7.3 Trasporto di gas naturale via mare - treccani.it · metano ed etano (gas naturale commerciale),...

VOLUME I / ESPLORAZIONE, PRODUZIONE E TRASPORTO

7.3.1 Distribuzione geografica del gas e attività commerciali

Per il contributo apportato alla produzione di energia, ilgas naturale occupa attualmente il terzo posto al mondodopo l’olio e il carbone e con poca differenza rispetto aquest’ultimo. Esso copre, all’inizio del 21° secolo, pocomeno di un quarto del fabbisogno energetico mondiale.

Il gas è oggetto di intense attività commerciali, alla cuiorigine sta anzitutto l’ineguale distribuzione geograficadella risorsa, che risulta evidente ove si considerino le seimacroaree geopolitiche ed economiche nelle quali abi-tualmente oggi si divide il pianeta Terra (Europa-Asia exsovietica, America Settentrionale, America Centrale eMeridionale, Medio Oriente, Asia-Pacifico, Africa). Aiprimi anni del 21° secolo, le riserve di gas accertate vedo-no in posizione nettamente dominante il Medio Oriente el’Europa-Asia ex sovietica, rispettivamente con il 41% eil 36% del totale, seguite a grande distanza dalle altre quat-tro macroaree; ma anche all’interno delle macroaree, con-siderando i singoli Stati, si rilevano sensibili disugua-glianze: tre paesi, la Federazione Russa, l’Iran e il Qatar,da soli accumulano più del 55% delle riserve mondiali.

Anche la domanda di gas è distribuita piuttosto irre-golarmente, concentrandosi soprattutto nella macroareaEuropa-Asia ex sovietica (42%) e in quella nordameri-cana (29%). In tali macroaree, però, il rapporto tra pro-duzione e consumo è assai differente: sostanzialmenteequilibrato nella prima, fortemente deficitario nella secon-da; il rapporto è deficitario anche nella macroarea Asia-Pacifico, mentre il bilancio risulta positivo nelle altre tremacroaree, soprattutto in quella africana.

Nel complesso, il consumo mondiale è nettamentein crescita (per esempio, nel corso del 2002 è aumenta-to del 2,8%). Particolarmente sensibile è l’aumento negliStati Uniti, dove il gas è, dopo quella nucleare e quellaidrica, la fonte di energia più utilizzata per far fronte allacrescita della domanda di energia elettrica. Notevole

(quasi il 5%) è l’aumento di consumo nei paesi dellamacroarea Asia-Pacifico, finora prevalentemente orien-tati verso l’utilizzazione di altre fonti energetiche, e inquelli ex sovietici, in cui la crescita della domanda èdovuta alla ripresa dell’economia dopo la fine degli anniNovanta, quando le difficoltà derivanti dal radicale muta-mento politico-economico avevano compresso l’attivitàproduttiva. Minore, ma sempre rilevante, è la crescitadell’utilizzazione del gas nelle macroaree africana (3,3%)e mediorientale (2,5%).

L’abbondanza delle riserve e la versatilità di utilizza-zione fanno del gas naturale una fonte energetica di pri-maria importanza, quasi certamente la più interessante del21° secolo. È generalmente riconosciuto, infatti, che spet-terà essenzialmente al gas naturale di sostituire il carbo-ne, come già sta avvenendo, e almeno in parte lo stessoolio (il sorpasso dell’olio da parte del gas è previsto versola metà del decennio 2020-2030). Ciò è suggerito soprat-tutto da preoccupazioni ambientali, ovvero dalla necessitàdi contenere la minaccia di un cambiamento climaticoattraverso la riduzione delle emissioni di biossido di car-bonio e di altri gas serra. La fonte sulla quale contare perquesta riduzione è, a medio termine, solo il gas naturaleche, usato in impianti a due cicli, dà luogo a emissioni dibiossido di carbonio molto modeste e non dà affatto emis-sioni di biossido di zolfo. Si ricorda che le fonti rinnova-bili (solare, eolica, ecc.), hanno certamente un elevatopotenziale, ma a lungo termine: dovranno trascorrere moltianni prima che esse possano svolgere un ruolo determi-nante nella sostituzione delle attuali fonti combustibili.

La risposta alla prospettata crescita della domanda digas naturale dovrà necessariamente compiersi con unaforte espansione del suo commercio, fino a una vera epropria globalizzazione. La necessità di tale espansionesi sta già manifestando con la riduzione delle riserve all’in-terno delle due macroaree più industrializzate (AmericaSettentrionale, Europa-Asia ex sovietica), dove alcuniforti consumatori (Stati Uniti e diversi paesi dell’Europa

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7.3

Trasporto di gas naturale via mare

occidentale) non sono più autosufficienti e cominciano adaccusare difficoltà anche nell’approvvigionarsi dai gran-di produttori vicini (rispettivamente, Canada e Russia).L’espansione del mercato del gas dovrà necessariamenteaccompagnarsi a un drastico cambiamento delle modalitàdi trasporto: da un’attività che ha alla base in assoluta pre-valenza approvvigionamenti locali (circa l’80%), che sisvolge su distanze ridotte e tra paesi vicini – quindi viaterra e attraverso gasdotti – si passerà al predominio di untraffico via mare, su grandi distanze, per il quale sarànecessario ricorrere largamente ai processi di liquefazio-ne del gas. L’evoluzione verso il GNL (Gas Naturale Lique-fatto, o LNG, Liquefied Natural Gas) si sta già manife-stando e si prevede un rapido aumento degli approvvi-gionamenti, che intorno al 2020 potrebbero raggiungereil 15-20% del commercio mondiale di gas. A incremen-tare gli spostamenti su grandi distanze concorrerà pure ilcrescente fabbisogno di una terza macroarea, l’Asia-Paci-fico, le cui riserve sono assolutamente insufficienti, le cuizone di approvvigionamento sono lontane e in cui la doman-da, già elevata in un paese di consolidata industrializza-zione come il Giappone, va rapidamente crescendo in dueeconomie in rapida espansione come quella indiana e,soprattutto, quella cinese: per i paesi di tale macroarea siprevede un aumento della domanda di oltre il 60%. Tuttociò comporta un crescente interesse per il trasporto delGNL e per le altre tecnologie di trasferimento che con-sentono di coprire grandi distanze, chiamate ad assicura-re l’interconnessione dei mercati regionali (della quale sihanno già esempi nell’Europa occidentale, sui cui litora-li si sono diffusamente distribuiti i terminali di rigassifi-cazione) fino alla realizzazione di un mercato globale. Iprogetti per la realizzazione delle infrastrutture necessa-rie richiedono ingenti risorse finanziarie e tecnologiche,nonché un alto livello di cooperazione tra gli esperti delsettore. Si prevede che nel solo bacino atlantico lo svi-luppo del trasporto del GNL, per due terzi destinato agliStati Uniti, comporti nei prossimi dieci anni investimen-ti per 80 miliardi di dollari.

7.3.2 Tecnologie di trasporto

Le tecnologie di trasporto fanno parte del ciclo del gasnaturale; esse sono infatti alla base stessa dell’impiego ditale risorsa energetica e costituiscono un punto di riferi-mento per l’economicità della coltivazione dei giacimen-ti: è sempre la tecnologia di trasporto, intesa in senso lato,che determina il prezzo unitario del gas alla vendita.

Come accennato in precedenza, la previsione dei futu-ri consumi energetici mondiali fornisce indicazioni diuna continua crescita per quanto riguarda il gas natura-le, con una contemporanea contrazione per quanto riguar-da olio e carbone; l’espansione del mercato del gas, lega-ta all’aumento dei paesi fornitori e alla crescita dei

mercati attualmente in sviluppo (Cina, India, ecc.), spin-ge verso una globalizzazione del mercato. Questo risul-tato dà luogo allo sviluppo commerciale di molte tec-nologie di trasporto finora rimaste relegate alla fase spe-rimentale o soltanto progettate.

Caratteristiche del gas naturalePer poter inquadrare le tecnologie di trasporto del gas

naturale è utile descrivere brevemente le sue caratteri-stiche e le forme in cui si presenta. Il gas naturale si trovasempre nei giacimenti di idrocarburi, sia in forma asso-ciata agli oli sia in forma non associata. Nel gas si distin-guono usualmente le frazioni più leggere, costituite dametano ed etano (gas naturale commerciale), e le fra-zioni intermedie, formate da propano e butano e identi-ficate commercialmente con il GPL (Gas di PetrolioLiquefatto, o LPG, Liquefied Petroleum Gas), in quan-to liquefacibile a temperatura ambiente con modeste pres-sioni. Il GPL, insieme alle frazioni più pesanti, forma iliquidi di gas naturale o condensati noti anche come gaso-line; esso si trova allo stato liquido a temperatura ambien-te e a una pressione di circa 15 bar.

Costi di trasportoNel ciclo di produzione i costi variano in funzione

della capacità degli impianti di trattamento, della loca-lizzazione onshore/offshore del giacimento, della distan-za dalla costa, nonché della posizione geografica. Lavalutazione dell’incidenza del trasporto sull’intero pro-cesso produttivo ha una grande importanza per la fatti-bilità del progetto di trasporto stesso.

Si prenda a riferimento un costo unitario del gas natu-rale a testa pozzo di 1 dollaro per milione di BTU (BritishThermal Unit; 106 BTU�0,252·106 kcal�1,055·106 kJ);sommando i costi di trasporto all’interno del paese espor-tatore con i costi associati alla tecnologia adottata per iltrasporto, si ottiene il costo alla frontiera, che consente divalutare comparativamente le alternative di trasporto. Peresempio, nel caso di un giacimento situato a circa 300 kmdalla costa e di trasporto del gas a una distanza di 2.000km, il costo alla frontiera è valutabile, nel caso di condottasottomarina, in 3,16 dollari per milione di BTU e nel casodel GNL in 3,26 dollari per milione di BTU. Sommandoal costo medio all’ingrosso i costi di distribuzione, si rag-giunge un prezzo medio alla distribuzione di circa 6 dol-lari per milione di BTU. Il peso dei costi di distribuzione,pari a circa il 50% del costo finale, mette in evidenza l’im-portanza di avere a disposizione tecnologie a basso costoe ad alto impatto sul mercato.

Il gasdottoLa tecnologia di riferimento del trasporto del gas natu-

rale è la condotta (gasdotto). Questa tecnologia è ormailargamente consolidata e prevede costi di investimento,in funzione del diametro della condotta, compresi tra 0,66

856 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

TRASPORTO IDROCARBURI E STOCCAGGIO GAS

e 1,44 dollari per milione di BTU. A questi si devonoaggiungere i costi operativi, che si possono valutare tral’1 e il 3% dell’investimento.

Le potenzialità di espansione del trasporto in condot-ta del gas naturale vanno ricercate nelle tecnologie inno-vative dell’ingegneria offshore; queste ultime consentonodi poter guardare alla realizzazione di condotte sottoma-rine anche a grande profondità con un grado di sicurezzaormai elevato. I gasdotti di ultima generazione hanno con-trastato lo sviluppo delle altre tecnologie di trasporto delgas naturale, con tracciati sottomarini a grandi profonditàe su fondali particolarmente accidentati, per il trasporto divolumi di gas dell’ordine di decine di milioni di metri cubistandard al giorno. La principale limitazione all’impiegodei gasdotti per il trasporto del gas naturale consiste nellanecessità di attraversare i mari che separano il paese pro-duttore da quello fornitore. In particolare, i fondali conprofondità di oltre 3.000-3.500 m e con una morfologiaparticolarmente accidentata costituiscono ancora oggi unenorme problema tecnologico e anche in questo caso latecnologia di trasporto prevede un incremento dei costi.

Sistemi di trasporto alternativiAlla luce dei problemi della tecnologia di riferimen-

to, primo fra tutti la distanza da coprire, si delineano quin-di le caratteristiche di sistemi di trasporto del gas natura-le alternativi. La distanza da coprire per il trasporto delgas naturale caratterizza il costo alla consegna del gas, percui se si considerano i gasdotti e si fissa un costo massi-mo accettabile alla frontiera di 3 dollari per milione diBTU, la massima distanza che si può coprire è compresatra 2.000 km (offshore) e 3.800 km (onshore). Ciò signi-fica che qualsiasi tecnologia in grado di portare lo stessovolume di gas naturale (ovvero la stessa quantità di ener-gia) con lo stesso costo a distanze superiori è concorren-ziale e si pone come potenziale alternativa al gasdotto.

Il trasporto del gas presenta numerose alternative,tutte volte a migliorare il rapporto tra capacità volume-trica di trasporto e contenuto energetico associato. Perquesto motivo si prospettano sia tecnologie di trasportoche consentono di portare il gas nei mercati remoti e ven-derlo come tale, sia tecnologie che prendono in consi-derazione la conversione energetica, ossia nelle quali iltrasporto consiste nel veicolare il contenuto energeticodel gas naturale sotto altra forma. Le tecnologie che con-sentono di portare il gas nei mercati remoti e venderlocome tale ricorrono alla sua diminuzione di volume lique-facendolo o comprimendolo; si ottengono così il giàricordato GNL, il gas naturale compresso (CNG, Com-pressed Natural Gas, o PNG, Pressurized Natural Gas),gli idrati di gas naturale (NGH, Natural Gas Hydrates)con tecnologia meglio nota come Gas-To-Solid (GTS).

