La produzione di petrolionel XXI secoloRecenti innovazioni tecnologiche permettono di incrementarela quota di greggio effettivamente recuperabile dai giacimenti

di Roger N. Anderson

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Il flusso di petrolio dal più im-ponente giacimento al largodella costa della Louisiana èbruscamente risalito da quan-do le nuove tecniche di monito-raggio in 4-D sono state intro-dotte per individuare le trap-pole petrolifere nascoste.

INIZIA o

IL MONITORAGGIOSISMICO 4-b E

A

quanto pare, le prospettive per il petrolio convenziona-le - il greggio a buon mercato che finora ha garantito il95 per cento dell'approvvigionamento di combustibili

liquidi - sono tutt'altro che rosee. Nel 2010, secondo le previsio-ni, le economie domanderanno circa 10 miliardi di barili in piùdi quanto si potrà produrre. Tale ammanco, pari a quasi la metàdi tutto il petrolio estratto nel 1997, potrebbe condurre a shockdei prezzi, recessione economica e perfino guerre.

Fortunatamente, quattro importanti innovazioni tecnologi-che sono pronte per sopperire a gran parte di questo divario,accelerando la scoperta di nuovi giacimenti e incrementandola quota di petrolio recuperabile rispetto al totale in giaci-mento (il cosiddetto fattore di recupero). Queste tecnologiepotrebbero far crescere i tassi globali di produzione di oltre il20 per cento entro il 2010, se verranno messe in atto come

previsto sui più importanti campi petroliferi nel giro di tre-cinque anni. Un'adozione così tempestiva può sembrare ir-realistica per un'industria che tradizionalmente impiega da 10a 20 anni per appropriarsi delle nuove invenzioni. Ma in que-sto caso, i cambiamenti saranno stimolati da formidabili spin-te economiche.

Negli ultimi due anni, la compagnia petrolifera francese Elfha scoperto giganteschi giacimenti al largo dell'Africa occiden-tale. Al tempo stesso, le scorte della compagnia sono raddop-piate, e gli analisti hanno previsto che la produzione della Elfaumenterà dell'8 per cento entro il 2001. Se anche gli altri mag-giori produttori seguiranno questa tendenza, dovrebbero esserein grado per il 2010 di produrre circa 5 miliardi di ba-rili in più ogni anno, colmando forse metàdel divario tra offerta e domanda.

rilevamento sismico consente una ricostruzione in 3-D deglistrati del sottosuolo accostando un gran numero di sezioni verti-cali. Le onde sismiche generate in superficie vengono riflesse dal-le superfici di discontinuità tra le rocce serbatoio che contengonopetrolio (in giallo-bruno), acqua (in azzurro) o gas (in giallo) e gli

strati di roccia adiacenti. Le onde riflesse so-no captate da schiere di appositi ri-cevitori (geofoni).

Cercare il petrolio in quattro dimensioniT l ritrovamento del petrolio divenne molto più efficiente dopo il 1927, quando i geologi riu-

scirono per la prima volta a tradurre con successo riflessioni acustiche in sezioni bidi-mensionali dettagliate della crosta terrestre. I sismologi impararono successivamente a com-porre parecchie di queste sezioni in modo da generare modelli tridimensionali dei giacimenti,all'interno di strati di rocce porose. Per quanto questa tecnica, nota come analisi sismica tri-dimensionale, abbia impiegato oltre un decennio per entrare nella pratica comune, si ricono-sce oggi come essa abbia contribuito a innalzare i tassi di recupero del 20 per cento.

In anni recenti, i ricercatori che operano nel mio laboratorio alla Columbia University e altro-ve hanno sviluppato tecniche ancora più potenti in grado di seguire il movimento di petrolio,gas e acqua via via che i pozzi drenano gli strati sotterranei. Questo schema «a quattro dimen-sioni» include pertanto il tempo. Questa informazione può essere utilizzata per analizzare ilcomportamento del campo in diverse condizioni di estrazione e per determinare così il modoper estrarre la maggiore quantità possibile di petrolio nel modo più rapido ed economico.

