7.4 Stoccaggio di gas naturale in sotterraneo - treccani.it · 7.4.1 Principii, tecniche e sviluppo dei sistemi di stoccaggio Introduzione Lo stoccaggio di gas naturale in sotterraneo

7.4.1 Principii, tecniche e sviluppodei sistemi di stoccaggio

IntroduzioneLo stoccaggio di gas naturale in sotterraneo ha luogo

in strutture geologiche che hanno caratteristiche tali dapermetterne l’immagazzinamento e, quando richiesto, ilprelievo.

Lo stoccaggio viene considerato di tipo convenzio-nale quando è realizzato utilizzando giacimenti di pro-duzione di gas esauriti o semiesauriti, di tipo semicon-venzionale quando si utilizzano giacimenti di olio esau-riti o acquiferi (cioè strutture geologiche contenentiacqua), di tipo speciale quando è realizzato in cavità rica-vate in formazioni saline sotterranee o in miniere di car-bone abbandonate.

Lo stoccaggio di gas in sotterraneo ha avuto e ha unruolo determinante per lo sviluppo del mercato del gase la sua stabilizzazione. La domanda presenta infattiun’alta variabilità stagionale e giornaliera, causata prin-cipalmente dal settore civile, in cui è prevalente l’uso digas per riscaldamento: basti ricordare che i consumi dellastagione invernale rispetto a quelli della stagione estivasono mediamente nel rapporto 3:1, rapporto che puòdiventare 4:1 nel caso di massima richiesta giornaliera.In fig. 1 è riportato un esempio di valori giornalieri diconsumi e approvvigionamenti di gas; si ricorda che ivolumi si misurano in Sm3 (m3 standard), le portate inSm3/d (m3 standard al giorno); lo Sm3 è il volume di gasin ‘condizioni normali’, cioè a 15,5 °C e a 1,01315 bar(pressione atmosferica).

I sistemi di produzione e di trasporto necessitano, perragioni tecniche ed economiche, di un regime sostan-zialmente stabile per massimizzarne l’utilizzo e ridurrei costi; è pertanto necessario disporre di strutture di stoc-caggio in grado di conciliare le modalità dell’approvvi-gionamento con le suddette richieste del mercato.

Lo stoccaggio fornisce pertanto un servizio di baseche consiste, in primo luogo, nell’immagazzinare duran-te il periodo primaverile-estivo il gas messo a disposi-zione dal sistema di approvvigionamento/produzione enon utilizzato dal mercato a causa della flessione dei con-sumi (in particolare di quelli per riscaldamento); in secon-do luogo nell’estrarre, in autunno-inverno, i volumi cheil sistema stesso non è in grado di fornire e che si ren-dono necessari per saturare le richieste di mercato.

In questi ultimi anni, con l’avvio della liberalizza-zione del mercato del gas anche in ambito europeo, leimprese di stoccaggio hanno messo a disposizione, oltreal servizio di base, servizi speciali caratterizzati da mag-giore flessibilità, quali il parking, il controflusso, il ser-vizio interrompibile, già presenti nei mercati maturi degliStati Uniti e del Regno Unito (v. oltre). Tali servizi con-sentono di ottimizzare l’utilizzo della capacità di stoc-caggio a tutto vantaggio del mercato.

Non va inoltre dimenticato il ruolo fondamentale perla sicurezza del mercato del gas assunto dallo stoccag-gio: la riserva strategica di gas, normalmente mantenu-ta nei sistemi di stoccaggio dei diversi paesi, è in gradodi garantire infatti la fornitura dei mercati anche nel casodi riduzione degli approvvigionamenti nazionali o da

879VOLUME I / ESPLORAZIONE, PRODUZIONE E TRASPORTO

7.4

Stoccaggio di gas naturalein sotterraneo

port

ata

(MS

m3 /

d)

gen feb mar apr mag giu lug ago set ott nov dic

consumo giornalieroapprovvigionamento giornaliero

fig. 1. Andamento tipico del consumo di gas naturale e dell’approvvigionamento.

importazione e di condizioni meteo particolarmente seve-re che si protraggono per lunghi periodi di tempo.

Parametri caratteristici dello stoccaggioSi ricorda che nello stoccaggio di gas naturale si fa

normalmente riferimento ai seguenti quattro parametri.Working gas. Volume di gas che può essere iniettato

nel periodo estivo ed estratto nel periodo invernale senzapregiudicare la normale prestazione del giacimento.

Cushion gas. Volume di gas che resta immobilizza-to in giacimento per tutto il periodo in cui questo è uti-lizzato come stoccaggio; il cushion gas ha lo scopo diconsentire un efficiente funzionamento dello stoccaggioalle massime prestazioni possibili.

Portata di punta. Portata giornaliera massima chepuò essere estratta quando il giacimento è completamenteriempito.

Efficienza. Rapporto tra working gas e gas immobi-lizzato. Con l’espressione gas immobilizzato si intendel’insieme di working gas, cushion gas ed eventuale riser-va presente in giacimento al momento della sua conver-sione a stoccaggio.

Tipi di stoccaggio e relative problematicheGli stoccaggi più diffusi sono quelli in giacimenti a

gas esauriti (circa il 70%), secondi per diffusione sonoquelli realizzati in acquiferi, terzi quelli in cavità saline.

Giacimenti a gas esauriti (e simili)L’esperienza maturata nei paesi dove sono utilizza-

ti giacimenti di gas esauriti consente di tracciare le lineeguida per la selezione delle strutture da convertire astoccaggio. Essa si basa su un’attenta analisi dei datigeologici e dei parametri fisici delle strutture prescel-te. Gli elementi di maggiore interesse sono la forma ela dimensione della struttura geologica, l’ampiezza ele caratteristiche dell’acquifero, il contatto gas-acqua,le caratteristiche delle rocce serbatoio e di copertura(fig. 2).

I parametri fisici di maggiore interesse della rocciaserbatoio sono:• la porosità, che è conveniente sia molto elevata, in

quanto permette una maggiore capacità di stoccaggio;• la permeabilità, che esprime la facilità con cui un

fluido, liquido o gas è in grado di attraversare la roc-cia: quanto maggiore è la permeabilità della rocciaserbatoio, tanto più questa è adatta a essere utilizza-ta per lo stoccaggio;

• la saturazione in acqua, che è bene sia la più bassapossibile in quanto se alta riduce il volume utile.Un altro elemento da considerare è il ‘meccanismo

di produzione’ che esprime l’attitudine dell’acquifero aspostarsi nella roccia serbatoio a seguito del riempimentoe dello svuotamento del serbatoio. Nei giacimenti a sem-plice espansione, che sono quelli in cui il contatto gas-acqua si mantiene sostanzialmente alla stessa quota duran-te le fasi di erogazione e iniezione, vengono consentiteelevate prestazioni e si hanno minori problemi in fase diproduzione. Nei giacimenti a spinta d’acqua, che sonoquelli in cui il contatto gas-acqua risale invece veloce-mente durante la fase di erogazione e l’acqua deve esse-re poi di nuovo spiazzata durante la fase di iniezione, leprestazioni sono limitate dal possibile trascinamentod’acqua nella fase di erogazione e dall’incremento dipressione necessario per spiazzare l’acqua durante la fasedi iniezione.

Lo stoccaggio in giacimenti di olio parzialmente ocompletamente esauriti ha caratteristiche simili a quelloin giacimenti di gas convertiti a stoccaggio; pertanto risul-tano validi alcuni dei metodi operativi e di sviluppo chesi applicano a questi ultimi. In qualche caso l’iniezionedi gas in un giacimento di olio può far parte del proget-to di recupero secondario dell’olio stesso; in questi casiai vantaggi tipici dello stoccaggio si associano quelli delrecupero addizionale di olio. Va aggiunto che gli impian-ti di trattamento per conferire al gas le necessarie speci-fiche di qualità, prima che il gas stesso sia immesso nellarete di trasporto, sono spesso diversi da quelli dei giaci-menti precedenti, per la necessità di separare la frazionedi idrocarburi liquidi in sospensione nel gas.

Non vengono descritti gli stoccaggi in miniere abban-donate in quanto di rilevanza minima.

880 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

TRASPORTO IDROCARBURI E STOCCAGGIO GAS

working gascushion gas

acquifero

roccia di copertura

fig. 2. Stoccaggio in giacimenti a gas esauriti.

early injection fase intermedia fine del riempimento

fig. 3. Fasi dello stoccaggio in acquifero.

AcquiferiPer quanto riguarda gli stoccaggi in acquiferi, è neces-

sario prima di tutto trovare la struttura geologica (trap-pola), meglio se di tipo anticlinale. Tale struttura talvol-ta può essere individuata con rilievi geologici di super-ficie, ma normalmente viene localizzata con sistemigeofisici.

Il più importante requisito richiesto per lo stoccag-gio in acquifero è la tenuta delle rocce di copertura, chedevono avere uno spessore adeguato e valori di permea-bilità prossimi allo zero, come per esempio nel caso diformazioni argillose; questa esigenza è dovuta al fattoche durante l’iniezione di gas si supera sempre la pres-sione idrostatica.

Negli stoccaggi di questo tipo (ma anche in quelli ingiacimenti a gas esauriti), quando per aumentare il volu-me di working gas si supera la pressione originaria, ènecessario porre attenzione a non superare la pressionedi soglia, ovvero la pressione oltre la quale il gas inco-mincia a passare attraverso la copertura. La pressione disoglia viene determinata in laboratorio con prove sullecarote estratte in fase di perforazione e successivamen-te con prove prolungate di iniezione attraverso i pozzi(early injection).

Per lo studio dello stoccaggio in acquifero ci siavvale di estrapolazioni basate sui dati acquisiti con laearly injection; pertanto la previsione del comporta-mento del giacimento nelle diverse fasi è inizialmen-te incerta in quanto non si ha a disposizione, come nelcaso di giacimenti a gas esauriti, la storia produttivadel reservoir.

Quando si inizia lo stoccaggio in acquifero, il gasspiazza l’acqua avanzando più rapidamente dove la per-meabilità è maggiore e dà quindi luogo alla formazionedi una bolla di gas; proseguendo con l’iniezione, dopo

qualche anno, l’acqua nella zona alta del serbatoio verràcompletamente spiazzata dal gas e a questo punto lo stoc-caggio potrà diventare operativo (fig. 3).

Formazioni salinePer lo stoccaggio in formazioni saline si utilizzano

le cavità ottenute sciogliendo la massa salina con l’ac-qua dolce; l’acqua dolce viene pompata attraverso unoo più pozzi e poi utilizzata per l’estrazione del sale o, seciò non è ritenuto economico, reiniettata in altra forma-zione geologica opportunamente individuata. La cono-scenza della forma della cavità e delle caratteristichedelle rocce che la circondano sono elementi importantiper determinare la pressione minima e massima alle qualipuò essere esercito lo stoccaggio. Generalmente con talistoccaggi non si hanno elevati valori di working gas, masi hanno notevoli portate di punta (fig. 4).

Confronto fra i diversi tipi di stoccaggio e fasi dello stoccaggio

La fig. 5 mette a confronto le principali caratteristi-che dei differenti tipi di stoccaggio; per la trattazione


STOCCAGGIO DI GAS NATURALE IN SOTTERRANEO

0 0

2

4

6

8

2

4

6

8

kmkm

0 1 km

duomo salino livello salino

sale

fig. 4. Stoccaggio in cavità saline.

working gas cushion gas

roccia di copertura

acquifero

sale

duomo salino

0

2

4

6

8

0 1 km

working gas

cushion gas

efficienza

portata di punta

alto medio basso

fine del riempimento

kmfig. 5. Confronto delle principalicaratteristiche dei diversitipi di stoccaggio in sotterraneo.

specifica degli aspetti geostrutturali e per gli studi delgiacimento si rimanda al par. 7.4.2.

Con particolare riferimento al caso di stoccaggio con-venzionale (giacimento di gas esaurito o semiesaurito),la fig. 6 mostra le varie fasi di conversione a stoccaggiodi un campo semiesaurito, ossia con una parte di riser-ve residue. È evidente che negli stoccaggi in acquiferi oin cavità saline non esiste gas primario e tutto il gas pre-sente in giacimento risulta iniettato.

Evoluzione storica dei sistemi di stoccaggio Lo stoccaggio in sotterraneo di gas naturale è iniziato

in Canada nel 1915 e negli USA nell’anno successivo.Questi due paesi per primi hanno compreso l’importan-za economica e realizzato la possibilità tecnica di imma-gazzinare il gas naturale in serbatoi naturali.

L’uso dello stoccaggio si è sensibilmente espanso conlo sviluppo e la messa in produzione di giacimenti di gasa grande distanza dai luoghi di utilizzazione e, in parti-colare, con la realizzazione delle importazioni da unpaese all’altro.

Il progressivo ritrovamento di giacimenti di gas inzone sempre più lontane dalle aree di consumo e l’au-mento della domanda associato alla variabilità dei con-sumi di gas naturale hanno creato le condizioni per losviluppo degli stoccaggi.

Da un lato esisteva la possibilità di collegare le fontidi approvvigionamento (campi di produzione naziona-li, importazioni) con metanodotti dimensionati in fun-zione del fabbisogno di punta, dall’altro si intravedevala possibilità di utilizzare metanodotti dimensionati suuna fornitura media costante, supportati da sistemi distoccaggio opportunamente ubicati e volti a sopperirealle punte periodiche di consumo. La prima soluzionecomportava maggiori investimenti, una mancata otti-mizzazione dell’approvvigionamento con conseguen-ze economiche negative, un utilizzo meno efficientedei metanodotti, dovuto al loro sovradimensionamento,

e un tempo di risposta più lento alle variazioni delmercato.

La tendenza a utilizzare lo stoccaggio di gas ai finidella modulazione della fornitura ha preso il via con l’u-tilizzo di serbatoi ubicati in superficie (gasometri) inprossimità delle città e, man mano che i giacimenti diproduzione si esaurivano, tramite la loro conversione ingiacimenti di stoccaggio. Questi hanno infatti capacitàdi immagazzinamento molto elevate e di conseguenzasono più adeguati al crescente fabbisogno di stoccaggiodel mercato del gas.

Oggi esistono nel mondo oltre 580 siti di stoccaggiodi cui il 70% ubicati negli USA e la restante parte con-centrata quasi esclusivamente in Europa e in Russia. Ladisponibilità complessiva attuale a livello mondiale èvalutata in 286 GSm3 di working gas, con una portata dipunta giornaliera a massimo invaso di circa 5,0 GSm3/d.

Si riporta di seguito la situazione dei siti di stoccag-gio in Europa, Stati Uniti e Canada, Russia.

EuropaLa maggior parte dei siti di stoccaggio europei di ele-

vate dimensioni è stata realizzata in giacimenti di gasesauriti o semiesauriti; l’80% circa del working gas tota-le e della portata di punta giornaliera è concentrato in 40giacimenti su 103 siti complessivi. Al momento la Ger-mania risulta al primo posto, seguita dall’Italia, comedisponibilità di working gas e di portata di punta gior-naliera. Nelle tabb. 1 e 2 sono indicate le disponibilitàdi working gas e di portata di punta giornaliera per cia-scun paese e per tipologia di stoccaggio.

Stati Uniti e CanadaAnche negli Stati Uniti e in Canada la maggior parte

dei siti di stoccaggio è costituita da giacimenti esauritio semiesauriti; negli USA la maggior concentrazione sitrova negli Stati dell’Est. Alla fine del 2004 il numerodi campi operativi ammonta a 456. In tab. 3 sono indi-cate le disponibilità di working gas e di portata di puntagiornaliera suddivise anche per tipologia di stoccaggio.

RussiaSebbene il primo sito di stoccaggio di grandi dimen-

sioni sia entrato in esercizio a partire dagli anni Cin-quanta, lo sviluppo del sistema di stoccaggio in Russiaè relativamente recente. La sua rapida espansione è statadecisa alla fine degli anni Ottanta con lo sviluppo di 8nuovi siti di stoccaggio. Oggi si contano oltre 60 siti distoccaggio di cui il 70% in giacimenti di produzioneesauriti a cui corrisponde l’85% circa di capacità diworking gas.

Buona parte dell’attività è attualmente mirata adaumentare il working gas incrementando la pressione distoccaggio anche del 40-50% al di sopra della pressio-ne originaria di giacimento. In tab. 4 sono indicate le



situazioneoriginale

gas prodotto

riserveoriginarie

riserveresidue

riserveresidue

cushiongas

gas iniettatoworking gas

campo‘esaurito’

campo distoccaggio‘a regime’

fig. 6. Fasi della conversione a stoccaggio in giacimenti semiesauriti e parametricaratteristici.

disponibilità di working gas e di portata di punta gior-naliera suddivise anche per tipologia di stoccaggio.

Le figg. 7 e 8 mostrano le capacità di working gas edi portata di punta a livello complessivo, suddivise pertipologia di stoccaggio.

Dimensionamento e sviluppo di un campo di stoccaggio

Il dimensionamento e lo sviluppo di un campo distoccaggio passano attraverso l’individuazione della strut-tura geologica idonea all’accumulo di gas, con analisidegli aspetti di carattere minerario e degli aspetti di carat-tere tecnico e commerciale.