Le tecnologie che effettuano invece una conversionedel contenuto energetico del gas in altre forme di energiasi distinguono in due classi: tecnologie di conversione in

composti liquidi come il metanolo e/o gli idrocarburisintetici (come gasolio e diesel basati sulla sintesi Fischer-Tropsch), dette tecnologie Gas-To-Liquid (GTL), e tec-nologie di conversione del gas in energia elettrica conrelativo trasferimento tramite cavo, note come tecnolo-gie Gas-To-Wire (GTW).

Tra queste tecnologie l’unica utilizzata commercial-mente fino al 2004 è il GNL, che copre poco più del 25%del mercato del trasporto di gas naturale. Il GTL è in unafase di espansione con due impianti in attività, uno dellaSasol in Sud Africa e l’altro della Shell in Malaysia, econ 14 impianti programmati per entrare in servizio dal2010. Il CNG e il GTW sono due tecnologie pronte perentrare nel mercato. Il GTS è una tecnologia in fase disviluppo, di cui si sono fatti studi di fattibilità e si sonodelineate alcune applicazioni.

Il trasporto del gas naturale come GNL, iniziato nel-l’ormai lontano 1960, ha costituito fino a oggi una tec-nologia di trasporto la cui applicazione ha corrisposto auna condizione di nicchia, cioè a una condizione in cui,date le distanze elevate, il trasporto in condotta non risul-tava economico. Oggi invece si guarda al GNL come aun sistema ad alta concentrazione di contenuto energe-tico che evita di attraversare vari paesi e di incorrere nellerelative tariffe di transito. Gli impianti per il GNL sonotuttavia ad alto costo di investimento e presentano unlimite inferiore di economicità per il singolo impianto ditrattamento di 2,5-3,5 milioni di tonnellate per anno. Ciòcomporta la necessità di avere risorse assicurate equiva-lenti a circa 113·109 Sm3 (metro cubo standard di gas,cioè m3 di gas a pressione atmosferica e alla temperatu-ra di 15 °C; 1 Sm3 ha un potere calorifico di 36.500BTU�9.200 kcal�38.500 kJ) e contratti di vendita peralmeno 20 anni. Le tecnologie che dominano il merca-to sono l’Optimized Cascade Process della Phillips e laMulti-Component Refrigerant Liquefaction della AirProducts and Chemicals, utilizzata nella maggior partedegli attuali impianti (circa il 90%).

Le tecnologie di conversione GTL sono attualmentele più interessanti, perché consentono di trasformare il gasnaturale in combustibili di sintesi (cherosene, gasolio, ecc.)o in prodotti chimici (metanolo o dimetiletere). La loroprincipale caratteristica è l’impiego delle infrastruttureconvenzionali nel trasporto e nello stoccaggio del prodottoper entrare in mercati maturi; la loro applicazione a un’am-pia gamma di tipi di giacimenti a gas non richiede quin-di quegli investimenti fissi relativi a navi mercantili e aterminali che invece sono richiesti per il GNL. I processidi conversione proposti per la tecnologia GTL sono il clas-sico Fischer-Tropsch (sviluppato inizialmente in Germa-nia nel 1923), nelle varie versioni con differenti tipi dicatalizzatori al ferro o al cobalto; il processo con produ-zione di metanolo, il cui mercato risulta attualmente satu-ro in attesa della sua promozione a combustibile per tur-bine a gas, e quello con produzione di dimetiletere (DME),

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TRASPORTO DI GAS NATURALE VIA MARE

attualmente in fase di sviluppo, con grandi potenzialitànel futuro mercato globale dell’energia.

L’idea alla base della tecnologia CNG è il sempliceaumento della densità per compressione. Il fattore diriduzione del volume, compreso tra 250 e 300 volte ilvolume iniziale, richiede pressioni elevate e implica par-ticolari attenzioni alla sicurezza per quanto riguarda l’im-magazzinamento nei serbatoi. Lo sviluppo di particola-ri soluzioni tecniche per lo stoccaggio del gas compres-so sta facendo emergere la tecnologia CNG come unapossibilità di sviluppo di riserve di gas remote o altri-menti non economicamente sfruttabili. L’efficienza deltrasporto (rapporto tra gas giunto a destinazione e gasimmagazzinato) è del 95%, molto elevata se si conside-ra che il GNL presenta efficienze dell’ordine dell’85%,a causa delle perdite per vaporizzazione.

La tecnologia GTS è in studio e in via di sviluppo siain Europa sia in Giappone. Le ricerche svolte hanno por-tato all’introduzione di due forme di trasporto degli idra-ti: la prima consiste nella produzione degli idrati in formadi polvere granulare da trasportare a pressione atmosferi-ca e a temperature comprese fra �30 °C e �45 °C; la secon-da consiste nel produrre gli idrati e trasportarli in una sospen-sione (slurry) di idrati e acqua di formazione. Le distanzepreviste per il trasporto sono dell’ordine di 3.000 km conportate non elevate, dell’ordine di 6·106 Sm3/d.

I progetti GTW consistono nella produzione di elet-tricità in prossimità dei centri di produzione del gas e nellaconversione in corrente continua ad alta tensione per iltrasporto su grandi distanze, fino a raggiungere il luogodi utilizzazione. La tecnologia GTW è in crescita e vieneutilizzata spesso nel recupero del gas associato all’olioaltrimenti bruciato in torcia, con ricadute sia economichesia ambientali. In Canada il governo della provincia del-l’Alberta ha sospeso la richiesta di pagamento delle royaltysul gas che viene impiegato nella produzione di energiaelettrica anziché essere bruciato o rilasciato in atmosfera.Lo sviluppo della conversione da corrente alternata a cor-rente continua ha radicalmente mutato l’economicità deiprogetti GTW; va ricordato, al riguardo, che su distanzedell’ordine delle migliaia di chilometri le perdite in cor-rente continua sono minori che in corrente alternata ed èminore anche l’impatto ambientale. Sono ritenuti econo-micamente redditizi i progetti per la trasmissione dell’e-quivalente di 28·106 Sm3 di gas su distanze di 3.000 km.

Un progetto di questo tipo è in fase di sviluppo in Algeria(da Skikda verso l’Italia). Allo sviluppo dei progetti GTWha contribuito inoltre la possibilità di impiego di micro-turbine a gas, anche a ciclo combinato, di piccole dimen-sioni, così da consentire la regolazione in funzione dellaproduzione di gas (turbogeneratori con potenze compresetra 30 e 100 kW per assorbire i sovraccarichi).

Per evidenziare l’impatto che le suddette tecnologie ditrasporto del gas naturale possono operare a livello di mer-cato, si riportano i risultati di uno studio di Seungyong Chang(Seungyong, 2001), che mette a confronto le tecnologie tra-dizionali con quelle più innovative, quali CNG, GTL, NGHe GTW, confrontandone tutte le voci di costo, sia in infra-strutture sia per il trasporto, i capitali investiti, i profittie i tempi di ritorno degli investimenti effettuati per cia-scuna di esse. Come ambiti geografici nei quali effettua-re il confronto, vengono considerati il Mar Mediterraneo,il Mar dei Caraibi, il Mar Arabico, il Nord-Est asiatico e l’i-sola Sakhalin. Per ogni area geografica sono selezionati unpaese produttore e un paese consumatore con distanzecomprese tra 1.600 e 2.600 km. Il caso di studio prevedeuna produzione di circa 3·106 Sm3/d di gas naturale asso-ciato alla produzione di olio, che viene inizialmente rei-niettato in giacimento per il mantenimento della pressione.La valutazione dei costi alla consegna, che include sia i costidi investimento sia quelli operativi, fornisce dei risultatiinteressanti, poiché si ha un costo unitario che varia tra 2,25e 2,50 dollari per milione di BTU e di 25 dollari al barileper l’opzione GTL. Il costo per il GTW è fortemente varia-bile, tra 32 e 157 dollari al MWh (106 BTU�0,293 MWh).La valutazione finale degli investimenti fornisce indica-zioni su quali siano le tecnologie più convenienti. Dal casostudiato si evidenzia come per produzioni non elevate e sudistanze medie l’opzione più conveniente risulti il CNG,seguito dal GTS e dal GTW; il GTL occupa la quarta posi-zione, seguito dal GNL e infine dal trasporto in condotta.Questo risultato mette in evidenza che il peso dei costi delleinfrastrutture necessarie per il GTL, il GNL e il gasdottopenalizza fortemente queste tecnologie.

Le tecnologie alternative diventano pertanto vantag-giose nel caso di produzioni elevate e di distanze sem-pre più grandi. Si possono così individuare settori ope-rativi ottimali per le singole tecnologie di trasporto, chepossono soddisfare le esigenze più diverse dei paesi con-sumatori.



campoa gas

impianto diliquefazione

serbatoi distoccaggio


impianto dirigassificazione

al consumotrasportovia mare

paese produttore paese consumatore

fig. 1. Ciclo di produzione e trasporto del GNL.

7.3.3 Il trasporto del GNL

Il ciclo di trasporto del GNL e la sua economiaSin dagli anni Sessanta, quando è iniziato il traspor-

to del gas sotto forma di GNL, sono stati rispettati ele-vati standard di sicurezza, affidabilità e protezioneambientale nei processi di liquefazione e di rigassifica-zione, nonché nel trasporto per mezzo di apposite navicisterna (metaniere). Gli effetti dell’innovazione tecno-logica si sono fortemente sentiti nel corso degli anni,portando a una progressiva riduzione dei costi in tutte lefasi della catena produttiva. Ciò ha contribuito, visti ilcrescente fabbisogno di energia e l’aumento dei consu-mi del gas, alla crescita del settore e al conseguente suc-cesso del GNL come fonte di approvvigionamento alter-nativa. Tuttavia la forte competitività del trasporto in con-dotta ha limitato il GNL a una nicchia di mercato ristrettaai paesi esclusi o non raggiunti dalla rete di trasporto eai paesi che, fortemente dipendenti dalle importazioni,hanno voluto intraprendere una diversificazione dellefonti di approvvigionamento.

Il mercatoIl commercio internazionale del GNL ha visto la sua

nascita nell’ormai lontano 1964, con le prime esporta-zioni dall’Algeria; nel 2003 è stato raggiunto un volu-me di gas movimentato di quasi 170·109 Sm3, che rap-presenta circa il 27% del gas importato a livello mon-diale e il 6,5% dei consumi mondiali di gas. Sempre nel2003, i paesi esportatori erano l’Indonesia, con il 23%delle esportazioni, l’Algeria (16,6%), la Malaysia (13,8%),il Qatar, Trinidad e Tobago, la Nigeria, l’Australia, ilBrunei, l’Oman, gli Emirati Arabi Uniti, gli Stati Unitie la Libia. Il principale paese importatore era il Giappo-ne, con il 47% del mercato, seguito da Corea del Sud(15,5%), Spagna (8,9%), Stati Uniti (8,5%), Francia,Taiwan, Italia, Turchia, Belgio, Portogallo, Grecia, Repub-blica Dominicana e Puerto Rico.

Il mercato del GNL si era sviluppato prevalentementesulla base di contratti di forniture a lungo termine e ciòaveva comportato un elevato grado di rigidità in termi-ni di variazioni del prezzo. All’inizio del 21° secolo sonostati stipulati anche contratti a breve termine e ciò hadato luogo a una rapida crescita del mercato.

Si prevede dunque di passare da 168,9·109 Sm3 del2003 a 230-283·109 Sm3 nel 2010 e a 360-430·109 Sm3

nel 2020. La capacità di liquefazione, che al 2002 era di186·109 Sm3, crescerà a 306·109 Sm3 nel 2007.

Il ciclo di produzione e di trasportoIl ciclo del GNL comprende le seguenti fasi principa-

li (fig. 1): a) trattamento e trasporto via gasdotto fino allacosta; b) trattamento del gas per rispettare le specificherichieste dal processo di liquefazione; c) liquefazione delgas; d) stoccaggio e caricamento; e) trasporto attraversometaniere; f ) ricezione e stoccaggio; g) rigassificazione.

I principali investimenti riguardano gli impianti diliquefazione (42%) e le navi per il trasporto (30%), segui-ti dagli impianti di rigassificazione (15%). I costi unita-ri del ciclo di produzione e di trasporto del GNL sonoriassunti nella tab. 1.

Processi di liquefazione del gas naturaleIl gas naturale è costituito principalmente da metano

e, in minor misura, da etano, propano, butano e da altriidrocarburi più pesanti, oltreché da alcune frazioni nonidrocarburiche; tra queste ricordiamo l’azoto, il biossidodi carbonio, i composti dello zolfo, l’acqua e talvolta ilmercurio. Il processo di liquefazione richiede che alcunecomponenti, idrocarburiche e non, vengano rimosse, par-zialmente o totalmente, durante il processo, per elimina-re le sostanze inquinanti e per controllare l’indice di Wobbee il potere calorifico del prodotto da trasportare. Il risul-tato di questo pretrattamento del gas e del successivo pro-cesso di liquefazione è un GNL con composizione mediadi metano per il 95% e con il restante 5% costituito dacomponenti idrocarburiche leggere e azoto (tab. 2).

