Tecnologie per la produzione di combustibili fossili e rinnovabili

Tecnologie per la produzione di combustibili fossili e rinnovabili

Genesi del petrolio

Origine del petrolio

Generalmente, la zona di origine del petrolio non coincide con la zona in cui esso si accumula, cioè la roccia madre non coincide con il reservoir (riserva) petrolifero, perché, durante la genesi del petrolio (passaggio da roccia a giacimento) il composto subisce una grande quantità di cambiamenti e processi di migrazione.

Condizioni di generazione del petrolio

Affinché una roccia possa dar luogo a petrolio devono essere soddisfatte delle condizioni:

Roccia madre

• Deve avere un sufficiente contenuto di materiale organico ricco di idrogeno finemente disperso (5-12%) e materiale inorganico che inglobuli l’organico.
• Deve essere soggetta a determinate condizioni di pressione e temperatura, che si raggiungono ad una certa profondità, necessarie per iniziare il processo di degradazione termica del cherogene (trasformazione da materiale organico a frazione petrolifera).

Il principale meccanismo di degradazione del cherogene è il cracking che deve avvenire a 50°-150°C per avere una corretta formazione di olio e gas:

• A T basse non c’è energia sufficiente per il processo.
• A T alte abbiamo processi di cracking troppo elevati per far sì che si formi petrolio.

Ambiente

È necessario che il materiale organico che si deposita non sia soggetto a degradazione ossidativa, ossia che la formazione del cherogene avvenga in condizioni anaerobiche (assenza di O₂). Tipicamente, i sedimenti si depositano in ambiente acquoso quasi statico (laghi o stagni) dove ricevono un contributo di materia organica insieme alle particelle di sedimento e le acque di fondo sono carenti di O₂.

Se l’ambiente fosse aerobico, la presenza di O₂ porterebbe alla formazione di CO₂ ed acqua e non di petrolio, a causa dell’ossidazione chimica e microbica. Mentre, in ambiente quasi anaerobico, siamo in ambiente riducente che impedisce la formazione di CO₂ e acqua.

Cherogene

Il cherogene è il materiale organico solido presente nelle rocce madri, insolubile in solventi organici a basso punto di ebollizione. È formato dall’accumulo di macromolecole biologiche resistenti e da sedimenti inorganici prodotti durante il processo di diagenesi (formazione della roccia).

Le principali molecole costitutive del cherogene sono strutture policondensate aromatiche con catene laterali alifatiche di varia lunghezza. Infatti, si hanno diversi gruppi funzionali che uniscono due strutture aromatiche, come i gruppi di zolfo e acidi.

La grande varietà di cherogene presente in natura può essere classificata in tre categorie:

• Tipo I: Elevato rapporto H/C, cioè molecole altamente idrogenate, dovuto ad un elevato rapporto alghe-batteri e contiene alta quantità di catene alifatiche, produce gas e oli leggeri.
• Tipo II: Elevato rapporto H/C, derivante da un elevato apporto di biomassa algale ed è costituto da una miscela di nafteni (cicloalcani), catene alifatiche e strutture aromatiche policondensate, per lo più produce oli.
• Tipo III: Basso rapporto H/C, ma alto rapporto O/C dovuto ad un elevato apporto di piante terrestri superiori ricche di cellulosa e lignina, l’ossigeno è presente sotto forma di gruppi carbossilici (COOH), per lo più produce gas e soprattutto carbone.

Processo di trasformazione del cherogene

Il processo di trasformazione del cherogene è detto maturazione e avviene in tre stadi (aumenta T):

1. Diagenesi: Il cherogene inizia a formarsi ed è immaturo, per cui si perdono eteratomi (per lo più O₂) e si va in una zona più ricca di H e C, dove si ottiene un rapporto H/C elevato.
2. Catagenesi: Il cherogene continua la degradazione formando oli e idrocarburi leggeri (gas condensato).
3. Metagenesi: Il cherogene è sottoposto a temperature alte e viene distrutta la frazione organica rimasta generando una struttura più ricca di C e la fuoriuscita di molecole di metano.

Formazione di oli e gas

Gli oli e il gas si formano per degradazione termica del cherogene nella roccia madre. Il meccanismo principale di degradazione è il cracking (endotermico) che per avvenire necessita di energia (calore).

