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Cataldi -- Geotermia rocce secche

GeologiaTecnica&Ambientale, 2008/1

 

 

Rocce secche e sistemi geotermici stimolati.

Cosa sono, a che punto di sviluppo si trovano, e loro prospettive

 

 

Raffaele Cataldi

Vice Presidente UGI/Unione Geotermica Italiana

 

 

Origine del tema e terminologia specifica

 

Il termine Rocce Calde Secche (Hot Dry Rocks) ed il loro acronimo HDS furono coniati a seguito della crisi petrolifera del 1973 dagli scienziati del Los Alamos National Laboratory degli Stati Uniti  per designare complessi geologici caratterizzati da un elevato regime termico e da permeabilità molto bassa, privi perciò di circolazione di acqua e quindi “secchi”. L’obiettivo dichiarato era di utilizzare il calore delle rocce per scaldare acqua iniettata dall’esterno, estrarla dal sottosuolo e far vaporizzare con essa il fluido di lavoro di un ciclo termodinamico binario, in modo da poter azionare con esso un turbogeneratore per produrre energia elettrica a scala commerciale. 

 

La profondità a cui i suddetti complessi potevano trovarsi non era stata definita, intendendo che essa dipendeva dal regime termico del luogo, dove potevano regnare valori di gradiente geotermico e di flusso di calore compresi tra quelli medi terrestri (30 °C/km e 60 mW/m2, rispettivamente) ed altri  molto più alti.

 

In breve, gli elementi caratterizzanti delle rocce calde secche non erano nè la profondità a cui potevano trovarsi né la loro età geologica, bensì il fatto che dovessero essere idrogeologicamente sterili ed avere temperature sufficientemente alte da poter riscaldare acqua superficiale iniettata in pressione in una rete di fratture in esse artificialmente create per mezzo della fratturazione idraulica (hydrafrac), e/o con altre tecniche quali: uso di esplosivi a dosaggio controllato, stress termico (thermal shock), e lisciviaggio chimico (chemical leaching).

 

Le fratture così create potevano essere mantenute beanti in vari modi: o con la stessa circolazione forzata dell’acqua che doveva agire da fluido vettore del calore sottratto alle “rocce calde secche”, o per mezzo di proppanti (sferule di materiale molto resistente allo schiacciamento) iniettate in pressione nelle fratture stesse, e/o mediante dissoluzione delle pareti con agenti chimici.

 

Si potevano formare in questo modo veri e propri sistemi geotermici artificiali nei quali solo il calore delle rocce costituiva la componente naturale, mentre tutto il resto (creazione e mantenimento del serbatoio, circolazione forzata di acqua in circuito chiuso - closed loops -, collegamento idraulico tra pozzi di iniezione e pozzi di emungimento, ecc.) poteva essere creato con operazioni di ingegneria geologica. I sistemi in parola venivano perciò definiti anche come man-made geothermal systems, e l’estrazione del calore delle rocce detto heat mining. Si dava quindi al calore naturale la valenza di un “minerale” sui generis, con la differenza di avere a che fare con una “miniera, la cui potenzialità poteva considerarsi teoricamente illimitata.   

 

Quanto alla natura litologica dei complessi impermeabili in parola, alludendo genericamente alla necessità di operare su corpi rocciosi omogenei e privi di fratture, i sopra ricordati scienziati di Los Alamos affermavano che i sistemi geotermici artificiali potevano essere creati soltanto in grandi intrusioni sepolte (batoliti) di granito o di granodiorite; affermazione, però, che alla luce di ragionamenti geologici e di considerazioni di altro tipo, era, già a quel tempo, assai poco convincente.