In confronto al suo predecessore, l'approccio a quattro dimensioni sembra prendere piederapidamente: il numero di campi petroliferi che ne beneficiano è raddoppiato in ognuno degliultimi quattro anni, e ora ammonta a 60. Questo monitoraggio può incrementare il fattore direcupero di 10-15 punti percentuali. Purtroppo, però, la tecnica può funzionare solo in circala metà dei più importanti campi petroliferi, cioè in quelli in cui si ha roccia relativamenteporosa e permeabile contenente petrolio e gas naturale.

L'iniezione di anidride carbonica liquidapuò ringiovanire i campi petroliferi in

esaurimento, spingendo il petrolioresiduo verso pozzi ancora attivi.Allo stesso scopo possono essereusati anche vapore o gas naturale.In alternativa, si può iniettare ac-qua al di sotto di una trappola pe-trolifera rimasta «tagliata fuori»in modo da convogliare quel petro-lio verso un altro pozzo. In futuro,i pozzi «intelligenti» permetteran-no simultaneamente di recuperarepetrolio da alcune diramazioni delpozzo utilizzandone altre per sepa-rare l'acqua dai fluidi estratti e ri-pomparla direttamente nelle for-mazioni di provenienza.

Spesso i pozzi pro

/ duttivi richiamano acqua egas"(rispettivamente da sotto e da

sopra) nei pori delle rocce che contene-vano petrolio. Questo fenomeno tende a isolare

trappole di greggio, rendendole irraggiungibili. Letecniche estrattive tradizionali si lasciano così sfug-gire fino a due terzi del petrolio presente. Ora peròsi possono ottenere modelli in 4-D che non solopermettono di individuare petrolio, acqua e gas inun dato momento, ma anche di prevederne la mi-grazione. Il monitoraggio sismico avanzato funzio-na bene su circa la metà dei campi petroliferi, mafallisce quando il petrolio giace al di sotto di roccecompatte o letti di sale (strato bianco spesso).

Aumentarela pressione nei pozzi

nuando i geologi iniziarono a studiare le nuove misura-zioni «a tempo», si sorpresero nello scoprire che una

delle nozioni fondamentali sulla migrazione del petrolio nel sottosuolo - va-le a dire la successione stratificata verso l'alto di acqua, petrolio e gas natura-le - semplifica eccessivamente il comportamento dei campi reali. Di fatto, lamaggior parte dei pozzi produce modelli di drenaggio complessi e frattali, iquali fanno sì che il petrolio sia frammisto ad acqua e gas. Di conseguenza, èora noto che la tecnica tradizionale di pompare un pozzo fino agli sgoccioliimplica lasciare nel giacimento il 60 per cento del greggio o più.

Una strategia più efficiente consiste nel pompare gas, vapore o anidridecarbonica liquida in pozzi esauriti, così da spingere verso pozzi confinantipetrolio che altrimenti rimarrebbe abbandonato. In alternativa, può esserepompata acqua al di sotto dello strato di petrolio, in modo da provocare unaumento di pressione e agevolare la risalita in superficie del greggio.

Si è visto come le iniezioni di fluidi abbiano incrementato i fattori di recu-pero del 10-15 per cento. Sfortunatamente, esse fanno anche lievitare i costi diestrazione del 50-100 per cento, e queste spese vanno ad assommarsi al 10-25per cento in più già dovuto al monitoraggio in 4-D. Prevedibilmente, questetecniche sono dunque destinate a rimanere un'opzione estrema.

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Una terza innovazione tecnologica di grande importanza,la cosiddetta perforazione direzionale, permette di attin-

gere a depositi di petrolio rimasti isolati a un costo minore diquello richiesto dall'iniezione. Si può ora usare una varietà dinuove strumentazioni per mutare la direzione di perforazioneda verticale a orizzontale e raggiungere così giacimenti situatiparecchi chilometri al di sotto della superficie.

Tradizionalmente, la perforazione avviene facendo ruotarela lunga colonna di aste cave in acciaio che connette l'attrezza-tura di superficie con lo scalpello di perforazione in fondo alpozzo. Questo metodo fallisce quando la colonna deve fare unangolo: la piega provocherebbe infatti la rottura dell'asta in ro-tazione. Si fa allora in modo che le aste non debbano ruotare:un motore azionato dal flusso del fango di perforazione, inseri-to in prossimità dello scalpello, fa ruotare solo la corona dia-mantata che scava la roccia. Uno snodo situato tra il motore elo scalpello controlla la direzione di scavo.