Aspetti di carattere minerarioDi seguito ci si limiterà ad analizzare solo alcuni

degli aspetti di carattere minerario rimandando al par.7.4.2 la trattazione e gli approfondimenti necessari. Leprincipali fasi del dimensionamento e dello sviluppo



tab. 1. Disponibilità di working gas in Europa

Nazioni Working gas Portata di punta(GSm3) (MSm3/d)

Austria 3,0 35Belgio 0,7 20Danimarca 0,8 24Francia 10,5 214Germania 19,0 445Italia 15,4 282Olanda 2,5 144Polonia 1,5 52Regno Unito 3,6 138Repubblica Ceca 2,1 42,5Repubblica Slovacca 2,7 33,4Spagna 2,1 13Ungheria 3,6 46,6

Totale 67,5 1.489,5

tab. 2. Disponibilità di working gas in Europaper tipologia di stoccaggio

Tipologia Working gas Portata di puntadi stoccaggio (GSm3) (MSm3/d)

Campi esauriti 42,0 856Acquiferi 16,0 208,0Cavità saline 9,5 425,5

Totale 67,5 1.489,5

tab. 3. Disponibilità di working gas in USA e Canadaper tipologia di stoccaggio


Campi esauriti 111 1.875Acquiferi 13 275Cavità saline 5 350

Totale 129 2.500

tab. 4. Disponibilità di working gas in Russiaper tipologia di stoccaggio


Campi esauriti 76 800Acquiferi 13 150Cavità saline 1 50

Totale 90 1.000

campi esauriti

225

200

175

150

125

100

75

50

25

0

Gm3

acquiferi cavità saline

fig. 7. Disponibilità di working gas complessivaper tipologia di stoccaggio.

campi esauriti acquiferi cavità saline

3.5003.250

3.750

3.0002.7502.5002.2502.0001.7501.5001.2501.000

750500250

0

Mm3/d

fig. 8. Portata di punta complessivaper tipologia di stoccaggio.

di un giacimento di stoccaggio sono: a) studio geolo-gico della struttura individuata e delle rocce di coper-tura; b) studio del comportamento durante la fase diproduzione, nel caso di giacimenti a gas esauriti o semie-sauriti (stoccaggi convenzionali); c) simulazione dina-mica del comportamento della struttura nella fase diiniezione ed erogazione mediante l’utilizzo di modellimatematici appositamente elaborati; d) determinazio-ne delle prestazioni con riempimento sia alla pressio-ne originaria sia a una pressione superiore a quella ori-ginaria, ipotizzando differenti valori di pressione dina-mica a testa pozzo; e) determinazione delle prestazioniin funzione del numero e della tipologia dei pozzi (pozziverticali, orizzontali) e del tipo di completamento (com-pletamento con gravel pack, con tubing di grosso dia-metro, ecc.).

Nel caso di giacimenti a gas esauriti o semiesauritilo studio geologico e quello del comportamento in pro-duzione sono già stati eseguiti e aggiornati nel corso dellavita produttiva di giacimento; in particolare l’analisi delcomportamento dinamico eseguita durante la fase di pro-duzione primaria permette di identificare i parametricaratteristici del sistema giacimento-acquifero (mecca-nismo di produzione a semplice espansione, a modera-ta spinta d’acqua, a forte spinta d’acqua) che sono allabase del dimensionamento in termini di capacità e pro-duttività del futuro campo di stoccaggio.

Per quanto riguarda le simulazioni dinamiche ven-gono utilizzati modelli matematici, di solito tridimen-sionali, capaci di simulare la storia produttiva e preve-dere le prestazioni future del giacimento in fase di stoc-caggio. Tali simulazioni consentono di determinare leprestazioni possibili e gli altri parametri che caratteriz-zano lo stoccaggio (working gas, portata di punta in ero-gazione/iniezione, cushion gas), ipotizzando diversi

valori di pressione di giacimento e di pressione di testapozzo (figg. 9 e 10).

Aspetti di carattere tecnico e commercialeCome sopra accennato, il dimensionamento e lo svi-

luppo di una struttura geologica da adibire allo stoccag-gio dipende dalla geometria del serbatoio e dalle suecaratteristiche petrofisiche, ma anche da alcuni parametriche vengono fissati in fase di progetto e che tengonoconto delle esigenze del mercato (fabbisogno di workinggas e portata di punta giornaliera) e dei vincoli posti dallarete di trasporto.

Dovranno inoltre essere studiati gli aspetti economi-ci e dovranno essere determinate le tariffe per i serviziofferti sulla base delle norme vigenti. Solo dopo avereseguito le suddette analisi sarà possibile dimensionarein maniera ottimale gli impianti e stabilire il numero dipozzi, con un ragionevole margine di sicurezza circa l’u-tilizzo del volume di gas da stoccare ed erogare, e la con-seguente competitività dei servizi offerti.

Servizi e modalità di utilizzo dei sistemi di stoccaggio

I servizi tradizionali offerti dai serbatoi naturali distoccaggio sono il servizio minerario, il servizio di rego-lazione stagionale e il servizio di riserva strategico.

Negli ultimi anni, in molti paesi europei, compresal’Italia, si è cercato, sull’esempio di quanto già fatto datempo negli USA e nel Regno Unito, di aumentare laflessibilità dei sistemi di stoccaggio fornendo un’ampiagamma di servizi definiti ‘speciali’, con un indiscussovantaggio sia per gli operatori dello stoccaggio sia perle imprese di vendita del gas.

Di seguito vengono analizzati in maniera sintetica idiversi tipi di servizio offerti.



1° mese

2° mese

3° mese

4° mese5° mese

0 100 125 1400

100

6° meseFTHP=45

FTHP=60

FTHP=75

aum

ento

del

la p

orta

ta d

i pun

ta in

ero

gazi

one

(%)

aumento del working gas (%)

fig. 9. Variazioni delle prestazioni al variaredella pressione di testa pozzo.

0

150

100

aum

ento

del

la p

orta

ta d

i pun

ta in

ero

gazi

one

(%)

0 100 130

aumento del working gas (%)

1° mese

1° mese

2° mese

2° mese

3° mese

3° mese4° mese

4° mese5° mese

5° mese 6° mese6° mese

Pmax = PiPmax = 115% Pi

fig. 10. Esempio di incremento delle prestazioni al variare della pressionemassima di esercizio del giacimento.

Servizio minerarioRagioni tecniche ed economiche impongono lo svi-

luppo di un giacimento di produzione considerando otti-male un profilo di produzione giornaliero praticamentepiatto; infatti, dimensionare le centrali di trattamento, ilnumero e la tipologia dei pozzi, per consentire ai campidi produzione di seguire le fluttuazioni del mercato, pro-vocherebbe costi aggiuntivi e problemi economici.

Lo stoccaggio minerario comporta quindi l’imma-gazzinamento di un volume di gas tale da consentire alsistema produttivo le migliori prestazioni, da un puntodi vista sia minerario sia dell’impiantistica di superficie.La fig. 11 mostra un esempio di confronto tra il profilodi erogazione in assenza e in presenza di un sistema distoccaggio.

Servizio di regolazione stagionaleLa regolazione stagionale è il servizio tradizionale

dei sistemi di stoccaggio. Il gas viene iniettato nel corsodella primavera-estate ed è poi estratto nel periodo autun-no-inverno per far fronte alle richieste del mercato. Il fab-bisogno di gas stoccato, per ciascuna delle imprese divendita del gas naturale, viene stimato annualmente all’i-nizio della stagione invernale. Più precisamente, ciascu-na impresa definisce, sulla base delle disponibilità deri-vanti dalla produzione nazionale e/o dall’importazione,quale debba essere il contributo necessario dei serbatoidi stoccaggio per saturare (sia a livello di volumi stagio-nali sia di portata massima giornaliera) la vendita com-plessiva prevista, sulla base dei singoli settori di vendi-ta, cioè il settore civile, industriale e termoelettrico.

Servizio di riserva strategicaAltra funzione di fondamentale importanza dei

sistemi di stoccaggio è quella di riserva strategica da

utilizzare per garantire gli approvvigionamenti: i volu-mi di gas che devono essere mantenuti nei serbatoi distoccaggio a questo scopo sono normalmente fissati dalleautorità governative competenti di ciascun paese. La pro-prietà del gas contenuto nei serbatoi di stoccaggio puòessere indifferentemente degli operatori dello stoccag-gio stesso o delle imprese di vendita del gas. L’estrazio-ne del gas di riserva strategica avviene solo in casi par-ticolari, quali inverni particolarmente rigidi oppure ridu-zioni significative e prolungate dell’importazione di gaso della produzione di gas nazionale. Una volta estratto,il gas verrà nuovamente iniettato nella stagione estiva,al fine di conservare nei serbatoi i volumi ritenuti neces-sari per la sicurezza del sistema di approvvigionamentonazionale.

Il problema della riserva strategica è particolarmen-te sentito soprattutto dai paesi in cui l’approvvigiona-mento del gas dipende in misura significativa dall’im-portazione ed è quindi soggetto ai rischi di riduzionianche prolungate, per problemi di natura politica o diindisponibilità parziale del sistema di trasporto, per rot-ture sui tubi o guasti sulle centrali di spinta.

Servizi specialiTra i nuovi servizi offerti i più diffusi sono quelli di

seguito riportati.Parking. Consiste nell’iniettare ed erogare il gas in

archi temporali brevi, che vanno dalla settimana al mese,consentendo ai clienti del sistema di stoccaggio di farfronte a problemi di sbilanciamento temporaneo tra quan-tità approvvigionate e vendute, evitando l’applicazionedi penali da parte del trasportatore.

Stoccaggio interrompibile. È un servizio in cui siail working gas sia la portata di punta vengono offerti atariffe particolarmente vantaggiose in quanto è prevista



stoccaggio minerario

stoccaggio minerario

stoccaggiominerario

70

60

50

40

30

20

10

0

1 ge

n

15 g

en

29 g

en

12 f

eb

28 f

eb

11 m

ar

25 m

ar

8 ap

r

22 a

pr

6 m

ag

20 m

ag

3 gi

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17 g

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1 lu

g

15 lu

g

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g

12 a

go

26 a

go

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23 s

et

7 ot

t

21 o

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18 n

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2 di

c

16 d

ic

30 d

ic

regolazione della produzioneregolazione richiesta dal mercato

port

ata

(MS

m3 /

d)

fig. 11. Produzione e richiesta del mercato.

l’interrompibilità dell’erogazione da parte dell’operato-re dello stoccaggio con un preavviso abbastanza limita-to; l’offerta di questi servizi si basa infatti sui marginidi capacità insiti in un sistema di stoccaggio che potreb-bero venire a mancare in caso di manutenzioni non pro-grammate, rotture sugli impianti, chiusure di pozzi, ecc.

Trading delle capacità. Consiste nella compravendi-ta di volumi di gas da parte degli utilizzatori che, perragioni di mercato (variazioni delle richieste o degliapprovvigionamenti di gas), si trovano ad aver prenota-to più o meno volumi del necessario dai sistemi di stoc-caggio; questa è una pratica diffusa in quasi tutti i paesie consente di migliorare l’utilizzo delle capacità di stoc-caggio e di evitare costi aggiuntivi.

Le figg. 12 e 13 mostrano l’andamento di alcuni para-metri (gas in giacimento, working gas e portata di punta)nel corso dei cicli di iniezione e successiva erogazione.

Mercato del gas e fabbisogno di gas stoccatoSi prevede una crescita del consumo del gas nei pros-

simi decenni nella maggior parte dei paesi, principalmente

per l’incremento dei consumi nel settore termoelettrico:i consumi annui dovrebbero crescere mediamente del2,4% nei prossimi tre decenni passando dai 2.527 GSm3

del 2000 ai circa 5.000 GSm3 nel 2030. Il contributo delgas al consumo primario di energia dovrebbe passare dal23% del 2000 al 28% nel 2030.

Il previsto incremento del mercato del gas compor-terà necessariamente un incremento del numero di strut-ture da adibire a stoccaggio e della relativa capacità. L’in-cremento di capacità di stoccaggio in Europa e Stati Unitida qui al 2010 (per la Russia e i paesi dell’Est non sihanno dati attendibili) dovrebbe essere dell’ordine dei57 GSm3 di working gas, quello della portata di puntadi 1.100 milioni di Sm3/d (35% in Europa). La disponi-bilità complessiva da sistemi di stoccaggio nel 2010,sempre al netto dei possibili incrementi in Russia e paesidell’Est, dovrebbe pertanto attestarsi intorno ai 350 GSm3

di working gas e circa 6 GSm3/d di portata di punta.

Criteri per determinare il fabbisogno di gas dai sistemi di stoccaggio

Prima di esporre i criteri utilizzati per determinare ilfabbisogno di gas, si ricordano alcune grandezze carat-teristiche del mercato del gas.

Gradi giorno. Esprimono la differenza in gradi Cel-sius (o Fahrenheit), tra una temperatura di riferimento di18 °C (64 °F), alla quale il consumo per uso civile diriscaldamento viene considerato pari a zero, e la tempe-ratura media giornaliera; in altri termini il °C/d rappre-senta il complemento ai 18 °C (64 °F) della temperatu-ra prevista e a consuntivo. Per esempio, se nel mese diottobre il valore medio dei gradi giorno è pari a 5 °C/d,vuol dire che la temperatura media del mese è 13 °C. Infig. 14 è riportato un esempio di profilo di temperature(previste e a consuntivo) in °C/d; sommando i gradi gior-no di un mese o di una stagione, si possono effettuarestime delle richieste di gas per riscaldamento.

Consumo specifico. È il volume di gas assorbito perriscaldamento per 1 °C/d di variazione rispetto alla tem-peratura di riferimento di 18 °C.

Flessibilità. È un parametro legato al rapporto tranumero minimo di giorni in cui può essere erogato undeterminato volume di gas e giorni dell’anno; se peresempio tale rapporto è pari a 0,9 significa che il volu-me corrispondente può essere erogato in 328 giorni; laflessibilità è tanto più alta quanto più diminuisce il valo-re del rapporto: ciò significa che maggiore è la flessibi-lità, maggiore è la quantità giornaliera di gas che puòessere utilizzata nel periodo invernale.

Come già sottolineato, la regolazione stagionale rea-lizzata dai sistemi di stoccaggio si è resa necessaria persoddisfare le richieste del mercato. Di seguito vengonoriportati i principali parametri per determinare il fabbi-sogno di gas stoccato; tali parametri sono la vendita annua-le e i relativi profili mensili e giornalieri per i settori d’uso



port

ata

(Sm

3 /d)

fase di erogazione

fase di iniezione

gas erogato/iniettato (MSm3)

punta in erogazionepunta in iniezione

fig. 12. Portata di punta in iniezione e in erogazione durante un ciclo di stoccaggio.

gas

in p

osto

(M

m3 )

anno 1

riserve residue

cushion gas

working gas

iniezione erogazione pressionestatica

anno 2

fig. 13. Esempio di cicli di stoccaggio.

industriale, termoelettrico, civile per uso domestico e peruso riscaldamento, e il profilo mensile e giornaliero deivolumi approvvigionati nel corso dell’anno.

Vendita annuale e profilo mensile e giornalieroIl fabbisogno di gas stoccato di ogni singola impre-

sa di vendita viene stimato in funzione delle diverse com-ponenti del mercato (settore termoelettrico, industriale,civile per uso domestico e per uso riscaldamento). Il set-tore civile per uso riscaldamento, in particolare, presen-ta le maggiori incertezze previsionali, dipendendo dal-l’effettivo andamento climatico; in sede di programma-zione, il relativo fabbisogno viene pertanto stimato siain termini di volume di gas necessario sia di massimaportata giornaliera, considerando sia un andamento ter-mico ‘normale’, sulla base della media delle temperatu-re registrate su un orizzonte temporale di 30-50 anni(variabile da un paese all’altro), sia un andamento par-ticolarmente freddo (probabilità di accadimento da 1:20a 1:50 anni).

Il metodo utilizzato per la determinazione del profi-lo di vendita civile si basa sull’individuazione del con-sumo specifico per riscaldamento in milioni di Sm3/(°C/d)ottenuto dal rapporto tra il volume di gas venduto perquesto uso nell’ultimo inverno e il valore complessivodei gradi giorno nelle aree geografiche in cui è ubicatoil mercato dell’impresa del gas. Tale valore viene poi‘normalizzato’ tenendo presente la media annuale deigradi giorno dell’orizzonte temporale utilizzato.

Una volta determinato il consumo specifico si pro-cede a definire il profilo di vendita dell’uso civile perriscaldamento sulla base delle temperature medie men-sili (per i volumi mensili), o medie di ‘terna’ ossia ognitre giorni (per i volumi giornalieri), tenendo anche inconsiderazione eventuali variazioni del numero delleutenze servite.

Il profilo di vendita dell’uso industriale è normal-mente piatto e considera i periodi di fermata previsti daivari utenti, mentre quello termoelettrico può essereinfluenzato in maniera significativa e diversificata da unpaese all’altro e dall’uso più o meno intenso degli impian-ti di condizionamento nel periodo estivo.

L’insieme dei consumi così ottenuti consente di defi-nire il fabbisogno da stoccaggi a livello medio mensilee giornaliero in caso sia di andamento termico normalesia di inverno freddo (fig. 15).

