Workshop nuovi servizi di stoccaggio - Presentazione Giacimenti San Donato Milanese 26 febbraio 2017 - Snam
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Workshop nuovi servizi di stoccaggio Presentazione Giacimenti snam.it San Donato Milanese 26 febbraio 2017
Unità Giacimenti (GIAC)
Managers:
2
Gestione dello stoccaggio: un know-how specifico
Specifico know-how
di “giacimento”
Il giacimento è un asset “unico” con
caratteristiche da preservare
attraverso una corretta gestione
Per la gestione operativa è
necessario un know-how tecnico
specifico e altamente specialistico
3
Tipologie di stoccaggio
Giacimenti di idrocarburi in
esaurimento
Cavità saline artificiali
Acquiferi naturali
I giacimenti di idrocarburi in fase di esaurimento e in acquiferi naturali si caratterizzano in base alle
proprietà petrofisiche e geologiche della roccia serbatoio.
Le cavità saline sono caverne create artificialmente nel sottosuolo in specifiche formazioni
geologiche.
4
I giacimenti a idrocarburi
I giacimenti sono un accumulo di idrocarburi intrappolati in rocce porose del sottosuolo in condizioni
strutturali favorevoli (trappola geologica – non tutte le trappole sono giacimenti!).
La tenuta è garantita da rocce di copertura impermeabili che impediscono la migrazione degli idrocarburi
verso la superficie.
Il gas è contenuto tra i
granuli all’interno della
roccia.
Argille
Ghiaie Sabbie
5
La trappola geologica
TRAPPOLE STRATIGRAFICHE
legate all’originario assetto
deposizionale degli strati
0
CAP-ROCK
TRAPPOLE STRUTTURALI
CAP-ROCK
generate da deformazioni tettoniche
posteriori alla deposizione degli strati
(pieghe e faglie)
RESERVOIR
6
I campi di stoccaggio SNAM in Italia
SERGNANO BORDOLANO
SETTALA
BRUGHERIO
SABBIONCELLO I giacimenti utilizzati in Italia per l’attività di
stoccaggio sono il risultato di una complessa
MINERBIO
evoluzione geologica dei bacini sedimentari
RIPALTA in cui sono inseriti, che ha permesso la
formazione e la preservazione di accumuli di
CORTEMAGGIORE ALFONSINE
idrocarburi rimasti intrappolati nel sottosuolo
per milioni di anni.
FIUME TRESTE
7
Stoccaggio di gas naturale: parametri caratteristici e definizioni
WORKING GAS max : massimo volume di gas erogabile ciclicamente ogni anno dal giacimento senza
pregiudicarne l’esercizio dello stoccaggio nel tempo.
WORKING GAS (def. D.L. n°164 del 23 Maggio 2000): quantitativo di gas presente nei giacimenti in
fase di stoccaggio che può essere messo a disposizione e reintegrato, per essere utilizzato ai fini dello
stoccaggio minerario, di modulazione e strategico, compresa la parte di gas producibile, ma in tempi più
lunghi rispetto a quelli necessari al mercato, ma che risulta essenziale per assicurare le prestazioni di
punta che possono essere richieste dalla variabilità della domanda in termini giornalieri ed orari.
PORTATA DI PUNTA: massima portata giornaliera erogabile per un tempo limitato dal giacimento.
CUSHION GAS (D.L.. n°164 del 23 Maggio 2000): quantitativo minimo indispensabile di gas presente o
inserito nei giacimenti in fase di stoccaggio che è necessario mantenere sempre nel giacimento e che ha
la funzione di consentire l’erogazione dei restanti volumi senza pregiudicare nel tempo le caratteristiche
minerarie dei giacimenti di stoccaggio.
WG
EFFICIENZA: rapporto tra working gas e la somma di working e cushion gas. Ef = -----------
WG+CG
8
Conversione giacimenti a idrocarburi in fase di esaurimento a stoccaggio
GIACIMENTO IN
STATUS FASE DI STOCCAGGIO A
ORIGINARIO ESAURIMENTO GIACIMENTO PIENO
GAS PRODOTTO
GAS TOTALE
INIETTATO WORKING GAS
(stock massimo)
CUSHION GAS
RISERVE
RISERVE RESIDUE RISERVE
ORIGINARIE RESIDUE
9
Stoccaggio di gas naturale: Portata di punta
I giacimenti di stoccaggio Stogit si possono suddividere operativamente in relazione alla portata di punta in:
Giacimenti di base: sono quelli in grado di erogare volumi consistenti prima che la punta disponibile cominci a
declinare.
Q
V
Giacimenti di punta: sono quelli in grado di erogare volumi limitati prima che la punta disponibile cominci a
declinare.
Q
V
L’ottimizzazione dell’insieme dei giacimenti consiste nel gestire al meglio le caratteristiche peculiari di
ogni campo per mantenere massima nel tempo la prestazione di punta sia in iniezione che in
erogazione.
10Giacimento: caratteristiche petrofisiche
Queste proprietà nel sedimento presentano
una forte variabilità sia areale che verticale, non sempre
ben quantificabile con le tecnologie attuali
POROSITA’ = PERMEABILITA’ =
La porosità è una grandezza fisica che definisce il rapporto percentuale tra il volume dei pori interconnessi e quello
totale della roccia serbatoio.
La permeabilità, in un mezzo poroso saturo di un fluido, è definita come la l’attitudine di un mezzo poroso a lasciarsi
attraversare da un fluido monofase; la permeabilità è legata alla struttura dei pori. Si distingue in “assoluta” e
“relativa”.
