Oil and Energy

Come sarà il petrolio del domani?
Intervista pubblicata su Risorse Economia Ambiente

Nella seguente intervista, Massimo Nicolazzi (autore del libro “Il prezzo del petrolio”) approfondisce il tema degli idrocarburi cosiddetti “unconventional”, descrivendone la situazione presente e ipotizzandone le prospettive future. Questo tipo di carburanti fossili sta acquistando un’importanza sempre maggiore all’interno del panorama energetico mondiale, man mano che i giacimenti superficiali, da cui si ottiene petrolio abbondante e a basso costo, vanno riducendosi in numero e portata. Molto presto e sempre più spesso sentiremo dunque parlare di unconventional, shale oil, shale gas.

Nicolazzi, di cosa si parla quando si dice “non convenzionale”?
Non sempre della stessa cosa. Se prende ad esempio la definizione restrittiva di Colin Campbell per la parola “convenzionale”, contenuta nel suo famoso testo “The coming Oil Crisis” il declino del convenzionale è già cominciato. Insomma siamo oltre il “picco”. Se adottiamo definizioni più lasche, il quadro cambia; e all’estremo opposto l’idea stessa di “picco” viene un po’ ammaccata.
Il problema, o meglio la confusione definitoria, sta nel fatto che molto di quello che già si produce non è “oil” secondo Campbell mentre lo è petrofisicamente (insomma chiamatelo unconventional ma è uguale al conventional). E’ petrolio come quello tradizionale, solo di più difficile produzione in punto di tecnica di estrazione.

Si può dire dunque che “unconventional” è quel petrolio che si raggiunge con difficoltà?
Non solo, visto che chiamiamo unconventional anche “petrolio” che richiede ulteriori manipolazioni per diventare tale. Ma per quel che si produce oggi in buona parte sì.
Nel caso estremo dell’offshore profondo, che Campbell definirebbe non convenzionale, l’unica differenza è che la perforazione costa di più e la sua tecnologia viene portata al limite (conosciuto…).
Il giacimento è convenzionalissimo. Ma per arrivarci bisogna posizionarsi coi mezzi sopra 5000 metri d’acqua e, come hanno fatto in Brasile, dal fondo dell’Oceano bucare la terra per altri 5000 metri. E’ la difficoltà ad essere unconventional, non il petrolio.

Quindi, molta parte dell’unconventional oil è in realtà petrolio “normale”?
L’offshore profondo e ultraprofondo sì; ed altrettanto vale per quel petrolio prodotto oggi essenzialmente negli Stati Uniti e che definiamo genericissimamente shale oil. Quando si legge di unconventional oil negli Stati Uniti, nella maggior parte dei casi si tratta di petrolio assolutamente identico a petroli analoghi , che però è intrappolato in rocce impermeabili che ne impediscono il movimento e quidi la fuoruscita “naturale” per solo gradiente di pressione.

Quali sono le tecniche estrattive in questo caso?
Il petrolio è essenzialmente il prodotto della trasformazione di sedimenti organici. Man mano che scendono giù per la terra con la roccia che li contiene (la “roccia madre”) calore e pressione ne inducono la trasformazione. Di regola ad un certo livello di pressione la roccia madre “espelle” il petrolio, che essendo leggero tenta di risalire in superficie. Quando trova un “tetto” di roccia impermeabile non riesce più a risalire, e si ferma addensandosi nei pori delle rocce sottostanti la copertura impermeabile. Più le rocce sottostanti (la “roccia serbatoio”) sono porose, e più petrolio possono trattenere.
Quando si fa “un buco” nel tetto la pressione di quanto si è accumulato nella roccia porosa è tale da consentire almeno inizialmente l’erogazione spontanea del petrolio. E’ un po’ come comprimere una spugna piena d’acqua dentro una superficie impermeabile, per esempio un sacchetto di cellophane, strizzando al massimo. Infilandoci dentro un ago una parte dell’acqua che vi è contenuta esce da sola.
Buona parte del petrolio di shale è finito in uno strato di rocce porose ma impermeabili, di regola argille. Anzi più che finirci di norma ci è nato. La roccia è abbastanza porosa da contenerlo, ma non abbastanza permeabile da lasciarlo muovere e perciò rilasciarlo. Lo shale oil spesso è oil rimasto dentro la roccia madre e che non ha mai iniziato il suo viaggio verso la superficie. Per il resto, in termini di cottura e di pressione, è stato accudito da mamma come un qualsiasi gemello conventional. Sono identici.
La tecnica estrattiva è poi spesso basata su una combinazione di perforazione orizzontale e di fracturing. Il pozzo arrivato alla profondità dell’obiettivo anzichè essere completato prosegue di lato in orizzontale, a volte anche per lunghezze considerevoli. La tecnica si è perfezionata in parallelo al progresso nella lavorazione degli acciai, che ne rende disponibili di sempre più “flessibili”; e consente con un’unica sezione verticale di aprire più comunicazioni nella sezione orizzontale tra pozzo e strato mineralizzato, con forte risparmio dei costi di perforazione.
In un giacimento tradizionale, quando il pozzo attraverso uno o più completamenti viene messo in contatto col giacimento, parte degli idrocarburi che vi sono contenuti vengono in superficie senza necessità di stimoli. In shale invece non risale nulla, perchè l’idrocarburo come detto è “imprigionato” da roccia impermeabile. Per estrarlo bisogna fare a pezzi la prigione, ed è quello che viene fatto ricorrendo alla cosidetta fratturazione idraulica (o FRAC). Il FRAC consiste in pratica nell’iniezione ad alta pressione di grandi volumi (milioni di litri) di acqua o di vapore, di regola misti a solventi che facilitino la fratturazione della roccia serbatoio. A roccia fratturata, l’idrocarburo è libero di muoversi e può essere così recuperato in superficie.

