibile fossile larga-mente sfruttato; sostituì la legna, la torba, il charcoal. L’o-lio convenzionale ha sostituito il carbone per il trasporto,e il gas naturale convenzionale ha sostituito l’olio e il car-bone per gli usi domestici, interessando anche la produ-zione di elettricità. L’olio è stato largamente utilizzato perprodurre energia elettrica e riscaldamento, ma oggi è quasiesclusivamente usato (per più del 90%) per due finalità:combustibile per il trasporto e industria petrolchimica.

Sembra che la produzione di olio convenzionale rag-giungerà il picco nel periodo 2005-2010 (Deffeyes, 2001),e la crescita della domanda potrà allora essere soddisfattasoltanto grazie a nuove fonti, attraverso il cambiamentodel mix energetico e dello schema dei consumi. La pro-duzione di olio ad alta viscosità continuerà a crescere,sia in termini assoluti sia in proporzione al totale del-l’olio prodotto, almeno per i prossimi 50 anni, salvo even-ti imprevedibili, anche se la produzione mondiale com-plessiva di olio si manterrà sotto 100 Mbbl/d (circa84 Mbbl/d nel 2005). Sempre di più il gas naturale saràutilizzato per il trasporto, ma si può prevedere che la pro-duzione mondiale di gas naturale raggiungerà il suo picconel periodo 2020-2025 (Laherrère, 2004).

Pertanto, il mix energetico (carbone, gas, olio, nuclea-re, solare, idro, eolico, maree, geotermico, ecc.) e lanatura dell’uso dell’energia (trasporto, riscaldamento,produzione di beni, ecc.) varieranno lentamente in fun-zione dei costi, della domanda e delle possibilità tec-nologiche. Soltanto dieci anni fa, l’olio ad alta viscositàera considerato irrilevante in termini di produzione dipetrolio di lungo periodo, ma la situazione è radical-mente cambiata: l’olio non convenzionale diventerà unaparte sempre più significativa del mix energetico nelleprossime due generazioni.

Innovazione continua e costiÈ facile prevedere che il progresso tecnico conti-

nuo si manterrà nelle società che usano e sviluppano laconoscenza scientifica. Nei passati 250 anni, ciò hasignificato che tutte le commodities, senza eccezionealcuna, sono diventate più economiche in proporzionealle entrate (Simon, 1996). Sebbene molti abbiano ripe-tutamente dichiarato che questa tendenza sarebbe pre-sto cessata, la storia ha dimostrato il contrario. L’oliofossile sarà con il tempo sostituito con altri combusti-bili per il trasporto; ciò è inevitabile, così come il rameè stato rimpiazzato dalle fibre silicee, l’acciaio dalleplastiche, e così via, eppure le economie non hanno sof-ferto mentre questi spostamenti e rimpiazzamenti hannoavuto luogo.

Le nuove tecnologie di produzione sviluppate nelperiodo 1985-2005 fanno sì che la maggior parte dellerisorse di base in olio fossile diventerà accessibile a costiragionevoli. L’innovazione continuerà, e i costi ambien-tali dell’estrazione e dell’uso dei combustibili fossilisaranno mitigati da efficienze più grandi e da nuovi meto-di di smaltimento dei rifiuti.

Tuttavia, salvo eccezionali svolte tecnologiche, i costifuturi dell’energia saranno probabilmente più alti nel-l’ambito delle spese individuali rispetto alla seconda metàdel 20° secolo a causa degli alti costi delle energie rin-novabili, dell’esaurimento dei combustibili fossili e degliaggravi per le emissioni di CO2. Non è chiaro se ci saràuna grande e prolungata crisi energetica, come suggerito




ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI54

da Deffeyes (2001), Campbell (1999) e altri. Il grandepotenziale delle riserve in posto suggerisce che gli altiprezzi prolungati daranno luogo a più olio recuperabile,e che ci possono essere 2�1012 bbl di olio ad alta visco-sità e convenzionale IOR tecnicamente accessibili e rea-listicamente alla portata dal punto di vista economico.Mentre l’innovazione continua, questo olio sarà gra-dualmente aggiunto alle risorse mondiali totali recupe-rabili. In questo senso, il primo grande evento è statol’aggiunta nel 2002 di 174�109 bbl di olio ad alta visco-sità canadese alle riserve mondiali recuperabili, basatasoltanto sul successo del SAGD. Applicando lo stessostandard ai giacimenti di Faja del Orinoco in Venezuelasi dovrebbero immediatamente aggiungere altri (225-250)�109 bbl. Ci si può attendere che questa tendenza siconfermi per molti decenni.

