Shale oil, tight oil, tar sands: gli idrocarburi non convenzionali

Parallelamente al gas non convenzionale, comunemente detto shale gas o gas di scisto in italiano, negli ultimi anni l’industria petrolifera si è buttata sul grande business del petrolio non convenzionale. Sulla stampa, di settore e non, hanno iniziato a circolare termini come “oil shale”, “shale oil”, “tight oil” e “tar sands”. Sulle testate generaliste, o in articoli poco approfonditi e assai superficiali, tutti questi termini sono stati accostati frettolosamente alla parola “fracking“, che indica la tecnica della fratturazione idraulica ad alta pressione con solventi chimici e trivellazioni orizzontali.

>> Leggi l’approfondimento sullo shale gas

In realtà, però, le parole “oil shale”, “shale oil”, “tight oil” e “tar sands” non sono affatto dei sinonimi e non tutti gli oli non convenzionali richiedono l’uso del fracking per la loro estrazione. Per ragionare di idrocarburi non convenzionali, quindi, si deve partire dalle definizioni.

Oil shale, shale oil, tight oil e tar sands: definizioni

Oil shale

Con il termine “oil shale”, in italiano scisto bituminoso si intende un sedimento di cherogene, detto anche kerogene: materiale organico depositatosi in milioni di anni nel sottosuolo in seguito alla decomposizione di alghe, plancton o altra materia organica. Visto che può derivare da centinaia di fonti, il cherogene non è mai uguale a sé stesso: non è una sostanza vera e propria, ma un mix di sostanze di origine organica.

Shale oil

Lo shale oil non è altro che il cherogene trasformato in petrolio. La maggior parte di cherogeni, al loro interno, contengono idrocarburi liquidi o gassosi. Ma il cherogene in sé è di solito allo stato solido e compatto e, per estrarre petrolio dallo scisto-cherogene, è necessario sottoporlo a complesse procedure chimiche: dal cherogene si produce bitume, dal bitume petrolio pesante. In altre parole: lo shale oil non si estrae dal sottosuolo ma si produce in raffineria, partendo dall’oil shale.

Questo vuol dire, tra le altre cose, che lo shale oil è ecologicamente, economicamente ed energeticamente molto peggiore del petrolio convenzionale. Per produrlo, infatti, serve un costoso processo chimico con pesanti ripercussioni ambientali. Processo che, per di più, comporta un dispendio di energia. Un litro equivalente di shale oil, quindi, rende molta meno energia netta di un litro di petrolio vero.

Tight oil

Il tigh oil è quello che comunemente, ed erroneamente, viene chiamato “shale oil”. Con tight oil si intende un tipo di petrolio intrappolato nelle rocce o nelle argille, che viene estratto in maniera molto simile allo shale gas: si raggiunge il giacimento di tight oil con la trivellazione orizzontale e poi si procede alla sua estrazione con esplosivo e fratturazione idraulica, il famoso fracking.

Il procedimento è ben spiegato in questo video promozionale, che grazie all’animazione al computer mostra come si frantuma la roccia per estrarre lo shale gas o il tight oil.

Tar sands

Le tar sands, o sabbie bituminose, non sono altro che sabbie impregnate di petrolio misto ad acqua e argilla. A differenza di tutti gli altri idrocarburi, convenzionali e non, che vanno ricercati ed estratti a migliaia di metri di profondità le sabbie bituminose si trovano quasi in superficie: in Canada, maggior produttore al mondo di questo tipo di petrolio, si trovano a meno di cento metri dalla superficie.

Il petrolio che impregna queste sabbie è di solito molto denso, viscoso e di scarsa qualità. Sostanzialmente non differisce molto dal bitume e va estratto dalla sabbia con un processo chimico-meccanico: tramite un lavaggio delle sabbie con acqua o aria calda, solventi e soda caustica si stacca il bitume e lo si separa dal resto del materiale agitandolo. Con questa tecnica si riesce a estrarre circa un barile di bitume (e quindi molto meno di petrolio) da due tonnellate di sabbie bituminose.