Il GNL è inodore, incolore, non corrosivo e non tos-sico; tuttavia, come ogni altro prodotto gassoso non con-tenente ossigeno libero, il gas naturale prodotto dalla sua



tab. 1. Costi per fase nel ciclo di produzione del GNL

Costo a testa pozzo Liquefazione Trasporto Rigassificazione(milioni di dollari per BTU) (milioni di dollari per BTU) (milioni di dollari per BTU) e Stoccaggio

(milioni di dollari per BTU)

0,5-1,0 0,8-1,0 0,4-1,0 0,3-0,5

tab. 2. Composizione molare di GNL di diversa provenienza

Provenienza COMPOSIZIONE (% MOLE)

Metano Etano Propano Butano AzotoAbu Dhabi 86,00 11,80 1,80 0,20 0,20 Alaska 99,72 0,06 - - 0,20 Algeria 86,98 9,35 2,33 0,63 0,71 Indonesia 90,00 5,40 1,50 1,35 0,05

vaporizzazione può causare asfissia in un ambiente chiu-so e non ventilato. Il gas naturale liquefatto viene imma-gazzinato e trasportato a pressione atmosferica. Il pro-cesso di liquefazione prevede pertanto (v. cap. 5.4) la lique-fazione per pressurizzazione e successivamente ilraffreddamento, fino a raggiungere la condizione di stoc-caggio e immagazzinamento a pressione atmosferica e atemperatura prossima a quella di ebollizione del metano(�161,46 °C). Il gas liquefatto ha una densità di 415 kg/m3

a �162 °C, il che comporta un coefficiente di riduzione delvolume pari a circa 610 rispetto alle condizioni standard:tenendo conto che il potere calorifico inferiore del metanoè pari a 11.764 kcal/kg (25% circa più elevato di quello diun olio medio, la cui densità è dell’ordine di 800 kg/m3), 1 m3 di GNL equivale a circa 0,62 m3 di olio.

Processi industrialiIl primo processo di liquefazione sviluppato a livello

industriale, denominato progetto CAMEL (CompagnieAlgérienne du MÉthane Liquide), risale al 1961 ed erabasato su un ciclo di refrigerazione a cascata classico. Unprocesso di liquefazione che risulta più semplice e flessi-bile opera con una miscela di refrigeranti ed è qualifica-to come ciclo a refrigeranti misti o ciclo misto (v. cap. 5.4).Le capacità di trattamento sono cresciute in maniera sostan-ziale nel tempo, passando da 1,5·106 Sm3/d per il proget-to CAMEL a circa 10·106 Sm3/d per impianto di liquefa-zione nelle installazioni in progetto nel 2003.

Attualmente i processi di liquefazione proposti sonoi seguenti: a) processo a cascata classica ottimizzato, svi-luppato da Phillips Petroleum; b) processo MCR (Multi-Component Refrigerant) della Air Products and Chem-icals, che comporta due cicli di raffreddamento in casca-ta; c) processo Technip-Snamprogetti derivato dal processoTEALARC, che comporta due cicli misti in cascata; d) processo PRISCO, sviluppato da J.F. Pritchard e com-mercializzato dalla Kobe Steel, che funziona con un ciclounico a refrigerante misto.

Di particolare interesse è il processo noto comeLNG/LIN Concept (Liquefied Natural Gas/LIquid Nitro-gen) che consente di produrre GNL in mare aperto attra-verso l’impiego di azoto liquido precedentemente cari-cato a bordo della nave (fig. 2). L’azoto liquido è otte-nuto per frazionamento dell’aria utilizzando la capacitàrefrigerante del GNL nel terminale di rigassificazione.Tale processo ottimizza le esigenze energetiche del pro-cesso di liquefazione e trasporto, mantenendo le stivedella nave sempre a bassa temperatura e in condizioni dicarico. Sono inoltre in fase di studio progetti che preve-dono terminali di esportazione e impianti di liquefazio-ne e stoccaggio offshore (v. oltre).

Tecnologia PLNGNel 2004 è stato annunciato dalla Exxon-Mobil un pro-

cesso di trattamento del gas chiamato PLNG (Pressurized

Liquefied Natural Gas). Esso è frutto di un lavoro di ricer-ca e sviluppo che ha per obiettivo una riduzione dei costie un aumento dell’efficienza del processo di liquefazio-ne del gas naturale. Si ritiene che gli obiettivi posti pos-sano essere raggiunti a fronte di una riduzione della staz-za delle navi, con cui si riesce a ottenere la riduzione deicosti totali. Il progetto prevede l’impiego di un acciaio adalta resistenza, per poter ottenere la liquefazione a unapressione e a una temperatura superiori rispetto ai pro-cessi convenzionali. La temperatura è di �150 °C e lapressione è compresa tra 40 e 80 bar, in funzione del tipodi gas. Il risultato è la riduzione nella potenza richiesta, equindi nella dimensione dell’impianto, di circa il 50%.Inoltre, il consumo di gas nel processo di liquefazione èridotto, comportando un aumento del 5% o più nella pro-duzione di GNL. Lo stoccaggio è a �150 °C e 30 bar. Ladifferenza nelle condizioni di immagazzinamento com-porta l’impossibilità di utilizzare le attuali navi per GNL.Le navi da impiegare dovranno essere infatti capaci di tra-sportare lo stesso contenuto energetico in un volume mag-giore. Ciò comporta il cambiamento del limite economi-co per l’impiego di questa nuova tecnologia che la Exxon-Mobil afferma corrispondere a una distanza percorsa dicirca 3.700 km.

Liquefazione e stoccaggio offshoreLo sviluppo delle attività di esplorazione e produzio-

ne in acque sempre più profonde ha condotto le compa-gnie a ricercare le condizioni ottimali per il posizionamentodegli impianti. Si è così assistito alla proposta di progettidi impianti di liquefazione di GNL da installare in condi-zioni offshore (fig. 3). Il principale problema è quello dieffettuare i complessi processi di liquefazione, stoccaggioe carico su una piattaforma mobile soggetta all’impatto deicambiamenti delle condizioni climatiche e marine.

Impianti propostiPrima della fusione con Exxon, la Mobil, nella metà

degli anni Novanta, aveva approntato il progetto di quat-tro impianti, due da 3 e 6 milioni di tonnellate per annorispettivamente, con preraffreddamento a propano, edue da 4 e 6 milioni di tonnellate per anno con un solo



N2

azotoliquido (LIN)

GNL gasnaturale

fig. 2. Schema del processo LNG/LIN Concept per la produzione e il trasporto di GNL (Rojey et al., 1994).

processo di refrigerazione; era previsto che gli impiantidovessero essere posizionati su una chiatta quadrata incalcestruzzo.

Un altro impianto galleggiante in calcestruzzo è statostudiato nel progetto Azure, in parte finanziato dall’U-nione Europea. L’obiettivo era quello di dimostrare cheun impianto GNL completamente galleggiante è unaopzione sicura e praticabile.

Nel tentativo di varare un impianto GNL galleggian-te la Shell è stata la più attiva, con numerose opzioni diapplicazione di FLNG (Floating Liquefied Natural Gas).Nei suoi progetti questa compagnia si è orientata versol’impiego dei processi di liquefazione di cui è proprieta-ria (SMR, Steam Methane Reformation, e DMR, DualMixed Refrigerant); ritiene inoltre che gli impianti off-shore presentino una riduzione dei costi del 30% rispettoagli impianti costruiti a terra, non tanto per i processiimpiegati, quanto per la riduzione di impianti accessorinon richiesti per un impianto galleggiante. Una soluzio-ne alternativa per un impianto FLNG è costituita da undifferente processo di liquefazione, che utilizza il lavorodi espansione dell’azoto per la refrigerazione; tale pro-cesso è stato proposto dalla compagnia britannica Costain.

Vantaggi degli impianti FLNGL’impiego di impianti FLNG è particolarmente inte-

ressante per la valorizzazione dei giacimenti di gas remoti

o ritenuti non recuperabili (stranded), per i quali i costi diinvestimento in impianti fissi costituiscono l’aspetto cri-tico del piano economico. Come già detto, i FLNG com-portano una riduzione dei costi di investimento oltre a unaumento di competitività per i tempi minori di costruzio-ne. Inoltre, possono essere riposizionati su altri siti e quin-di il loro costo può essere ammortizzato su più progetti.

Un altro aspetto che caratterizza i FLNG è la mini-mizzazione dell’impatto ambientale sulla costa, in quan-to essi non richiedono impianti e infrastrutture su di essae al contempo assicurano una maggiore sicurezza per ladistanza da aree abitate e da zone industriali.

Navi per il trasporto del GNLIl trasporto del GNL per mezzo di metaniere è inizia-

to negli anni Sessanta ed è decollato negli anni Settanta.Due sono state le linee di progettazione, basate su duediverse concezioni e ancora oggi adottate: i serbatoi con-tenenti il GNL sono strutturalmente integrati con il dop-pio scafo della nave, sul quale vengono scaricati gli sfor-zi indotti dal carico; i serbatoi sono indipendenti dallastruttura della nave e quindi devono essere autoportanti.

Navi con serbatoi integratiI due sistemi di tecnologia a serbatoi integrati più dif-

fusi sono quello sviluppato dalla Technigaz e quello dallaGaztransport, società che nel 1994 si sono fuse nella



fig. 3. Terminale di liquefazionee stoccaggio offshore di GNL.

Gaztransport & Technigaz e che attualmente sono stateacquisite dal gruppo Eni.

Nel sistema Technigaz i serbatoi sono costituiti dauna barriera primaria elastica, che si appoggia sullo scafoper mezzo di un isolante termico, e da una barriera secon-daria, che ha lo scopo di proteggere lo scafo della naveda un’eventuale fuga di GNL. Infatti, solo alcuni acciaispeciali sono compatibili con le basse temperature checomporta il contatto con il GNL. Lo schema generale diuna nave con serbatoi a membrana è riportato in fig. 4.La barriera primaria è formata da una membrana connervature realizzata con un assemblaggio di lastre inacciaio speciale saldate; la disposizione delle lastre formadue ordini di nervature ortogonali tra di loro per ridurrele sollecitazioni di origine termica, viste le ampie escur-sioni di temperatura; inoltre il doppio sistema di nerva-ture consente di ripartire le sollecitazioni di flessionesulle nervature stesse e le sollecitazioni di trazione sulle

parti piane delle lastre. L’isolante termico interposto trail serbatoio e lo scafo, inizialmente costituito da legnodi balsa, è stato sostituito da schiuma di poliuretanorinforzata con fibre di vetro. La barriera secondaria èrealizzata con un materiale composito ‘triplex’, costi-tuito da un foglio di alluminio in un wafer di tessuto difibre di vetro. La capacità della membrana di resisterealle variazioni di temperatura e la sua bassa inerzia ter-mica permettono un rapido raffreddamento dei serbatoinella fase di carico del GNL. È quindi possibile effet-tuare il viaggio di ritorno delle metaniere scariche senzadover mantenere i serbatoi a bassa temperatura.

Il sistema Gaztransport comprende due barriere indi-pendenti, la prima e la seconda, formate in invar (acciaiolegato al 36% di nichel) e realizzate con fasciame pianosaldato, dello spessore di 0,7 mm, sorretto da scatole diisolamento termico in legno di balsa riempite di perlite trat-tata con silicone. Le membrane sono a tenuta di liquido e



fig. 4. Metaniera con serbatoio integrato con sistema a membrana (Rojey et al., 1994).

fig. 5. Metaniera con serbatoi autoportanti di concezione Moss Rosenberg (Rojey et al., 1994).

di gas, quindi formano due spazi indipendenti di isola-mento termico che, nel corso delle operazioni, vengonoriempiti con azoto liquido a pressione controllata; vieneanche effettuato un continuo monitoraggio della presenzadi idrocarburi in tracce. Le scatole di isolamento e i siste-mi di isolamento sono fissati alla parete dello scafo inter-no per mezzo di speciali perni o dispositivi di accop-piamento.

Navi con serbatoi autoportantiNel secondo schema progettuale i serbatoi devono

resistere alle sollecitazioni indotte dal peso del GNL checontengono. La società norvegese Moss Rosenberg haaffrontato questo problema realizzando delle metanierecon 4 o 6 serbatoi sferici (fig. 5). Le sfere sono isolatetermicamente tramite l’impiego di opportuni materialiisolanti: un’intercapedine viene mantenuta tra il serba-toio e l’isolante, riempita di aria secca o di gas inerte(azoto) per poter aumentare la capacità isolante del siste-ma e assicurare elasticità alla barriera primaria. Ognisfera è sostenuta da una camicia cilindrica che poggiasullo scafo della nave; quest’ultimo viene protetto daeventuali fughe di GNL con una barriera secondaria postaalla base delle sfere.