Tuttavia, l’olio non convenzionale non è olio econo-mico. Pertanto, è probabile che si confermino prezzi delbarile più alti; ciò determinerà una pressione per l’ab-bassamento dei consumi e genererà nuovi metodi perrisparmiare combustibili fossili. È perciò estremamenteimprobabile che il declino dell’olio possa generare uncollasso economico catastrofico; piuttosto, avrà luogouna lenta e controllata discesa dei tassi di produzionedegli oli fossili, mitigata da nuove fonti energetiche,migliore gestione ambientale, efficienza più grande esostenuti standard elevati di vita per una popolazionemondiale lentamente in declino.

Qualche previsione di dettaglioPrezzi alti stabili per l’olio determineranno alcuni

significativi effetti, e le previsioni seguenti sembranoattualmente attendibili (tralasciando possibili effetti dovu-ti ai costi per le emissioni di CO2):• i prezzi alti del petrolio avranno l’effetto di aumen-

tare le risorse di base economicamente recuperabili;• le tecnologie di produzione dell’olio non convenzio-

nale diventeranno di diffusa utilizzazione se sarà man-tenuto stabilmente alto il prezzo del petrolio, por-tando a un enorme incremento del volume delle riser-ve economicamente recuperabili;

• le riserve economicamente recuperabili del Canadae del Venezuela cresceranno gradualmente a valoridell’ordine di 0,8�1012 bbl di olio da una risorsa dibase attualmente stimata all’incirca in 2,8�1012 bbl;

• le risorse di olio ad alta viscosità in altri paesi for-niranno 0,5-0,8�1012 bbl recuperabili da risorse dibase di analoghe dimensioni, anche se di qualità piùbassa;

• lo spin-off tecnologico dall’estrazione di olio ad altaviscosità permetterà un ritorno economico nei giaci-menti esauriti di olio convenzionale, che probabilmentefornirà una quantità addizionale di 0,5-0,8�1012 bbldi olio ancora non considerata nelle analisi conven-zionali delle risorse di base;

• dal 2050, la produzione di olio ad alta viscosità supe-rerà la produzione di olio convenzionale, e il Cana-da e il Venezuela saranno tra i principali paesi pro-duttori di petrolio;

• le tecnologie di combustione clean coal o l’energianucleare, come metodi alternativi per produrre vapo-re, forniranno sostanziali convenienze economiche,ma lo sviluppo di questi approcci nelle zone dei gia-cimenti di olio non convenzionale non sembra esse-re così vicino nel tempo;

• l’alto valore del diluente e la scarsità di CH4 impat-teranno sullo sfruttamento degli oli ad alta viscosità,e questi fattori dovrebbero favorire più coking e gene-razione di greggio di sintesi locale. Tali aspetti man-terranno anche viva la ricerca di altre opzioni;

• le clean coal technologies promettono di integrarsimolto bene con lo sfruttamento dell’olio ad alta visco-sità, contemplando aspetti quali la cogenerazione dicalore ed elettricità, la produzione di idrogeno e lafacile potenziale cattura di CO2;

• petrolio vuol dire trasporto; prezzi alti si tradurran-no in metodi più efficienti di trasporto, che si svi-lupperanno comprendendo i veicoli ibridi, le city carelettriche, sistemi di trasporto più rapidi nelle aree adimensione regionale, rivitalizzazione del trasportoferroviario, e così via. Il ruolo dei combustibili fos-sili nel trasporto rimarrà importante per i prossimi100 anni e forse più a lungo;

• il nucleare vivrà un nuovo impulso per la sua prero-gativa di fornire energia senza emissioni di CO2. Unamigliore pianificazione e migliori soluzioni per lagestione dei rifiuti radioattivi aiuteranno a superarele maggiori problematiche associate a questo tipo difonte energetica;

• tra 100-125 anni, l’olio fossile e il gas naturale nonsaranno più gli attori dominanti nel campo dell’e-nergia, e le compagnie petrolifere si saranno trasfor-mate in fornitori di altri flussi energetici;

• combustibili trasportabili di sintesi liquidi e gassosi,prodotti attraverso le biotecnologie o altre fonti, sosti-tuiranno gradualmente i combustibili provenientidalle risorse fossili. La velocità con cui ciò accadrànon può essere prevista nel dettaglio.L’olio non convenzionale sarà principalmente pro-

dotto nei grandi giacimenti di Venezuela, Canada, Rus-sia, Kazakhstan, Messico, e pochi altri paesi, semplice-mente perché questi possiedono la massima parte dellarisorsa di base di olio viscoso di alta qualità. L’idrogenoper l’upgrading diventerà un vincolo importante in alcu-ne aree nei prossimi 30 anni. Con il tempo, anche se pro-babilmente non prima della metà di questo secolo, l’o-lio estratto da shale diventerà una fonte significativa(Johnson et al., 2004), anche se come fonte di combu-stibile fossile non si avvicinerà mai alla produzione diolio ad alta viscosità.