Un metodo di estrazione del petrolio dalle tar sand con una rendita molto maggiore, ma che è anche molto più lento e costoso, è la Cyclic Steam Stimulation (CSS): si pompa vapore a 350 gradi sulle sabbie per un periodo di diverse settimane direttamente nel giacimento; poi si fa raffreddare la sabbia, che inizia a rilasciare il petrolio che scende verso il basso. Infine il petrolio viene pompato per l’estrazione vera e propria. Con questo metodo si usa molta più energia, ma non servono solventi chimici aggressivi.

Una evoluzione del CSS è lo Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD), un metodo che accoppia il precedente alle trivellazioni orizzontali. Si fanno due trivellazioni nel giacimento, una quasi in superficie e un’alla base, e si pompa vapore dal foro in alto. Il vapore fonde il bitume intrappolato nella sabbia facendolo percolare verso il basso, dove verrà intercettato dalla seconda trivellazione che serve appunto per pomparlo in superficie.

Con questo metodo si riesce a estrarre oltre il 60% del bitume presente nel giacimento, con un costo economico ed energetico molto inferiori al CSS. Ma comunque ben più alti di quelli tipici dell’estrazione del petrolio convenzionale nei giacimenti sotterranei.

Altri metodi di estrazione prevedono l’uso massiccio di solventi chimici e una o più delle tecniche già descritte ma, in ogni caso, una volta estratto il bitume esso va lavorato in raffineria per ripulirlo dallo zolfo e da altre impurità. Al costo economico ed energetico dell’estrazione, quindi, vanno sommati quelli del trasporto e della raffinazione.

Sulle sabbie bituminose del Canada, e sui costi sociali, economici e ambientali della loro estrazione, hanno lavorato a lungo Debra J. Davidson (Associate Professor alla University of Alberta) e Michael Gismondi (Professor alla Athabasca University). Nel loro libro “Challenging Legitimacy at the Precipice of Energy Calamity” Davidson e Gismondi hanno pubblicato anche una serie di foto storiche e recenti relative a questa attività industriale che sono di grande aiuto per capire di cosa stiamo parlando.

Sul processo industriale di estrazione del petrolio dalle sabbie bituminose consiglio anche la visione di questo documentario della serie “Megastrutture” del National Geographic, dal quale emerge chiaramente le dimensioni dell’impatto ambientale, ma anche del business, delle tar sands canadesi.

Le riserve di petrolio non convenzionale

Tenendo presente la grande varietà di idrocarburi non convenzionali e i differenti metodi di estrazione, quindi, ogni stima su quali siano le reali riserve di tight oil, oil shale e tar sands e di quanto esse possano “rendere” realmente in petrolio equivalente è una stima destinata a essere facilmente smentita.

Usare una tecnica o un’altra può fare un’enorme differenza nella quantità di petrolio effettivamente estraibile dal sottosuolo o dalle sabbie bituminose. Spesso sono le stesse compagnie petrolifere a dichiarare minori, o maggiori, riserve di petrolio e gas non convenzionali per mere questioni fiscali.

Come mi spiegò nel 2005 il noto geologo Colin Campbell rispondendo assai gentilmente a una mia email in cui chiedevo lumi sulla differenza tra riserve “probabili” e “possibili”, “inattive”, “stimate”, “identificate” e “non scoperte” (tutti termini comunemente utilizzati dalle compagnie petrolifere nei loro report), la situazione è molto complessa.

Difficilmente potrei spiegarla meglio di Campbell e, per questo, riporto le sue parole. Aggiungo solo che non si riferiscono esclusivamente al petrolio e al gas non convenzionale, ma anche a quelli convenzionali. Gli idrocarburi non convenzionali, però, da qualche anno sono inseriti nelle stime ufficiali delle compagnie petrolifere e persino delle organizzazioni internazionali, causando quello che io chiamo “balletto delle riserve”: la quantità di petrolio e gas nei giacimenti sale o scende a seconda delle tecnologie prese in considerazione dai vari studi.