Questo sistema ha una buona efficienza?
Dato che la pratica è al momento essenzialmente americana, si possono usare come campione rappresentativo i dati relativi a questa zona: il 10% del petrolio proveniente dall’USA, circa mezzo milione di barili, è prodotto tramite fratturazione idraulica. Più della metà del gas naturale prodotto negli Stati Uniti è unconventional. Parliamo di una produzione che si aggira attorno ai 300 miliardi di metri cubi all’anno, più di tutto il gas che in un anno esporta la Russia. In Italia, per esempio, consumiamo circa ottanta miliardi di metri cubi all’anno.

Quello descritto finora è il panorama dell’unconventional che per qualità chimiche e fisiche è del tutto assimilabile al conventional. Esistono combustibili diversi anche dal punto di vista qualitativo?
Esistono tipi di petrolio che hanno bisogno di ulteriori trattamenti per essere commerciabili. Il petrolio “inizia” con la deposizione di massa organica in ambiente anaerobico.
Sprofondando, attraversa tre fasi. Il petrolio vero e proprio è “cotto” a dovere nella seconda fase di discesa, o “catagenesi”, a temperature tra 65 e 150 gradi (dopo di che va in metagenesi, e tra 150 e 200 gradi l’idrocarburo residuo prende forma solo di gas naturale) Nella prima fase di cottura, o diagenesi, il processo dà vita al genitore del petrolio (Kerogene) e in progresso essenzialmente a bitume. Gli idrocarburi rinvenuti a questo stadio di maturazione necessitano di trattamento di raffinazione per essere commerciabili e creano grandi problemi di trasporto e di produzione per la loro pesantezza e la loro scarsa viscosità. In alcuni casi (il Mahogany Project di Shell, per fare un esempio) si è arrivati a sperimentare la “cottura” in situ, insomma a riscaldarli artificialmente sottoterra per accelerarne la maturazione. Se vuole, un po’ l’idea di mettere il petrolio in incubatrice. In altri casi invece viscosità e grado di cottura del “bitume” consentono trattamenti (quasi) convenzionali.
Il Venezuela, per esempio, ha dichiarato di recente di disporre di riserve maggiori di quelle dell’Arabia Saudita. E’ quasi tutto petrolio molto pesante e bituminoso. Buona parte di esso va riscaldata in giacimento per fluidificarla abbastanza da poterla estrarre. Questo petrolio extra heavy nel giro di qualche anno avrà a sua volta bisogno di recupero assistito, sia nella produzione che nel trasporto; e comunque di trattamento prima della commercializzazione.
Le sabbie canadesi (tar sands) sono invece una faccenda diversa. Sono giacimenti degradati, contaminati da ossigeno. Anche in questo caso occorre un procedimento di raffinazione, dal quale si ottiene petrolio cosiddetto “sintetico”. Mentre per gli idrocarburi venezuelani parliamo di petrolio “non abbastanza cotto” qui possiamo parlare di petrolio “marcito”.

In che modo queste nuove frontiere estrattive potranno influenzare il panorama energetico del futuro? Se sono così costose e piene di ricadute problematiche, perché sono oggetto di investimenti così importanti?
L’enorme famiglia dell’unconventional in termini di risorse, cioè di idrocarburi fossili presenti nella terra, è sicuramente un multiplo delle risorse convenzionali. Quanta parte di questo diventa riserva, cioè estraibile e producibile dal punto di vista tecnico, economico ed ambientale, nessuno al momento può saperlo.
Al netto della politica, cioè dei limiti che ci vogliamo dare allo sfruttamento delle risorse del sottosuolo, l’indicazione prevalente è che le risorse unconventional possano essere un multiplo di quelle convenzionali. A spanne, la ratio più citata è quella di un rapporto 3 a 1. Con il caveat che in ogni caso questi conti hanno una fortissima componente speculativa, e che alla fine contano le riserve, cioè i volumi producibili, e non le risorse, e cioè i volumi presenti nel sottosuolo.

Come si rapportano tra loro i temi politico ambientali, tecnologici ed economici in gioco?
Il limite di produzione dell’unconventional sta più sopra che sotto la terra; cioè sta più nei limiti politici e per via politica ambientali alla sua produzione che non in una mancanza di possibilità tecnologiche per farlo.
Siamo a un tipico tema di sostenibilità; che peraltro spesso prende la forma, anche e soprattutto a fini di consenso, di un conflitto tra sostenibilità economica (in termini di PIL e crescita di breve) e sostenibilità ambientale di medio-lungo periodo.
Ci toccherebbe trovare per entrambe un unico metro di misura.Se noi fossimo capaci di dare una valutazione economica condivisa alle esternalità vere o presunte e di renderla una componente di prezzo, forse non avremmo bisogno di tanta attività regolatoria per decidere quel che è bene e quel che è male.

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