Vaporizzazione del GNLUn problema comune a tutti i tipi di metaniere è lo

scambio termico che inevitabilmente avviene tra l’inter-no e l’esterno dei serbatoi; ciò provoca una vaporizzazio-ne del GNL e libera del gas (gas di boil-off ). Questo gasviene in genere riutilizzato a bordo della nave stessa, siaper la propulsione, nel caso siano impiegate delle turbinea vapore, sia per i servizi presenti a bordo. Nel caso in cuila propulsione venga affidata a motori diesel, il gas di boil-off viene riliquefatto. Su una metaniera il tasso di boil-offvaria, in un giorno, dallo 0,1 allo 0,2% del carico di GNL;questa percentuale è il risultato di una ottimizzazione tec-nico-economica del sistema di isolamento adottato chepuò essere migliorato solo a costi crescenti.

Flotta per il trasporto del GNLNel 2003 la flotta per il trasporto di GNL era costitui-

ta da 145 navi, con una capacità totale di circa 23,5·106 m3;il 20% delle navi aveva una età inferiore a cinque anni.Il 50% della flotta era formato da metaniere del tipoMoss Rosenberg, il 37% dal tipo Gaztransport, l’11%dal tipo Technigaz e il restante 5% da altre tipologieminori.

La capacità delle metaniere è evoluta nel tempo. Agliinizi del 21° secolo si può far riferimento a una capacitàdi trasporto compresa tra 125.000 e 150.000 m3 di GNL,che corrispondono a circa (75-90)·106 Sm3 di gas natu-rale. I costruttori navali hanno iniziato a progettare naviper il trasporto di GNL con una capacità superiore a200.000 m3.

I costi di una nave per il trasporto di GNL sono cre-sciuti fino al 1998, raggiungendo circa 2.600 dollari permetro cubo di capacità, e sono diminuiti attestandosi sui1.200 dollari al metro cubo nel 2002. Le previsioni al2007 vedono un costo in leggera diminuzione.

Terminali di rigassificazione e stoccaggioPer la ricezione e la rigassificazione del GNL sono

necessari i terminali per lo scarico delle navi, gli impian-ti di ricezione e stoccaggio e gli impianti di vaporizza-zione (fig. 6).

Le metaniere, dopo essere state ancorate e aver effet-tuato la connessione ai bracci di scarico degli impiantidel porto, iniziano a trasferire il GNL nei serbatoi di stoc-caggio a terra, impiegando le pompe di bordo. La fasedi scarico generalmente si protrae per circa 12 ore, vistala dimensione del carico. Il GNL viene immagazzinatosempre in fase liquida in opportuni serbatoi a pressioneatmosferica. Nuove tecnologie consentiranno in futurodi effettuare le operazioni di rigassificazione diretta-mente durante lo scarico. Non sono stati ancora realiz-zati impianti offshore di ricezione di GNL, ma sono statieffettuati in questo senso numerosi studi di progettazio-ne e fattibilità economica (v. oltre).

Serbatoi di stoccaggio del GNLEsistono numerose tipologie di serbatoi di stoccag-

gio per il GNL; la distinzione principale, effettuata inbase alla posizione relativamente alla superficie topo-grafica, è quella in serbatoi in superficie e serbatoi inter-rati; è inoltre importante distinguere i serbatoi in fun-zione del grado di sicurezza associato al tipo di struttu-ra. Di indubbio interesse per lo stoccaggio del GNL puòrisultare l’impiego di cavità saline, se disponibili.

Il GNL viene immagazzinato in serbatoi a doppioguscio a pressione atmosferica (fig. 7). L’intercapedinetra i due gusci è utilizzata per realizzare l’isolamento ter-mico; il serbatoio interno, a contatto con il GNL, è rea-lizzato in acciai speciali con il 9% di nichel per evitare



serbatoiodi GNL

pompa

GNLgasacqua impianto per la

vaporizzazione

acquacalda

acquafredda

gas alla distribuzione

metaniera GNL

fig. 6. Schema tipico di un terminale di ricezione e rigassificazione di GNL.

i fenomeni di infragilimento dovuti alle basse tempera-ture di esercizio. In alternativa si utilizzano anche acciaiinossidabili e sono stati impiegati anche cemento arma-to precompresso e alluminio. I serbatoi di stoccaggiosono generalmente di forma cilindrica e presentano unfondo piatto, che poggia su un materiale isolante rigido,come per esempio schiuma poliuretanica. Le pareti delserbatoio devono resistere al carico idrostatico esercita-to dal GNL e pertanto devono avere uno spessore ade-guato. Il tetto del serbatoio presenta uno strato di isola-mento sospeso, sostenuto dal guscio esterno. I sistemidi connessione con le condotte passano tutti attraversoil tetto del serbatoio, per evitare il sifonamento del con-tenuto in caso di guasto nell’impianto.

La tipologia del materiale del secondo guscio consentedi distinguere i serbatoi in funzione del loro grado di sicu-rezza. Quando si tratta di un guscio realizzato in acciaioal carbonio, e quindi in materiale non idoneo all’impiegocriogenico, si parla di serbatoio a contenimento semplice(single containment tank), in quanto il guscio esterno svol-ge le sole funzioni di isolamento e raccolta dei vapori.Quando invece si attribuiscono al guscio esterno delle fun-zioni di contenimento del GNL, esso deve essere realiz-zato in materiali idonei, generalmente in calcestruzzo; siparla qui di serbatoio a doppio contenimento (double con-tainment tank) o a contenimento totale ( full containmenttank) e in quest’ultimo caso si può avere pressurizzazio-ne del serbatoio esterno. Tutti i serbatoi prevedono nellefondazioni la presenza di isolatori sismici.

I serbatoi superficiali sono quelli più largamenteimpiegati per lo stoccaggio primario di GNL poiché

richiedono bassi costi di investimento e di manutenzio-ne rispetto alle altre tipologie. Nel 2003 esistevano piùdi 200 serbatoi con una capacità compresa tra 7.000 e160.000 m3. In Giappone è in fase di realizzazione unserbatoio della capacità di 180.000 m3 che prevede nellaprogettazione cemento armato precompresso e sistemidi sicurezza perfezionati.

I serbatoi interrati sono più costosi ma presentano unminore impatto visivo. Sono possibili tre differenti solu-zioni. La prima prevede l’installazione del serbatoio nelterreno, facendo però sporgere il tetto. Nel 2004 esisteva-no 61 serbatoi di questo tipo in Giappone, tra cui il più gran-de al mondo con una capacità di 200.000 m3. La secondasoluzione prevede il serbatoio completamente interrato conuna copertura in calcestruzzo. Tale soluzione, oltre a mini-mizzare i rischi associati allo stoccaggio, offre anche la pos-sibilità di una forte integrazione paesaggistica. Il terzo eultimo tipo di serbatoio interrato viene realizzato ponendoin una fossa un serbatoio a doppio guscio. Il guscio inter-no è realizzato con metalli ad alta resistenza alle basse tem-perature e l’intercapedine tra i due gusci viene riempita conmateriali isolanti e azoto. Si sottolinea che le tipologie distoccaggio di GNL descritte sono valide anche per gli stoc-caggi effettuati prima del trasporto, dopo la liquefazione.

Un’alternativa agli stoccaggi convenzionali è rappre-sentata dallo stoccaggio in cavità sotterranee. I tentativiintrapresi si sono però scontrati con le perdite di gas indot-te dalla fratturazione dei materiali rocciosi dovuta aglistress termici. Per ovviare a ciò si potrebbero realizzarele cavità a una profondità di 500-1.000 m, dove gli stresstermici verrebbero compensati dal carico geostatico.



soffitto in calcestruzzo rinforzato

rivestimento in acciaio

isolamento del tetto

piano sospesoparete in calcestruzzo

precompresso

cavi di sospensione

serbatoio in acciaio al 9% in nichel

copertura resilienteisolamento

albero della pompa

GNL

isolamento con schiuma divetro

isolatori sismici

fondazionefig. 7. Schema di serbatoiosuperficiale di stoccaggiodi GNL.

Questa soluzione presenta tuttavia costi molto alti di rea-lizzazione. Una concezione innovativa è quella propostadalla SN Technigaz, che si basa sul rivestimento dellecavità con un sistema di protezione analogo a quello giàutilizzato nelle navi per il trasporto di GNL. Il sistema dicontenimento proposto è formato da diversi strati, com-presi fra la roccia e il GNL stesso: un rivestimento di cal-cestruzzo con funzione portante di interfaccia tra rocciae serbatoio; pannelli isolanti dello spessore di circa 300mm, realizzati in schiuma poliuretanica posta in un sandwi-ch di fogli di legno di balsa; una membrana corrugata inacciaio inossidabile, dello spessore di 1,2 mm, per garan-tire il contenimento del GNL.

Tale sistema, in fase di studio fin dal 1964, ha visto lasua applicazione in un progetto pilota nel 2002 nella loca-lità di Daejon, 200 km a sud di Seul (Repubblica di Corea).

Impianti di rigassificazioneGli impianti di rigassificazione danno luogo a un pro-

cesso di vaporizzazione controllata del GNL e si posso-no classificare in funzione della temperatura che gover-na il processo evaporativo. Si distinguono così processia temperatura ambiente e processi a temperatura mag-giore della temperatura ambiente.

I processi di vaporizzazione a temperatura ambien-te si distinguono a loro volta in base al fluido impiega-to come vettore di calore, che può essere aria o acqua.Con l’acqua lo scambiatore di calore impiegato può esse-re di tipo diretto o indiretto; in quest’ultimo caso si uti-lizza un fluido secondario. I sistemi che impiegano scam-biatori diretti utilizzano un bruciatore per produrre il gasda immettere direttamente nel fascio tubiero. Gli scam-biatori indiretti utilizzano invece come fluido primarioacqua calda o vapore che viene generato attraverso ilriscaldamento in fasci tubieri. Uno scambiatore di tipodiretto è il cosiddetto open rack, costituito da una seriedi tubi attraverso i quali defluisce il GNL; su questi tubiviene fatta cadere l’acqua, che cede calore al GNL pro-vocando la vaporizzazione al loro interno; il gas natura-le viene raccolto nella parte alta dello scambiatore e invia-to al successivo trattamento. Questo tipo di vaporizza-tore presenta un basso costo di esercizio, può utilizzareacqua di mare quale fonte di calore ed è di facile uso emanutenzione; il pacco di tubi è realizzato in lega di allu-minio rivestito esternamente con una lega di zinco perprevenire i fenomeni di corrosione indotti dall’acqua dimare; l’acqua viene restituita all’ambiente alla tempe-ratura di 4-5 °C e a ciò deve essere prestata la massimaattenzione al fine di contenere l’impatto ambientale.

I processi indiretti sono realizzati attraverso degli scam-biatori a fluido che impiegano ancora l’acqua di mare.Sono costituiti da due sezioni di scambio termico: la primasezione provvede allo scambio termico tra l’acqua di maree un fluido intermedio, che può essere propano, butano ofreon. In questa sezione il fluido intermedio vaporizza e,

venendo a contatto con il fascio tubiero che porta il GNL,cede calore. Lo scambio termico produce la condensa-zione del fluido intermedio e la vaporizzazione del GNL;il GNL vaporizzato viene fatto passare nella seconda sezio-ne di scambio termico, costituita da un sistema a contat-to con l’acqua di mare. La temperatura di rilascio del-l’acqua in questo caso è compresa tra 5 e 10 °C.

Nel caso dei processi che avvengono a temperaturasuperiore alla temperatura ambiente la vaporizzazione sipuò ottenere con sistemi a combustione sommersa, consistemi a scambio diretto o con sistemi a scambio indiret-to. I sistemi a combustione sommersa prevedono un bru-ciatore posto in un bagno d’acqua, la quale costituisce ilfluido di scambio assieme ai gas di combustione che laattraversano; il bagno d’acqua è attraversato da un fasciotubiero che trasporta il GNL il quale vaporizza all’internodel fascio stesso. Le caratteristiche principali del sistemasono la compattezza e il basso costo; il sistema presentaun’elevata efficienza termica, oltre il 95%, e consente digestire le possibili fluttuazioni dell’alimentazione; per con-tro le acque del bagno necessitano di un trattamento primadi essere rilasciate nell’ambiente e si ha produzione di NOx.Il gas vaporizzato viene avviato alla fase di compressionee allo stoccaggio in serbatoi sferici convenzionali. In segui-to viene immesso nella rete di trasporto e distribuzione.

Terminali di rigassificazione e stoccaggio offshoreI terminali di ricezione presentano aspetti di criticità

relativamente all’impatto ambientale e alla sicurezza, chehanno spinto verso lo sviluppo di soluzioni alternative aiclassici terminali di ricezione sulla costa; sono state stu-diate due soluzioni, che si differenziano per l’operativitàin funzione della profondità dei fondali, la quale dipendea sua volta dalla distanza dalla costa alla quale vengonoposizionati gli impianti (20 km e oltre). Le due soluzionisono le strutture a gravità (GBS, Gravity-Based Struc-tures) e le unità di stoccaggio e rigassificazione (FSRU,Floating Storage and Regasification Units); mentre leprime poggiano sul fondo, le seconde sono galleggianti,solamente ancorate, e possono essere installate su fonda-li scoscesi in condizioni ambientali più severe.