 

Le perplessità ed i dubbi sulle modalità di operare per la creazione dei man-made geothermal systems, non riguardavano comunque soltanto la scelta di aree con corpi granitici sepolti privi di fratturazione naturale, ma anche altri aspetti quali: i) impossibilità di prevedere se vi fossero in profondità campi di fratture naturali dovute al raffreddamento del magma e/o a cause tettoniche; ii) possibilità invece che tali fratture potessero non soltanto esistere ma contenere anche fluidi geotermici di vario tipo (fluidi singenetici, e/o fluidi derivanti da acque meteoriche, e/o salamoie più o meno mature ad alta temperatura - brines -); iii) mantenimento di fratture beanti per lunghi periodi di tempo; iv) quantità di acqua superficiale necessaria per inondare il campo di fratture; v) difficoltà di collegare idraulicamente tra loro i pozzi di iniezione e di produzione; vi) perdite di acqua che, ad onta della supposta impermeabilità delle rocce e dei suddetti closed loops, si potevano verificare alla periferia del campo di fratture artificiali e nei punti di scambio termico in superficie; vii) diminuizione di temperatura nel volume di roccia interessata dal campo di fratture per effetto della prolungata e massiccia estrazione di calore; viii) possibilità di innescare, durante e dopo le operazioni di fratturazione delle “rocce calde secche”, scosse sismiche di rilevante entità.

 

Nonostante tali perplessità, tuttavia, l’interesse suscitato verso la metà degli anni ’70 del secolo scorso nel mondo scientifico e politico dalla innovativa idea di creare artificialmente le condizioni per sfruttare il calore delle rocce allo scopo di produrre grandi quantità di energia elettrica, risultò così stimolante sul piano delle prospettive di poter risolvere i problemi degli approvvigionamenti di petrolio di quel periodo, da convincere i governi degli Stati Uniti prima, e di altri Paesi poi, a sostenere programmi sperimentali di ricerca e sviluppo volti a provare la fattibilità tecnico-economica dei sistemi geotermici artificiali  secondo le modalità formulate dai ricordati scienziati di Los Alamos.

 

I primi esperimenti di HDR

 

I progetti impostati con le modalità  sopra dette sono stati svolti a partire dal periodo a cavallo tra la fine degli anni 1970 e l’inizio degli anni 1980 nelle seguenti località: 1) Fenton Hill (Stati Uniti); 2) Rosemanowes (Inghilterra); 3) Bad Urach (Germania); 4)-5) Hijiori ed Ogachi (Giappone).

 

Il numero di pozzi perforati in ognuna di queste località varia da un minimo di due ad un massimo di cinque, ciascuno a  profondità comprese tra 3,5 ed oltre 5 km. Tutti essi hanno interessato per almeno 1000 m il basamento granitico, e raggiunto temperature al fondo di circa 200°C.

 

La durata di ciascuno di questi progetti, ivi inclusi preparazione, allestimento dei siti, perforazione, creazione del campo di fratture in profondità, prove di iniezione e di collegamento idraulico tra i pozzi, tests di produttività, rilevamenti e misure in pozzo ed in superficie, analisi varie di laboratorio, ecc., ha oscillato tra un minimo di 10 ed un massimo di quasi 25 anni.

 

Ciò nonostante, per motivi che i rispettivi operatori hanno attribuito all’esaurimento dei finanziamenti (ma che in realtà non erano i soli), nessuno di questi progetti è giunto a dimostrare la fattibilità di produrre energia elettrica, come invece era previsto di fare. Pertanto, non è stato neppure possibile effettuare prove prolungate di produzione per verificare il comportamento nel tempo del campo geotermico artificiale creato in ciascuna di queste località.

 

Al contrario, le attività svolte dai progetti sopra menzionati sono state sufficienti a confermare la fondatezza della maggior parte dei dubbi elencati nel paragrafo precedente, ed in particolare di quello riguardante la possibilità che i corpi granitici potessero essere fratturati e contenere fluidi geotermici.

