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Workshop nuovi servizi di stoccaggioPresentazione Giacimenti

San Donato Milanese 26 febbraio 2017

Unità Giacimenti (GIAC)

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Managers:

Gestione dello stoccaggio: un know-how specifico

Il giacimento è un asset “unico” con

caratteristiche da preservare

attraverso una corretta gestione

Per la gestione operativa è

necessario un know-how tecnico

specifico e altamente specialistico

Specifico know-how

di “giacimento”

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Giacimenti di idrocarburi in

esaurimento

Acquiferi naturali

Cavità saline artificiali

Tipologie di stoccaggio

I giacimenti di idrocarburi in fase di esaurimento e in acquiferi naturali si caratterizzano in base alle

proprietà petrofisiche e geologiche della roccia serbatoio.

Le cavità saline sono caverne create artificialmente nel sottosuolo in specifiche formazioni

geologiche.

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I giacimenti sono un accumulo di idrocarburi intrappolati in rocce porose del sottosuolo in condizioni

strutturali favorevoli (trappola geologica – non tutte le trappole sono giacimenti!).

La tenuta è garantita da rocce di copertura impermeabili che impediscono la migrazione degli idrocarburi

verso la superficie.

Il gas è contenuto tra i

granuli all’interno della

roccia.

Ghiaie Sabbie

Argille

I giacimenti a idrocarburi

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La trappola geologica

TRAPPOLE STRATIGRAFICHE

legate all’originario assetto

deposizionale degli strati

TRAPPOLE STRUTTURALI

generate da deformazioni tettoniche

posteriori alla deposizione degli strati

(pieghe e faglie)

0

RESERVOIR

CAP-ROCK

CAP-ROCK

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I giacimenti utilizzati in Italia per l’attività di

stoccaggio sono il risultato di una complessa

evoluzione geologica dei bacini sedimentari

in cui sono inseriti, che ha permesso la

formazione e la preservazione di accumuli di

idrocarburi rimasti intrappolati nel sottosuolo

per milioni di anni.

I campi di stoccaggio SNAM in Italia

ALFONSINECORTEMAGGIORE

SABBIONCELLO

SETTALA

FIUME TRESTE

BRUGHERIO

RIPALTAMINERBIO

SERGNANOBORDOLANO

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WORKING GAS max : massimo volume di gas erogabile ciclicamente ogni anno dal giacimento senza

pregiudicarne l’esercizio dello stoccaggio nel tempo.

WORKING GAS (def. D.L. n°164 del 23 Maggio 2000): quantitativo di gas presente nei giacimenti in

fase di stoccaggio che può essere messo a disposizione e reintegrato, per essere utilizzato ai fini dello

stoccaggio minerario, di modulazione e strategico, compresa la parte di gas producibile, ma in tempi più

lunghi rispetto a quelli necessari al mercato, ma che risulta essenziale per assicurare le prestazioni di

punta che possono essere richieste dalla variabilità della domanda in termini giornalieri ed orari.

PORTATA DI PUNTA: massima portata giornaliera erogabile per un tempo limitato dal giacimento.

CUSHION GAS (D.L.. n°164 del 23 Maggio 2000): quantitativo minimo indispensabile di gas presente o

inserito nei giacimenti in fase di stoccaggio che è necessario mantenere sempre nel giacimento e che ha

la funzione di consentire l’erogazione dei restanti volumi senza pregiudicare nel tempo le caratteristiche

minerarie dei giacimenti di stoccaggio.

EFFICIENZA: rapporto tra working gas e la somma di working e cushion gas.

Stoccaggio di gas naturale: parametri caratteristici e definizioni

WG

Ef = -----------

WG+CG

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STATUS ORIGINARIO

GIACIMENTO IN FASE DI

ESAURIMENTO

STOCCAGGIO A GIACIMENTO PIENO

RISERVE ORIGINARIE

RISERVE RESIDUE

GAS PRODOTTO

RISERVE RESIDUE

CUSHION GAS

WORKING GASGAS TOTALE

INIETTATO(stock massimo)

Conversione giacimenti a idrocarburi in fase di esaurimento a stoccaggio

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I giacimenti di stoccaggio Stogit si possono suddividere operativamente in relazione alla portata di punta in:

Giacimenti di base: sono quelli in grado di erogare volumi consistenti prima che la punta disponibile cominci a

declinare.

Giacimenti di punta: sono quelli in grado di erogare volumi limitati prima che la punta disponibile cominci a

declinare.

Stoccaggio di gas naturale: Portata di punta

Q

V

Q

V

L’ottimizzazione dell’insieme dei giacimenti consiste nel gestire al meglio le caratteristiche peculiari di

ogni campo per mantenere massima nel tempo la prestazione di punta sia in iniezione che in

erogazione.

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POROSITA’ = PERMEABILITA’ =

Queste proprietà nel sedimento presentano

una forte variabilità sia areale che verticale, non sempre

ben quantificabile con le tecnologie attuali

Giacimento: caratteristiche petrofisiche

La porosità è una grandezza fisica che definisce il rapporto percentuale tra il volume dei pori interconnessi e quello

totale della roccia serbatoio.

La permeabilità, in un mezzo poroso saturo di un fluido, è definita come la l’attitudine di un mezzo poroso a lasciarsi

attraversare da un fluido monofase; la permeabilità è legata alla struttura dei pori. Si distingue in “assoluta” e

“relativa”.