Approvvigionamento annuale e profilo mensile e giornaliero

Il profilo dell’approvvigionamento nel corso dell’an-no è funzione delle flessibilità dei campi di produzione



30

media mensile dei gradi giorno

28

26

24

22

grad

i gio

rno

(°C

/d) 20

18

16

14

12

10

8

6

4

2

0ott nov dic gen feb mar apr mag

gradi giorno normali(valore di terna)

temperatura a consuntivotemperatura normalemedia consuntivomedia normale

fig. 14. Esempio di profilodelle temperature medie in °C/d (previste e a consuntivo) in un paese europeo.

500

450400350

300

250

200

150

100

50

0novembre dicembre gennaio febbraio marzo

flessibilitàimportazioni

stoccaggiinverno freddo

stoccaggiinverno normale

produzionenazionale

importazioni

domanda oraria freddoeccezionale

domanda giornalierafreddo eccezionale

port

ata

(MS

m3 /

d)

fig. 15. Tipico andamento della richiestagiornaliera invernale in un paese europeo.

nazionali e dei contratti di importazione: le flessibilitàin oggetto vengono utilizzate per massimizzare l’eroga-zione invernale riducendo quindi le necessità di gas stoc-cato per saturare le richieste del mercato.

Sulla base dei profili di vendita e approvvigiona-mento, ciascuna impresa definisce i volumi di gas stoc-cato da prenotare.

Le imprese di stoccaggio a loro volta verificano lacompatibilità delle richieste in base alle caratteristichedel proprio sistema di stoccaggio e ai possibili vincoliimposti dall’impiantistica di superficie e/o dalla rete ditrasporto.

Nel corso della stagione si procede mensilmente allaverifica degli scostamenti rispetto ai programmi, derivan-ti dall’effettivo andamento delle vendite e delle disponibi-lità; inoltre, qualora necessario, viene riadattata la strate-gia di iniezione/erogazione prevista al fine di consentire lamigliore prestazione possibile del sistema di stoccaggio.

Possibili alternative per ridurre il fabbisogno di gas stoccato

Nella maggior parte dei paesi in cui è sviluppato ilmercato del gas spesso vengono messe in atto da partedei diversi operatori (imprese di vendita del gas, com-pagnie di trasporto, ecc.) alternative per ridurre il fab-bisogno di gas stoccato. Le alternative allo stoccaggiovanno prese in considerazione se sono vantaggiose daun punto di vista economico e sono fondamentali quan-do la disponibilità di gas stoccato risulta al limite o èinsufficiente per mancanza di strutture geologiche ade-guate. In tab. 5 è evidenziato l’impatto delle diverse alter-native sul fabbisogno di working gas e di portata di punta.

Costi per lo sviluppo e la gestione di un giacimentodi stoccaggio

InvestimentiI costi di investimento per lo sviluppo di un nuovo

giacimento di stoccaggio dipendono dalla tipologia dellostoccaggio e, nel caso di un medesimo tipo di stoccag-gio, dalle sue dimensioni che possono consentire o menoeconomie di scala.

I costi di investimento per un progetto di stoccaggiosi suddividono in: a) costi di esplorazione (non neces-sari nel caso di utilizzo di giacimenti a gas/olio parzial-mente esauriti o esauriti); b) costi di perforazione rela-tivi al numero e alla profondità dei pozzi per lo stoc-caggio; c) costi per il volume di cushion gas; d) costi pergli impianti di superficie relativi alla dimensione degliimpianti di trattamento e compressione. Si ricorda, alriguardo, che gli impianti di superficie sono general-mente analoghi sia negli stoccaggi convenzionali sia inquelli semiconvenzionali.

Il costo complessivo di uno stoccaggio dipende da:a) la dimensione degli impianti di superficie necessari per

il trattamento e la compressione del gas; b) il numero e laprofondità dei pozzi; c) il numero delle caverne/pozzi nelcaso di cavità saline; d ) il volume del cushion gas.

Costi operativiI costi di gestione di un sito di stoccaggio si dividono

in costi fissi e variabili: i costi fissi sono i costi relativialla manodopera, alle assicurazioni, alle manutenzioni,ecc.; i costi variabili sono i costi relativi al combustibilee/o all’energia elettrica necessari per il funzionamento deicompressori, ai materiali di consumo, ecc.

Considerazioni economiche sullo sviluppo dello stoccaggio in giacimenti di gas esauriti

In questo tipo di stoccaggio non vi sono di solito costidi esplorazione, in quanto i giacimenti sono già abba-stanza conosciuti sia dal punto di vista geologico sia dalpunto di vista del comportamento produttivo. Raramen-te può rendersi necessario qualche pozzo aggiuntivo perdelimitare in maniera più precisa il serbatoio, mentre piùspesso è necessario perforare nuovi pozzi, con caratte-ristiche diverse da quelli esistenti (pozzi orizzontali, pozzicon gravel pack, cioè con filtri a sabbia calibrata, pozzicon tubing di elevato diametro); la perforazione di nuovipozzi consente di avere elevate portate giornaliere e diridurre i tempi di iniezione/estrazione del gas.

Buona parte degli impianti di superficie (impianti didisidratazione del gas, compressori, tubazioni, strumen-tazione, sala di controllo, ecc.) e dei pozzi esistenti pos-sono essere utilizzati anche per lo stoccaggio.

Il volume di gas da immobilizzare come cushion gasdipende dalla dimensione del giacimento e dal mecca-nismo di produzione (volume più contenuto nei giaci-menti a semplice espansione di quello dei giacimenti aspinta d’acqua). L’incidenza del cushion gas sull’inve-stimento complessivo dipende da quanta parte di esso èancora presente in giacimento al momento della sua con-versione a sito di stoccaggio e dalla parte che invece è



tab. 5. Possibili alternative per ridurre le richieste da stoccaggio

Contributo Contributoalla riduzione alla riduzionedi working gas della portata

di punta

Flessibilità Alto Bassodell’approvvigg.

Mercato Alto Altointerrompibile

Flessibilità Altodegli impianti di GNL

Line-pack Medio

Contratti di Alto Bassoapprovvigg. SPOT

stato necessario acquistare a prezzi di mercato e inietta-re in giacimento.

Considerazioni economiche sullo sviluppo dello stoccaggio in acquiferi

La ricerca di queste strutture geologiche necessita disostenuti costi di esplorazione per individuare quelle ido-nee allo stoccaggio. Una volta individuata la strutturasarà necessario perforare tutti i pozzi di sviluppo e costrui-re la centrale di trattamento e compressione senza la pos-sibilità di utilizzare impiantistica preesistente.

Il volume da immobilizzare come cushion gas è rile-vante in quanto è necessario mantenere lontano dallazona produttiva il fronte dell’acquifero; l’incidenza sul-l’investimento complessivo è importante in quanto tuttoil gas per tale uso deve essere acquistato sul mercato einiettato in giacimento.

Considerazioni economiche sullo sviluppo dello stoccaggio in cavità saline

Questi sistemi di stoccaggio utilizzano cavità sotter-ranee che in qualche caso si formano in seguito allo sfrut-tamento di formazioni saline per estrarne il salgemma,mentre, altre volte, vengono create appositamente per lostoccaggio. È evidente che nel primo caso i costi di inve-stimento saranno solo quelli relativi ai pozzi e alla cen-trale di trattamento e compressione, mentre nel secondocaso si dovranno considerare anche i costi esplorativi equelli relativi alla creazione artificiale delle cavità.

Il volume di gas da adibire a cushion gas è relativa-mente modesto ed è vincolato solo alle pressioni minimeche si vogliono avere alla fine del ciclo di erogazione.

Stima dei costi di investimentoSulla base di quanto riportato, una valutazione di

larga massima per uno stoccaggio tipo è la seguente:stoccaggio in giacimenti esauriti: 170-200 milioni dieuro; stoccaggio in acquiferi: 250-300 milioni di euro;stoccaggio in cavità saline: 290-340 milioni di euro.

Si noti che si è ipotizzato che il cushion gas sia costi-tuito da gas acquistato sul mercato e iniettato in giaci-mento. In tab. 6 sono riportati i principali parametri checaratterizzano uno stoccaggio tipo in Europa, mentre intab. 7 è riportata l’incidenza media delle voci di costoche compongono l’investimento.

Interventi finalizzati a incrementare le capacità di stoccaggio

Le prestazioni di un sito di stoccaggio già operativopossono essere incrementate con investimenti più con-tenuti rispetto allo sviluppo di un nuovo sito, attuandouna serie di interventi che vengono di seguito riassunti.

Aumento della pressione originaria del giacimento(giacimenti a gas/olio esauriti)

Il valore massimo di pressione che potrà essere rag-giunto viene determinato attraverso studi di giacimentoaventi lo scopo di definire la geometria e l’estensione



tab. 6. Principali parametri dello stoccaggio in Europa

Parametri Giacimenti esauriti Acquiferi Cavità saline

Volume totale (MSm3) 1.665 1.000 430

Working gas (MSm3) 1.000 500 300

Efficienza (%) 60 50 70

Profondità (m) 1.300 900 1.260

Pressione di stoccaggio (bar) 135 90 150

Portata di punta (MSm3/d) 12 6 18

Numero di pozzi 25 20 10

Working gas/pozzo (MSm3) 40 25 30

Portata di punta/numero pozzi (MSm3/d) 0,48 0,24 1,8

tab. 7. Incidenza media delle principali voci di costo dell’investimento

Classe di investimento Giacimenti esauriti (%) Acquiferi (%) Cavità saline (%)

Impianti di superficie 30 25 40

Pozzi 25 15 35

Cushion gas 45 60 25

del reservoir, e attraverso analisi di laboratorio effettua-te su carote prelevate dal tetto del reservoir allo scopodi caratterizzare le rocce di copertura e di determinarele caratteristiche petrofisiche e geomeccaniche delle stes-se (pressione di soglia, permeabilità, porosità, ecc.).

Inoltre dovrà essere valutato lo stato dei pozzi esi-stenti e dovranno essere definiti la presenza di faglie eil gradiente di fratturazione delle rocce di copertura.

In base alle suddette indagini si potrà così valutarela massima pressione di esercizio per evitare ogni pos-sibile fuga di gas dovuta al superamento della pressionedi soglia e ogni possibile problema meccanico alla coper-tura dovuto all’eventuale fratturazione.

La massima pressione di iniezione sarà limitata alvalore più basso tra il valore di pressione calcolato comesomma della pressione idrostatica sulla copertura più lapressione di soglia, il valore al quale può essere pregiu-dicata l’integrità del pozzo e il valore di fratturazionedella copertura.

Aumento del numero di pozziQuesta è una pratica ormai molto diffusa tra gli ope-

ratori dello stoccaggio e consente di avere significativiincrementi soprattutto nella portata di punta degli stoc-caggi. Il numero massimo dei pozzi dipende dalla tipo-logia e dalle dimensioni del reservoir, e dovrà essere defi-nito in modo da evitare problemi di interferenza tra unpozzo e l’altro e possibili limitazioni delle prestazionifornite dal serbatoio.

Potenziamento degli impianti di trattamentoe compressione

Le opere da realizzare si limitano essenzialmenteall’installazione di colonne di trattamento aggiuntive edi uno o più moduli di compressione in grado di opera-re con l’effettiva potenzialità disponibile nel giacimen-to; se necessario si dovranno anche potenziare le lineedi collegamento ai pozzi e quelle in centrale (flow lines)al fine di contenere le perdite di carico.

Sistemi operativi per la gestione e il controllo della produzione

La tecnologia oggi utilizzata per gestire le proble-matiche tecniche, gestionali e commerciali dei campi distoccaggio si avvale di sistemi computerizzati in gradodi consentire il controllo della produzione e del proces-so, l’ottimizzazione di produzione e iniezione, la gestio-ne delle problematiche commerciali.

Controllo della produzione e del processo I sistemi computerizzati sono sistemi di gestione e di

telecontrollo che consentono di: monitorare in ogni istan-te lo stato funzionale degli impianti e della strumenta-zione di campo, garantendo la sicurezza degli apparati,delle persone e dell’ambiente; gestire ‘in remoto’centrali

parzialmente o totalmente non presidiate, riducendo inmaniera significativa i costi e rendendo più efficace e dina-mico il controllo della produzione; centralizzare la gestio-ne e la pianificazione della produzione, migliorando itempi di risposta alle molteplici richieste del mercato.

Il problema fondamentale da affrontare per il con-trollo della produzione e del processo è definire il livel-lo di automazione ottimale degli impianti.

Un approccio semplicistico sarebbe quello di auto-matizzare tutte le apparecchiature, ma, al di là di ovvieconsiderazioni economiche, è stato dimostrato che anchedal punto di vista tecnico ciò può comportare una ridu-zione della disponibilità globale dell’impianto o un aumen-to del personale impiegato anziché una sua riduzione.

Il problema può essere affrontato definendo la dispo-nibilità dell’impianto con la:

MTBFA�1111113

MTBF�MTTR

dove A è la disponibilità, in valore percentuale, che espri-me la capacità di un sistema di svolgere il compito per ilquale è previsto; MTBF (Mean Time Between Failures) èil valore temporale che esprime l’intervallo medio fra dueguasti successivi rilevati sul sistema nell’ipotesi che l’o-rigine del primo guasto sia stata eliminata; MTTR (MeanTime To Repair) è il valore temporale che esprime il perio-do medio necessario per riparare un guasto sul sistema.

Opportune formule consentono di determinare il valo-re della disponibilità di impianti comunque complessicombinando opportunamente i valori di MTBF e MTTRdei singoli componenti.

La trattazione specifica di questo argomento esuladallo scopo di questo capitolo ma è importante eviden-ziare che, mentre il valore MTBF è una caratteristicaintrinseca del prodotto, il valore MTTR da impostarenella formula è formato da vari contributi, alcuni deiquali prescindono dalle caratteristiche intrinseche delsistema e appartengono alla struttura organizzativa del-l’utilizzatore in cui, spesso, l’introduzione di sistemicomputerizzati e di telecontrollo è finalizzata a una mag-giore efficienza ed economicità, raggiunta anche elimi-nando il presidio degli impianti.

In un impianto presidiato è tollerabile che un guastonon serio possa interrompere il funzionamento di partedell’impianto, in quanto è ragionevole che un tempesti-vo intervento di manutenzione possa ripristinare in tempibrevissimi la produzione, contribuendo quindi in manie-ra limitata al decremento di disponibilità.

Diverso è il caso di un impianto non presidiato: infat-ti in questo caso, lo stesso tipo di guasto dato il tempodi intervento (è ipotizzabile che il personale di manu-tenzione debba recarsi in sito da una sede diversa) puòcreare un lungo periodo di indisponibilità. Il problemapuò essere risolto attraverso la modularità e la ridon-danza dell’impianto stesso che possono essere sfruttate



dal sistema di automazione per ottenere i livelli di dispo-nibilità richiesti.

Sulla base di queste considerazioni risulta evidenteche, nel progetto di gestione computerizzata in condi-zioni di assenza di presidio o presidio parziale delle cen-trali di stoccaggio, riveste particolare importanza l’ade-guamento impiantistico delle centrali stesse.

I criteri utilizzati per la scelta e la progettazione deisistemi di supervisione devono considerare la modula-rità della struttura hardware e software del sistema, l’in-tegrazione con altri sistemi presenti nell’impianto, laflessibilità nell’adattamento a diverse esigenze e tipid’impianto, l’espandibilità hardware e software in campo,le funzionalità evolute, l’indipendenza dalla piattaformahardware.

La flessibilità alle diverse esigenze, che possono mani-festarsi nel corso della vita produttiva per un diverso uti-lizzo dei campi di stoccaggio o per modifiche impianti-stiche, consiglia inoltre di indirizzare la scelta sulla stra-da degli standard e della tecnologie dei sistemi apertibasati su di un database distribuito, cui tutte le funzio-nalità SCADA (System Control And Data Acquisition)fanno riferimento.

Struttura hardware e telecontrollo. La strutturahardware è progettata e realizzata con l’impiego di siste-mi computerizzati operanti su piattaforme eterogenee esu tre livelli funzionali. Elemento primario di questaarchitettura è il sistema di controllo di processo tipica-mente di tipo DCS (Distributed Control System). Essoè costituito da moduli per il controllo del processo e daunità di supervisione di impianto, in grado di interfac-ciarsi con i sistemi per il telecontrollo remoto degliimpianti (fig. 16).

A un livello funzionale di ordine superiore, è instal-lato uno SCADA che, tramite appositi collegamenti eprotocolli di colloquio, scambia dati e sfrutta le logichedi automazione dei DCS di centrale, consentendo il tele-controllo remoto delle centrali di stoccaggio.

La struttura si completa con l’installazione di hostcomputers (elaboratori ospiti), collegati allo SCADA ein grado di implementare applicazioni mirate all’otti-mizzazione dei processi produttivi e all’espletamento dicontabilità di produzione.

Struttura software. La realizzazione della suddettastruttura hardware consente di sviluppare un softwareche, sfruttando l’automazione del processo, mira a ridur-re al minimo i controlli e gli interventi che l’operatore ètenuto a compiere nei confronti di singole parti di impian-to. Le applicazioni sono tali da gestire tutti i tipi di rego-lazione e controllo nonché i malfunzionamenti verifica-bili in campo, adottando le conseguenti azioni di ripri-stino e/o di fermata del processo produttivo.