Per scavare un foro attraverso chilometri di roccia che rag-giunga un tipico strato petrolifero dello spessore di una trentinadi metri occorre agire con molta precisione. La Schlumberger,la Halliburton e altre società hanno sviluppato sensori sofisticatiche migliorano in modo significativo tale precisione. Questi di-

spositivi, che operano a profondità che possono raggiungere i6000 metri e a temperature di circa 200 gradi Celsius, sono in-seriti nella colonna prima o dopo il motore. Alcuni di essi misu-rano la resistenza elettrica della roccia. Altri emettono neutronie raggi gamma. per poi rilevarne la dispersione dovuta a fluidicontenuti nei pori della roccia. Queste misurazioni e la posizio-ne corrente dello scalpello (calcolata da un sistema di guidainerziale) sono comunicate in superficie attraverso impulsi nelflusso dello stesso fango che viene utilizzato per azionare il mo-tore dello scalpello e per lubrificare le pareti del pozzo. Si puòregolare di conseguenza la direzione di avanzamento, «serpeg-giando» fino alle parti della formazione più ricche di petrolio.

Una volta completata la perforazione, di solito si provvedead attrezzare adeguatamente lo sbocco del foro in superficieper la fase di produzione. Attualmente molte compagnie pe-trolifere stanno sviluppando sensori che permettano di rileva-re dal punto di sbocco le proporzioni relative di petrolio, gase acqua in fondo al foro. I pozzi «intelligenti» dotati di talidispositivi saranno in grado di separare l'acqua dal comples-so di fluidi estratti, in modo che essa non arrivi in superficie.Un'apposita pompa, controllata da calcolatore, inietterà l'ac-qua scartata al di sotto del livello del petrolio.

Un'apposita consolle consentea un operatore qualificato diricevere i dati raccolti daisensori in prossimità delloscalpello, per sapere se siastato raggiunto il petrolio op-pure uno strato sterile.

In cerca del petrolio perdutoDENSITÀ

Le perforazioni orizzontali non avevano attuazio-ne pratica quando le aste dovevano necessaria-mente ruotare per tutta la lunghezza del pozzo alfine di provocare l'avanzamento dello scalpello.Oggi sono divenuti comuni pozzi che piegano di 90gradi nello spazio di un centinaio di metri, grazieallo sviluppo di motori che possono funzionare inprofondità. Il motore aziona lo scalpello tramiteun albero di trasmissione snodato. L'entità dellosnodo determina il raggio di curvatura del foro; inquesto modo è possibile controllare accuratamen-te la direzione di avanzamento del pozzo.

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I pozzi «intelligenti» di un prossimo futuro userannocalcolatori e sensori collocati in prossimità del fondoper rilevare l'eventuale diluizione con acqua del flus-so di petrolio. Appositi separatori a centrifuga im-metteranno quindi l'acqua in una deviazione delzo, e da qui essa verrà iniettata in una zona sterile.

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Le tecniche avanzate di per-forazione sfruttano il fangopompato all'interno del foroper far ruotare lo scalpello, co-municare i dati raccolti dai sen-sori e trascinare i frammenti diroccia (cutting) fuori dal pozzo. Scen-dendo verso il basso, il fango entra in una valvo-la rotante (a), la quale converte i dati che le ven-gono trasmessi da vari sensori in impulsi dellostesso flusso di fango. In superficie, tali impulsivengono riconvertiti in un segnale digitale anchedi 10 bit al secondo. Il fango successivamentefluisce attraverso un motore volumetrico, provo-candone la rotazione (b). Infine esce attraversola testa rotante dello scalpello e fa ritorno in su-perficie, trascinando i frammenti di roccia pro-dottisi nel corso dello scavo.

I pozzi a biforcazione posso-no estrarre petrolio da di-versi strati. Valvole control-late da computer, inseritenell'asta del pozzo, manten-gono il flusso ottimale di pe-trolio verso la superficie.