11Giacimento : caratteristiche petrofisiche
Permeabilità assoluta
granuli roccia granuli roccia
ACQUA GAS
Permeabilità relativa
1,0
ACQUA CONNATA
krg
gas krw
acqua
Permeabilità relativa
GAS 0,5
0
30 50 90 100
Sw %
12Fase di Erogazione : contatto gas-acqua in giacimento
in giacimento il contatto gas-acqua non è orizzontale !
FRANGIA
CAPILLARE
TAVOLA D’ACQUA 100 % ACQUA
13Fase di Erogazione : contatto gas-acqua in giacimento
Pozzo Pozzo aperto Pozzo aperto
chiuso con minimi DP con alti DP
GAS
Condizioni Condizioni
ACQUA a fine erogazione
a inizio erogazione (forte richiesta di punta)
14Compartimentazioni verticali dei giacimenti
Pozzo 2 Pozzo 3 Pozzo 4 Pozzo 5 Pozzo 6
Pozzo 1
k livello 1 ˂˂ k livello 2
travaso
di gas
Pozzo 7 Pozzo 8 Pozzo 9 Pozzo 10 Pozzo 11 Pozzo 12
15Compartimentazioni orizzontali dei giacimenti
LEGENDA
POZZO DI STOCCAGGIO
POZZO DI MONITORAGGIO
POZZO DI REINIEZIONE ACQUA
Zona 1 OGWC (-1207 m l.m.)
Zona 3
Zona 2
Zona 5
Zona 4
In caso di forti richieste di portata di punta l’erogazione di gas potrebbe sbilanciare le pressioni di diverse aree
di giacimento, talora delimitate dalla presenza di faglie o dovute a peggioramenti delle caratteristiche
petrofisiche. La chiusura del campo per un limitato periodo consentirebbe di riequilibrare le pressioni ai pozzi e
a ripristinare le prestazioni ottimali degli stessi.
16Studi di giacimento
La modellizzazione statica e dinamica, realizzata con software specialistici dedicati, riproduce con grande
accuratezza le caratteristiche geologiche e dinamiche del giacimento di stoccaggio. Il modello numerico è
calibrato sui dati storici disponibili (il modello cioè deve riprodurre i dati osservati – gas prodotto, iniettato,
pressioni, produzione acqua, ecc…) al fine di ottenere previsioni attendibili del comportamento futuro del
giacimento per differenti scenari operativi ipotizzati.
Inizializzazione e calibrazione di modelli di giacimento Previsione del comportamento
14000
futuro del giacimento
Storage Cycle
12000
Gas in
place
10000
Working Gas &
Cushion Gas
8000
6000 Primary
production
4000
time
2000
Curve di isteresi
0
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
Presiione
Gas in posto
17Fase di iniezione
La capacità di iniezione dipende dal regime di pressione in giacimento; deve essere modulata al fine di non
superare, in condizioni statiche, la pressione originaria del giacimento (tale vincolo è una prescrizione di legge).
La strategia ottimale di ricostituzione di un campo al fine di traguardare il massimo riempimento deve:
• Volumi elevati nella fase iniziale allo scopo di bloccare l’avanzamento dell’acquifero e aumentare la
saturazione in gas. In tale fase la flessibilità del giacimento è massima con possibilità di assorbire grandi
punte di iniezione.
• Nella fase centrale della ricostituzione la portata di iniezione deve essere tale da garantire la
massimizzazione dei volumi iniettabili senza causare al contempo un repentino e prematuro innalzamento
della pressione di giacimento. Tale portata sarà quindi inferiore rispetto alla prima parte dell’iniezione.
• I volumi residuali dovranno essere iniettati con portate ridotte e con una gestione ad «esitazione» (periodi di
iniezione alternati a periodi di chiusura per permettere alle pressioni di distribuirsi all’interno del giacimento).
Per permettere il massimo riempimento è necessario, per brevi periodi, superare la pressione massima. In
tale fase la flessibilità del giacimento è minima, l’assorbimento di punte di iniezione potrebbe comportare il
superamento irreversibile della pressione massima.
18Fase di iniezione
Pressione iniziale
Qmedia = 20 MSmc/g
Qmedia = 12 MSmc/g
Qmedia = 4 MSmc/g
19Fase di erogazione L’utilizzo di un campo durante la campagna erogativa dipende dalla sua classificazione come campo di base o campo di punta. In generale, la capacità di erogazione di un campo diminuisce progressivamente al proseguire dello svaso. L’attuale sistema massimizza le prestazioni nei periodi più freddi gennaio e febbraio e preservando le prestazioni nel tempo.. Un utilizzo non ottimale on richieste di punta massima prolungata nel tempo può portare: • distribuzione disomogenea delle pressioni e rapido calo delle prestazioni • produzione di liquidi • trascinamento di sabbie fini La gestione in condizioni non ottimali dei giacimenti e dei pozzi (ad esempio richieste di punta massima prolungate, forti variazioni di portata per rinomine intraday) comportano una potenziale riduzione nel tempo delle prestazioni di Sistema.
BACK-UP
Fase di erogazione
L’insieme delle potenzialità di ogni campo fornisce la capacità di erogazione del Sistema.
L’andamento di tale capacità dipende dalle modalità di utilizzo dello stoccaggio. A parità di
volume erogato, l’andamento nel tempo della capacità di erogazione varia, conferendo diversa
flessibilità al sistema.
Richiesta extracontrattuale dovuta
ed eventi eccezionali
Capacità erogazione
La piramide contrattuale permette di avere
maggiore capacità di erogazione nei mesi
più freddi. Tale gestione è una prescrizione
del Ministero dello sviluppo economico.
Volume erogato
TempoTipologie di stoccaggio
Working Gas
Cushion Gas
Efficienza
Portata di Punta
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