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I giacimenti non convenzionali di gas naturale e petrolio

Lo Shale Gas e lo Shale Oil sono risorse venute alla ribalta negli ultimi due lustri perché sono diventate economicamente sostenibili le tecnologie di estrazione e perché molti paesi (Stati Uniti, Canada e Cina in primis) hanno scoperto di possederne in notevole quantità, scorgendo nuovi profitti e soprattutto una possibile indipendenza energetica (gli Stati Uniti sono diventati tra i primi esportatori di gas naturale e riescono contestualmente a coprire il 23% del loro fabbisogno annuale di energia). Ma nello specifico, di che cosa si tratta? Quali sono vantaggi e svantaggi? L’Europa come si comporta a questo riguardo? Cerchiamo di chiarire un po’ le idee e proviamo a dare qualche spunto di approfondimento e riflessione per farsi un’opinione più ampia possibile.

Shale gas e shale oil (gas e petrolio da scisto in italiano) è il nome che viene utilizzato per indicare i giacimenti di idrocarburi non convenzionali, ossia quelli che si differenziano dai giacimenti convenzionali per il fatto che la risorsa è “intrappolata” all’interno delle rocce e non può pertanto essere estratta tramite classici pozzi petroliferi. Le formazioni rocciose che contengono questi idrocarburi sono classicamente sabbie e argille ricche in materia organica parzialmente diagenizzate. Il processo di diagenesi causa la decomposizione anaerobica di quest’ultima che viene trasformata in idrocarburo e va a far parte della composizione stessa della roccia. A seconda dell’unità litologica all’interno della quale è contenuta la risorsa si parla di shale gas (scisti bituminosi e argille), tight gas (sabbie compatte o areniti a bassa permeabilità o anche calcari). A causa della bassa permeabilità della formazione rocciosa però, il gas o il petrolio non si trovano liberi all’interno della porosità primaria (spazi intergranulari) e secondaria (fratture meccaniche), ma sono adsorbiti dai minerali argillosi o disciolti nel cherogene. Quest’ultimo è una miscela di composti chimici organici, la cui porzione solubile è detta bitume. Pertanto, una differenza fondamentale rispetto ai giacimenti convenzionali è che l’idrocarburo non subisce una migrazione e non viene accumulato in trappole strutturali (hydrocarbon traps) che costituiscono il serbatoio convenzionale. Lo shale gas & oil si trova in modo ubiquitario in tutta la formazione scistosa, adsorbito o disciolto nella composizione chimico-mineralogica.

Il primo pozzo sperimentale per l’estrazione dello shale gas fu perforato nel 1921 nei monti Appalachi, dopodiché fu fatta molta poca strada a causa della complessa tecnologia necessaria per la produzione. Ma le continue innovazioni in campo petrolifero convenzionale fecero sì che dagli anni 50 si sviluppasse la tecnica delle perforazioni orizzontali e della fratturazione idraulica, che permisero di vedere possibile anche l’estrazione da formazioni poco permeabili come gli scisti e le sabbie compatte. Nel 2000 gli Stati Uniti iniziarono la produzione a scopi commerciali e fu aperto un campo di estrazione nel nord del Texas (vicino a Fort Worth) per estrarre shale gas dalla formazione Barnett Shale risalente al Carbonifero Inf. (Mississipiano, 354-323 Ma). Dal 2002 queste risorse sono state annoverate tra le riserve di idrocarburi dall’Oil and Gas Journal perché sono diventate economicamente sostenibili le tecniche di estrazione necessarie per la loro produzione. Tuttavia, se il prezzo del greggio scende sotto i 70 $ al barile l’attività produttiva dello shale oil è al limite dell’economicità (e dello shale gas di conseguenza, essendo questi strettamente legati).

Secondo le ultime stime dell’EIA (US Energy Information Administration), riportate in un Report del Giugno 2013, le risorse totali in tutto il mondo (quelle estraibili con le tecnologie ad oggi conosciute) ammontano a circa 200mila miliardi di mc di shale gas e 345 miliardi di barili di shale oil, organizzate in 137 formazioni geologiche di argille e scisti bituminosi localizzate in 41 paesi. Lo shale gas è presente maggiormente in Cina (circa 1/7 del totale), Argentina (22mila miliardi di mc), Algeria (20mila) e Stati Uniti (a seconda delle stime tra 16 e 28mila). La Russia risulta invece leader nel possesso di risorse di shale oil con 75 miliardi di barili, seguita da Stati Uniti (tra 48 e 58), Cina (32), Argentina (27) e Libia (26). L’Europa dal canto suo possiede risorse in minore quantità, ma comunque degne di sfruttamento soprattutto in Polonia, Regno Unito e Portogallo per quanto riguarda lo shale gas. Le risorse europee ammontano in totale al 15-30% di quelle statunitensi e le previsioni più ottimistiche dicono che si potrebbe arrivare nel 2030 ad un contributo del 10% del consumo di gas totale.