Il controllo e la regolazione della produzione in cen-trale vengono attuati tramite l’implementazione, a livel-lo di DCS, di una struttura software di tipo gerarchicooperante su tre livelli di funzioni che interagiscono traloro, e cioè:• realizzazione di un primo livello di logiche di gestio-

ne di apparati singoli quali pompe, motori, ecc., inlinea con le filosofie interne di gestione e sicurezza;implementazione di loop di regolazione di processo;

• realizzazione di un secondo livello di funzioni di gestio-ne automatizzata di elementi di impianto complessiquali pozzo/separatore o colonna di disidratazione;

• realizzazione di un terzo livello di funzioni in gradodi gestire automaticamente parti di impianto quali gliinsiemi di pozzi, le colonne di disidratazione, ecc.Saranno inoltre implementate scansioni a intervalli di

tempo predeterminati per la regolazione del processo.Il telecontrollo remoto delle centrali di stoccaggio

viene attuato con la connessione tra lo SCADA (nor-malmente centralizzato in una sede opportuna) e il DCSdi centrale, ponendo particolare attenzione alla scelta deltipo di collegamento e di protocollo di colloquio. Deveessere attuata, ove necessario, la ridondanza hardware esoftware dei sistemi e delle relative linee di comunica-zione, al fine di garantire un elevato grado di sicurezzadal punto di vista della continuità di esercizio. Sul DCSdi centrale viene realizzato un quarto livello di funzioniche consente la gestione remota degli impianti durantele fasi di erogazione e stoccaggio.

Il tipo, e soprattutto il numero, di variabili in tra-smissione è direttamente proporzionale al grado di auto-mazione raggiunto sul sistema di controllo di centrale.Allo SCADA sono inoltre collegabili host computerssui quali sono implementate funzioni di controllo egestione della produzione quali il bilancio di gas pro-dotto iniettato e la ripartizione sui pozzi, il controllodei parametri erogativi dei pozzi, la visualizzazione deitrend erogativi e di stoccaggio, l’integrazione con appli-cazioni sviluppate su sistemi informativi centralizzatiper la diffusione di dati al management e alle unità tec-niche.

Architettura dei sistemi. L’architettura del sistemaprevede la realizzazione di quattro diversi livelli di fun-zione che consentono di raggiungere un elevato gradodi automazione dell’impianto soprattutto per quantoriguarda il processo produttivo (v. ancora fig. 16).



I

II

III

IV livello IV: gestione produzione

livello III: gestione gruppi impianto

livello II: gestione unità

livello I: gestione organi

fig. 16. Schema logico dell’elemento primariodi controllo.

Le attività svolte automaticamente dal sistema e surichiesta dell’operatore sono: a) la gestione automaticadella fase di erogazione e mantenimento dei livelli pro-duttivi impostati dall’operatore; b) la gestione automa-tica della fase di stoccaggio; c) il controllo del correttofunzionamento dell’impianto durante le fasi di eroga-zione e stoccaggio e passaggio alla fase di fermata incaso di malfunzionamenti; d ) il controllo e il manteni-mento dei necessari livelli di sicurezza nelle fasi di ero-gazione e stoccaggio.

L’operatore di sala controllo del distretto svolge unafunzione di supervisione e conduzione dell’impianto,inviando comandi che agiscono ai livelli 3 e 4 della strut-tura software del DCS tramite cui viene impostato il livel-lo produttivo richiesto e vengono disabilitate alla gestio-ne automatica tutte quelle parti di impianto che presen-tano anomalie o sono sottoposte a interventi dimanutenzione. È compito dell’operatore verificare leinformazioni sulla diagnostica del DCS di centrale e lostato delle linee di comunicazione dati con lo SCADAdi distretto. La gestione dei campi di stoccaggio secon-do questa logica risulta semplice, dinamica e permettedi ridurre al minimo il rischio e l’impatto di errori umani.

Gestione della produzione. La gestione della produ-zione dei campi di stoccaggio risulta quindi completa-mente automatizzata e avviene dalla sala controllo deldistretto tramite l’invio di un solo comando corrispon-dente alla richiesta di portata. Tale comando si finaliz-za sul DCS di centrale che provvede a gestire pozzi eimpianti in modo tale da garantire il livello produttivorichiesto. Il sistema svolge automaticamente i controllisul corretto funzionamento di tutti gli apparati produtti-vi e sul mantenimento degli standard di sicurezza; inol-tre attua, sempre automaticamente, azioni mirate al man-tenimento del livello produttivo richiesto e, in caso dimalfunzionamento, alla fermata degli impianti.

Per quanto riguarda il controllo e la gestione dellaproduzione sono inoltre installati sul DCS, al quarto livel-lo del software applicativo, algoritmi che riproducono lacurva caratteristica di erogabilità e iniettabilità del gia-cimento. L’utilizzo di tali algoritmi consente di effettua-re automaticamente le seguenti operazioni: a) adegua-mento delle portate massime dei pozzi in funzione dellosvaso del giacimento; b) gestione della erogazione deipozzi in funzione del livello di portata e secondo prio-rità e criteri stabiliti in funzione dell’ubicazione e dellecaratteristiche minerarie; c) controllo del salto di pres-sione tra giacimento e tubing di produzione applicabilesu ciascun pozzo; d ) adeguamento dei tempi di regima-zione del campo in funzione dello svaso.

Ottimizzazione della produzione e dell’iniezioneL’ottimizzazione della produzione e dell’iniezione

consente di utilizzare in maniera ottimale le diverse carat-teristiche minerarie di ciascuno campo, anche alla luce

dei vincoli di superficie, in modo da determinare incre-menti significativi delle prestazioni a parità di volumemovimentato dal sistema di stoccaggio; rende inoltrepossibile utilizzare in maniera ottimale ciascun livellodel campo in funzione delle relative caratteristiche petro-fisiche e del meccanismo di produzione; permette infi-ne di determinare in ogni istante la portata giornalieradi ciascun pozzo tenendo conto della sua ubicazione, deltipo di completamento, dell’erogazione e dell’iniezionerealizzate.

Si ricorda, al riguardo, che i campi di stoccaggio sidividono in due grandi categorie, campi di base e campidi punta. I campi di base vengono utilizzati durante tuttala stagione invernale per un numero di giorni che puòandare da un minimo di 90 a un massimo di 140; talicampi hanno un working gas elevato (da 0,5 a 3,5 GSm3

circa) e un lento declino della capacità giornaliera di puntadurante l’erogazione (fig. 17). Il rapporto working gas/por-tata di punta giornaliera si aggira intorno ai 50-60 milio-ni di Sm3/milioni di Sm3/d. Appartengono a questa cate-goria la maggior parte degli stoccaggi in giacimenti digas esauriti e una parte degli stoccaggi in acquiferi.

Gli stoccaggi di punta vengono utilizzati solo perbrevi periodi nel corso della stagione invernale per farfronte ai picchi di richiesta giornaliera; il numero deigiorni d’utilizzo può andare da un minimo di 15-20 a unmassimo di 40-50 in funzione delle capacità di stoccag-gio. Il working gas è generalmente inferiore a 0,5 GSm3

con rapporto working gas/portata di punta giornalieraintorno ai 30-40 milioni di Sm3/ milioni di Sm3/d. Ildeclino della portata di punta giornaliera durante l’ero-gazione è piuttosto accentuato (fig. 18). Appartengono aquesta categoria la maggior parte dei campi di stoccag-gio in cavità saline e una parte dei campi in giacimentidi gas esauriti e in acquiferi di piccole dimensioni.

Noto il fabbisogno annuale, mensile e giornalierodegli utilizzatori del sistema di stoccaggio, vengono sta-biliti il working gas e la portata di punta necessari alsistema di stoccaggio; ciascun utilizzatore comunicherà



punta in erogazione

svaso progressivo (Sm3/ciclo)

port

ata

(MS

m3 /

d)

fig. 17. Andamento qualitativo della portata di punta in erogazione in funzione dello svaso progressivo in un campo di stoccaggio di base.

il proprio fabbisogno a una o più società di stoccaggio;sulla base della richiesta complessiva ciascuna societàdefinirà il volume che ogni singolo campo di stoccag-gio dovrà erogare e iniettare ogni mese.

La ripartizione della richiesta complessiva nei diver-si giacimenti di stoccaggio che compongono il sistemaverrà effettuata ottimizzando le caratteristiche minera-rie di ciascuno di essi (campi per stoccaggi di base o dipunta) e tenendo in considerazione eventuali vincoli sugliimpianti di compressione e trattamento e sul sistema ditrasporto. Questa metodologia di utilizzo e gestione deisistemi di stoccaggio consente di individuare il profiloottimale di erogazione/iniezione di ciascun giacimento,con l’obiettivo di assicurare al sistema la miglior pre-stazione possibile.

I dati di base per l’ottimizzazione sono costituiti dallecurve di erogabilità/iniettabilità di tutti i campi che com-pongono il sistema di stoccaggio in esame e dalla curvadi carico che il sistema deve soddisfare (volume di gasche l’insieme dei campi oggetto di ottimizzazione devesoddisfare).

Le curve di erogabilità/iniettabilità, in particolare,sono ottenute mediante le seguenti tre funzioni: portatagiornaliera in funzione dello svaso/invaso (Qd); svaso/inva-so in funzione del tempo (S); pressione in funzione dellosvaso/invaso (p).

La fig. 19 mette in evidenza la differenza nelle pre-stazioni di un sistema di stoccaggio nel caso di ottimiz-zazione e non della produzione; la fig. 20 mostra il pro-filo invernale della richiesta e il contributo ottimizzatodei diversi tipi di stoccaggio, tra i quali anche lo stoc-caggio di gas naturale liquefatto (GNL) in serbatoi instal-lati in superficie.

Gestione delle problematiche commercialiLa gestione delle problematiche commerciali riguarda

le difficoltà emerse in seguito alla liberalizzazione del mer-cato del gas in quasi tutti i paesi europei e negli Stati Uniti.L’attività consente di gestire i processi di approvvigiona-mento e vendita del gas sia in ambito nazionale sia estero,di gestire i processi di previsione delle capacità di trasportoe stoccaggio necessarie alla vendita, di gestire i processidi prenotazione di capacità di trasporto e stoccaggio e digestire i processi di consolidamento della vendita.

La liberalizzazione, nata per favorire la competizio-ne e gli scambi sia in ambito nazionale sia tra i diversipaesi allo scopo di eliminare i monopoli e ridurre i prez-zi al consumo, ha determinato l’introduzione di un vastoinsieme di regole per la vendita del gas e per la fornitu-ra dei servizi associati (stoccaggio, trasporto, ecc.), cheimpongono l’uso di sistemi computerizzati e di softwarespecialistici per gestirne la complessità.

La regolamentazione, in particolare in Europa, è infat-ti spesso piuttosto complessa e coglie le specificità (leggi,



punta in erogazione

svaso progressivo (Sm3/ciclo)

port

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fig.18. Andamento qualitativo della portata di punta in erogazione in funzione dello svaso progressivo in un campo di stoccaggio di punta.

fine

ott

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erogazione ottimizzataerogazione non ottimizzata

fig. 19. Curva ottimizzata della produzione di un sistema di stoccaggio.

puntaGNL

campi di stoccaggio di punta

campi di stoccaggio di baseflessibilitàdell’approvvigionamento

30 60 120 365 t (d)

fig. 20. Profilo invernale della richiesta e contributoottimizzato dei diversi tipi di stoccaggio.

codici di trasporto, codici di stoccaggio, delibere delleAutorità, ecc.) di ciascun paese anche se le direttive del-l’Unione Europea, ora in fase di definizione, tendono adarmonizzare e a inserire criteri di reciprocità allo scopodi semplificare e rendere più trasparenti gli scambi tra idiversi paesi.

Cenni sulla legislazione dei campi di stoccaggioNella maggior parte dei paesi europei l’utilizzo di

strutture geologiche da adibire allo stoccaggio avvienein regime di concessione rilasciata dagli organi centralidello Stato. Fanno eccezione alcuni paesi, tra i quali ilRegno Unito, dove non è necessaria la concessione masolo l’autorizzazione rilasciata dall’autorità competen-te; nel Regno Unito esiste l’obbligo della concessionesolo quando si vuol utilizzare per lo stoccaggio uno opiù livelli appartenenti a un giacimento ancora in pro-duzione. Anche negli USA l’impiego delle strutture geo-logiche utilizzate per lo stoccaggio avviene in regime diconcessione rilasciata dal Dipartimento di Risorse Natu-rali di ciascuno Stato Federale.

La normativa che disciplina l’utilizzo di concessio-ni e autorizzazioni è emanata dagli organi centrali delloStato (ministero, uffici nazionali minerari, ecc.), trami-te leggi, decreti legge, disciplinari tipo; in molti paesi èdemandata alle Regioni (Distretti), o ad autorità ammi-nistrative locali, la facoltà di rilasciare valutazioni diimpatto ambientale e licenze edilizie; il compito di ema-nare i criteri per la determinazione degli allowed rev-enues (ricavi consentiti) e dei regimi tariffari, degli even-tuali criteri di priorità per l’assegnazione delle capacitàdisponibili, ecc., è invece demandato ad autorità di con-trollo, quali per esempio: OFGEM (Office of Gas andElectricity Markets, Regno Unito), CRE (Commissionde Régulation de l’Energie, Francia), AEEG (Autoritàper l’Energia Elettrica e il Gas, Italia), FERC (FederalEnergy Regulatory Comission, USA).

La durata della concessione varia da 5 a 30 anni conpossibilità di una o più proroghe di durata predetermi-nata. Le imprese titolari delle concessioni di stoccaggiopossono essere società di trasporto gas, società di distri-buzione gas o società di stoccaggio che, oltre ad assicu-rare la disponibilità finanziaria per lo sviluppo e la con-duzione dell’attività, devono avere il know-how neces-sario allo svolgimento delle operazioni.

Regolamentazione dei servizi offerti dai sistemi di stoccaggio

Le tariffe per i servizi di stoccaggio possono esseredeterminate in regime regolato, negoziato o misto. Neipaesi in cui esistono più operatori di stoccaggio, nessu-no dei quali in posizione dominante, e dove la capacitàdisponibile è sufficiente a saturare le richieste del mer-cato, le tariffe vengono definite normalmente su basenegoziata tra operatori dello stoccaggio e utilizzatori.

In questi paesi infatti è possibile offrire servizi in regi-me di concorrenza senza che venga pregiudicata l’of-ferta, incentivando gli operatori a una maggiore effi-cienza e quindi a un contenimento delle tariffe. In Euro-pa il regime negoziato è applicato nel Regno Unito,mentre negli USA oramai i servizi sono in prevalenzanegoziati.

Nel caso di paesi in cui la disponibilità complessivada stoccaggi è insufficiente o limitata rispetto alle richie-ste del mercato, o in cui esistono pochi operatori, di cuiqualcuno in posizione dominante (e non esiste pertantola possibilità di una effettiva concorrenza), prevale l’e-sigenza di un regime regolato che eviti distorsioni delmercato e ponga tutti gli utilizzatori sullo stesso piano,riconoscendo alle imprese di stoccaggio un tasso di ren-dimento sui costi sostenuti che consenta un adeguatomargine di contribuzione.

Sia nel caso di regime negoziato sia nel caso di regi-me regolato, la remunerazione dovrà tenere conto anchedei possibili rischi minerari (perdite di gas, diminuzio-ne delle prestazioni, ecc.) e di quelli connessi al margi-ne di incertezza insito nelle previsioni di utilizzo del gasstoccato a medio lungo termine.

Criteri per la determinazione delle tariffeNel caso di regime regolato la logica alla base della

determinazione delle tariffe è quella cosiddetta del costreflective con determinazione del ricavo consentito oallowed revenue, effettuata applicando in pratica un tassodi rendimento agli investimenti e ai costi operativi (fis-sato dalle autorità di regolazione del settore energeticoin Europa e dalla FERC negli USA), tale da garantire unadeguato margine di contribuzione che incentivi l’atti-vità; la struttura tariffaria può prevedere l’offerta asso-ciata di working gas e punta giornaliera di erogazioneoppure l’offerta separata di working gas, punta giorna-liera e gas movimentato.

Nel caso di servizio negoziato il tasso di rendimen-to non viene fissato da alcun ente di controllo anche se,in prima istanza, la logica per la determinazione dei rica-vi è la stessa; è chiaro che in questo caso sarà soprattut-to il mercato a determinare ricavi e tariffe.

La metodologia per la determinazione delle tariffeparte dal presupposto che i ricavi devono essere distri-buiti sui servizi offerti. Nel caso di offerta di servizi sepa-rata si dovrà individuare la componente dei ricavi (cui èassociata la parte di pertinenza degli impianti) da impu-tare al working gas, alla punta giornaliera e al gas movi-mentato, mentre nel caso di offerta di servizi associati ilricavo complessivo andrà distribuito sul working gas esulla punta giornaliera considerati in un determinato rap-porto che dipenderà dalla tipologia di stoccaggio (m3

working gas/m3/d di punta).Nel caso di servizio regolato la struttura tariffaria dovreb-

be: a) facilitare la competizione ed evitare sussidiarietà



incrociata tra gli utilizzatori del gas stoccato; b) pro-muovere un uso efficiente dello stoccaggio; c) provve-dere a uno sviluppo adeguato degli investimenti che sirendono necessari; d ) essere stabile, chiara, trasparentee revisionata su base temporale definita per tenere contodelle possibili variazioni dei costi e dei parametri dellostoccaggio e di possibili recuperi di efficienza. Se neces-sario, si potrà considerare un benchmarking internazio-nale, ovvero far riferimento ai servizi offerti da altri paesi,a sostegno delle tariffe definite.