Gravity-Based StructuresLe GBS sono strutture che possono essere facilmen-

te installate con minimi lavori offshore e costituisconouna alternativa ai lunghi moli, o pontili, consentendo diminimizzare l’impatto sulla costa (fig. 8). La tecnologiacostruttiva è la stessa impiegata per le piattaforme di pro-duzione in calcestruzzo, ben nota e provata. Le dimen-sioni tipiche sono 350�70�40 m, con una capacità diimmagazzinamento di 200.000-300.000 m3 e una capa-cità di trattamento tra 5 e 10 milioni di tonnellate peranno. Le profondità dei fondali si aggirano tra 15 e 25 m.I serbatoi di stoccaggio fanno ricorso alla tecnologia impie-gata per le navi. Si tratta quindi di serbatoi cilindrici o



serbatoi a membrana. L’architettura delle strutture puòvariare da compatta a modulare.

Floating Storage and Regasification UnitsLe FSRU sono strutture realizzate sul modello delle

FPSO (Floating Production Storage and Offloading units;v. cap. 5.2); sono quindi navi che vengono ancorate alfondo per mezzo di opportuni sistemi e che consentonodi eseguire a bordo le operazioni di rigassificazione estoccaggio. Ne esistono varie tipologie, che vanno dallenavi di trasporto convertite a FSRU ai terminali proget-tati e costruiti allo scopo precipuo (fig. 9). L’intervallotipico di applicazione delle FSRU prevede una capacitàdi stoccaggio tra 250.000 e 500.000 m3, con una pro-duttività tra 6 e 12 milioni di tonnellate per anno.

La conversione di navi per GNL in terminali FSRUcostituisce la soluzione più veloce e consente di conse-gnare il gas rapidamente. Le caratteristiche tipiche di talesoluzione, a partire da navi lunghe tra 250 e 280 m e lar-ghe attorno a 40 m, sono una capacità di stoccaggio del-l’ordine dei 140.000 m3 e una produttività massima tra2,5 e 3 milioni di tonnellate per anno. Sulla nave con-vertita in terminale FSRU vengono installati i bracci dicollegamento alla nave di trasporto di GNL e l’impian-to di rigassificazione, che deve essere il più compattopossibile e comprendere la torretta di ancoraggio e laconnessione a terra. I bracci di collegamento vengonoposizionati a metà nave mentre l’impianto di rigassifi-cazione trova alloggiamento a prua, l’unico spazio dispo-nibile; la torretta, oltre a svolgere la mansione di puntodi ancoraggio con possibilità di rotazione della nave,serve per la connessione dei gasdotti a terra.

La sicurezza nel ciclo del GNLIl GNL è un liquido estremamente freddo, non tos-

sico e non corrosivo, che può essere manipolato e im-magazzinato a pressione atmosferica; la liquefazione dàluogo a un efficace sistema di trasporto del gas naturale su

grandi distanze. Il GNL di per sé non pone grandi perico-li finché rimane contenuto negli impianti progettati speci-ficatamente per uso criogenico. Tuttavia, nel caso di rilascinon controllati, i vapori di GNL possono essere pericolosiin relazione alle proprietà del gas naturale, quali intervallodi infiammabilità, temperatura di autoaccensione, ecc. Nellatab. 3 sono richiamate le principali caratteristiche che con-sentono di identificare la pericolosità del GNL, confronta-te con quelle di altri prodotti petroliferi liquidi.

Potenziali rischiI potenziali rischi riguardano soprattutto gli opera-

tori degli impianti e le comunità circostanti; per preve-nirli sono attuate varie misure di protezione (sistemi dicontenimento primario e secondario, sistemi di salva-guardia e distanze di sicurezza). I principali rischi sonole esplosioni, le nubi di vapori, il rilascio di liquido crio-genico, la miscelazione spontanea e le rapide transizio-ni di fase, come pure i terremoti e gli atti terroristici. Perquanto riguarda le esplosioni, si fa notare che il GNL èimmagazzinato nei serbatoi a pressione atmosferica; per-tanto la rottura del serbatoio non può dare luogo a un’e-splosione immediata (un’esplosione ha luogo quandouna sostanza ha un rapido cambiamento di stato o è rila-sciata in maniera incontrollata da una condizione di pres-surizzazione). Il sistema di contenimento è opportuna-mente progettato al fine di prevenire il contatto con poten-ziali fonti di accensione.

Se il GNL lascia il sistema (a temperatura controllata)inizia a riscaldarsi e a vaporizzare. Inizialmente il gas è più



fig. 9. Terminali di rigassificazione di GNL di tipo FSRU: A, conversione di nave esistente (per cortesia di Moss Maritime); B, costruzione ad hoc (per cortesia di AMOG Consulting).

A

B

fig. 8. Terminale di rigassificazione di GNL tipo GBS (per cortesia di Shell).

freddo e più pesante dell’aria circostante: si forma così unanube di vapore sopra il liquido rilasciato. Il processo evol-ve con la miscelazione del gas con l’aria e la sua disper-sione. La nube può infiammarsi solo se viene in contattocon una sorgente di accensione all’interno del suo inter-vallo di infiammabilità. I dispositivi di sicurezza e le pro-cedure operative sono volti a minimizzare la probabilità diun rilascio e di un possibile innesco della nube di vapore.

I rischi associati al rilascio di GNL e al contatto diret-to con l’uomo sono strettamente limitati alla zona inter-na degli impianti; pertanto gli operatori debbono utiliz-zare dispositivi di protezione individuale, come guanti,maschere, scarpe e vestiti idonei. I rischi associati allamiscelazione spontanea di strati di GNL di differentedensità (a causa di differente temperatura) sono legatialla conseguente possibile vaporizzazione, che conducealla sovrapressurizzazione del serbatoio quando le val-vole di sicurezza non riescono a smaltire la quantità digas in eccesso. Per questo, oltre all’attuazione di oppor-tune procedure in fase di scarico delle navi, i serbatoipresentano un sistema di prevenzione che include deisensori di temperatura e una pompa di circolazione perstabilizzare il GNL. Nel caso di rilasci sull’acqua il GNLgalleggia, essendo meno denso, e vaporizza sottraendocalore all’acqua stessa. Se si tratta di grandi volumi ilfenomeno di vaporizzazione può avvenire molto rapi-damente, inducendo un rapido cambiamento di fase; glieffetti possono variare da piccoli scoppi a esplosioni suf-ficientemente grandi da produrre danni alle strutture piùleggere. Per evitare seri problemi si utilizza sempre ildoppio sistema di contenimento, che consente di con-trollare i rilasci attraverso l’intercapedine tra i due gusci.

7.3.4 Il trasporto del CNG

Il ciclo di trasporto del CNG e la sua economiaIl trasporto del gas naturale sotto forma di CNG costi-

tuisce una delle prime tecnologie alternative valutate nelpassato. Attualmente il CNG è noto a livello internazio-nale come carburante alternativo, con buone prestazio-ni e ridotte emissioni inquinanti in atmosfera.

Con la recente realizzazione del modulo di stoccaggioCoselle (v. oltre) da parte di Cran & Stenning di Calgary(Canada) e lo sviluppo del vettore per CNG con moduliCoselle si è aperta la possibilità di impiegare la tecnologiaCNG nel trasporto oceanico del gas naturale (Stenning,1999). Si ritiene che il CNG sia più economico del GNL edel gasdotto nel caso di volumi modesti di produzione; sifa riferimento a produzioni tra 5 e 15 milioni di Sm3/d nelcaso della semplice compressione e tra 1,5 e 20 milioni diSm3/d nel caso di tecnologie che fanno ricorso anche al raf-freddamento, rispettivamente per distanze comprese tra 800e 3.000 km o tra 250 e 5.000 km. La possibilità del sistemadi fare scalo e di riusare le infrastrutture rende ancora piùattraente questa tecnologia (Wagner e van Wagensveld, 2002).

Il ciclo del CNG comprende le seguenti fasi (fig. 10):a) eventuale trattamento del gas (non sempre richiesto); b) compressione e raffreddamento (opzionali); c) carica-mento e trasporto con navi; d) ricezione e scarico per decom-pressione. Il ciclo risulta quindi molto semplice e non pre-senta la necessità di impianti con particolari caratteristiche,se non quella di un’elevata capacità di compressione, comun-que entro i limiti tecnologici attuali. La sicurezza del pro-cesso, in particolare i rischi associati allo stoccaggio dimateriale infiammabile ad alta pressione, ha costituito per



tab. 3. Principali caratteristiche del GNL confrontate con quelle di altri prodotti petroliferi liquidi (Lewis et al., 2003)

Proprietà GNL GPL Benzina Gasolio

Punto di flash (°C) �152 �69 �10 60 Punto di ebollizione (°C) �124 �6,7 32 204 Intervallo di infiammabilità in aria (%) 5-15 2,1-9,5 1,3-6 N/A Temperatura di autoaccensione (°C) 540 454-510 257 Circa 315 Pressione di stoccaggio Atmosferica Pressurizzato Atmosferica Atmosferica

(atmosferica se refrigerato)

Comportamento nel caso di versamento

Altri rischi Nessuno Nessuno Irrita gli occhi, Irrita gli occhi, narcosi, nausea, narcosi, nausea,

altri altri

Evapora, forma una nuvola visibile.Parti della nuvola

possono essereinfiammabili o esplosive

in certe condizioni

Evapora, forma una nuvola visibile.

Parti della nuvolapossono essereinfiammabili o esplosive

in certe condizioni

Evapora, forma una pozza

infiammabile; è necessario un intervento di bonifica ambientale

Evapora, forma una pozza

infiammabile; è necessario un intervento di bonifica ambientale

molto tempo un limite all’applicabilità del trasporto delgas sotto forma di CNG; infatti le pressioni di eserciziopreviste nello stoccaggio sono dell’ordine dei 200-250 bara temperatura ambiente o di poco inferiori. Lo sviluppo ditecnologie ingegneristiche avanzate ha consentito di ren-dere il sistema di trasporto più efficiente e sicuro: si sonosviluppati sistemi di immagazzinamento del gas con ungrado di sicurezza intrinseca maggiore ricorrendo a mate-riali compositi. Inoltre, qualora il gas venga leggermenteraffreddato (a circa �30 °C), la pressione diventa circa lametà della pressione di stoccaggio a temperatura ambien-te; si può così ottimizzare l’immagazzinamento riducen-do la pressione e i rischi associati, e ottenere una capacitàdi immagazzinamento uguale o maggiore di quella dellostoccaggio a temperatura ambiente.

Con la tecnologia CNG si ha un fattore di riduzionedel volume variabile tra 200 e 250 volte, poco più di unterzo di quello ottenibile con il sistema di trasporto GNL.In definitiva, il sistema CNG si differenzia, attualmen-te, solo per le tecnologie sviluppate per il contenimentodel gas naturale che vengono adottate su navi apposita-mente progettate.

Navi per il trasporto del CNGLa prima nave per il trasporto marino di CNG risale

agli anni Sessanta e utilizzava una serie di bombole ver-ticali. Nonostante i positivi risultati ottenuti, questo siste-ma di trasporto non ha mai raggiunto una fase commer-ciale per i costi molto alti dei contenitori pressurizzati.

Sulla scia dello sviluppo di altre tecnologie di tra-sporto (GNL) e dell’evoluzione del mercato del petro-lio e del gas, Cran & Stenning hanno ideato e sviluppa-to un nuovo tipo di serbatoio in pressione denominatoCoselle (dai termini inglesi coil, avvolgimento, e carou-sel, rocchetto): le prospettive generate da tale innova-zione hanno rinnovato l’interesse per il trasporto mari-no di CNG. Sono così emerse altre tecnologie come ilVolume Optimized TRANsport and Storage (VOTRANS)della EnerSea Transport, il Pressurized Natural Gas (PNG)della Knutsen OAS, il Gas Transportation Module (GTM)della TransCanada e il Composite Reinforced PressureVessel (CRPV) della Trans Ocean Gas. Queste ultimedue tecnologie ricorrono allo stesso principio di base,ossia all’impiego di contenitori realizzati in strutturemiste di acciaio e materiale composito.

Tecnologia CoselleL’idea centrale della tecnologia Coselle è quella di

creare un sistema di stoccaggio in nave capiente ma com-patto, utilizzando tubi. Il sistema consiste nell’avvolgi-mento di un tubo di piccolo diametro (dell’ordine di 6'')attorno a un rocchetto, per una lunghezza complessivadi circa 15 km (fig. 11).

Una grande parte dei costi di nave cisterna per CNGè dovuta ai sistemi di contenimento del gas e a quelli deisistemi di controllo e sicurezza. I costi richiesti dal siste-ma di stoccaggio Coselle, a parità di livello di sicurez-za, sono comunque minori di quelli di un sistema cheimpiega bombole. A titolo di esempio, una nave che adot-ta il sistema Coselle con una capacità di trasporto di circa10 milioni di Sm3 costa un terzo del costo di una naveche utilizza bombole.

Un esempio di nave per trasporto con tecnologia Co-selle è una nave con doppio scafo di 60.000 tonnellate distazza lorda; i dispositivi di stoccaggio Coselle, della capa-cità di circa 100.000 Sm3, sono disposti in 18 pile di 6elementi ciascuna, per un volume trasportato totale dicirca 10,8 milioni di Sm3 (fig. 12). Per assicurare l’isola-mento da potenziali fonti di pericolo di incendio le stivesono saturate con azoto. Il sistema di trasporto necessita



campoa gas


impianto dicompressione


impianto discarico



fig. 10. Ciclo di produzione e trasporto del CNG.