LE SCIENZE n. 357, maggio 1998 91

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I dati raccolti dai sensori in fondo al pozzo possonoessere analizzati in superficie o trasmessi via satellitea esperti in qualunque punto del mondo. Molte ca-ratteristiche delle rocce che circondano il foro posso-no rivelare la presenza di petrolio o di gas (asinistra). Per esempio, il petrolio tende ad accumu-larsi in rocce leggere e porose, cosicché appositi sen-sori misurano la densità degli strati che circondanolo scalpello. Altri sensori misurano invece la resi-stenza elettrica della roccia: gli strati impregnati di

23 acqua salata hanno infatti una resistenza molto infe-riore a quelli ricchi in petrolio. Gascromatografi in

2- superficie analizzano il flusso di ritorno di fango lu-brificante per rilevare il gas naturale catturato dalfango durante il suo tragitto.

90 LE SCIENZE n. 357. maggio 1998

I sensori vici io allo scalpello posso-):no rilevare presenza di petrolio,acqua o gas Un dispositivo emettito-re di ne oni misura la porositàdella roc1rla. Un altro rileva la den-sità «s rando» raggi gamma cheinteragiscono con gli elettroni adia-centi. Petrolio e acqua condizionanoanche la resistenza elettrica, che vie-ne misurata mediante elettrodi.

RESISTENZAELETTRICA

BASSA ALTA BASSO ALTO

METANO

L'ILLUSTRAZIONE NON È IN SCALA HIBERNIA

RAM-POWELL

La piattaforma Ram-Powell (al centro), costruita da Shell, Amocoed Exxon, ha iniziato la produzione nel Golfo del Messico lo scorsosettembre. Essa è ancorata con pilastri alti 980 metri. Dodici tiran-ti del diametro di 71 centimetri garantiscono una resistenza suffi-ciente a far fronte a onde di 22 metri e venti di 225 chilometri al-l'ora. Questa installazione da un miliardo di dollari può eseguireperforazioni profonde anche 6 chilometri nel fondo marino, perattingere ai 125 milioni di barili di petrolio che si ritiene siano pre-senti nel giacimento. Un oleodotto da 30 centimetri di diametrotrasporterà il petrolio a piattaforme in acque meno profonde, a 40chilometri di distanza. La Ram-Powell è la terza piattaforma diquesto tipo realizzata dalla Shell in tre anni. Per il prossimo anno,la Shell prevede che una piattaforma ancora più imponente, Ursa,

inizierà a pompare due volte e mezza il petrolio della Ram-Powell da una profondità di 1226 metri.

Centri di coniando, come questo di New Orleans, per-mettono a geologi e ingegneri petroliferi di seguire e con-trollare via satellite e modem l'andamento delle perfora-zioni anche in siti assai distanti. Attraverso comunica-zioni digitali in codice, le compagnie petrolifere possonoora diagnosticare più rapidamente i problemi che insor-gono in fase produttiva ed evitare le spese imposte dal-l'invio di esperti in giro per il mondo.

Di recente sono sta-ti applicati tre nuovi me-todi per sfruttare campi pe-troliferi in acque marine profon-de. La piattaforma Hibernia, che hainiziato a produrre petrolio Io scorso no-vembre da un campo a 80 metri di profondità allargo di Terranova, in Canada, è costata oltre 4 mi-liardi di dollari e sette anni di lavoro. La sua base, co-struita con 450 000 tonnellate di calcestruzzo armato, è proget-tata per resistere all'impatto di un iceberg da un milione di tonnel-late. Ci si aspetta che Hibernia estragga 615 milioni di barili di petrolioin 18 anni, utilizzando iniezioni di acqua e gas. Apposite cisterne tratterran-no fino a 1,3 milioni di barili all'interno della base, in attesa di trasferirli apetroliere. La maggior parte delle piattaforme invia il petrolio alla terrafer-ma attraverso oleodotti sottomarini.

Nel mare sempre più profondo

ROGER N. ANDERSON è direttoredelle ricerche sulla tecnologia petroli-fera presso l'Energy Center della Co-lumbia University. Dopo aver fatto e-sperienza in campo petrolifero al se-guito del padre, Anderson si è laureatoin scienze della Terra alla Scripps In-stitution of Oceanography dell'Univer-sità della California a San Diego. At-tualmente fa parte del comitato diretti-vo della Bell Geospace e della 4-D Sy-stems, ed è consulente di altre compa-gnie petrolifere; ha pubblicato oltre150 articoli scientifici e detiene nume-rosi brevetti.

