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Workshop nuovi servizi di stoccaggioPresentazione Giacimenti
San Donato Milanese 26 febbraio 2017
Unità Giacimenti (GIAC)
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Managers:
Gestione dello stoccaggio: un know-how specifico
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
Specifico know-how
di “giacimento”
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Giacimenti di idrocarburi in
esaurimento
Acquiferi naturali
Cavità saline artificiali
Tipologie di stoccaggio
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.
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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.
Ghiaie Sabbie
Argille
I giacimenti a idrocarburi
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La trappola geologica
TRAPPOLE STRATIGRAFICHE
legate all’originario assetto
deposizionale degli strati
TRAPPOLE STRUTTURALI
generate da deformazioni tettoniche
posteriori alla deposizione degli strati
(pieghe e faglie)
0
RESERVOIR
CAP-ROCK
CAP-ROCK
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I giacimenti utilizzati in Italia per l’attività di
stoccaggio sono il risultato di una complessa
evoluzione geologica dei bacini sedimentari
in cui sono inseriti, che ha permesso la
formazione e la preservazione di accumuli di
idrocarburi rimasti intrappolati nel sottosuolo
per milioni di anni.
I campi di stoccaggio SNAM in Italia
ALFONSINECORTEMAGGIORE
SABBIONCELLO
SETTALA
FIUME TRESTE
BRUGHERIO
RIPALTAMINERBIO
SERGNANOBORDOLANO
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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.
EFFICIENZA: rapporto tra working gas e la somma di working e cushion gas.
Stoccaggio di gas naturale: parametri caratteristici e definizioni
WG
Ef = -----------
WG+CG
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STATUS ORIGINARIO
GIACIMENTO IN FASE DI
ESAURIMENTO
STOCCAGGIO A GIACIMENTO PIENO
RISERVE ORIGINARIE
RISERVE RESIDUE
GAS PRODOTTO
RISERVE RESIDUE
CUSHION GAS
WORKING GASGAS TOTALE
INIETTATO(stock massimo)
Conversione giacimenti a idrocarburi in fase di esaurimento a stoccaggio
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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.
Giacimenti di punta: sono quelli in grado di erogare volumi limitati prima che la punta disponibile cominci a
declinare.
Stoccaggio di gas naturale: Portata di punta
Q
V
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.
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POROSITA’ = PERMEABILITA’ =
Queste proprietà nel sedimento presentano
una forte variabilità sia areale che verticale, non sempre
ben quantificabile con le tecnologie attuali
Giacimento: caratteristiche petrofisiche
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”.
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Permeabilità assoluta
ACQUA
granuli roccia
GAS
granuli roccia
Permeabilità relativa
GAS
ACQUA CONNATA
30 50 90 100
0
0,5
1,0
Sw %
Pe
rme
ab
ilit
à
rela
tiv
a
krg
gas krw
acqua
Giacimento : caratteristiche petrofisiche
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Fase di Erogazione : contatto gas-acqua in giacimento
TAVOLA D’ACQUA 100 % ACQUA
FRANGIA
CAPILLARE
in giacimento il contatto gas-acqua non è orizzontale !
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Fase di Erogazione : contatto gas-acqua in giacimento
Pozzo aperto
con minimi DP
Condizioni
a inizio erogazione
Pozzo aperto
con alti DP
Condizioni
a fine erogazione (forte richiesta di punta)
ACQUA
GAS
Pozzo
chiuso
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Pozzo 7 Pozzo 8 Pozzo 10 Pozzo 11 Pozzo 12Pozzo 9
Pozzo 1 Pozzo 2 Pozzo 3 Pozzo 4 Pozzo 5 Pozzo 6
travaso
di gas
k livello 1 ˂˂ k livello 2
Compartimentazioni verticali dei giacimenti
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Compartimentazioni orizzontali dei giacimenti
LEGENDA
POZZO DI STOCCAGGIO
POZZO DI MONITORAGGIO
POZZO DI REINIEZIONE ACQUA
OGWC (-1207 m l.m.)Zona 1
Zona 2
Zona 3
Zona 4
Zona 5
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.
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Studi 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 futuro del giacimento
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
time
Gas in
pla
ce
Primary
production
Storage Cycle
Working Gas &
Cushion Gas
Gas in posto
Pre
siio
ne
Curve di isteresi
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Fase 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.
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Fase di iniezione
Qmedia = 20 MSmc/g
Qmedia = 12 MSmc/g
Qmedia = 4 MSmc/g
Pressione iniziale
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Fase 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.
Capacità erogazione
Tempo
La piramide contrattuale permette di avere
maggiore capacità di erogazione nei mesi
più freddi. Tale gestione è una prescrizione
del Ministero dello sviluppo economico.
Richiesta extracontrattuale dovuta
ed eventi eccezionali
Volume erogato
Working Gas
Portata di Punta
Efficienza
Cushion Gas
Tipologie di stoccaggio
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