CARATTERISTICHE

diametro esterno del tubo 6,62''parete 0,25''lunghezza del tubo 17.000 mpeso totale del tubo 435 tpeso container 40 tpeso gas 61 t

fig. 11. Sistema Coselle di immagazzinamento di CNG.

comunque di un pretrattamento del gas per la disidrata-zione, al fine di evitare la formazione di idrati e di altridepositi che potrebbero ostruire i tubi e ridurre la capacitàe l’efficienza del trasporto nonché la stessa sicurezza.

Tecnologia VOTRANSIl sistema VOTRANS, sviluppato dalla EnerSea Trans-

port di Houston, è un sistema di trasporto innovativo,non soltanto per ciò che riguarda il contenitore del gas.Si tratta in effetti di un sistema che si basa su una otti-mizzazione dei volumi occupati, su specifiche navi da

trasporto, su sistemi di carico e scarico simili ad altrisistemi CNG, ma a pressioni e temperature più basse.

Le navi sono state progettate con serbatoi orizzon-tali o verticali in acciaio al carbonio (standard API), peruna capacità totale di stoccaggio tra 10 e 60 milioni diSm3 (figg. 13 e 14). I serbatoi orizzontali vengono impie-gati di preferenza per le navi più grandi, mentre i ser-batoi verticali sono preferibili nel caso di volumi infe-riori a 30 milioni di Sm3. La capacità di trasporto dellenavi di maggior stazza consentirebbe l’applicazione dellatecnologia CNG ai centri di produzione che erogano le



fig. 12. Nave per il trasporto di CNG basata sul sistema Coselle.

fig. 13. Nave per il trasporto di CNG basata sul sistema VOTRANS con serbatoi orizzontali.

fig. 14. Nave per il trasporto di CNG basata sul sistema VOTRANS con serbatoi verticali.

maggiori portate giornaliere di gas e a distanze partico-larmente elevate. Il singolo serbatoio di stoccaggioVOTRANS consiste in un insieme di serbatoi (da 6 a 24)connessi tra loro, così da formare un unico sistema distoccaggio. Esiste anche l’opzione di convertire al siste-ma VOTRANS navi esistenti con singolo scafo, con l’o-biettivo di accelerare i tempi di entrata in servizio degliimpianti e di ridurre i costi. Per quanto concerne la sicu-rezza, la EnerSea ha condotto numerosi studi al fine didimostrare che il sistema proposto non presenta un rischiomaggiore di altri sistemi per il trasporto del gas.

Oltre al sistema di trasporto VOTRANS, la EnerSeasta sviluppando un sistema di stoccaggio da impiantare aterra con serbatoi orizzontali o verticali, denominatoVOLANDS (Volume Optimized LAND Storage), che puòavere una capacità da 0,6 a 60 milioni di Sm3 e una por-tata di consegna compresa tra 0,3 e 15 milioni di Sm3/d.

Tecnologia GTMIl sistema GTM è fondato su una nave di nuova con-

cezione per il trasporto di gas naturale, che impiega latecnologia brevettata dalla NCF Industries. Alla base dellatecnologia sono i serbatoi in pressione in materiale com-posito rinforzato, costituiti da tubi di grande diametro diacciaio basso legato ad alta resistenza (HSLA, HighStrength Low Alloy), rinforzati con materiali compositi

di elevate caratteristiche. Questo materiale presenta un’al-ta resistenza alla corrosione e una resistenza meccanicadi oltre 650 MPa. Nel confrontare i serbatoi GTM conequivalenti in solo acciaio si rileva che i primi sono piùleggeri di circa il 35-40%, consentendo quindi applica-zioni precedentemente non possibili e a minor costo. Unanave che utilizza serbatoi GTM con una capacità di 10milioni di Sm3 di gas naturale costa tra 100 e 150 milio-ni di dollari. Una nave di 60.000 tonnellate di stazza lordapuò portare oltre 13 milioni di Sm3 di gas naturale. Infig. 15 è riportato un esempio di applicazione del modu-lo di trasporto su chiatta.

Come accennato, il sistema GTM si basa su tubi digrande diametro, in acciaio HSLA e con entrambe leestremità saldate. La tubazione così ottenuta viene sot-toposta al processo brevettato di rinforzo con materialicompositi a base di fibre di vetro, che conferisce unampliamento alla resistenza contenendo l’incremento dipeso. Le fibre di vetro aumentano la resistenza circon-ferenziale, mentre l’acciaio, che contribuisce solo in partealla resistenza circonferenziale, assorbe tutti i carichilongitudinali. Il serbatoio tipico ha una dimensione lon-gitudinale di circa 24 m e un diametro di 1-1,5 m. Lapressione di esercizio è di circa 200 bar (pressione mas-sima consentita 250 bar). La tecnologia non è innovati-va ma viene applicata a un nuovo processo e a dimen-sioni mai raggiunte prima. La NCF, proprietaria del bre-vetto, ne ha sviluppato numerose applicazioni sin dal1973, dimostrandone la versatilità e l’efficacia.

Tecnologia CRPVLa Trans Ocean Gas (TOG) propone per il trasporto

del gas naturale la tecnologia CRPV, basata sull’impie-go di serbatoi in materiale composito raggruppati inmoduli e inseriti l’uno nell’altro verticalmente nello scafodella nave. I serbatoi sono stati progettati con la LincolnComposites, che ha applicato questa tecnologia nell’in-dustria aerospaziale e attualmente produce serbatoi perimpianti di GNL nel settore dell’autotrazione.

I serbatoi in materiale composito (CPV, Compos-ite Pressure Vessels) sono più leggeri e sicuri dei loro



fig. 15. Chiatta per il trasporto di CNG (sistema GTM).

strato laminatofine laminato

supporto del serbatoio

testata in acciaio

guscio in acciaio

materiale protettivo per abrasioni

fig. 16. Serbatoio in materiale composito rinforzatoper il trasporto di CNG.

equivalenti in acciaio, oltre a essere resistenti alla corro-sione. Il singolo elemento ha un diametro di circa 1 m euna lunghezza di 12 m ed è progettato per una pressionedi 250 bar. I CPV sono in materiale plastico rinforzato confibre (FRP, Fiber Reinforced Plastic): il corpo del serba-toio è in polietilene ad alta densità (PEAD) ed è rinforza-to con rivestimento di fibre di vetro o di carbonio; le estre-mità sono in acciaio inossidabile, costituiscono il puntodi presa nel processo di ricopertura con le fibre (fig. 16)e consentono di effettuare le connessioni per saldatura conil materiale tubolare convenzionale. La Trans Ocean Gasritiene che per il trasporto di CNG sia preferibile impie-gare fibre di vetro anziché di carbonio, con l’obiettivo dicontenere i costi a scapito della leggerezza; un CPV rive-stito con fibre di vetro ha comunque un peso pari a circa1/3 di quello di un convenzionale serbatoio in acciaio edè così possibile utilizzare una nave con maggiore capacitàdi immagazzinamento e velocità di navigazione. Il siste-ma modulare sviluppato dalla TOG consiste in un telaioche contiene circa 18 CPV disposti verticalmente e colle-gati tra loro alle due estremità; i moduli, denominati cas-sette, possono essere disposti su più file in funzione delladimensione della nave; per esempio, una nave di 60.000 tdi stazza presenta due file di cassette.

Il sistema di trasporto è completato da sistemi di val-vole posti sul ponte principale e da un sistema di refri-gerazione convenzionale, utilizzato per massimizzare lacapacità di stoccaggio e per evitare la formazione di idra-ti nelle fasi di carico e scarico. L’unità di compressioneposta a bordo potrà essere impiegata nel caso di caricoe scarico in un terminale di ancoraggio offshore.

Tecnologia PNGLa Knutsen OAS ha sviluppato per il trasporto di

CNG le navi PNG, il cui schema progettuale si basa

sull’impiego di serbatoi cilindrici in acciaio disposti ver-ticalmente e raggruppati a formare unità di stoccaggio. Iserbatoi hanno sempre un diametro di circa 1 m e uno spes-sore di 33,5 mm, mentre la loro lunghezza dipende dallacapacità della nave. La Knutsen ha sviluppato tre differentinavi, rispettivamente con una capacità di 3,4 milioni diSm3, 20 milioni di Sm3 e 30 milioni di Sm3 (fig. 17); i cilin-dri per ogni nave sono rispettivamente 870, 2.672 e 3.900.

Per le operazioni di carico e scarico è stata studiata lapossibilità di connessione attraverso la chiglia della nave.Ciò consente sia il carico diretto da satelliti sottomarinicon profondità comprese tra 50 e 500 m, sia l’impiego diun sistema di ancoraggio appositamente sviluppato per leoperazioni di carico/scarico in sicurezza al largo dallacosta. Al riguardo, la Knutsen ha sviluppato un termina-le di scarico che ricorre alla stessa tecnologia di stoccag-gio della nave, cioè a un insieme di serbatoi posti verti-calmente. Questo tipo di terminale ha lo scopo di accele-rare i tempi delle operazioni di scarico della nave e diconsentire la regolazione dell’immissione in rete del gasnaturale. Nella tab. 4 sono riportati i dati essenziali per unconfronto tra le differenti tecnologie CNG.

7.3.5 Il trasporto degli NGH con la tecnologia GTS

Il ciclo della tecnologia GTS e la sua economiaRecentemente è stato mostrato un certo interesse per

il trasporto del gas naturale con la tecnologia GTS, cioèdel gas naturale trasformato in idrati. Per illustrare la fat-tibilità di tale progetto, si può ricorre a un confronto trail ciclo del GNL e quello del GTS, stimandone sia i costidi produzione e di rigassificazione sia quelli di traspor-to (Gudmundsson e Børrehaug, 1996).



fig. 17. Nave per il trasporto di CNG basata sul sistema PNG.

I costi di produzione, valutati sulla base del 1995,fanno riferimento a un impianto per la produzione diGNL in due treni (gruppi), con volumi pari a 5,6 milio-ni di Sm3/d l’uno, mentre, per ciò che concerne il GTS,i treni (gruppi) utilizzati sono quattro, con capacità di2,8 milioni di Sm3/d ciascuno. Si osserva una riduzionedei costi di produzione del 35% nel caso del GTS rispet-to al GNL. Nella valutazione dei costi del trasporto sideve tener presente che il volume occupato dagli idratidi gas naturale è quasi quattro volte maggiore del vo-lume occupato dal GNL, poiché 1 m3 di GNL contiene600 Sm3 di gas naturale, mentre 1 m3 di idrato ne rac-chiude al massimo circa 170 Sm3. Pertanto una nave adi-bita al trasporto di GTS deve avere il doppio della capaci-tà di una tipica imbarcazione per GNL (circa 125.000 m3)per trasportare la metà del carico. Complessivamente dalconfronto risulta una riduzione del 24% nei costi totalidi investimento.

Il confronto è sintetizzato in fig. 18, dove si può osser-vare la variazione dei costi di investimento in funzionedella distanza tra paese esportatore e paese importatore. Ilsistema GNL e quello GTS sono rappresentati da rette che

divergono leggermente con l’aumentare della distanza esi discostano all’origine per i costi di investimento degliimpianti. Come riferimento è riportato anche l’andamen-to dei costi relativi al trasporto a mezzo di condotte e re-lativi al sistema GTL. Con riferimento alle dimensioni di impianto stabilite risulta che, per distanze superiori a1.000 km, il trasporto per mezzo di GTS è economica-mente più conveniente del trasporto per gasdotto e inoltreè sempre più conveniente rispetto al trasporto del GNLpoiché i costi di investimento sono inferiori (tab. 5).

Nonostante i risultati di numerosi studi che hannoampiamente analizzato tutto il ciclo di trasporto, propo-nendo differenti metodi per la produzione e lo stoccag-gio nonché il progetto di navi per il trasporto via mare,il trasporto del gas naturale sotto forma di idrati non vedeancora oggi un impiego commerciale.

In analogia con il GNL, il ciclo di trasporto del GTScomprende le seguenti fasi principali (fig. 19): a) trat-tamento e trasporto via gasdotto fino alla costa; b) tratta-mento del gas per rispettare le specifiche richieste dal pro-cesso di solidificazione; c) trasformazione in idrati di meta-no; d) stoccaggio e caricamento degli idrati; e) trasportodegli idrati mediante navi; f ) ricezione e stoccaggio; g) rigassificazione. Gli impianti di formazione degli idra-ti costituiscono il cuore del ciclo nonché l’investimentoprincipale. La capacità di concentrazione del gas natura-le in idrato è variabile: 1 m3 di idrato contiene da 75 a 170Sm3 di gas naturale, a seconda della tecnologia adottata.