Il processo di estrazione avviene tramite la perforazione di un pozzo verticale che deve coprire la distanza tra la superficie e la posizione del serbatoio (normalmente tra 3 e 7 km). Tale pozzo viene incamiciato con pareti in acciaio e cemento (casing) in modo da non interferire con le formazioni rocciose più superficiali, analogamente a quanto avviene per i comuni pozzi petroliferi. Raggiunto il livello produttivo, la testa fresante viene deviata progressivamente fino ad eseguire una trivellazione di tipo orizzontale per alcuni chilometri in modo da sfruttarne il più possibile le potenzialità. Al termine della perforazione, si attua la cosiddetta tecnica del fracking. Procedendo a ritroso da fondo foro si fanno brillare progressivamente (all’incirca ogni 20 metri) delle cariche esplosive in modo da favorire la fratturazione della roccia e la conseguente creazione di un serbatoio permeabile. Contestualmente si iniettano ad alta pressione miscele di acqua e sabbia silicea (o microsfere di ceramica - Proppant), quest’ultima con il compito di mantenere aperte le fratture generate dall’esplosivo e costituire un canale permeabile per il flusso degli idrocarburi. Le miscele sono inoltre additivate con antiaggreganti, stabilizzanti, emulsionanti e altre sostanze chimiche che generano la reazione della roccia ospitante con emissione del gas metano (o olio) intrappolato nei minerali argillosi o nel cherogene. Al termine di ogni operazione di brillamento ed iniezione di miscele ad alta pressione, il tratto interessato dall’operazione appena eseguita viene isolato con tappi di acciaio affinché l’idrocarburo non invada la trivellazione. Una volta eseguiti questi cicli operativi lungo tutto il tratto orizzontale il serbatoio è pronto per essere sfruttato. Aprendo uno o più tappi in contemporanea si procede all’estrazione del gas o del petrolio che si raccolgono nel pozzo e risalgono fino in superficie per gradienti di pressione favorevoli o vengono pompati con circuiti idraulici. Dal pozzo verticale si possono eseguire più perforazioni orizzontali all’interno del giacimento, ruotando di 360° intorno alla trivellazione principale. In superficie la risorsa viene convogliata ad impianti di stoccaggio e raffinazione per le successive lavorazioni. L’acqua miscelata utilizzata per l’estrazione risale anch’essa nel pozzo (fino all’80% del totale utilizzato) e in superficie viene raccolta in bacini di decantazione per favorirne il degassamento e la deposizione dei detriti, in modo da essere riutilizzata in un nuovo processo.

 

Schema di un pozzo per l’estrazione di petrolio o gas di scisto

 

Ora che conosciamo un po’ più in dettaglio il processo di estrazione, vediamo quali possono essere vantaggi e svantaggi di questa “nuova” risorsa.

Vantaggi

  • ulteriori risorse di petrolio e gas naturale rispetto a quelle dei giacimenti convenzionali;
  • basso rischio di esplorazione perché il gas è presente in modo abbondante e ubiquitario all’interno della formazione, non è necessario cercare le trappole di idrocarburi (strutture geologiche come le anticlinali dove si accumula la risorsa a seguito del processo di migrazione).

Svantaggi A fronte di questi “benefici”, si presentano tuttavia una serie di controindicazioni e pericoli che andrebbero attentamente valutati da parte dei governi nella scelta di concedere o meno permessi di estrazione.