Nel caso di servizio negoziato la struttura tariffariadovrebbe: a) essere non discriminatoria; b) evitare sus-sidiarietà incrociata tra gli utilizzatori del gas stoccato;c) promuovere una efficiente competizione nell’uso deiservizi di stoccaggio; d ) consentire uno sviluppo ade-guato degli investimenti in relazione ai fabbisogni di gasda giacimenti di stoccaggio.

Gli organi competenti (ministeri, autorità per l’ener-gia, ecc.) potranno riesaminare la necessità di un regi-me regolato o negoziato, in funzione dei mutamenti dovu-ti a una maggiore liquidità dei servizi di stoccaggio.

Compressione e trattamento del gasLa movimentazione dei volumi di gas tra il sistema

di trasporto e i giacimenti di stoccaggio avviene attra-verso la centrale di stoccaggio del gas. Nella centralesono installate tutte le macchine e gli impianti per l’i-niezione nei giacimenti del gas naturale proveniente dalsistema di trasporto e per l’erogazione del gas dal giaci-mento alla rete di trasporto.

Tutte le apparecchiature contenute nelle centrali sonodimensionate al fine di consentire un ciclo completo distoccaggio sulla base delle prestazioni massime otteni-bili dal giacimento. Si ricorda, al riguardo, che ogni ciclocomprende una fase di iniezione (stoccaggio) e una fasedi erogazione (produzione) in cui i volumi stoccati nellafase precedente vengono riconsegnati al sistema da cuisono stati prelevati; per il dimensionamento delle appa-recchiature, la determinazione dei volumi in/out di unciclo di stoccaggio (working gas) viene effettuata constudi che si basano sulle caratteristiche minerarie del gia-cimento e quelle petrofisiche della roccia serbatoio; talistudi utilizzano inoltre modelli matematici in grado disimulare le fasi di stoccaggio.

I principali processi cui è sottoposto il gas nelle cen-trali di stoccaggio sono la compressione per l’iniezionenel giacimento e, se necessario, per l’immissione nelmetanodotto, e il trattamento del gas per conferire al gasstesso le necessarie specifiche di qualità prima di immet-terlo nel metanodotto.

Centrale di compressioneLa centrale di compressione ha lo scopo di innalzare

la pressione del gas proveniente dalla rete di trasporto avalori tali da permetterne l’iniezione nel giacimento

durante la fase di riempimento (stoccaggio) o, vicever-sa, l’immissione nella rete di trasporto durante la fase disvuotamento del giacimento (erogazione).

La pressione nel giacimento di stoccaggio varia inun ampio campo in funzione del grado di riempimentoe risulta mediamente superiore ai valori di esercizio dellarete primaria dei gasdotti compresi normalmente tra 40e 70 bar. La pressione di mandata dei compressori duran-te la fase di iniezione varia in funzione del grado di riem-pimento del giacimento e delle portate di iniezione; ilvalore finale nel caso di giacimenti convenzionali moltoprofondi o in acquiferi può superare i 250 bar. Il rap-porto di compressione durante la fase di iniezione puòraggiungere pertanto valori elevati.

Durante la fase di erogazione, sia gli stoccaggi con-venzionali, sia quelli semiconvenzionali, necessitanodella compressione del gas solo verso la fase finale delciclo in quanto la pressione di giacimento si mantienemediamente al disopra di quella della rete ( free flow:flusso libero). La quantità di working gas estraibile senzanecessità di compressione dipende dal meccanismo diproduzione del giacimento e dal valore di pressione rag-giunto alla fine del riempimento.

La centrale di compressione è interposta tra la retedi trasporto e la flow line (gasdotto di connessione dellacentrale stessa con i pozzi di stoccaggio); il collegamentoè realizzato con tubazioni in acciaio speciale, opportu-namente dimensionate per contenere le perdite di cari-co a pochi bar e per limitare il rumore generato dal gasin transito.

La centrale di compressione è generalmente costi-tuita da più unità che vengono collegate agendo su oppor-tune valvole; le valvole permettono di configurare diver-si tipi di esercizio, diverse condizioni di marcia e le ope-razioni di manutenzione sulle unità, senza pregiudicarel’esercizio complessivo della centrale. La centrale com-prende, oltre le unità di compressione, sistemi di ali-mentazione, refrigerazione, controllo e regolazione dellaportata.

Poiché la funzione principale della centrale di com-pressione è quella di rendere possibile l’iniezione di volu-mi di gas nel giacimento, prelevandoli dalla rete di tra-sporto, il dimensionamento dei compressori è basato sutale operazione che richiede un utilizzo elevato dellacapacità di compressione installata. Si faccia nuovamenteriferimento alla fig. 12 che mostra, in particolare, la por-tata di punta in iniezione di un generico ciclo di stoc-caggio; l’andamento è il risultato di elaborazioni con-dotte con simulazioni (modelli matematici) di giacimento,che prendono in considerazione tutti i parametri neces-sari per individuare il comportamento della formazionee della sua ‘iniettabilità’ (capacità di assorbire volumi digas in funzione del riempimento). Alla base del dimen-sionamento dei compressori sono pertanto le portate gior-naliere e le pressioni di mandata a cui il compressore



deve operare; tali pressioni variano tra l’inizio e la finedel ciclo di iniezione e devono essere sempre superioria quelle di giacimento per vincere le perdite di carico nelreservoir attraverso le flow lines e le tubazioni di colle-gamento fondo-pozzo testa-pozzo.

Pressioni di mandata troppo elevate rispetto a quel-le di giacimento non sono comunque applicabili poichépotrebbero verificarsi danneggiamenti al reservoir e allerocce di copertura; il salto di pressione è funzione deltipo di roccia serbatoio; in generale in formazioni costi-tuite da arenarie ben cementate o calcaree si può arriva-re anche al 30-35% della pressione di giacimento. In ognicaso, la massima pressione di mandata non può supera-re il valore fissato dalle amministrazioni competenti nellafase di conferimento della concessione o autorizzazio-ne; il possibile incremento di pressione rispetto alla pres-sione originaria viene definito sulla base delle caratteri-stiche del reservoir e delle rocce di copertura. Quantodetto implica che, verso la fine del ciclo, le portate iniet-tate devono essere ridotte per non superare i limiti dipressione imposti.

I compressori comunemente impiegati nelle centra-li di stoccaggio possono essere di tipo alternativo o cen-trifugo solitamente bistadio o multistadio, con presta-zioni migliori (riguardo a temperatura del gas di uscita,tenuta, rendimento) di quelli monostadio.

I compressori alternativi (orizzontali, verticali, ‘a V’)vengono preferibilmente utilizzati per portate limitate epressioni di mandata elevate; poiché la portata di un com-pressore alternativo è di tipo pulsante, è necessario instal-lare polmoni smorzatori per ridurre le pulsazioni del gassia sulla mandata che sull’aspirazione del compressore,in modo da diminuire le sollecitazioni sui tubi e i livel-li di rumorosità del compressore stesso.

I compressori centrifughi vengono invece preferibil-mente impiegati per portate elevate e limitati rapporti dicompressione.

Le unità di compressione sono sempre equipaggiatecon filtri o separatori in aspirazione e in mandata; i primiassicurano l’eliminazione di parti solide o liquide, chepossono danneggiare il compressore o renderne non effi-ciente l’operazione; i secondi permettono di prevenire iltrascinamento di olio di lubrificazione verso gli impian-ti a valle, che potrebbero provocare problemi durante lefasi successive di trattamento; i separatori sono utili ancheper eliminare eventuali fasi liquide della condensazionederivante dal raffreddamento del gas operato in sistemidi refrigerazione e/o interrefrigerazione tra gli stadi dellacompressione.

I motori che azionano i compressori possono essereelettrici, a velocità di rotazione costante o variabile; que-sta seconda soluzione è generalmente molto onerosa intermini di investimento iniziale. Si possono anche utiliz-zare motori a combustione interna con alimentazione agas, in particolare a turbina per i compressori centrifughi.

La scelta dei tipi di compressori da utilizzare in unacentrale di compressione (centrifughi o alternativi) vafatta considerando i valori medi di portata e pressionedel sistema di stoccaggio. Nel caso in cui i livelli di pres-sione e portata previsti consentano l’utilizzo sia di com-pressori centrifughi sia alternativi, la soluzione ottimaleva ricercata sulla base, in primo luogo, della flessibilitàdel compressore. I compressori alternativi generalmentesoddisfano meglio questo requisito mantenendo nel mede-simo tempo rendimenti più elevati dei compressori cen-trifughi. È comunque da sottolineare che questa diffe-renza va diminuendo in considerazione dei progressi tec-nologici realizzati nei compressori centrifughi e chespesso la flessibilità complessiva della centrale di com-pressione dipende da vari fattori (configurazione, nume-ro di moduli utilizzati, tipologia dei motori, ecc.). D’al-tro canto, considerazioni economiche mettono in evi-denza che i costi di investimento dei compressorialternativi risultano essere più elevati rispetto a quellidei compressori centrifughi; lo stesso dicasi per i costidi manutenzione mentre il costo del carburante dipendedalla tipologia di motore. Nella valutazione tecnica com-plessiva vanno infine ricordati i vincoli e gli aspetti dicarattere ambientale che possono far variare in manierasignificativa i costi di esercizio e manutenzione e indi-rizzare le scelte progettuali.

Quanto sopra esposto consente di poter dire che nonè possibile stabilire a priori la tipologia ottimale dei com-pressori e la migliore configurazione della stazione dicompressione, considerate le numerose variabili in giocoche possono far propendere per l’una o l’altra soluzione.

Monitoraggio e controllo della produzioneLa gestione dei campi di stoccaggio richiede una certa

flessibilità in termini di portata di punta giornaliera, siaper considerazioni di carattere puramente commerciale,sia per vincoli derivanti dalle caratteristiche del reser-voir. Il campo di valori delle portate in iniezione ed ero-gazione è funzione del riempimento del giacimento edelle pressioni di esercizio e può risultare molto ampio;la possibilità di regolare pressione e portata in uscita dalcompressore rappresenta pertanto un fattore essenziale.Quando risulta possibile, è preferibile effettuare le rego-lazioni tramite variazione della velocità di rotazione delmotore che aziona il compressore; ciò avviene per esem-pio nei casi in cui il compressore è accoppiato a motoria combustione di gas (viene variato il rapporto gas/aria)o a motori elettrici a velocità di rotazione variabile. Neicasi di motore a velocità di rotazione costante, la regola-zione è effettuata invece tramite riciclo. Esistono inoltrealtre possibilità di regolazione legate al tipo di compres-sore e ai suoi elementi costruttivi; nei compressori alter-nativi la regolazione può essere effettuata con la varia-zione del volume dello spazio morto o con il funziona-mento a semplice effetto invece che a doppio effetto; il



sistema ‘attacca-stacca’ è invece sconsigliato per l’im-patto che può avere sulle macchine e la strumentazione.Le pressioni di mandata sono generalmente regolate tra-mite opportuna taratura delle molle di mandata.

Centrale di trattamentoIl gas iniettato nei giacimenti di stoccaggio è un gas

prelevato dalla rete di trasporto; pertanto è a specifica,ossia ha un punto di rugiada (dew point) per l’acqua egli idrocarburi che rientra nei limiti richiesti per l’invioal consumo; altrettanto dicasi per il contenuto di inerti,composti solforosi e CO2. Per quale motivo è allora neces-sario trattare il gas in uscita dai pozzi di stoccaggio duran-te la fase di erogazione? Il motivo principale è legato alfatto che il gas iniettato nei giacimenti si arricchisce diacqua e qualche volta di idrocarburi superiori (che insuperficie condensano in gasolina) presenti negli inter-stizi delle formazioni geologiche adibite a stoccaggio(caso di giacimenti esauriti o semiesauriti). La presenzadell’acqua nel gas estratto è particolarmente accentuatanegli stoccaggi in acquiferi o nei giacimenti con mec-canismo di produzione a spinta d’acqua dove, all’acquaallo stato di vapore, è spesso associata acqua di trasci-namento per fenomeni di water coning o di fingering.Per questi motivi il gas, prima di essere immesso in meta-nodotto, deve passare attraverso i separatori di testa pozzo,i separatori di centrale e quindi attraverso gli impianti ditrattamento.

Si dà qui una breve descrizione del processo di trat-tamento e degli impianti utilizzati allo scopo; si accen-na inoltre alle logiche utilizzate per il loro dimensiona-mento che sono assai diverse da quelle normalmente uti-lizzate per un giacimento in coltivazione (per unatrattazione più approfondita degli impianti: v. cap. 5.4).

Gli impianti di trattamento possono essere suddivisiin impianti di prima fase e impianti per il trattamentodefinitivo. Gli impianti di prima fase comprendono sepa-ratori, riscaldatori, pompe per l’iniezione di inibitori dellaformazione degli idrati (glicol e/o metanolo).

I separatori sono recipienti di forma cilindrica e didifferente diametro a seconda delle portate che devonotrattare. Sono provvisti di attrezzature in grado di con-trollare il livello dei liquidi separati e il valore della pres-sione di esercizio. Il compito dei separatori, normalmenteinstallati a testa pozzo e all’ingresso/uscita della centra-le di trattamento, è quello di trattenere l’acqua libera (oaltri liquidi quali per esempio il glicol e/o la gasolina) el’acqua che condensa per effetto del raffreddamento edell’aumento di pressione dovuto alla variazione di dia-metro del separatore.

I riscaldatori sono apparecchiature costituite da uncorpo cilindrico all’interno del quale sono alloggiate dueserpentine, una percorsa dal gas da riscaldare, la secon-da percorsa dai fumi della combustione del gas. Entram-be le serpentine sono immerse in un bagno d’acqua che

per ovvie ragioni non deve superare i 90 °C. La funzio-ne dei riscaldatori, come quella delle pompe per l’inie-zione del glicol e/o metanolo, è quella di impedire la for-mazione di idrati nelle apparecchiature e nelle tubazio-ni che vanno dalla testa pozzo alla centrale di trattamento.

Gli impianti per il trattamento definitivo possonoessere impianti di disidratazione per assorbimento(impianti al glicol), impianti di trattamento a letto soli-do, impianti di disidratazione per raffreddamento (LTS,Low Temperature Separator).

Negli impianti al glicol la disidratazione avviene perassorbimento del vapore d’acqua presente nel gas da partedel glicol. Il fenomeno della disidratazione da parte delglicol (glicol dietilenico, GDE, e trietilenico, GTE) èdovuto alle proprietà altamente igroscopiche di cui il gli-col stesso è dotato e che consentono di diminuire la ten-sione di vapore dell’acqua riducendola allo stato liquido.Sia il GDE sia il GTE hanno elevati punti di ebollizione,sono termicamente stabili e la loro efficienza diminuiscecon l’utilizzo. L’unica sostanziale differenza tra i due pro-dotti sta nella maggior capacità di disidratazione del GTEdovuta alla più alta concentrazione ottenuta durante lafase di rigenerazione (98% contro il 95% del GDE); infat-ti, mentre il GTE può essere riscaldato fino a temperatu-re di 206 °C, il GDE non può superare la temperatura di164 °C. Nella scelta tra un prodotto e l’altro si deve comun-que anche tener presente il maggior costo del GTE rispet-to al GDE e la tendenza del GTE a ‘schiumeggiare’ inpresenza di piccole parti di gasolina nel gas. Il trattamentocon impianti al glicol è utilizzato quando si tratta di toglie-re solo l’acqua presente nel gas estratto dai giacimenti distoccaggio. I principali requisiti di questi impianti sonol’efficacia del contatto superficiale tra glicol e gas, lafacile operabilità della soluzione assorbente, la sempli-cità della sua rigenerazione, l’adattabilità del processo aidiversi regimi di funzionamento.

Gli impianti di disidratazione/degasolinaggio a lettosolido vengono utilizzati sia per eliminare prevalente-mente gli idrocarburi superiori e tracce d’acqua allo statodi vapore (impianti a ciclo breve), sia per eliminare pre-valentemente l’acqua con tracce di idrocarburi superio-ri (impianti a ciclo lungo). Il materiale adsorbente è lasovabead; sinteticamente il processo di adsorbimentoavviene nel modo seguente; il gas proveniente dal gia-cimento con acqua e gasolina in fase liquida e allo statodi vapore entra nei separatori per separare la fase liqui-da; proseguendo il suo percorso il gas saturo entra nellaparte alta dell’adsorbitore ed esce dal basso nelle con-dizioni di sottosaturazione cioè degasolinato e disidra-tato (la sottrazione dei vapori di gasolina e di acquaavviene per attrazione capillare dei numerosi fori super-ficiali del materiale adsorbente); all’uscita dall’adsor-bitore il gas viene filtrato attraverso filtri a ciclone e atela dopodiché viene controllato e immesso nei gasdot-ti. Negli impianti a ciclo breve gli adsorbitori sono tre,



di cui ciclicamente uno in adsorbimento, uno in riscal-damento e il terzo in raffreddamento; negli impianti aciclo lungo gli adsorbitori sono invece due, di cui uno inadsorbimento e l’altro in rigenerazione. Ciò che diffe-renzia i due impianti è principalmente il tempo di lavo-ro. Infatti, se si tiene la sovabead in adsorbimento perbreve tempo, questa adsorbe prevalentemente vapori digasolina (impianti a ciclo breve); diversamente, se siallungano i tempi di adsorbimento, la sovabead eliminaprevalentemente vapori d’acqua, i quali andranno a spiaz-zare la gasolina inizialmente adsorbita.