 

Quei dubbi, in realtà, negli anni a cavallo dei decenni’70-’80 del secolo scorso, erano motivati non solo da argomentazioni geologiche generali, ma erano anche giustificati dai risultati dei primi interventi di reiniezione nei campi a vapore dominante che, soprattutto a Larderello, stavano già dando risultati incoraggianti per frenare il declino della pressione e della portata dei pozzi produttivi, e per ottenere inoltre una maggiore portata di vapore in proporzione alla portata dei reflui reiniettati.

 

Un ulteriore elemento a favore della opportunità di avviare la sperimentazione delle supposte HDR in aree con rocce del potenziale serbatoio già naturalmente fratturate benché poco produttive, stava cominciando a venire, in quegli stessi anni, dagli interventi di pressurizzazione effettuati per stimolare la produzione degli orizzonti poco permeabili del serbatoio nei campi di The Geysers e Larderello, formato in entrambi i casi da rocce competenti diverse dal granito.

 

In breve, sul piano della immediata utilità dei risultati, sarebbe stato certamente più proficuo partire, come diversi esperti internazionali sostenevano fin dall’inizio (tra cui gli italiani), con esperimenti di stimolazione di orizzonti poco produttivi in campi geotermici noti, in serbatoi posti a 2-2,5 km di profondità, piuttosto che procedere alla fratturazione di corpi granitici molto profondi, di incerta temperatura, e con modalità operative molto più problematiche di quelle allora esistenti e già consolidate. In altre parole, quegli esperti sostenevano già 30 anni fa che prima di puntare sui man-made geothermal systems, era necessario sviluppare innanzitutto, gradualmente, i sistemi geotermici stimolati.

 

Come si vedrà nel paragrafo seguente, negli ultimi 10 anni circa il concetto di stimolazione ha preso decisamente piede ed i relativi progetti hanno cominciato ad essere definiti con altri nomi, spesso generici (come ad esempio “geotermia profonda”) tra i quali si è affermato negli ultimi dieci anni il termine Enhanced Geothermal Systems (EGS), ovvero Sistemi Geotermici Stimolati. 

 

I progetti EGS in corso

 

Partendo dalla constatazione fatta nei progetti sopra ricordati che, almeno entro i 5 km di profondità, i corpi granitici sono già tutti più o meno diffusamente attraversati da fratture, fessure e giunti naturali, e che essi contengono fluidi geotermici, la tendenza manifestatasi in anni recenti è di effettuare interventi di pressurizzazione per aumentare la trasmissività idraulica delle fratture e delle superfici di scambio termico, ed al tempo stesso per diminuire il grande consumo di acqua che altrimenti sarebbe necessario per inondare i serbatoi artificiali delle così dette HDR.

 

I progetti in corso con il nuovo approccio concettuale sono: 1) Soultz-sous-Forets (Alsazia, Valle del Reno, in prossimità del confine Francia-Germania); 2) Cooper Basin (Australia); 3) Bale (nei pressi di Basilea, Svizzera); e 4) Coso (nel campo geotermico omonimo, California, USA).

 

Per il progetto di Soultz (finanziato dai governi di Francia e Germania, e dalla Unione Europea) bisogna ricordare che esso era iniziato nel 1987 e che per oltre 10 anni aveva seguito il precedente schema operativo che prevedeva di creare nuove fratture nel basamento granitico. Successivamente, i criteri-guida sono stati modificati per puntare all’allargamento delle fratture mediante fratturazione combinata (idraulica, chimica e meccanica). Il progetto è giunto ora alla fase pre-finale per cui si spera di installare presto, possibilmente entro il 2008, un piccolo gruppo geotermo-elettrico pilota.

 

Gli altri tre progetti (Cooper Basin, Bale e Coso) sono stati avviati nel periodo 1990-1996. Tutti e quattro i progetti in corso sembrano poter giungere entro 1-3 anni alla fase di dimostrazione finale della fattibilità tecnica di produrre energia elettrica. Nei casi di Soultz e Bale, però, si conta di produrre energia geotermo-elettrica a titolo sperimentale con piccoli gruppi pilota; mentre invece per Cooper Basin e Coso gli operatori sperano di poter installare unità di generazione dell’ordine di qualche diecina di MWe alimentate con fluidi prodotti per stimolazione da livelli poco permeabili facenti parte di serbatoi molto grandi, caratterizzati da elevate temperature e pressioni. 