Uorse l'ultima frontiera dell'industria petrolifera è costituitadalle perforazioni in alti fondali, vale a dire in campi che

giacciono 1000 metri o più al di sotto della superficie marina.Il petrolio che si trova a tali profondità, che in passato venivaconsiderato fuori portata, sta ora diventando «appetibile». Di-

spositivi robotizzati sottomarini possono ora installare sul fon-do marino le complesse attrezzature necessarie per prevenireesplosioni, per regolare il flusso di petrolio alle alte pressionipresenti, per prevenire il passaggio del gas naturale alla fasesolida e per connettere i tratti di condutture. I complessi sotto-marini uniranno gruppi di pozzi orizzontali. Il petrolio cosìprelevato verrà quindi avviato direttamente a navi cisterna o al-le piattaforme esistenti in acque meno profonde e situate lungoil percorso di lunghi oleodotti sottomarini. Nei prossimi tre an-ni, si prevede che installazioni sottomarine di questo generevengano messe in opera nel Golfo del Messico e al largo dellecoste di Norvegia, Brasile e Africa occidentale.

Naturalmente, non vi è solo uno spesso strato di acqua mari-na a impedire l'accesso ai giacimenti di petrolio e gas. Spesso,nelle acque profonde dei margini continentali, si trovano vastistrati orizzontali di sale e di basalto che nascondono i campi

petroliferi ai rilevamenti sismici, in quanto sisperdono quasitutte le onde di energia indirizzate verso il fondo. Tuttavia, unatecnologia sviluppata dalla US Navy e recentemente liberatadai vincoli del segreto militare, misurando minuscole variazio-ni in intensità e direzione della forza di gravità e trattando que-sti dati con le capacità di elaborazione di supercalcolatori, con-sente ai geofisici di «guardare oltre» questi strati.

L'estrazione di petrolio dalle profondità dell'oceano com-porta ancora costi enormemente elevati, ma l'innovazione e lanecessità hanno condotto a una nuova ondata di esplorazioni inquell'ambiente. Le dieci maggiori compagnie petrolifere chelavorano in acque profonde hanno già scoperto nuovi campiche aggiungeranno un 5 per cento alle loro riserve complessi-ve, un incremento non ancora tenuto in considerazione nellestime delle riserve globali.

La tecnologia per l'esplorazione e la produzione petrolife-ra continuerà la sua marcia in avanti nel XXI secolo. Anchese è poco plausibile che queste tecniche possano interamentescongiurare l'incombente stretta dell'offerta di greggio, con-tribuiranno certo a guadagnare tempo per gestire la transizio-ne a un mondo alimentato da altre fonti di energia.

Il pozzo petrolifero più profondo in produzione attiva (qui sopra) sitrova 1709 metri al di sotto delle onde dell'Atlantico meridionale, nelcampo Marlim, al largo della costa di Campos, in Brasile. Si ritieneche solo la parte più meridionale di questo campo contenga 10,6 mi-liardi di barili di greggio. Risorse come queste erano considerate fuoriportata fino a tempi recenti. Ora si dispone di sottomarini teleguidatiche costruiscono gli impianti per l'estrazione direttamente sul fondomarino. Da lì, il petrolio può essere convogliato a piattaforme in ac-que meno profonde oppure, come nel caso del pozzo Marlim 3B, auna grande nave cisterna che custodisce il petrolio fino all'arrivo dellepetroliere. Particolarmente impegnativo è mantenere la nave ferma aldi sopra del pozzo: gli ancoraggi possono dare una certa stabilità finoa profondità intorno ai 1500 metri, ma oltre quel limite le navi devonoessere dotate di sistemi di spinta automatizzata, riferiti al Global Posi-tioning System. Queste tecniche potrebbero consentire, in futuro, disfruttare campi petroliferi al di sotto dì fondali di oltre 3000 metri.

COOPER GEORGE A., Perforazione di-rezionale in «Le Scienze», n. 311, lu-glio 1994.

Deepwater Technology, Gulf Publi-shing, supplemento a «World Oil», a-gosto 1997.

World Oil's 4-D Seismic Handbook:The Fourth Dimension in ReservoirManagement, Gulf Publishing, 1997.

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