Negli impianti LTS la disidratazione avviene raffred-dando il gas mediante semplice espansione (effetto Joule-Thomson); in tal modo si provoca la condensazione deivapori d’acqua e degli idrocarburi superiori. L’uso degliimpianti LTS può avvenire in associazione con gli impian-ti di disidratazione al glicol o a letto solido; si possonocioè utilizzare questi impianti nei giacimenti dove si rag-giungono elevate pressioni a fine riempimento e si è per-tanto in grado di utilizzare un adeguato salto di pressio-ne per buona parte del ciclo di erogazione.

Esistono anche altri impianti di trattamento, quali peresempio gli impianti di degasolinaggio per raffredda-mento – che utilizzano l’effetto refrigerante prodotto nelpassaggio dalla fase liquida alla fase gassosa di alcuniparticolari fluidi (ammoniaca, clorofluorocarburi) – e gliimpianti di desolforazione, che però trovano scarsa appli-cazione nei giacimenti di stoccaggio (per la trattazionedegli impianti di desolforazione: v. cap. 5.4).

Qualità e misura del gasCon riferimento ai trattamenti si ricorda che va anzi-

tutto controllato il punto di rugiada (dew point) per acquae idrocarburi allo scopo di evitare la formazione di tappisolidi (idrati di gas) e la condensazione di acqua e gaso-lina prevenendo così fenomeni di corrosione nelle tuba-zioni. Il punto di rugiada richiesto prima dell’immissio-ne del gas nel metanodotto varia in funzione delle con-dizioni meteo dei diversi paesi (paesi con inverni freddinecessiteranno di dew points più elevati) e può attestarsitra i �10 °C e i �15 °C in inverno e i �5 °C e i �10 °Cin estate, alla pressione di metanodotto.

A valle del trattamento e prima dell’immissione neimetanodotti, vengono anche eseguiti alcuni controlli permotivi fiscali e commerciali quali, per esempio, la deter-minazione del potere calorifico e dell’indice di Wobbe(significativo per garantire la corretta combustione insicurezza delle apparecchiature domestiche), l’analisicentesimale per caratterizzare il prodotto e per fornire leinformazioni necessarie alla misura corretta di quanti-tativi di gas.

In generale, le apparecchiature di misura installatenelle centrali di stoccaggio possono essere di tipo tra-dizionale o automatizzato. Le prime consistono in con-tatori volumetrici o diaframmi tarati che indicano (o

registrano) i valori a partire dai quali verranno determi-nati volumi trattati e portate istantanee. Nelle apparec-chiature di misura automatizzate, alla precedente stru-mentazione, viene aggiunto un flow computer che, sullabase dei parametri forniti dal contatore o dal diafram-ma, provvede a elaborare automaticamente e in continuosia volumi sia portate istantanee. Come accennato all’i-nizio, l’unità di misura dei volumi è lo Sm3 (condizionidi riferimento di temperatura e pressione rispettivamen-te di 15,5 °C e 1,01325 bar). Ai fini commerciali la misu-ra della quantità di gas invece che in Sm3 viene, spesso,espressa in unità di energia (GJ), per tener conto del fattoche il gas erogato da un sistema di stoccaggio non hamai la stessa composizione nel tempo; in questo caso ènecessario procedere a una misurazione del PCS (Pote-re Calorifico Superiore) con gas cromatografo o concampionatori in continuo.

Nella misura con il contatore volumetrico i parame-tri primari che entrano nella formula per il calcolo di por-tate e volumi sono: il numero di giri della turbina nelperiodo considerato; la pressione e la temperatura di eser-cizio; il coefficiente di scostamento dalla legge dei gasperfetti alle condizioni di esercizio e di riferimento.

Nella misura con diaframma venturimetrico i para-metri che entrano nella formula per il calcolo di portatee volumi sono: a) diametro dell’orifizio; b) pressionedifferenziale tra monte e valle orifizio; c) pressione etemperatura di esercizio; d) massa volumica; e) coeffi-ciente che raggruppa le costanti di conversione delle unitàdi misura e i coefficienti di comprimibilità e di efflusso.

Sistemi di sicurezzaLa sicurezza dei sistemi di stoccaggio investe vari

ambiti, in particolare: la sicurezza degli impianti di trat-tamento e compressione, la sicurezza del giacimento, lasicurezza dei pozzi.

Particolare attenzione viene riservata alla sicurezzadelle centrali di compressione e trattamento per con-sentire un sicuro e affidabile esercizio in telecontrollo,in assenza di presidio o con presidio molto ridotto. Inparticolare, viene valutata attentamente la disposizioneplanimetrica dei vari impianti in modo da evitare inter-ferenze e permettere la movimentazione di persone emezzi con la massima sicurezza; l’impiantistica è di tipofail-safe, in modo che in caso di guasto o in mancanzadi alimentazione di energia, tutti gli apparati si portinoin posizione di sicurezza.

Per quanto riguarda la salvaguardia dell’ambiente,le centrali di compressione vengono costruite ed eserci-te nel rispetto della normativa sull’inquinamento acu-stico, sulla qualità dell’aria e sugli scarichi di solidi eliquidi in genere; in particolare le unità di compressio-ne sono alloggiate entro ambienti insonorizzati, in modoche all’esterno non vengano superati determinati livellidi rumorosità.



Sono inoltre previsti sistemi di recupero dei prodot-ti chimici (chemicals) utilizzati per il trattamento del gasproveniente dalla rigenerazione o fuoriuscito in seguitoad anomalie impiantistiche e manutenzioni, in modo daminimizzarne la dispersione in atmosfera.

Le centrali sono dotate di sistemi di rilevazione incen-dio sia in aree aperte sia in ambienti chiusi. Per le areeaperte i rilevatori di incendio sono costituiti da tappi fusi-bili e/o da filo termo-sensibile. Per gli ambienti chiusivengono installati rilevatori di fiamma e/o rilevatori difumo di tipo ottico; in alcuni locali chiusi è installato unsistema di immissione automatico di gas inerti (halon)in caso di incendio; prima dell’immissione di halon, isistemi di ventilazione vengono automaticamente fer-mati e vengono chiuse opportune serrande tagliafiam-ma sulle prese d’aria. I sensori di rilevazione fiamma,fumo e miscela esplosiva fanno capo a un pannello con-tenente i moduli di controllo che, in caso di condizionianomale, provvedono all’attivazione dello stato di allar-me sul DCS e all’azionamento dei sistemi di spegni-mento automatico dell’incendio.

Il sistema di blocco dell’impianto comprende dispo-sitivi di attivazione in caso di anomalia dei parametrioperativi o in caso di rilevazione incendio o miscelaesplosiva. Il blocco degli impianti di centrale è di duetipi: blocco generale degli impianti di centrale con depres-surizzazione automatica o manuale degli impianti in casodi incendio, oppure senza depressurizzazione degliimpianti, attivato automaticamente o manualmente incaso di alta/bassa pressione sul collettore di uscita dallacentrale; blocco parziale di singole unità o apparecchia-ture di impianto, la cui attivazione avviene per anorma-li condizioni operative o per rilevazioni di incendio inambienti chiusi.

La sicurezza dei giacimenti richiede che venga con-trollata periodicamente l’assenza di perdite di gas attra-verso la copertura o attraverso la cementazione dei casingnei diversi pozzi. Le eventuali perdite si rilevano dallostudio del comportamento del giacimento (volumi immes-si/prodotti e andamento delle pressioni nel tempo) e dairilievi delle pressioni nelle intercapedini dei casing. Unaspetto importante della sicurezza dei giacimenti è anchequello che riguarda il controllo dei possibili movimentiin superficie legati all’attività di iniezione ed estrazionedel gas. In un anno si ha almeno un ciclo di svuotamen-to e riempimento del reservoir, con un’alternanza didepressurizzazione e pressurizzazione. I controlli ven-gono eseguiti attraverso livellazioni di precisione suicapisaldi ubicati sulla verticale del giacimento e con ilmonitoraggio dell’attività microsismica, utilizzando unarete di stazioni ubicate in una vasta area comprendenteil giacimento di stoccaggio.

Per garantire la sicurezza dei pozzi, ogni area pozzo èequipaggiata con un sistema di controllo di tipo pneumoi-draulico facente capo a una centralina, tale da garantire

una protezione complessiva del pozzo e delle apparec-chiature associate (separatori, soffioni, ecc.). La centra-lina aziona la strumentazione di controllo attraverso uncircuito idraulico che agisce sulle valvole di sicurezzainstallate nel tubo che va da fondo pozzo a testa pozzo(tubing), e un circuito pneumatico per il controllo e ilcomando delle valvole di blocco di testa pozzo e di tuttele altre valvole situate sul collettore delle linee (manifold)in area pozzo.

Normalmente sono realizzati tre livelli di blocchigerarchici distinti in blocco di emergenza, blocco di pro-cesso e blocchi locali.

Il blocco di emergenza interviene in caso di incendi;le aree di processo sono equipaggiate con un sistema dirilevazione a tappi fusibili che in presenza di tempera-ture superiori a 70 °C fondono provocando il blocco delpozzo con i seguenti effetti: a) chiusura delle valvoleinstallate nel tubing; b) chiusura delle valvole di testapozzo; c) chiusura delle valvole di uscita area pozzo esezioni di impianto; d) apertura delle valvole di depres-surizzazione, di cui ogni sezione di impianto è provvi-sta, con conseguente scarico nella candela di sfiato. Èinoltre possibile provocare il blocco mediante comandolocale delle valvole di sicurezza o mediante comandoeseguito dagli operatori presso l’armadio blocchi.

Il blocco di processo si attiva automaticamente a operadei pressostati di alta/bassa pressione ubicati sulle lineedi processo; lo scarico liquidi dei separatori è operatodai controllori di livello montati sugli stessi.

I blocchi locali riguardano parti di impianto ed entra-no in funzione automaticamente o in manuale per sal-vaguardare ogni componente in caso di sovrapressioni odi basso/alto livello del liquido nei separatori.

Problemi posti dalla rete di trasporto

Vincoli di trasportabilitàIl sistema di trasporto del gas si può considerare com-

posto da due sottosistemi di gasdotti convenzionalmen-te definiti primario e di distribuzione. Per rete primariasi intende la rete per il trasporto di volumi consistenti digas costituita da tubazioni di grande diametro esercitefino a una pressione massima di 75 bar. La rete di distri-buzione è invece caratterizzata da tubazioni di piccolodiametro poste in aree a maggior grado di urbanizza-zione esercite a pressioni inferiori (fino a 5 bar) e per-tanto in grado di trasportare volumi ridotti di gas. I gia-cimenti di stoccaggio, dovendo erogare elevati volumidi gas con elevate portate di punta, sono normalmentecollegati alla rete primaria.

Ai fini dello sviluppo di un giacimento di stoccag-gio è importante conoscere pressione e portata massimenel gasdotto cui è collegato il giacimento: i dimensio-namenti della centrale di compressione e trattamento edelle apparecchiature di campo dovranno tenere conto



dei suddetti parametri. In qualche caso, per massimiz-zare la potenzialità di un giacimento di stoccaggio, puòessere valutata l’economicità di un potenziamento delsistema di trasporto.

Interazioni fra sistema di stoccaggio e rete di trasporto

Il sistema di stoccaggio deve assicurare il manteni-mento di un livello minimo di pressione nella rete pri-maria per garantire con continuità la fornitura delle uten-ze. Quanto sopra viene normalmente definito bilancia-mento della rete e consiste nel mantenere nei gasdotti unlivello adeguato di line-pack (volume di gas che riempiele condotte della rete). La richiesta di punta oraria delmercato viene infatti soddisfatta sia con i giacimenti distoccaggio che con il contributo del line-pack. Nei siste-mi di trasporto costituiti da tubi di elevato diametro, este-si per molti chilometri, il contributo del line-pack in ter-mini di punta oraria e volume giornaliero può raggiun-gere livelli significativi (alcune decine di milioni di Sm3).Normalmente l’operatore del trasporto utilizza il line-pack negli orari di massima richiesta dell’uso civile (pic-chi di richiesta del mattino e della sera) e ricostituisce il

volume utilizzato durante le ore notturne (fig. 21). Alloscopo, anche l’operatore del trasporto prenota volumi digas dal sistema di stoccaggio alla pari delle imprese divendita del gas. Trattandosi di un servizio che attienealla continuità delle forniture delle utenze, l’accesso deltrasportatore ai sistemi di stoccaggio è normalmente prio-ritario; ciò significa che i volumi richiesti vengono for-niti anche nel caso in cui la capacità complessiva delsistema di stoccaggio non consenta di saturare le richie-ste complessive del mercato.

Bibliografia generale

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WEFA (Wharton Economic Forecasting Association) (2000)Gas storage in Europe. Future needs and commercialaspects, London, WEFA.

Franco FalzolgherConsulente scientifico



1 8 15 22

t (d)

pressione massima di esercizio

pressione minima di esercizio

volume minimo del line-pack

andamento effettivo della pressione

29 36 43

intervallodi regolazione conline-pack

fig. 21. Esempio di regolazione con line-pack.

7.4.2 Strutture sotterraneeutilizzate per lo stoccaggio di gas naturale

Introduzione Come riportato nel par. 7.4.1, quando un giacimen-

to di gas viene messo in produzione, gli impianti di super-ficie e il numero di pozzi necessari sono progettati perfornire negli anni una produzione mediamente costantee per poter far fronte all’inevitabile declino di produ-zione. L’approvvigionamento di gas naturale da più gia-cimenti comporta in genere la regolazione delle relativeproduzioni, per permettere il massimo utilizzo della capa-cità dei metanodotti principali. Alla portata costante digas nei metanodotti corrisponde però una richiesta sta-gionale variabile, più alta d’inverno per gli elevati con-sumi per il riscaldamento. Il raccordo fra approvvigio-namento costante e domanda variabile è fornito dallostoccaggio di gas nel sottosuolo: quando la domanda èinferiore all’approvvigionamento, l’eccesso di gas vieneiniettato nel sottosuolo, da cui viene recuperato nei perio-di di maggiore richiesta.

Si ricorda inoltre che i serbatoi per lo stoccaggio insotterraneo di gas sono in genere ubicati nelle vicinan-ze delle aree di maggior richiesta e possono essere costi-tuiti da giacimenti di gas esauriti, da acquiferi o da caver-ne artificiali. La maggior parte dello stoccaggio ha luogoin campi di gas esauriti, cui segue lo stoccaggio in acqui-feri, mentre lo stoccaggio in caverne artificiali, pur nonpotendo competere con gli altri sistemi per quantità digas immagazzinato e reversibilmente prodotto, sta tut-tavia diventando molto comune in quanto può assicura-re per brevi periodi, e con pochissimo preavviso, eleva-te produttività, che possono far fronte a improvvise richie-ste di gas.

In questo paragrafo verranno trattati, in particolare,gli studi di giacimento normalmente effettuati per lo stoc-caggio di gas.

Stoccaggio di gas nei campi di gas esauritiQuando un campo di gas si avvia verso la fine della

sua vita produttiva è opportuno prendere in considera-zione la possibilità di trasformarlo in campo di stoccag-gio di gas.

Un giacimento di gas esaurito (o in via di esauri-mento) è in genere caratterizzato da basse pressioni e daelevate saturazioni in acqua, nella zona originariamente

occupata dal gas, dovute allo spiazzamento del gas daparte dell’acqua dell’acquifero sottostante. Le satura-zioni in gas dietro al fronte d’acqua vanno da un mini-mo, corrispondente alla saturazione residua in gas, inprossimità del contatto gas/acqua originale, a un massi-mo, corrispondente alla saturazione in gas, nei pressi delcontatto gas/acqua a giacimento esaurito o semiesauri-to (v. capp. 4.1 e 4.3).

Quando viene iniettato gas in un giacimento esauri-to, questo tenderà a spiazzare l’acqua, prendendone ilposto, senza però sostituire il gas rimasto all’interno deipori dopo la produzione primaria di gas. È importantesottolineare che anche tale gas residuo partecipa, graziealla sua compressibilità, a fornire l’energia necessarianella successiva fase di produzione. La fig. 1 mostra, perun giacimento di gas a spinta d’acqua, la posizione ori-ginale del contatto gas/acqua (AA�) e la posizione allafine della produzione (BB�); dopo l’iniezione di gas laposizione del contatto arretra (CC�), per poi risalire duran-te il ciclo di erogazione fino alla massima quota ammis-sibile (DD�), oltre la quale i pozzi di stoccaggio potreb-bero erogare anche acqua, provocando seri problemi diproduzione e malfunzionamento delle attrezzature disuperficie. Si ricorda che la conversione di giacimentiesauriti o semiesauriti è in genere meno costosa rispet-to ad altri sistemi di stoccaggio in sotterraneo di gas e



pozzi di stoccaggio

roccia dicoperturagas

AA�BB�CC�DD�

contatto originale gas/acquacontatto gas/acqua prima dello stoccaggiocontatto gas/acqua dopo l’iniezione di gascontatto gas/acqua alla fine del ciclo di erogazione

acquifero

A A�

C C�D D�

B B�

fig. 1. Schema dei movimenti del contatto gas/acquanello stoccaggio in giacimenti esauriti.

presenta inoltre una serie di vantaggi, primo fra tutti lamiglior conoscenza delle caratteristiche del serbatoio,sia attraverso dati geologici consolidati, sia attraverso lastoria produttiva dei pozzi (v. anche par. 7.4.1).