Migrazione del petrolio

La migrazione del petrolio dalla roccia di partenza al giacimento è controllata dalle condizioni fisico-chimiche degli strati sedimentari in cui il petrolio si muove. Le condizioni essenziali per il movimento del petrolio attraverso le rocce sono:

• Porosità della roccia: tutti i pori della roccia nel sottosuolo sono pieni di acqua, ad eccezione di quelli in cui l’acqua è stata spostata dal petrolio.
• Permeabilità: i pori devono essere collegati.

La relazione tra porosità e permeabilità è molto variabile e dipende dal tipo di roccia. Per effetto della pressione e le forze capillari, l’olio tende ad essere espulso dalla roccia madre e ad andare all’interno di rocce porose e permeabili intorno alla roccia madre.

Migrazione primaria

I meccanismi principali che forniscono pressione per l’espulsione del petrolio sono:

• Compattazione dei sedimenti dovuta al carico di copertura.
• Espansione del volume data dalla conversione del cherogene solido labile in idrocarburi liquidi e gassosi e cherogene inerte residuo.

Migrazione secondaria

Il petrolio lascia gli strati di riserve e si deposita nel giacimento, costituito da una roccia con porosità, permeabilità e dimensione dei pori elevate, che consentono la formazione di goccioline e stringhe connesse di petrolio, creando una rete di pori interconnessi pieni di petrolio. La forza motrice è la galleggiabilità dovuta al contrasto di densità tra petrolio e acqua.

Accumulazione

La migrazione del petrolio continua finché non incontra configurazioni strutturali in cui gli strati del serbatoio formano trappole: contenitore nel sottosuolo in cui il petrolio tende a stabilizzarsi. Affinché la roccia porosa riesca a trattenere il petrolio deve:

• Avere elevata porosità.
• Avere porosità interconnessa (se la porosità non è interconnessa non riesco ad estrarre petrolio).
• Essere circondata da strutture impermeabili (sigillata superiormente da strati di sedimenti impermeabili).

Il meccanismo di accumulo di petrolio nel giacimento si basa sostanzialmente sulla differenza di densità tra acqua e petrolio: petrolio meno denso e tende a disporsi in alto, acqua più densa e viene spinta verso il basso. Il petrolio sposta l’acqua contenuta nei pori, iniziando a riempire la roccia dall’alto data la sua ridotta densità. Quando estraggo l’olio, l’acqua tende a risalire per decompressione.

Luoghi di accumulo del petrolio

Si considerano due tipi di depositi:

Modello stagnante

Avviene in bacini di acqua abbastanza profondi (es. Mar Nero) in cui si ha contatto tra due masse d’acqua:

• Dolce che per la sua bassa densità rimane in superficie.
• Salata che per la sua alta densità scende a sedimentarsi sul fondo.

Si crea uno strato di separazione provocato dalla diversa salinità, al di sotto del quale si creano le condizioni perfette per intrappolare il materiale organico.

Modello produttivo

Fenomeno in cui abbiamo un movimento delle correnti oceaniche dal basso verso l’alto dovuto a grandi dislivelli. Si forma una condizione anaerobica dovuta alla risalita dell’acqua salata, povera di O₂ e ricca di materiale organico nutritivo, verso la superficie. In superficie si ha un forte sviluppo di plancton che si nutre dell’acqua che nella risalita si è arricchita di materiale organico. Quando il plancton muore tende a depositarsi nella zona anaerobica, per cui il materiale organico che si deposita è superiore a quello che viene consumato.

Estrazione del petrolio

In realtà, la quantità di petrolio estraibile dal giacimento è una piccola parte dell’accumulo di materiale organico di partenza (circa il 20%). Questo perché in ciascun passaggio del petrolio ci sono delle perdite e non tutto il materiale organico che si trovava nel cherogene viene trasformato in petrolio.

• Con la migrazione primaria si perde un 25% in quanto parte del grezzo rimane nelle porosità delle rocce che trattengono materiale organico.
• Con la migrazione secondaria si perde un ulteriore 30-40% per le stesse ragioni della prima migrazione.