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Permeabilità assoluta

ACQUA

granuli roccia

GAS

granuli roccia

Permeabilità relativa

GAS

ACQUA CONNATA

30 50 90 100

0

0,5

1,0

Sw %

Pe

rme

ab

ilit

à

rela

tiv

a

krg

gas krw

acqua

Giacimento : caratteristiche petrofisiche

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Fase di Erogazione : contatto gas-acqua in giacimento

TAVOLA D’ACQUA 100 % ACQUA

FRANGIA

CAPILLARE

in giacimento il contatto gas-acqua non è orizzontale !

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Fase di Erogazione : contatto gas-acqua in giacimento

Pozzo aperto

con minimi DP

Condizioni

a inizio erogazione

Pozzo aperto

con alti DP

Condizioni

a fine erogazione (forte richiesta di punta)

ACQUA

GAS

Pozzo

chiuso

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Pozzo 7 Pozzo 8 Pozzo 10 Pozzo 11 Pozzo 12Pozzo 9

Pozzo 1 Pozzo 2 Pozzo 3 Pozzo 4 Pozzo 5 Pozzo 6

travaso

di gas

k livello 1 ˂˂ k livello 2

Compartimentazioni verticali dei giacimenti

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Compartimentazioni orizzontali dei giacimenti

LEGENDA

POZZO DI STOCCAGGIO

POZZO DI MONITORAGGIO

POZZO DI REINIEZIONE ACQUA

OGWC (-1207 m l.m.)Zona 1

Zona 2

Zona 3

Zona 4

Zona 5

In caso di forti richieste di portata di punta l’erogazione di gas potrebbe sbilanciare le pressioni di diverse aree

di giacimento, talora delimitate dalla presenza di faglie o dovute a peggioramenti delle caratteristiche

petrofisiche. La chiusura del campo per un limitato periodo consentirebbe di riequilibrare le pressioni ai pozzi e

a ripristinare le prestazioni ottimali degli stessi.

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Studi di giacimento

La modellizzazione statica e dinamica, realizzata con software specialistici dedicati, riproduce con grande

accuratezza le caratteristiche geologiche e dinamiche del giacimento di stoccaggio. Il modello numerico è

calibrato sui dati storici disponibili (il modello cioè deve riprodurre i dati osservati – gas prodotto, iniettato,

pressioni, produzione acqua, ecc…) al fine di ottenere previsioni attendibili del comportamento futuro del

giacimento per differenti scenari operativi ipotizzati.

Inizializzazione e calibrazione di modelli di giacimento Previsione del comportamento futuro del giacimento

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

time

Gas in

pla

ce

Primary

production

Storage Cycle

Working Gas &

Cushion Gas

Gas in posto

Pre

siio

ne

Curve di isteresi

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Fase di iniezione

La capacità di iniezione dipende dal regime di pressione in giacimento; deve essere modulata al fine di non

superare, in condizioni statiche, la pressione originaria del giacimento (tale vincolo è una prescrizione di legge).

La strategia ottimale di ricostituzione di un campo al fine di traguardare il massimo riempimento deve:

• Volumi elevati nella fase iniziale allo scopo di bloccare l’avanzamento dell’acquifero e aumentare la

saturazione in gas. In tale fase la flessibilità del giacimento è massima con possibilità di assorbire grandi

punte di iniezione.

• Nella fase centrale della ricostituzione la portata di iniezione deve essere tale da garantire la

massimizzazione dei volumi iniettabili senza causare al contempo un repentino e prematuro innalzamento

della pressione di giacimento. Tale portata sarà quindi inferiore rispetto alla prima parte dell’iniezione.

• I volumi residuali dovranno essere iniettati con portate ridotte e con una gestione ad «esitazione» (periodi di

iniezione alternati a periodi di chiusura per permettere alle pressioni di distribuirsi all’interno del giacimento).

Per permettere il massimo riempimento è necessario, per brevi periodi, superare la pressione massima. In

tale fase la flessibilità del giacimento è minima, l’assorbimento di punte di iniezione potrebbe comportare il

superamento irreversibile della pressione massima.

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Fase di iniezione

Qmedia = 20 MSmc/g

Qmedia = 12 MSmc/g

Qmedia = 4 MSmc/g

Pressione iniziale

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Fase di erogazione

L’utilizzo di un campo durante la campagna erogativa dipende dalla sua classificazione

come campo di base o campo di punta. In generale, la capacità di erogazione di un campo

diminuisce progressivamente al proseguire dello svaso.

L’attuale sistema massimizza le prestazioni nei periodi più freddi gennaio e febbraio e

preservando le prestazioni nel tempo..

Un utilizzo non ottimale on richieste di punta massima prolungata nel tempo può portare:

• distribuzione disomogenea delle pressioni e rapido calo delle prestazioni

• produzione di liquidi

• trascinamento di sabbie fini

La gestione in condizioni non ottimali dei giacimenti e dei pozzi (ad esempio richieste di punta

massima prolungate, forti variazioni di portata per rinomine intraday) comportano una

potenziale riduzione nel tempo delle prestazioni di Sistema.

BACK-UP

Fase di erogazione

L’insieme delle potenzialità di ogni campo fornisce la capacità di erogazione del Sistema.

L’andamento di tale capacità dipende dalle modalità di utilizzo dello stoccaggio. A parità di

volume erogato, l’andamento nel tempo della capacità di erogazione varia, conferendo diversa

flessibilità al sistema.

Capacità erogazione

Tempo

La piramide contrattuale permette di avere

maggiore capacità di erogazione nei mesi

più freddi. Tale gestione è una prescrizione

del Ministero dello sviluppo economico.

Richiesta extracontrattuale dovuta

ed eventi eccezionali

Volume erogato

Working Gas

Portata di Punta

Efficienza

Cushion Gas

Tipologie di stoccaggio

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