Caratteristiche degli idrati di metanoIl processo di formazione degli idrati di metano è noto

da tempo, ma lo studio sistematico di processi idonei aessere inseriti in un ciclo di trasporto del gas naturale èrecente e ha visto una intensificazione a partire dal 2000.Il processo di formazione consiste nel far interagire il gasnaturale con l’acqua in un apposito reattore, al fine di



tab. 4. Tecnologie di trasporto di CNG a confronto

Caratteristiche Votrans Coselle Trans Ocean Gas PNG

Capacità 5-50·106 Sm3 1,5-35·106 Sm3 5-35·106 Sm3 2-30·106 Sm3

Distanza trasporto 350-7.500 km Fino a 3.500 km - Fino a 5.000-6.000 km Tipologia Tubi Circa 144 Serbatoi Cilindri

di grande bobine in PEAD in acciaiodiametro di piccolo con estremità di 1 mcontenuti diametro, in acciaio di diametroin scatole tipicamente inossidabile con e 19-38 m

isolate costituite da rivestimento di lunghezzae riempite 1.600 km di in fibre di vetrodi azoto tubi da 6'' DN o di carbonio

Pressione 90 bar 250 bar 250 bar 250 bar Temperatura �30 °C 0 °C 5 °C ambiente Dimensioni nave 8-15·106 m3 16·106 m3 15·106 m3 20.000 tsl

gasdotti

GNL

distanza (km)

cost

o (M

$)

GTS

GTL

4.5004.0003.5003.0002.5002.0001.5001.000

5000

0 2.000 4.000 6.000 8.000 10.000 12.000

fig. 18. Costi di diversi sistemi di trasporto in funzione della distanza (Gudmundsson e Børrehaug, 1996).

ottenere gli idrati. A fine processo, questi possono pre-sentarsi in due forme: in semplici cristalli di ghiaccio, odry hydrates, oppure in un impasto semiliquido, o slurry(sospensione). Gli studi intrapresi sulla formazione degliidrati mirano a individuare i possibili processi per la loroproduzione e le caratteristiche di stabilità del prodotto. Lastabilità degli idrati è fortemente dipendente dalla com-posizione del gas naturale che viene impiegato. Si è infat-ti constatato che gli idrati formati con solo metano sonopiù instabili di quelli formati con una miscela che contie-ne anche etano, propano e butano.

Dal diagramma di stabilità è possibile evidenziare lepotenziali tipologie dei sistemi di trasporto. Le possibi-lità consistono nel far ricorso a un trasporto pressuriz-zato oppure a un trasporto a pressione atmosferica. Uti-lizzando un sistema di trasporto a pressione atmosferi-ca la temperatura di immagazzinamento deve mantenersial di sotto di �40 °C. Al contrario, nel caso di traspor-to pressurizzato, è possibile scegliere la temperatura diimmagazzinamento, per esempio 0 °C.

Lo studio condotto dalla Mitsui Engineering & Ship-building (MES), con l’intento di promuovere lo svilup-po di un ciclo completo per il trasporto del gas naturaleper mezzo degli idrati, ha individuato un miglioramentodell’efficienza del trasporto in funzione della forma conla quale l’idrato viene manipolato. In pratica, dopo averpretrattato il gas naturale al fine di eliminare i gas acidie averlo trasformato in idrato, questo si presenta sottoforma di una polvere grossolana, i cui grani hanno dimen-sioni che vanno da alcune decine di micron a qualche mil-limetro. La manipolazione dell’idrato in questa formarisulta assai difficoltosa, poiché implica una sensibilitàelevata alle fluttuazioni di temperatura che accompagna-no sempre sia la fase di stoccaggio sia quella di traspor-to, per la sua bassa densità e facilità di dissociazione. Atal fine, sono state studiate varie forme sotto le quali tra-sportare gli idrati, quali per esempio blocchi rettangola-ri piccoli e grandi, sferette (pellets) e polvere di idrati, esono state confrontate con l’impasto semiliquido (slurry):i pellets offrono i maggiori vantaggi in termini di volu-me di gas trasportato, di efficienza di autopreservazionee movimentazione e di costanza delle proprietà dellamassa. La pellettizzazione consiste nel comprimere lapolvere di idrati in modo da compattarla in forma di sfe-rette delle dimensioni volute.

La proprietà di autopreservazione è definita come lacapacità di arresto della dissociazione dell’idrato in con-dizioni di instabilità. Questa proprietà si esplicita quan-do l’idrato di gas naturale, generato a basse temperatu-re e ad alte pressioni, viene ricondotto a pressione atmo-sferica. La dissociazione ha inizio sulla superficie esterna,che viene ricoperta temporaneamente da una pellicolad’acqua. Poiché il processo si attua a temperature pros-sime a 0 °C, l’acqua si trasforma in un involucro di ghiac-cio che arresta la decomposizione stabilizzando l’idra-to al suo interno. Ciò offre la possibilità di trasportaregli idrati di gas naturale in modo stabile anche alla tem-peratura di �15 °C. Pertanto il trasporto e lo stoccaggiodi idrati di gas naturale dovrebbero avvenire a tempera-ture di qualche grado sotto lo zero, a pressione atmo-sferica, al fine di sfruttare la proprietà di autopreserva-zione, riducendo così gli investimenti necessari nonchéi costi di esercizio per operare a temperature inferiori.

Nelle prove condotte dalla Mitsui Engineering &Shipbuilding, l’effetto di autopreservazione è conside-revolmente superiore nel caso dei pellets rispetto allapolvere di idrati. Inoltre, il volume di gas rilasciato daipellets a �20 °C è meno dello 0,25% in peso dopo 14giorni e aumenta considerevolmente con l’aumentaredella temperatura (a �5 °C dopo 14 giorni più del 10%).Gli idrati saranno trattati più diffusamente nel capitolo2.3 del volume 3.

Sistemi di stoccaggio e trasporto degli idrati di metano

I sistemi di stoccaggio e trasporto degli idrati di gasnaturale sono riassumibili, come già accennato, nei siste-mi pressurizzati e nei sistemi refrigerati a pressione atmo-



tab. 5. Confronto fra i costi dei cicli GNL e GTS

Fase GNL GTS Differenza (milioni (milioni (milioni

di dollari) di dollari) di dollari)

Produzione 1.489 (56%) 955 (48%) 534 (36%) Trasporto 750 (28%) 560 (28%) 190 (25%) Rigassificazione 438 (16%) 478 (24%) �40 (�9%) Totale 2.677 (100%) 1.993 (100%) 684 (26%)

impianto diformazione

idrati


idrati


impianto dirigassificazione



campoa gas

fig. 19. Ciclo di produzione e trasporto del GTS.

sferica. Un aspetto particolarmente importante nel traspor-to è la capacità di riempimento dei volumi a disposizione,perché gli idrati di metano si presentano in fase solida.

Nel caso di sistemi pressurizzati ci si riferisce al tra-sporto di slurry, ovvero sospensioni di idrati che si pre-sentano in fase pseudoliquida e hanno le stesse caratte-ristiche di riempimento di un qualsiasi fluido. Lo slurryviene trasferito in serbatoi in pressione (circa 10 bar) ecaricato a bordo di navi che consentono di mantenere latemperatura attorno a 2 °C. L’alternativa è quella di uti-lizzare le stive delle navi per il carico diretto; queste devo-no però assicurare l’isolamento termico e la possibilitàdi pressurizzazione.

Nel caso della produzione di idrati in polvere si ha ilproblema di un carico con spazi vuoti. Come preceden-temente puntualizzato, la forma ottimale per tale tra-sporto sembra essere quella dei pellets. Al fine di aumen-tare l’efficienza di riempimento delle vasche di traspor-to (cisterne), si è pensato di utilizzare pellets di dimensionidiverse che consentono di ottenere una densità di caricomaggiore; inoltre i pellets hanno un’elevata scorrevo-lezza, e quindi in fase di carico non è richiesto il livel-lamento della loro superficie, mentre al momento delloscarico è sufficiente che la tramoggia venga inclinata diun angolo opportuno affinché essi fluiscano all’esternoautonomamente. In tal modo l’elevata efficienza volu-metrica di stoccaggio rimane inalterata e la fase di sca-rico contenuta nel tempo. Poiché le temperature richie-ste sono comprese tra �15 e �50 °C, a seconda dellatipologia dell’idrato, non è necessario l’impiego di mate-riali con prestazioni particolarmente elevate e quindi pos-sono essere impiegati mercantili standard, curando inmodo particolare il contenimento del carico.

Per contenimento del carico s’intende l’insieme degliaccorgimenti e delle tecniche utilizzati per la custodia ela conservazione del carico stesso a bordo, limitando oimpedendo l’assorbimento di calore dall’esterno; si ritie-ne sia tecnicamente ed economicamente vantaggioso iso-lare al meglio le cisterne destinate ad accogliere il cari-co e utilizzare a fini propulsivi il gas liberato dalla por-zione di idrato che si dissocia durante il viaggio.

Per quanto riguarda le perdite ‘fisiologiche’ dovute altrasporto, la relativa ottimizzazione rappresenta uno deiparametri che forse più contribuisce all’economicità deltrasporto; infatti, mentre da un lato sarebbe auspicabileavere delle perdite nulle, dall’altro si registrerebbe un incre-mento del costo della nave (e quindi del trasporto), stret-tamente legato all’efficienza dell’isolamento termico.

La coibentazione delle cisterne che contengono gliidrati ha un impatto diretto sulla tipologia della nave esui requisiti di sicurezza. Di un serbatoio, infatti, si puòisolare la superficie esterna oppure quella interna. Laprima soluzione implica la realizzazione di un serbatoioindipendente dalla nave, contenuto e sostenuto dallanave stessa, le cui strutture, però, non concorreranno

alla robustezza globale della nave; tale soluzione puòessere impiegata anche nel caso di trasporti pressurizza-ti e si avvicina a quella adottata nei mercantili a doppioscafo. La seconda soluzione, che implica l’isolamentointerno delle stive della nave, che in questo caso fungo-no da serbatoi, dà luogo a una chiara riduzione di costi esi pone nell’ottica di impiegare mercantili standard.

Ultimo punto da analizzare nel sistema di trasporto estoccaggio è quello dei processi di movimentazione delcarico. Gli studi effettuati prevedono l’impiego di sistemidi movimentazione meccanici. Per la fase di imbarco èstato proposto un nastro trasportatore orizzontale che prov-vede allo stivaggio dell’idrato di gas naturale; per la fasedi sbarco è previsto un nastro trasportatore inclinato chesposta sul ponte l’idrato e da qui, sempre tramite nastri,porta fino a terra per lo stoccaggio. Sono stati propostianche altri metodi alternativi, come un sistema di pom-paggio per lo slurry o un sistema pneumatico con gas pres-surizzato; a una prima analisi tali metodi risultano tuttiidonei, ma richiedono ancora un progetto dettagliato, alfine di evidenziare i vantaggi dell’uno rispetto all’altro.

Studi per la realizzazione di una nave per il traspor-to di idrati di gas naturale sono stati intrapresi da diffe-renti gruppi, tra i quali la Mitsui Engineering, la Trans-marine, la Three Quays e la ELP (Emerging LeadersProgram). Tuttavia non si è ancora superata la fase diprogetto. Una possibilità è quella di una nave a doppioscafo con diverse stive isolate dallo scafo interno e lazavorra posta nello spazio tra lo scafo interno e quelloesterno (fig. 20).

Impianti di rigassificazioneDopo la ricezione presso un terminale convenziona-

le, gli idrati di gas naturale, sotto forma sia di slurry siadi solido, devono essere avviati alla fase di rigassifica-zione. Durante questa fase va fornito calore all’idratoper portarlo in condizioni di instabilità e quindi proce-dere alla liberazione del gas contenuto nello scheletro dighiaccio. Nel caso dello slurry, questo viene inviato auno scambiatore di calore che provvede anche alla sepa-razione dall’acqua; quest’ultima viene ricaricata a bordodella nave per essere poi riutilizzata nel processo di for-mazione. Parte del gas viene inoltre utilizzata per forni-re energia all’impianto stesso, sia per produrre energiaelettrica, sia come fonte di calore.



fig. 20. Nave per il trasporto del GTS.

Il gas avviato alla distribuzione attraverso compres-sione subisce un processo di deidratazione di tipo clas-sico. Si ritiene sia più conveniente procedere alla rigas-sificazione direttamente a bordo del mercantile, ridu-cendo fortemente gli investimenti nonché semplificandotecnicamente il terminale di ricezione. In questo caso ènecessario considerare l’incremento dei costi di investi-mento e di esercizio nel trasporto dovuti alla stazione dicompressione e di deidratazione.

7.3.6 Tecnologie di valorizzazionedel gas naturale

Il ciclo del GTL e la sua economia

Proprietà e applicazioni del GTLL’inserimento nel mercato di riserve di gas naturale

deve tenere conto della redditività degli investimenti inrelazione ai volumi e alle distanze che separano i luoghidi produzione dai potenziali consumatori. Inoltre è sem-pre più attuale, alla luce degli eventi geopolitici, doverconsiderare la necessità del singolo Stato di differenziarele importazioni al fine di assicurare gli approvvigiona-menti. È in questo quadro che si deve inserire il processodi conversione del gas naturale in prodotti liquidi (tecno-logia GTL). È evidente che tale tecnologia non costitui-sce un sistema di trasporto del gas naturale, non essendodi per sé un sistema che trasferisce la risorsa gassosa inun altro mercato come tale. Non è tuttavia da considerar-si estranea al processo di trasporto del gas naturale in sensolato, poiché costituisce una potenziale alternativa nellosviluppo di progetti di produzione di gas naturale, altri-menti non economicamente sfruttabili.