In generale, nell’accumulo primario abbiamo il 20-25% del materiale organico di partenza, mentre quello estraibile è circa il 40% del materiale contenuto nel giacimento. Quando un giacimento si definisce esaurito, vuol dire che è stato estratto tutto il petrolio economicamente conveniente. Quando il prezzo del petrolio è molto alto è conveniente fare dei recuperi per aumentare la quota di petrolio estraibile. I recuperi sono di tre tipi:

Recupero primario

Quantità di petrolio estratta facilmente.

Recupero secondario

Quantità di petrolio estratta tramite utilizzo di metodi a basso costo: allagando il pozzo l’acqua tende a scalzare il petrolio andando ad accumularsi in fondo, mentre il petrolio tende a salire in superficie.

Recupero terziario

Quantità di petrolio estratta tramite CO₂: immettendo CO₂ in pressione nel giacimento condizioni supercritiche, diventa un ottimo solvente per il petrolio che tende ad essere espulso.

Trattamenti di oli e gas

Classificazione di un fluido dal sottosuolo

La prima fase del processo di trattamento degli oli e dei gas inizia con l’identificazione dei fluidi presenti nel giacimento.

• Petrolio greggio: idrocarburo liquido prodotto da un giacimento.
• Condensati: idrocarburo liquido che condensa da una frazione gassosa per diminuire pressione e temperatura, più leggero del petrolio e con viscosità e peso molecolare minore.
• Basic sediments and water: percentuale in volume di acqua e impurità solide nell’olio estratto.

Allora, i costituenti di un giacimento sono una miscela complessa idrocarburica, ossia uno spettro continuo di idrocarburi, alcuni leggeri ed altri pesanti. Quindi, la proporzione tra le diversi componenti varia a seconda del giacimento.

Durante la produzione, temperatura e pressione cambiano drasticamente, portando ad un cambiamento di stato della miscela, che passa da monofase a bifase. Una classificazione corretta di un giacimento è importante, in quanto il tipo di fluido influenza lo schema di produzione.

La classificazione dei fluidi dal sottosuolo è strettamente collegata al diagramma di fase p-T delle miscele multicomponente. La regione a due fasi è racchiusa in un confine continuo definito inviluppo di fase costituito da un ramo del bubble point e un ramo del dew point, collegati al punto critico. Il punto critico di un sistema multicomponente, generalmente, non è a temperatura e pressione massima, ma è la media dei componenti.

Analizzando la curva si individua:

• Una pressione superiore a quella critica che segna il limite di coesistenza delle due fasi (circondenbar).
• Una temperatura massima oltre la quale le due fasi non possono più coesistere (circondenterma).

Si può affermare che i fluidi di giacimento possono essere classificati sulla base della composizione del liquido e sulle condizioni di pressione e temperatura del giacimento.

I fluidi petroliferi sono generalmente classificati in due grandi famiglie a seconda della temperatura del giacimento:

• Con il termine gas si indicano i fluidi in cui T_giacimento > T_critica.
• Con il termine olio si indicano i fluidi in cui T_giacimento < T_critica.

Quindi, a sinistra della campana si identifica un giacimento di olio e a destra un giacimento di gas. In base alla localizzazione delle condizioni del giacimento rispetto alla zona delle miscele bifasiche, abbiamo:

Gas naturale

• Gas secco: Nel caso di gas è necessario che il punto critico si trovi alla sinistra delle condizioni di giacimento, ossia che T_giacimento > T_critica. La differenza tra gas secco e gas umido si basa sulla localizzazione delle condizioni del giacimento rispetto all’inviluppo delle miscele liquido-gas. Le condizioni del giacimento (T_R > T_critica) si trovano fuori dall’inviluppo della miscela bifase. La zona di trattamento del gas (T_separatore) rimane fuori dalla campana per cui si ha solo fase gassosa. Non ho bisogno di separatori olio-gas, ma c’è necessità di una valvola al testa pozzo (chop valve) che tratta solo fluidi monofasici.
• Gas umido: Le condizioni del giacimento (T_R > T_critica) si trovano fuori dall’inviluppo della miscela bifase. La zona di trattamento del gas (T_Separatore) può trovarsi all’interno della campana della miscela bifasica (c’è fase liquida dipendente dalle condizioni di arrivo del separatore). Ho bisogno di separatori olio-gas e di una valvola al testa pozzo che tratti fluidi bifasici.