Lo sfruttamento di un giacimento di gas comporta ingenere la presenza di tubazioni di collegamento a unarete di metanodotti per la distribuzione del gas e di areein superficie dove sorgono gli impianti per il trattamen-to del gas prima della commercializzazione. Queste areepossono essere utilizzate, ai fini dello stoccaggio di gas,per l’installazione dei compressori e per la costruzione

di nuovi impianti di trattamento se quelli vecchi risulta-no inadeguati e non modificabili.

Non tutti i giacimenti di gas esauriti si prestanocomunque allo stoccaggio di gas. Infatti è necessarioche la loro conformazione sia tale che il gas iniettatodurante lo stoccaggio possa essere recuperato senza per-dite e che i giacimenti stessi siano in grado di assicura-re una produttività capace di rispondere con prontezzaalla richiesta di gas durante il ciclo di produzione. Nonsono pertanto adeguati giacimenti aventi marcate diso-mogeneità petrofisiche o strutturali (dislocazioni perfaglie) al loro interno e che siano caratterizzati da bassepermeabilità.

Relazione pressione/volume immagazzinatoSi consideri un giacimento volumetrico (senza spinta

d’acqua, v. cap. 4.3) durante la produzione; il rapporto p/ztra pressione media di giacimento e fattore di compressi-bilità del gas a tale pressione (z�1 per un gas ideale) è inprima approssimazione funzione lineare del volume di gasprodotto, come illustrato in fig. 2, ove A è la situazioneiniziale prima della produzione e B quella finale.

Nel caso di un giacimento con spinta di acquifero (v.ancora cap. 4.3), il rapporto p/z non è più funzione linea-re del gas prodotto, a causa dell’ingresso dell’acqua neipori originariamente occupati dal gas; la pressione digiacimento (e quindi il rapporto p/z) tende a essere mag-giore rispetto al caso volumetrico, a parità di volumi digas prodotti. Poiché l’acquifero risponde con un certoritardo al calo di pressione della zona originariamente agas, la deviazione dal caso volumetrico risulta più evi-dente dopo che è stato prodotto un certo volume di gas(AB in fig. 3).



produzione cumulativa di gas

p_z

A

B

fig. 2. Rapporto pressione p/fattore di compressibilità z, al variare della produzionein giacimenti a gas volumetrici.

produzione cumulativa di gas

p_z

A

B

fig. 3. Rapporto pressione p/fattore di compressibilità z, al variare della produzionein giacimenti a gas con spinta di acquifero.

volume di gas iniettato

p_z

C

D

fig. 4. Rapporto pressione p/fattore di compressibilità z, al variare del volumeiniettato in giacimenti a gas volumetrici.

Nel caso di iniezione di gas in un giacimento volu-metrico, p/z è funzione lineare del volume di gas iniet-tato (CD in fig. 4). Invece, nel caso di iniezione di gas inun giacimento con spinta di acquifero, la pressione digiacimento (e quindi p/z) tende a essere all’inizio piùalta rispetto al caso volumetrico, per poi stabilizzarsi allafine, a causa dell’aumento di volume della zona occu-pata dal gas, conseguente all’arretramento della tavolad’acqua (CD in fig. 5).

Nel caso di ciclo reversibile di stoccaggio/produzio-ne, in presenza di acquifero attivo, l’andamento del rap-porto p/z in funzione del volume di gas immagazzinatonon è lineare e in genere presenta un’isteresi, come illu-strato in fig. 6, ove E è la situazione prima dell’iniezio-ne e D quella a iniezione completata.

Nel caso di giacimento sottoposto a un ciclo di inie-zione e a uno di produzione all’anno, tipico della granparte dei sistemi di stoccaggio, la forma generale dellacurva p/z in funzione del volume immagazzinato è quel-la indicata dalla curva ED�DE� in fig. 7. Il tratto ED� cor-risponde all’iniezione, il tratto D�D corrisponde alla sta-bilizzazione della pressione, a iniezione completata (cadu-ta della pressione nell’acquifero); il tratto DE� corrispondealla fase di erogazione, il tratto E�E corrisponde alla sta-bilizzazione della pressione, a produzione nulla, dovutaal ritardo della risposta dell’acquifero.

Gli esempi indicati servono a dare un’idea qualita-tiva e semplificata delle relazioni che intercorrono frapressioni e volumi di gas prodotto/immagazzinato. Un’a-nalisi ben più precisa deve tener conto in maniera quan-titativa sia dell’influenza dell’acquifero, sia del contri-buto non sempre trascurabile della compressibilità delvolume poroso. Il ritardo della risposta dell’acquifero

può infatti influenzare sensibilmente le pressioni nelcorso dell’alternanza di cicli di iniezione e produzio-ne. Inoltre, la compressibilità del volume poroso puòdipendere in misura notevole dalla pressione, special-mente per formazioni relativamente poco profonde epoco consolidate. Mentre per un giacimento di produ-zione la decompressione del volume poroso avvienenell’arco di qualche anno, nel caso di un giacimento distoccaggio i cicli di compressione e decompressionesono molto rapidi, con durate in genere inferiori a seimesi. In questo caso la variazione elastica del volume




p_z

C

D

fig. 5. Rapporto pressione p/fattore di compressibilità z, al variare del volume iniettato in giacimenti a gas con spinta di acquifero.


p_z

E

D

fig. 6. Rapporto pressione p/fattore di compressibilità z, al variare del volume iniettatoin un ciclo di iniezione/produzione con acquifero.


p_z

E

D

E�

D�

fig. 7. Rapporto pressione p/fattore di compressibilità z, al variare del volume iniettatoin un ciclo breve di stoccaggio con acquifero.

poroso, conseguente a queste sollecitazioni, può avereun effetto ritardato di compensazione sulle pressioni delgiacimento, molto simile a quello che si ha in presenzadi spinta da parte di un acquifero.

Produttività di un giacimento di stoccaggio e funzione del cushion gas

Per un giacimento di stoccaggio di gas sono impor-tanti i volumi di gas che si possono stoccare e soprat-tutto quelli che si possono produrre reversibilmente nel-l’arco di tempo limitato del ciclo di erogazione. Rispettoa un giacimento di gas, la cui produzione viene distri-buita in alcuni anni, un giacimento di stoccaggio deveassicurare una produzione di quantità comparabili di gas,concentrata in un periodo che, al massimo, può com-prendere 5-6 mesi. Per questa ragione il giacimento distoccaggio deve avere un’alta produttività.

Dal momento che i punti di prelievo del gas sono ipozzi, è evidente che un alto numero di pozzi può dareluogo a un’elevata produttività di giacimento. Tuttavia,dato l’alto costo unitario dei pozzi, è preferibile utiliz-zare un numero di pozzi limitato, facendo in modo chequesti possano singolarmente avere elevate produttività,il che vuol dire che a relativamente alte portate di gasdevono corrispondere limitate perdite di pressione neltragitto dal giacimento fino alla superficie; queste per-dite si verificano all’interno del mezzo poroso, all’in-terfaccia fra giacimento e foro del pozzo e all’internodella stringa di produzione (sequenza di tubi o tubing).

Le perdite di pressione nel mezzo poroso dipendonoessenzialmente dalla permeabilità della roccia e quindinon sono generalmente suscettibili a variazioni miglio-rative: è ovvio che giacimenti a bassa permeabilità malsi prestino per questa ragione alla conversione a campidi stoccaggio. Per quanto riguarda le perdite di pressio-ne all’interfaccia fra giacimento e foro di pozzo, questesi possono ridurre notevolmente aumentando il diame-tro del foro del pozzo e, ancor di più, utilizzando pozziorizzontali, ove le condizioni lo permettano. In ogni casole tecniche di perforazione e di completamento dei pozzidevono essere tali da ridurre al minimo il danneggia-mento della formazione all’intorno del pozzo. A causadelle alte portate richieste, diventano rilevanti le perdi-te di pressione per attrito, all’interno della stringa di pro-duzione. Per ridurre al minimo tali perdite si ricorre atubi di diametro maggiore di quelli normalmente usatiper la produzione di giacimenti di gas.

Va notato che elevate portate implicano alte velocitàlineari del fluido, che, nel caso di formazioni poco con-solidate, possono indurre disastrosi insabbiamenti deipozzi nel corso dell’erogazione. Di questo si deve per-ciò tener conto nella progettazione dei completamentidei pozzi (v. cap. 3.7).

A parità di condizioni di esercizio degli impianti disuperficie, maggiore è la pressione media di giacimento,

maggiori sono le portate teoricamente ottenibili dai pozzia gas. Stoccare gas a pressione più alta comporta quin-di, oltre a una maggiore quantità di gas immagazzinato,anche la possibilità di avere a disposizione una più altaproduttività iniziale dei pozzi, circostanza che può ren-dere più allettante un progetto di stoccaggio. Il limitetecnico per la massima pressione in iniezione è tuttaviaquello oltre il quale non viene garantita l’integrità dellaroccia di copertura, oppure quello oltre il quale si avreb-be un eccessivo volume di gas immagazzinato con migra-zione di gas per superamento dello spill point (punto ditrabocco). Esistono comunque anche limiti legislativi,diversi fra i vari paesi: attualmente in Italia è possibilestoccare gas in un giacimento esaurito fino a una pres-sione non superiore alla pressione originale del giaci-mento vergine.

Per il progetto di stoccaggio di gas, oltre alla por-tata massima giornaliera, che il serbatoio è in grado difornire in rete, viene anche definita una portata mini-ma necessaria per soddisfare la richiesta di gas; per po-ter assicurare questa portata minima di gas è necessa-rio che la pressione di giacimento non scenda mai al disotto di un determinato valore. Il volume minimo di gaspresente in giacimento, sufficiente a fornire l’energianecessaria, corrisponde al volume del cushion gas; talevolume deve essere sempre mantenuto in un giacimentodi stoccaggio, in quanto l’erogazione di questo gaspotrebbe portare, oltre a pericolosi avanzamenti dellatavola d’acqua in giacimento, al cattivo funzionamen-to degli impianti di superficie e quindi all’impossibi-lità di adempiere a obblighi contrattuali di fornitura digas. Va comunque ricordato che, in particolari situa-zioni di emergenza, è possibile, recuperando produtti-vità attraverso l’abbassamento della pressione di testadei pozzi, erogare una parte del cushion gas, senza pro-vocare inconvenienti.

Simulazioni di giacimento per l’ottimizzazione dello stoccaggio

La simulazione del comportamento di giacimentoeffettuata con modelli matematici permette di tener contoopportunamente sia degli acquiferi, sia delle variazionidel volume poroso, sia del moto relativo di acqua e gas,governato dalle curve di permeabilità relative. L’uso dimodelli numerici alle differenze finite permette anche ditener conto di disomogeneità all’interno del giacimentoe della possibilità di intercomunicazione fra più livelli.In particolare, usando la tecnica dell’history matching(confronto fra dati storici di produzione e dati di model-lo, v. cap. 4.6), con assestamento dei parametri di giaci-mento e di pozzo, si può ottenere una buona conoscenzadel serbatoio, che è tanto più approfondita quanti più datistorici sono riprodotti.

È naturale che un giacimento a gas ‘maturo’ (in avan-zato stato di sfruttamento) presenti un gran numero di



dati storici da riprodurre e quindi che il suo studio portia una buona conoscenza del serbatoio, essenziale se sivuole procedere a iniettarvi gas a scopo di stoccaggio.Per poter effettuare la trasformazione ottimizzata di ungiacimento esaurito in un giacimento di stoccaggio èopportuno condurre uno studio di giacimento, che pertutti i pozzi riproduca ragionevolmente l’andamento nel

tempo dei dati storici di produzione: pressioni di fondo,pressioni di testa, produzione di gas, istante d’inizio diproduzione d’acqua, quantità d’acqua prodotta. Un esem-pio di history matching dei dati di pressione di un pozzoa gas è riportato in fig. 8.

Utilizzando i parametri di giacimento, che hanno per-messo, con il loro assestamento, di ottenere l’historymatching, è quindi possibile effettuare simulazioni mate-matiche dello stoccaggio sotto diversi scenari, che pos-sono prevedere un numero di pozzi variabile, con ubica-zione e completamenti diversi, nonché differenti condi-zioni di esercizio degli impianti di superficie. Questesimulazioni permettono di valutare come il giacimentopossa rispondere a cicli alternati d’iniezione ed eroga-zione, con particolare riguardo alla risposta dell’acqui-fero e relativi movimenti ciclici della tavola d’acqua.

Le informazioni ottenute concorrono a formulare unavalutazione economica che serve a supportare o meno ilprogetto di stoccaggio o la modifica di un sistema esi-stente. Un esempio grafico di questi dati è riportato nellefigg. 9, 10 e 11. Nelle figg. 9 e 10 vengono riportati gliandamenti nel tempo del volume di gas immagazzinatonel giacimento esaurito e delle pressioni del gas, simu-lati nel corso dell’alternanza dei cicli di stoccaggio ederogazione. Si può osservare che, prima di iniziare leoperazioni di erogazione/iniezione, si deve iniettare ingiacimento una quantità di gas minima e che la quantitàdi gas immagazzinato e la pressione di giacimento nonscendono mai sotto determinati valori. La quantità di gaserogabile in un generico ciclo di stoccaggio corrispon-de al working gas; la quantità di gas che rimane imma-gazzinata in giacimento corrisponde al cushion gas; laderiva che si osserva in fig. 9 dipende dal fatto che partedell’energia fornita in iniezione, per la ricostituzione delgiacimento a gas, viene via via dissipata nella pressu-rizzazione dell’acquifero, che risponde più lentamentedella zona a gas. La fig. 11 mostra, per un ciclo eroga-tivo medio, la curva della portata in erogazione che il



1981

200

150

100

50

01986 1991 1996 2001

pres

sion

e (b

ar)

anni

pressione di fondo simulatapressione di fondo misuratapressione di testa simulatapressione di testa misurata

fig. 8. Esempio di riproduzione delle pressionidi un pozzo con la tecnica dell’history matching.

06-0

1-01

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fig. 9. Andamento del volume di gasimmagazzinato nel tempo per un progetto di stoccaggio.

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fig. 10. Andamento della pressione di giacimento nel tempo per un progetto di stoccaggio.

giacimento può assicurare, in funzione del volume ero-gato (svaso). Questa curva è quella che meglio descrivela capacità di un giacimento di assicurare la produzionerichiesta. In generale, per giacimenti che, opportuna-mente regolati, contribuiscono a una fornitura media-mente costante alla rete di metanodotti, la portata mas-sima può rimanere costante fino all’erogazione del 30-40% del working gas.

Per soddisfare brevi richieste improvvise di gas daparte dell’utenza si utilizzano giacimenti con elevate pro-duttività, spesso caratterizzati da basso valore di workinggas; per questi la curva di produttività può presentare untratto piano di portata massima (plateau) inferiore al 10%del working gas.

Stoccaggio di gas negli acquiferiGli acquiferi − formazioni geologiche sotterranee,

piegate in modo da costituire una trappola con acquaall’interno dei pori − sono caratterizzati in genere dabuone porosità e alte permeabilità; la loro estensione puòessere notevole. Se ricorrono le condizioni per il conte-nimento di gas, queste formazioni possono essere quin-di utilizzate come campi di stoccaggio di gas. Lo stoc-caggio di gas naturale negli acquiferi comporta l’inie-zione di gas all’interno di un mezzo poroso contenenteinizialmente solo acqua. Il gas che viene iniettato nelculmine della struttura spiazza l’acqua contenuta e, pereffetto della differenza di densità, si accumula nella partealta della struttura stessa.

Requisiti È importante sottolineare che non tutti gli acquiferi

si prestano per lo stoccaggio di gas naturale: i requisitifondamentali stanno infatti nella capacità di immagaz-zinare gas senza perdite e di produrre il gas stoccato conalte produttività; occorre pertanto una buona conoscen-za della struttura, supportata da un buon controllo sismi-co e geologico. Nel caso di una anticlinale dev’essereben definita la posizione dello spill point, che garanti-sce il massimo intrappolamento, e inoltre non devono

essere presenti dislocazioni (faglie), che possono impe-dire la continuità idraulica del mezzo poroso oppure costi-tuire una via di fuga per il gas. Una non perfetta cono-scenza della struttura potrebbe portare, durante la fasedi iniezione del gas, a una perdita di gas oltre lo spillpoint, verso altre strutture o addirittura in superficie. Èinoltre necessario che la roccia di copertura dell’acqui-fero abbia un certo spessore e abbia caratteristiche talida assicurare una perfetta tenuta del gas alle pressionipiù alte imposte durante lo stoccaggio.

È importante anche l’omogeneità delle caratteristi-che petrofisiche della roccia serbatoio, altrimenti potreb-bero verificarsi nel corso dell’iniezione di gas fenome-ni di fingering (canalizzazione), cioè di iniezione prefe-renziale di gas negli strati a più alta permeabilità, conl’impossibilità di ottenere la separazione del gas stesso,per minor densità, al culmine della struttura; in questocaso rimarrebbero dietro al fronte del gas iniettato delle‘isole’di roccia, contenenti acqua, non spiazzate dal gas,che potrebbero ripercuotersi negativamente sulla pro-duttività dei pozzi nella fase di erogazione del gas stoc-cato, con produzione non voluta di acqua.