 

Problemi aperti

 

Il cambiamento di rotta impresso ai progetti di geotermia profonda come conseguenza della confermata impossibilità di reperire entro profondità di pochi chilometri corpi intrusivi privi di fratture e di fluidi naturali, ed il diverso approccio operativo seguito negli ultimi 12-15 anni dai progetti di EGS in corso, hanno permesso di ridurre i loro costi e tempi di esecuzione, ma non ancora di chiarire tutti gli aspetti della tecnologia EGS.

 

I principali problemi aperti riguardano: i) perforazione di pozzi a profondità di oltre 3 km (costi, rischi, durata, completamento, misure, ecc.); ii) messa a punto di metodologie di stimolazione idraulica controllata dei livelli poco produttivi (ad es. pressurizzazione graduata con piccoli impulsi di pressione per evitare di innescare scosse sismiche, o altre tecniche); iii) modelli numerici di fisica ed ingegneria del serbatoio per prevedere la possibile evoluzione dei parametri di produzione nel tempo; iv) possibilità di usare fluidi di scambio termico diversi dall’acqua (ad es. CO2); v) attrezzature per il controllo della produzione nel caso che vengano reperiti fluidi sovrapressurizzati o in condizioni supercritiche; vi) propagazione o contrazione nel tempo del campo di fratture artificialmente create o allargate nei livelli poco produttivi scelti.

 

Considerazioni conclusive

 

Data la difficoltà di soddisfare la crescente domanda di energia del mondo, allo scopo di far sì che  la geotermia possa aumentare (sia pure in piccola  misura) il contributo alla copertura della domanda stessa, è innanzitutto auspicabile che i progetti di EGS in corso possano concludersi positivamente nel giro di qualche anno e che i problemi pendenti di messa a punto di questa tecnologia possano essere risolti in tempi ragionevolmente brevi. In quest’ottica, è pure auspicabile che il programma internazionale EN.G.I.N.E. di ricerca e sviluppo varato dall’Unione Europea nel settore degli EGS (ved., ad esempio, articolo a pagina 9 del Notiziario UGI n. 17), venga dotato in continuità dei finanziamenti necessari, e che tali finanziamenti vengano anzi estesi a progetti dimostrativi di tecnologie specifiche.

 

Ciò premesso, per essere realisti, bisogna anche dire che, per quanto grandi possano essere gli sforzi, i tempi di maturazione commerciale della tecnologia in parola non possono essere certo molto brevi.

 

Infatti, tenendo conto che i progetti EGS in corso non potranno concludersi prima di 2-3 anni, e che occorrono poi almeno altri 3 anni per le prove prolungate di produzione, ed ulteriori 5-6 anni per risolvere i problemi pendenti e documentare inoltre la replicabilità delle modalità operative, lo scrivente stima che la tecnologia EGS non possa giungere a maturazione commerciale prima di una diecina di anni da ora.

 

Nel frattempo, un ruolo mondiale della geotermia significativamente più importante di quello attuale può essere raggiunto soltanto con il maggiore sviluppo possibile dei sistemi idrotermali classici di alta temperatura per la produzione di energia elettrica, e con l’accelerato uso del calore a media e  bassa temperatura per le applicazioni dirette.

 

Con riferimento in particolare al contributo che la geotermia può dare alla produzione di energia elettrica in Europa, dire che gli EGS potrebbero far aumentare di alcun migliaia di MWe entro il 2020 l’attuale capacità installata in tutta l’Europa stessa (che è oggi di circa 1400 MWe), come alcuni autori hanno recentemente scritto senza esporne le motivazioni, è del tutto irrealistico.

 

 





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