Gas condensato

La differenza tra gas condensato e gas umido è che il gas condensato, in ogni caso origina una condensa (gasolina di condensa), in quanto la zona bifasica viene sempre superata. La temperatura iniziale è compresa tra: T_critica < T_giacimento < T_{circondenterma}. Per cui, le condizioni del giacimento si trovano a destra del punto critico. Il fluido esiste come gas nelle condizioni iniziali, ma durante l’abbassamento di pressione, il fluido cadrà al di sotto del dew point per via del fenomeno di condensazione retrograda con conseguente separazione di fase fluida.

Ossia: un’espansione isoterma del gas porta alla formazione di una fase liquida a partire dalla pressione di saturazione del gas (punto di rugiada superiore Rs) perché T_R < T_{circondenterma}. Diminuendo la pressione il volume della fase liquida aumenta fino a raggiungere un massimo (M), per poi annullarsi al punto di rugiada inferiore (Ri). La formazione della fase liquida dipende dalla temperatura e dalla pressione del gas: se la temperatura e la pressione si trovano sotto al dew point, ovvero la pressione e la temperatura a cui un gas si condensa in un liquido, la formazione di fase liquida si verifica.

Oli

Nel caso degli oli bisogna avere T_giacimento < T_critica, per cui il fluido esiste come liquido alle condizioni iniziali. Durante l’esaurimento, gli oli volatili mostrano un fattore di restringimento maggiore a causa della grande quantità di gas rilasciato. La differenza tra greggi pesanti e olio volatile è che:

• Il greggio pesante ha curve più schiacciate verso il basso perché contiene poco gas.
• L’olio volatile ha curve più alte.

Se la quantità di gas è molto bassa, si cerca di recuperarlo e trasformarlo in idrocarburi liquidi attraverso il processo di Fischer-Tropsch.

L’olio nero è più difficile da separare perché è più pesante e quindi contiene più solidi e tensioattivi (asfaltene) che contengono eteroatomi.

Caratteristiche delle acque

L’ultimo aspetto della classificazione dei fluidi è la conoscenza della caratteristica delle acque. Oltre ad olio e gas, durante l’estrazione si ottengono i basic sediments costituiti da acqua salmastra, in cui i sali più comuni sono:

• Carbonato di calcio CaCO₃
• Solfato di bario BaSO₄
• Solfato di stronzio SrSO₄
• Solfato di calcio CaSO₄

Quando si effettua un’espansione di queste acque durante il trasporto in superficie, la pressione cala drasticamente e può succedere che si liberino dei gas (CO₂ e H₂S) che hanno caratteristiche chimiche di gas acidi, per cui la loro liberazione da fase acquosa comporta un cambiamento del pH della miscela e alla precipitazione dei sali (scaling), che avviene sulla superficie interna dei tubi di produzione del pozzo portando ad una forte riduzione del loro diametro. Un’altra causa che può portare alla precipitazione è il mischiamento dell’acqua con acque incompatibili.

Un altro componente che si può trovare è il elio: un gas che contiene elio è di ottima qualità dal punto di vista della composizione, ma ha un valore molto alto.

Separazione

Al testa pozzo arrivano:

• Una miscela di idrocarburi gassosi, gas condensato o olio.
• Acqua con sali disciolti.
• Altri gas.
• Solidi come sabbia, sporcizia e precipitati salini.

Per rendere commercializzabile il prodotto è necessaria una separazione di tutte queste componenti, un gas per essere commercializzabile deve avere:

• Contenuto di gas acido limitato.
• Contenuto di acqua limitato.
• Evitare la condensazione di idrocarburi liquidi.

Di fatto si utilizzano delle strutture (facilities) che si trovano tra la testa pozzo e il sistema di trasporto e hanno il compito di separare il gas dall’olio e dall’acqua. Le facilities vengono distinte in tre macrocategorie:

Processi principali

• La funzione principale è quella di separare petrolio, gas, acqua e solidi, misurare e campionare l’olio per determinarne il valore, consegnarlo al sistema di trasporto, il gas deve essere trattato per la vendita e lo smaltimento.

Processi secondari

• Sono quelli necessari per il trattamento delle acque e dei solidi per il loro smaltimento.

Impianti ausiliari

• Impianti di riscaldamento e raffreddamento.

Per la separazione, viene utilizzato un impianto a più stadi perché permette la riduzione di:

• Costi di compressione.
• Il gas recuperato ad alta pressione non necessita di ulteriore compressione.