Per avere una buona produttività di gas è inoltreopportuno che l’acquifero abbia permeabilità alta, nonsia troppo superficiale e abbia pressione iniziale suffi-cientemente alta; è raccomandabile, non appena il pro-cesso di stoccaggio/produzione sia pervenuto a regime,che la pressione massima di fondo non si discosti trop-po da quella originale. È ovvio che, maggiore è la pres-sione di giacimento durante lo stoccaggio, maggiore èil quantitativo di gas che si può immagazzinare nel sot-tosuolo e maggiore è quindi la portata massima gior-naliera di gas ottenibile dai pozzi durante la fase ini-ziale di erogazione.

FunzionamentoÈ importante sottolineare che all’inizio della costi-

tuzione del primo polmone di gas il mezzo poroso è com-pletamente saturo di acqua. In queste circostanze, perpoter introdurre gas (fluido che non bagna la roccia) neipori è necessario applicare a questo una pressione dif-ferenziale, rispetto all’acqua, corrispondente alla pres-sione capillare gas/acqua (v. cap. 4.1). Inoltre, a causadell’effetto determinato dalle curve di permeabilità rela-tiva gas/acqua, che prevedono in queste condizioni bassepermeabilità effettive al gas, è necessario utilizzare ini-zialmente pressioni di iniezione più alte rispetto alle mas-sime in uso quando lo stoccaggio è a regime. Una voltache si è costituito un primo banco di gas attorno al pozzo,a causa della maggiore area di contatto con la zona com-pletamente satura d’acqua, la pressione necessaria perspiazzare l’acqua tende a diminuire sensibilmente, comeprevisto dalla legge di Darcy.

Va notato che, per poter convertire un acquifero incampo di stoccaggio di gas, una parte del cushion gas,



1,4

1,2

1,0

0,8

0,6

0,4

0,20

0 20 40 60 80 100 120 140

port

ata

(MSm

3 /d)

svaso (MSm3)

fig. 11. Curva di erogabilità di giacimento per un progetto di stoccaggio.

iniettato prima delle operazioni reversibili di iniezio-ne/erogazione, rimane all’interno dei pori come fisica-mente non recuperabile, anche se partecipa al meccani-smo di spinta. Infatti, supponendo di recuperare il gasrimanente al termine delle operazioni di stoccaggio,rimarrà comunque all’interno dei pori, dietro al frontespiazzante di acqua, un volume di gas residuo, che nonè possibile recuperare in alcun modo.

CaratterizzazioneDiversamente dai giacimenti di gas esauriti, per i

quali la storia passata di produzione fornisce gli stru-menti per la migliore conoscenza del serbatoio, nel casodegli acquiferi la conoscenza iniziale del serbatoio sibasa esclusivamente sui dati sismico-geologici e su pochidati di pozzo. Per tale ragione, quando la legislazionedel paese consente lo stoccaggio negli acquiferi, primadella conversione è opportuno conoscere bene la strut-tura e la continuità idraulica del mezzo poroso tramitela perforazione di pozzi chiave, opportunamente distri-buiti. La caratterizzazione petrofisica del serbatoio dovreb-be quindi essere fatta su campioni di roccia prelevatidurante la perforazione tramite carotaggi continui. Frale misure da effettuare su questi campioni, oltre a quel-le di permeabilità e porosità, sono estremamente utiliquelle di compressibilità della roccia serbatoio e quellerelative alle caratteristiche di tenuta della roccia di coper-tura, tenuta caratterizzata dalla threshold pressure (pres-sione di soglia), oltre la quale il gas può migrare verti-calmente attraverso la roccia stessa.

Lo studio di un acquifero, già trasformato in giaci-mento di stoccaggio, effettuato con la tecnica dell’his-tory matching sulla base di un numero di cicli di stoc-caggio-erogazione storici, fornisce uno strumento fon-damentale sia per la migliore conoscenza del serbatoio,sia per la verifica periodica dell’inventario (volumi, pres-sioni, ecc.) del gas stoccato.

Stoccaggio in cavità artificiali Lo stoccaggio di gas naturale nel sottosuolo può esse-

re effettuato anche in cavità ottenute all’interno di accu-muli di sale per dilavamento artificiale con acqua. Que-sti accumuli possono presentarsi in natura in due forme:duomi salini e stratificazioni di sale. I duomi salini sonoil risultato della deformazione plastica del sale, che, neltempo, a causa della pressione dei sedimenti soprastan-ti e della differenza di densità, è stato estruso verso l’al-to attraverso punti deboli dei sedimenti stessi. La loroforma è in genere oblunga sulla verticale, e possono rag-giungere diametri orizzontali di oltre un chilometro esviluppi in verticale di alcuni chilometri. In genere, iduomi salini, utilizzati per stoccare gas naturale, si tro-vano a profondità fra 500 e 2.000 m. Le stratificazionidi sale sono formazioni molto estese, costituite da alter-nanze di sale e di altre rocce evaporitiche: gli spessori

possono arrivare a 500 m e le profondità in genere nonsuperano i 1.000 m.

Gli accumuli salini sono costituiti da cloruro di sodiopressoché puro, che di solito viene utilizzato per usi indu-striali, e la cui estrazione può essere fatta con metodiminerari tradizionali (miniere con scavi in galleria) o conmetodi di dissoluzione controllata con acque dolci; gra-zie ai metodi del secondo tipo, si ottengono soluzionisature di sale, direttamente utilizzabili negli impianti perla produzione di cloro e soda caustica. Le cavità ottenu-te in questo modo ben si prestano, per l’impermeabilitàdel sale, all’immagazzinamento di materiali in cui il salesia insolubile (fanghi saturi di sale, idrocarburi liquidi egassosi, ecc.).

L’uso di caverne artificiali nel sale, per l’immagaz-zinamento di idrocarburi, è relativamente recente, aven-do avuto inizio in Canada nel corso della Seconda Guer-ra Mondiale, ed essendo proseguito negli anni Cinquantain America Settentrionale e in Europa con lo stoccaggiodi GPL. Negli anni Ottanta gli Stati Uniti hanno realiz-zato riserve strategiche di petrolio all’interno di forma-zioni saline, per un volume stoccato pari a 94 milioni dimetri cubi. Lo stoccaggio di gas in caverne di sale è ini-ziato più tardi, negli anni Sessanta negli Stati Uniti.

Le caverne non sono caratterizzate da dimensioni moltograndi: i volumi medi vanno da 50.000 a 500.000 m3,anche se in tempi recenti le nuove tecnologie hanno per-messo la costruzione di cavità di dimensioni lineari supe-riori ai 300 m e capacità fino a 2.500.000 m3.

Cenni sulla costruzione di caverne artificiali nel saleNon tutte le caverne usate in prima battuta per l’e-

strazione di sale si prestano allo stoccaggio di gas: lecaverne possono avere forme particolari, che, durante leoperazioni dello stoccaggio (iniezione ed erogazione),potrebbero causare crolli interni con conseguenti pro-blemi di sicurezza; se il dilavamento del sale genera unculmine laterale più alto rispetto alla base dell’ultimocasing del pozzo, il gas che verrebbe a occuparlo duran-te lo svuotamento dell’acqua salata non sarebbe prati-camente più recuperabile, con interventi di ricompleta-mento del pozzo molto difficili.

Prima di sviluppare una caverna è necessario cono-scere la forma della roccia incassata del deposito salino,e individuare la disponibilità in loco sia di acqua per ladissoluzione del sale, sia di siti per lo smaltimento di acquasalata. La geometria e la consistenza interna dell’accu-mulo di sale possono essere individuate (se non è già statofatto da precedenti studi geologici e geofisici per ricercapetrolifera) attraverso indagini geosismiche e perforazio-ni di pozzi di prova con carotaggi continui in formazione.

Va ricordato che la dissoluzione del sale può essereeffettuata anche con acque salmastre a basso contenutodi sale, cosa che ne aumenta in genere la disponibilità.L’acqua salata viene in genere smaltita in opportune



formazioni nel sottosuolo, se non addirittura inviata aimpianti per la produzione di cloro-soda, operanti in zona.

Il pozzo che viene perforato per la costruzione dellacaverna è lo stesso che verrà in seguito usato per le ope-razioni di stoccaggio. Il fango di perforazione deve esse-re saturo di sale, per assicurare l’integrità del foro all’in-terno del sale; dopo l’installazione di opportuni casing,il pozzo viene completato con due tubi concentrici (fig. 12):dal tubo più interno viene normalmente iniettata l’acqua(dolce o salmastra); l’intercapedine fra questo tubo equello successivo serve per l’uscita di acqua salata; l’in-tercapedine fra il secondo tubo e il casing viene utiliz-zata per la costituzione di un tampone d’olio al di sopradella fase acquosa, per evitare il contatto di acque dolcicon il tetto della caverna in costruzione, che potrebbeportare alla formazione non voluta di una culminazionelaterale superiore. Con il procedere della dissoluzione

del sale, il tubo interno viene ulteriormente abbassatoper permettere un maggiore contatto dell’acqua con ilsale. La cavità che viene a formarsi è oblunga, a formadi pera, con la sezione della base più larga e con detritiinsolubili accumulati al fondo: se viene invertita la cir-colazione di acqua, con estrazione dal tubo interno, lacavità tende ad assumere una sezione di cima più larga.

La progettazione della cavità viene in genere effet-tuata con l’ausilio di modelli matematici, che tengonoconto delle proprietà termodinamiche del sale e dell’ac-qua usata; il controllo delle dimensioni viene effettuato,durante la dissoluzione del sale, mediante l’uso di stru-menti acustici, tipo sonar. Una volta ottenuta la cavernadelle dimensioni volute, si procede al suo svuotamento,utilizzando lo stesso gas che poi vi verrà stoccato. Vanotato che alla base della caverna rimangono comunquedetriti e una parte di acqua salata, che non è possibileeliminare completamente: nel corso dello stoccaggioquest’acqua tende a vaporizzare nel gas, per cui è neces-sario disidratare il gas prodotto prima della sua spedi-zione nella rete di metanodotti.

Per ottenere una caverna con volume intorno a400.000 m3 è necessario, in media, un volume d’acquadieci volte maggiore; il tempo di costruzione, con unaportata ottimale d’acqua di 300 m3/h, si aggira intornoai 20 mesi. La vita media di una caverna per operazio-ni di stoccaggio di gas si aggira intorno ai 30 anni.

Caratteristiche dello stoccaggio di gas in cavernaLe cavità artificiali in sale, per la totale impermea-

bilità, costituiscono un contenitore ideale per il gas. Diver-samente dagli altri sistemi di stoccaggio in mezzi poro-si, lo stoccaggio in caverna presenta altissime produtti-vità, il che ne permette un uso specifico in redditizieoperazioni di peak shaving (livellamento della punta).Infatti, in situazioni di emergenza o in caso di improv-vise richieste di gas, questo può essere immediatamen-te reso disponibile per l’immissione in rete. Anche leoperazioni di stoccaggio sono molto più veloci rispettoad altri sistemi. Per queste ragioni è possibile avere piùcicli di stoccaggio/erogazione all’anno, caratterizzati inmedia da elevata erogazione per 5-10 giorni e da inie-zione per 10-20 giorni. Un altro vantaggio è l’utilizzo diminori quantità di cushion gas per assicurare la produt-tività di pozzo nella fase di erogazione (30-40% rispet-to a una media del 50%, tipica dello stoccaggio in gia-cimenti esauriti).

A causa dei volumi limitati di gas immagazzinabili(e quindi di volumi limitati di working gas), lo stoccag-gio in caverne artificiali non può competere con gli altrisistemi di stoccaggio per quanto riguarda la fornitura diportate relativamente costanti nei periodi di massimarichiesta del gas.

La massima pressione nello stoccaggio in caverna ingenere non eccede il valore corrispondente a un gradiente



acqua dolceacqua salata

olioformazioni superficiali

tampone d’olio

uscitaacquasalata

ingressoacquadolce

detriti

sale

fig. 12. Schema di costruzione di una cavernaartificiale nel sale per lo stoccaggio di gas.

di 19.600 Pa (0,2 kg/cm2) per metro di profondità a par-tire dalla pressione nel tetto della cavità. La pressioneminima nel corso dell’erogazione è limitata da conside-razioni geomeccaniche: infatti, sollecitazioni con fortisbalzi di pressione possono portare col tempo a defor-mazioni plastiche del sale, che possono causare una ridu-zione, anche consistente, del volume della cavità artifi-ciale; secondo una regola empirica, è opportuno che lapressione minima nel corso dell’erogazione non scendaal di sotto del valore corrispondente a un gradiente di8.800 Pa (0,09 kg/cm2) per metro di profondità a parti-re dalla pressione al tetto della cavità.

Tipologie e completamento dei pozzi nei giacimenti di stoccaggio

Utilizzo di completamenti esistenti per iniezione/produzione

Nel caso della trasformazione di giacimenti a gasesauriti in giacimenti di stoccaggio, se le condizioni mec-caniche dei pozzi lo consentono e se l’ubicazione è inculmine strutturale, si tende a riutilizzare i pozzi con icompletamenti esistenti sia per le operazioni di iniezio-ne che di produzione. Va tenuto presente che i pozzi esi-stenti, che non possono essere utilizzati direttamentenello stoccaggio, possono costituire comunque una fonteimportante d’informazioni per il controllo dello stoc-caggio con studi di giacimento. Utilizzati come pozzispia, possono infatti fornire preziose indicazioni sul-l’andamento delle pressioni di giacimento e persino suimovimenti della tavola d’acqua nel corso delle opera-zioni di iniezione/erogazione.

Modifiche ai completamenti esistenti Durante l’iniezione di gas la pressione di testa pozzo,

per vincere le perdite di carico nel percorso fino al gia-cimento, dev’essere più alta di quella stabilitasi in pro-duzione; pertanto le attrezzature di testa pozzo devonoessere rese compatibili con le condizioni di iniezione.Spesso è inoltre conveniente procedere al ricompleta-mento dei pozzi esistenti per far fronte alle nuove esi-genze di alta produttività richiesta durante il ciclo di ero-gazione. Infatti, per ridurre le perdite di carico può esse-re necessario il ricompletamento con tubi di maggiordiametro interno.

Ad alte portate di erogazione, a causa delle alte velo-cità del gas all’interfaccia fra il casing e la formazione, sela formazione non è molto consolidata, è possibile chedella sabbia venga trascinata in pozzo; per evitare pro-blemi di insabbiamento del pozzo e l’innesco di perico-lose abrasioni e rotture all’interno delle tubazioni, in gene-re si ricorre all’uso di filtri, in particolare di gravel packs(filtri a sabbia calibrata, v. cap. 6.2), che devono essereinstallati con la massima cura per ridurre al minimo il dan-neggiamento e le perdite di pressione al loro interno.

Nuovi completamentiQuando l’utilizzo di pozzi esistenti, se pur modifi-

cati nei loro completamenti, non permette il raggiun-gimento della produttività richiesta nel corso dell’ero-gazione del giacimento di stoccaggio, si rende neces-saria la perforazione di pozzi aggiuntivi. È ovvio che



tuboguida

iniezione

erogazione

casing

casing

packer diproduzione

tubing diproduzione

filtro

gravel pack

formazione

packer

valvola diiniezionedi glicol

valvola disicurezza

valvola dicircolazione

fig. 13. Schema di completamento per un pozzodi stoccaggio di gas.

pozzi progettati ad hoc per l’esercizio dello stoccag-gio di gas in giacimento siano più adeguati di pozzirecuperati, non progettati a questo scopo. L’utilizzo dipozzi orizzontali in culmine di struttura può in gene-re, nonostante gli alti costi unitari, ottenere il doppioobiettivo di assicurare elevata produttività e di mini-mizzare il numero di pozzi necessari. Tuttavia, spessola morfologia complessa dei giacimenti e la presenzadi acquiferi attivi e di disomogeneità nel mezzo poro-so giustificano lo sviluppo dello stoccaggio con pozziconvenzionali.

Lo studio di giacimento, attraverso simulazioni mate-matiche, permette di definire il numero di pozzi neces-sari, le sezioni dei tubi per la produzione (tubing) chemeglio si prestano all’esercizio dello stoccaggio e la mas-sima pressione di testa prevista durante l’iniezione di gasin giacimento. Sulla base di queste indicazioni vengonoprogettati i completamenti dei pozzi, che devono soprat-tutto essere in grado di operare sempre in condizioni disicurezza e ridurre al minimo le possibilità di interru-zione accidentale della produzione.

Un tipico completamento di pozzo per stoccaggio èschematicamente rappresentato in fig. 13: partendo dalfondo pozzo, è presente il gravel pack in foro scoperto,in cui è immerso il filtro meccanico posto alla base deltubing; vi sono quindi il packer di produzione e la valvo-la di sicurezza controllata dalla superficie, che chiude auto-maticamente il pozzo in caso di improvviso aumento dellaportata; al di sopra di questa è mostrata la valvola di inie-zione di glicol, per prevenire la formazione di tappi di

idrati all’interno del tubing; il completamento terminacon la testa pozzo, progettata per una pressione massi-ma superiore alla massima pressione prevedibile duran-te l’iniezione di gas.

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Gianfranco AltieriConsulente scientifico



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