VOLUME III / NUOVI SVILUPPI: ENERGIA, TRASPORTI, SOSTENIBILITÀ 55

Bibliografia citata

Beresenev I.A., Johnson P.A. (1994) Elastic-wave stimulationof oil production: a review of methods and results,«Geophysics», 59, 1000-1017.

Butler R.M. (1991) Thermal recovery of oil and bitumen,Englewood Cliffs (NJ), Prentice Hall.

Butler R.M., Mokrys I.J. (1991) A new process (VAPEX) forrecovering heavy oils using hot water and hydrocarbonvapour, «Journal of Canadian Petroleum Technology», 30,97-105.

Campbell C.J. (1999) The coming oil crisis, Brentwood (UK),MultiScience & Petroconsultants S.A.

Chatzis I. et al. (1988) On the investigation of gravity-assistedinert gas injection using micromodels, long Berea Sandstonecore, and computer assisted tomography, in: Proceedings ofthe Society of Petroleum Engineers annual technical conferenceand exhibition, Houston (TX), 2-5 October, SPE 18284.

Collins P.M. (2004) The false lucre of low-pressure SAGD,in: Proceedings of the Canadian international petroleumconference, Calgary (Canada), 8-10 June, Paper 2004-031.

Deffeyes K. (2001) Hubbert’s peak. The impending world oilshortage, Princeton (NJ), Princeton University Press.

Dusseault M.B. et al. (2002a) CHOPS in Jilin Province,China, in: Proceedings of the Society of Petroleum Engineersinternational thermal operations and heavy oil symposiumand international horizontal well technology conference,Calgary (Alberta), 4-7 November, SPE 79032.

Dusseault M.B. et al. (2002b) Field applications of pressurepulsing in porous media, in: Proceedings of the 2nd Biotconference on poromechanics, Grenoble (France), 26-28August, 639-645.

Dusseault M.B. (2006) Sequencing technologies to maximizerecovery, in: Proceedings of the Canadian internationalpetroleum conference, Calgary (Canada), 13-15 June, Paper2006-135.

Dyni J.R. (2003) Geology and resources of some world oilshale deposits, «Oil Shale», 20, 193-252.

Dyni J.R. et al. (1990) Comparison of hydroretorting, Fischerassay, and Rock-Eval analyses of some world oil shales,in: Proceedings of 1989 Eastern oil shale symposium,Lexington (KY), 15-17 November, 270-286.

Elliott K.T., Kovscek A.R. (1999) Simulation of early-timeresponse of single-well steam assisted gravity drainage

(SW-SAGD), in: Proceedings of the Society of PetroleumEngineers Western regional meeting, Anchorage (AK), 26-27 May, SPE 54618.

Gong J. et al. (2002) Fast SAGD and geomechanicalmechanisms, in: Proceedings of the Canadian internationalpetroleum conference, Calgary (Canada), 11-13 June, Paper2002-163.

Gupta S. et al. (2002) Field implementation of solvent aidedprocesses, in: Proceedings of the Canadian internationalpetroleum conference, Calgary (Canada), 11-13 June, Paper2002-299.

Johnson H.R. et al. (2004) Strategic significance of America’soil shale resource; 2v.; Volume I: Assessment of strategicissues; Volume II: Oil shale resources, technology andeconomics, US DOE Office of naval petroleum and oilshales reserves.

Kobbe W. (1917), «Transactions of the American Institute ofMining Engineers», 56, 814.

Laherrère J. (2004) Future of natural gas supply, in:Proceedings of the 3rd International workshop on oil & gasdepletion, Berlin, 25-26 May.

Manga M. et al. (2003) Response of streamflow to multipleearthquakes, «Geophysical Research Letters», 30, 1214-1217.

Ren W. et al. (2005) A study of the gravity assisted tertiarygas injection processes, «Journal of Canadian PetroleumTechnology», 44, 26-32.

Shen C. (2002) Limitations and potentials for in situ combustionprocesses for heavy oil reservoirs, in: Proceedings of theCanadian international petroleum conference, Calgary(Canada), 11-13 June, Paper 2002-217.

Simon J.L. (1996) The ultimate resource II, Princeton-Chichester, Princeton University Press.

Spanos T.J.T. (2001) The thermophysics of porous media, BocaRaton (FL), Chapman&Hall-CRC Press.

Spanos T.J.T. et al. (2003) Pressure pulsing at the reservoirscale. A new IOR approach, «Journal of Canadian PetroleumTechnology», 42, 16-28.

Maurice B. DusseaultDepartment of Earth Sciences

University of WaterlooWaterloo, Ontario, Canada

2 IDROCARBURI DA FONTI FOSSILI NON CONVENZIONALI E … · 2.1.1 Oli combustibili fossili non...

Documents

Transcript of 2 IDROCARBURI DA FONTI FOSSILI NON CONVENZIONALI E … · 2.1.1 Oli combustibili fossili non...