Si introduce spesso il discorso sul GTL parlando distranded gas, o gas naturale non utilizzabile: si tratta diquel gas presente sia in forma associata all’olio e fre-quentemente bruciato in torcia, sia in quantità o in loca-lità che rendono difficile assicurarne l’impiego comefonte energetica. I requisiti di fattibilità dei progetti disfruttamento della risorsa non presentano caratteri diconvenienza economica se si impiegano le tecnologieconvenzionali delle operazioni di esplorazione e produ-zione. La tecnologia GTL si presta a rendere disponibi-li risorse energetiche emarginate o addirittura disperseperché il processo di conversione fornisce prodotti divalore commerciale più elevato.

Un punto di forza della tecnologia si colloca nel qua-dro sempre più pressante dei requisiti di rispetto ambien-tale che il settore energetico, in particolare, si trova adover soddisfare. La riduzione delle emissioni nei pro-cessi di combustione, sia da parte delle centrali termichesia del parco veicolare, comporta una richiesta semprepiù ampia di combustibili ‘puliti’o a basso impatto. I testcondotti a tal fine sui carburanti di sintesi ottenuti con

processi GTL hanno dimostrato che essi rappresentanouna valida alternativa a quelli convenzionali per potersoddisfare gli standard di emissione, costituendo i com-bustibili ideali per il controllo delle emissioni nel setto-re dell’autotrazione (valori di zolfo e aromatici al di sottodel limite di rilevabilità e numero di cetano elevato). Inol-tre, essi si presentano come i più promettenti per essereimpiegati nelle celle a combustibile per la produzione diidrogeno: infatti, i carburanti derivati dai processi GTLhanno un contenuto in idrogeno doppio di quello delmetanolo. Infine, risultando privi di zolfo, aromatici emetalli pesanti, a differenza degli altri combustibili dannoluogo a una produzione minima, se non nulla, di residuinelle celle.

Impianti di GTLGli impianti in produzione al 2004 erano solo due:

quello di Mossel Bay (Repubblica Sudafricana) della PetroSA (SAsol), attivo dal 1991 con una produzione di 22.500barili al giorno di gasolio, e l’impianto di Bintulu (Malay-sia) della Shell, in attività dal 1993 con una produzione di12.500 barili al giorno in prodotti medi (gasolio, nafta,cherosene), in aumento a 14.700 barili al giorno.

La maggiore difficoltà nella crescita e nell’espansio-ne del GTL è legata alle incertezze tecniche su come por-tare gli attuali impianti alle dimensioni proposte nei nume-rosi progetti in corso. Si tratta in effetti di una serie diimpianti con capacità di produzione tra 30.000 e 160.000barili al giorno, con avvio previsto tra il 2005 e il 2010,concentrati nel Qatar (dove è presente circa il 17% delleriserve di gas); un impianto è previsto in Nigeria e un altroin Australia. Alle incertezze di ordine tecnico, nel collo-care il processo ancora in una fase di sviluppo, si affian-cano gli elevati costi di investimento. Si stima che al 2004le spese di investimento per un impianto GTL fossero 2,6volte quelle di un impianto GNL. Ciò comporta che il pro-dotto del GTL, principalmente gasolio, sia remunerativosolo con costi del barile di greggio attorno ai 16-17 dol-lari. Tuttavia la Shell ha avviato nel 2003 la costruzionedi un impianto GTL in Qatar per la produzione di 140.000barili al giorno da realizzarsi su due treni (moduli) indi-pendenti configurati modularmente.

Anche la Russia sta considerando la possibilità direndere più remunerativi i giacimenti di gas siberianimediante l’applicazione della tecnologia GTL. Nel 2003la valutazione comparativa delle tecnologie di trasportoper GNL e GTL ha evidenziato come il tasso di ritornodegli investimenti fosse più interessante nel caso diimpianti di conversione del gas principalmente in gaso-lio e nafta, a fronte di un capitale investito leggermentemaggiore. Analogo confronto è stato fatto tra il traspor-to via gasdotto e un processo di conversione del gas natu-rale in dimetiletere. In questo caso il risultato mostravauna sostanziale equivalenza economica dei processi suuna distanza di trasporto di 2.500 km.



Ciclo del GTLIl ciclo del gas attraverso la tecnologia GTL si arti-

cola nelle seguenti fasi (fig. 21): a) trattamento e tra-sporto via gasdotto fino all’impianto; b) trattamento delgas per rispettare le specifiche richieste dal processo ditrasformazione in liquidi; c) conversione del gas in pro-dotti liquidi; d) stoccaggio e caricamento; e) trasportoattraverso navi; f ) ricezione e stoccaggio.

Nel seguito si accennerà ai processi di conversioneche si possono attuare (per ciò che attiene strettamenteal trasporto via mare, v. cap. 7.2). Le fasi a valle del pro-cesso di conversione rientrano infatti nell’impiantisticaconvenzionale per i prodotti petroliferi e non richiedo-no di conseguenza alti costi di investimento né tecnolo-gie particolarmente avanzate o innovative. Per lo stoc-caggio si impiegano i serbatoi convenzionali con tettomobile e per la movimentazione dei prodotti si ricorre asistemi di pompaggio tradizionali. Il trasporto via mare,elemento chiave nei sistemi di valorizzazione del gas, èlo stesso impiegato nel settore olio. Si utilizzano quindimercantili a doppio scafo secondo le norme IMO (Inter-national Maritime Organization) e si può far ricorso anchea navi di stazza molto elevata come VLCC (Very LargeCrude Carrier) o ULCC (Ultra Large Crude Carrier; v.ancora cap. 7.2). I costi di investimento ed esercizio sononoti e ben consolidati. Ciò che rende la tecnologia anco-ra in fase di sviluppo, nonostante sia conosciuta da oltreun secolo, è la necessità di miglioramento del processodi conversione, nel tentativo di ridurre i costi di investi-mento e aumentare la redditività degli impianti.

Cenni sui processi di conversione del gas naturale in prodotti liquidi

I processi di conversione del gas naturale in idrocar-buri liquidi possono essere suddivisi in due gruppi: con-versione diretta e conversione indiretta; quest’ultima siattua attraverso la conversione intermedia in gas di sin-tesi (miscela di CO, CO2 e H2).

Conversione direttaI processi di conversione diretta, rivisitati negli anni

Ottanta, sono fortemente influenzati, dal punto di vista ter-modinamico, dalla stabilità dei costituenti il gas naturale,che necessitano di un coreattivo per fornire prodotti con-vertibili in liquidi. A seconda del coreattivo impiegato si

possono ottenere composti alogenati, azotati o solforati,il metanolo, la formaldeide o il gas di sintesi. Tutti i pro-cessi sviluppati di conversione diretta non hanno ancoraavuto una industrializzazione a causa dei costi elevati.

Conversione indirettaI processi di conversione indiretta sono stati invece lar-

gamente impiegati dal punto di vista industriale per la pro-duzione di combustibili. Si tratta di processi che hannoorigine con la produzione del gas di sintesi e, dopo aver-ne stabilito la composizione, si distinguono in: processidi sintesi diretta di idrocarburi liquidi attraverso la rea-zione Fischer-Tropsch; processi di sintesi dell’ammonia-ca e/o dell’urea; processi di sintesi del metanolo o di unamiscela di metanolo e alcoli superiori che possono esse-re sia incorporati direttamente in carburanti, sia converti-ti in una seconda fase in idrocarburi liquidi o in eteri.

Nel caso dei processi di conversione indiretta, più dellametà degli investimenti viene assorbita per produrre lamiscela di ossidi di carbonio e di idrogeno che costituisceil gas di sintesi. Da questo punto di vista, il processo diconversione diretta presenterebbe un potenziale vantag-gio in termini di contenimento dei costi di investimentoed esercizio, se non necessitasse di elaborate operazionidi separazione e trattamento per recuperare il metano nonconvertito e trasformare gli idrocarburi leggeri in faseliquida attraverso il processo di oligomerizzazione.

La produzione del gas di sintesi si basa su una tec-nologia conosciuta, impiegata in numerose applicazioniindustriali quali la produzione di idrogeno, di ammo-niaca e di metanolo. La reazione di base è:

2CH4�O2→ 4H2�2CO

I processi primari per la produzione del gas di sinte-si sono: ossidazione parziale (POX, Partial OXidation)del metano, con una reazione di tipo esotermico; refor-ming con vapore (SR, Steam Reforming), con una rea-zione di tipo endotermico.

Nei processi di ossidazione parziale del metano (pro-cessi Texaco e Shell) la reazione avviene ad alta tempe-ratura, tra 950 °C e 1.250 °C, e si utilizzano di conse-guenza dei riscaldatori (forni).

Il processo di reforming con vapore viene condotto inpresenza di un catalizzatore, nella maggior parte dei casicostituito da nichel su un supporto di ossido di allumina.



campoa gas

impianto diconversione



impianto discarico



fig. 21. Ciclo di produzione e trasporto del GTL.

La tendenza del catalizzatore a essere avvelenato dai com-posti solforati richiede un pretrattamento di desolforazio-ne del gas. Poiché la reazione è endotermica, è necessa-rio fornire calore. Pertanto, il catalizzatore viene posizio-nato in tubi installati in forni e posti nella zona diirraggiamento; la tipologia del forno dipende dalla capa-cità di trattamento. Il gas naturale desolforato viene misce-lato con il vapore e preriscaldato a 197 °C prima di esse-re avviato ai forni dove viene convertito in monossido dicarbonio e idrogeno. Il catalizzatore lavora a una tempe-ratura compresa tra 850 e 950 °C all’uscita della zona direazione, e a una pressione di 30-40 bar.

7.3.7 Il trasporto del GPL

I gas di petrolio liquefatto sono miscele di idrocarburi costi-tuite essenzialmente da propano e butano nella propor-zione di 30 a 70. Le temperature critiche del propano e delbutano sono molto superiori alla temperatura ambiente,per cui è possibile liquefare questi gas e le loro miscele apressioni modeste (al massimo 15 bar). Ovviamente, se latemperatura viene mantenuta al di sotto di quella ambien-te le pressioni di liquefazione possono essere anch’esseinferiori. In corrispondenza a tali processi sono state costrui-te navi per il trasporto del gas di petrolio liquefatto, sia in

pressurizzazione e a temperatura ambiente, sia in condi-zioni semirefrigerate, sia infine in condizioni completa-mente refrigerate e a pressione ambiente.

I primi trasporti marini di GPL consistevano nel tra-sporto di bombole per uso domestico sistemate sulle coper-te delle navi da carico e contenenti gas liquefatto per solacompressione (pressione di esercizio di circa 18 bar). Conl’aumento della domanda e delle distanze di trasportosono state trasformate navi da carico già esistenti alloscopo di ospitare serbatoi di dimensioni varie per il con-tenimento del GPL in pressione. Le prime due navi cister-na sono state realizzate con questi criteri in Olanda nel1934. Successivamente, al termine della Seconda Guer-ra Mondiale, è iniziata la costruzione di navi dedicate altrasporto del GPL. Un esempio di nave per il trasportocon serbatoi cilindrici verticali è riportato in fig. 22. Ilcarico è alloggiato in 17 serbatoi verticali cilindrici conestremità semisferiche di 5,3 m di diametro e 10,9 m dialtezza; le pressioni di progetto e di collaudo sono rispet-tivamente 18 e 30 bar; i serbatoi sono in acciaio a eleva-to carico di rottura, con spessori di 27 mm per le particilindrica e inferiore e di 15 mm per la parte superiore. Iserbatoi sono poggiati su supporti di gomma sintetica, suselle a crociera e vincolati con tiranti. Per questo tipo ditrasporto vi sono anche navi con serbatoi cilindrici oriz-zontali e con serbatoi multilobati.



fig. 22. Motocisterna per il trasporto di GPL.

Le navi per il trasporto semirefrigerato del GPL pre-sentano il vantaggio della riduzione di peso dei serbatoi,perché alla diminuzione della temperatura corrisponde unadiminuzione della pressione di esercizio e conseguente-mente dello spessore delle pareti dei serbatoi. Se si passada una temperatura massima di 45 °C a una di 15 °C, lapressione di esercizio all’incirca si dimezza, passando da15 a 7 bar; di conseguenza, il peso del serbatoio metallicosi riduce di circa il 45%. Inoltre, si deve tenere presenteche la riduzione di temperatura comporta anche un aumen-to della densità del gas liquefatto e, quindi, si trasporta unamaggiore quantità di gas a parità di volume. I serbatoi devo-no essere opportunamente coibentati e deve essere attivoun sistema di refrigerazione, la cui potenza è determinatadalla necessità di portare il GPL dalla temperatura dei depo-siti costieri alla temperatura di esercizio dei serbatoi.

Il trasporto in condizioni completamente refrigerate ea pressione ambiente è in tutto e per tutto simile al trasportodel GNL (per le tipologie di navi impiegate, v. sopra).

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Claudio AlimontiDipartimento di Ingegneria Chimica, dei Materiali,

delle Materie Prime e MetallurgiaUniversità degli Studi di Roma ‘La Sapienza’

Roma, Italia



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