  • Inquinamento falde per utilizzo di sostanze chimiche tossiche: le miscele iniettate nel giacimento sono costituite da circa il 98% di acqua e sabbia (o proppant) e da un 2% di sostanze chimiche spesso sconosciute perché non dichiarate dalle compagnie petrolifere per segreto industriale o più semplicemente perché molte sono decisamente tossiche e pericolose. Ad oggi sono conosciute circa 750 sostanze, potete trovarne qui alcuni esempi. L’inquinamento degli acquiferi, o semplicemente delle formazioni rocciose sovrastanti il giacimento, può avvenire attraverso perdite dalla perforazione verticale (a causa di falle nel casing) o per risalita delle miscele iniettate attraverso fratture/faglie presenti nelle unità litologiche.
  • Utilizzo di grandi quantitativi di acqua: per ogni pozzo perforato si stima un impiego di acqua compreso in un range tra 15 e 25 mila mc. Uno studio molto interessante condotto dal World Resources Institute ha inoltre dimostrato come circa il 38% della risorsa è localizzato in settori con problemi di carenze idriche (figura sotto esplicativa).
  • Sismicità indotta dall’utilizzo del fracking: il problema già noto in campo geotermico per i sistemi non convenzionali (Enhanced Geothermal Systems) si ripropone anche qui e alcuni studi hanno dimostrato che sismi di magnitudo compresa 1.0 e 3.4 della scala Richter sono stati registrati a seguito di processi di iniezione di acqua ad alta pressione (approfondimenti negli studi condotti da Holland (2011) e Giardini (2010)). In ogni caso questo problema può essere affrontato con iniezioni controllate e accurate mappature e controlli.
  • Fughe di gas metano verso l’atmosfera durante il ciclo produttivo e nella rete di distribuzione: queste perdite sono state spesso sottovalutate e, considerando che il CH4 è un gas con effetto serra 33 volte maggiore rispetto alla CO2, si stima che la produzione di shale gas sia addirittura più inquinante del carbone.
  • Produttività dei pozzi in rapido calo: diversi studi stimano tassi di declino dei pozzi da shale gas decisamente elevati. Uno del Post Carbon Institute (Hughes, 2013) pone l’attenzione sul fatto che entro i primi dodici mesi dall’inizio dell’estrazione la produttività scende del 50% e nei tre anni si raggiunge addirittura l’85-90%. Il 30-50% della produzione di shale gas dovrebbe essere rinnovata ogni anno: gli USA ad esempio dovrebbero perforare circa 7.000 nuovi pozzi annualmente. Con queste cifre l’investimento non è adeguatamente sostenuto da sufficienti ricavi nella vendita o risparmi legati al mancato acquisto di gas estero. Il discorso per il petrolio da scisto è del tutto analogo.
  • Problemi economico-finanziari: le stime delle risorse e la fiducia dei mercati azionari di alcuni anni fa sembrano non essere più supportate da dati e ricavi reali e l’industria del fracking fa sempre più fatica a reggersi sulle sue gambe. Pertanto il rischio dello scoppio di una bolla finanziaria analoga a quella del 2006-2008 sui mutui subprime è sempre più imminente e la spesa USA per il salvataggio di banche ed istituti di credito che hanno dato fiducia al nuovo oro nero potrebbe dover essere sostenuta dai contribuenti americani.

In tutto questo contesto, l’Europa come si comporta? Come descritto in precedenza, le risorse esistono anche sul nostro continente, ma in misura decisamente inferiore. Inoltre, a causa della densità abitativa decisamente maggiore rispetto a USA, Canada e Cina e alla struttura geologica del sottosuolo, l’accesso agli idrocarburi non convenzionali risulta decisamente più difficile e costoso. In ogni caso in Polonia sono state accordate numerose concessioni su circa un terzo del territorio nazionale a 30 compagnie, ma i risultati sembrano poco significativi dato che la ExxonMobil è stata la capofila di una serie di società che si sono ritirate dalle trivellazioni. Il Regno Unito sembra invece voler investire decisamente nella tecnologia sebbene buona parte dell’opinione pubblica si sia dimostrata contraria con numerosi movimenti popolari di opposizione. Alla fine del 2012 è stata eliminata una moratoria (riguardo ai rischi sismici) e sono stati garantiti incentivi fiscali alle compagnie che volessero intraprendere attività di perforazione. Fino ad oggi però solo una delle aziende che hanno ottenuto le licenze risulta ancora intenzionata a trivellare un pozzo.

Fatta eccezione per questi due paesi, Germania, Francia e Italia si sono dichiarate contrarie a concedere licenze per lo sfruttamento di giacimenti non convenzionali all’interno dei propri confini, aprendo però, nel caso italiano, alla possibilità di acquisto di gas da giacimenti americani. La Commissione Europea si è limitata ad una raccomandazione affinché gli stati membri mettano in atto tutti gli strumenti idonei ad assicurare la salvaguardia dell’ambiente nel caso si ritenessero favorevoli a concedere permessi di trivellazione. Ad Ottobre 2014 ha chiesto inoltre di essere informata riguardo agli strumenti utilizzati per rispondere alla raccomandazione di Gennaio 2014 ed evidenziato l’importanza di procedere ad accurate valutazioni di impatto ambientale e socio-economico riguardo a differenti alternative.

 

Per concludere, vi indichiamo il link dove poter scaricare la posizione ufficiale assunta da Greenpeace e altre associazioni ambientaliste a riguardo alle prospettive di trivellazioni non convenzionali all’interno dei confini europei.

 

15 Febbraio 2015

Nicolò Giordano

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