>> Leggi l’approfondimento sulle stime delle riserve di petrolio e gas

Le riserve spiegate da Colin Campbell

Questi sono, in sintesi, i passi principali per la messa in produzione di un giacimento:

  1. gli esploratori, ovvero i geologi, elaborano un prospetto iniziale del giacimento e fanno una stima scientifica delle sue possibili riserve basato su una prima mappatura della sua struttura e sui dati regionali, che non sono esatti;
  2. di solito devono esagerare le stime per assicurarsi il finanziamento della trivellazione del bacino, che inizialmente è praticamente sconosciuto. Queste sono informazioni riservate delle aziende, che non vengono pubblicate;
  3. se le prime trivellazioni del giacimento trovano petrolio, si sanno molte più cose sulle caratteristiche geologiche del bacino e sulle riserve d’idrocarburi che potrebbe contenere, ma è normale fare ulteriori trivellazioni per confermare l’estensione del bacino. A questo punto è normalmente possibile fare stime abbastanza precise delle dimensioni del bacino;
  4. se si decide di mettere il bacino in produzione la responsabilità passa in mano agli ingegneri che normalmente lavorano con metodologie passo dopo passo. All’inizio mettono in produzione la parte migliore del bacino, istallando le attrezzature necessarie. A questo punto è richiesto loro di fornire stime molto conservative al governo a fini fiscali, stime che vengono debitamente rese pubbliche;
  5. col passare del tempo gli ingegneri “sviluppano” il resto del bacino, annunciando periodicamente revisioni in alto delle riserve man mano che ogni fase della produzione viene completata;
  6. il bacino probabilmente conterrà un quantitativo maggiore o minore di petrolio di quanto le previsioni scientifiche del passo 1 avevano dichiarato.

Questa è la situazione nel caso di un bacino off-shore, ad esempio un bacino del Mar del Nord.

Il caso di un bacino on-shore, ad esempio in Texas, è un po’ diverso: innanzitutto il bacino ha molti proprietari, ognuno che possiede una parte dello stesso bacino. Poiché non mancano gli speculatori la Securities & Exchange Commission (SEC) americana ha introdotto strette misure di sorveglianza su ciò che può essere riportato e dichiarato sulla quantità di petrolio presente nel giacimento. I dati che le compagnie devono consegnare alla SEC riguardano:

  1. Produzione provata: è una stima di quanto produrranno i pozzi già trivellati ottenuta basandosi sulla produzione giornaliera di tali pozzi;
  2. Produzione non sviluppata: è una stima di quanto potranno produrre ulteriori pozzi ancora non trivellati.

Inoltre vi sono le cosiddette riserve “probabili” e “possibili”, “inattive”, “stimate”, “identificate” e “non scoperte” che sono frutto di speculazioni non verificate sui bacini e non contano ai fini fiscali (la tassazione è solo sulla produzione).

Evidentemente, in Texas o in posti del genere, le riserve dichiarate crescono man mano che vengono trivellati nuovi pozzi. È importante notare che le regole della SEC hanno il compito di impedire esagerazioni fraudolente delle stime, ma non impediscono affatto che vengano proposte delle caute sottostime.

Consideriamo adesso le riserve dichiarate dall’industria internazionale. In pratica le grandi compagnie petrolifere dichiarano di possedere tante riserve quante ne servono per ottenere un soddisfacente risultato finanziario (per rassicurare il mercato), tenendosi da parte una considerevole quantità di riserve non dichiarate che possono poi dichiarare all’occorrenza per smussare le proprie performance commerciali quando è necessario. Ci sono inoltre ottime ragioni fiscali per sottostimare le riserve.

Queste pratiche, però, sono oggi probabilmente finite perché le compagnie hanno ormai dichiarato completamente i loro stock di riserve non riportate. Inizialmente hanno tentato di nascondere questa situazione con le fusioni (che hanno reso difficile capire quanto petrolio non ancora dichiarato era presente nei bacini posseduti o gestiti dalle nuove società derivate dalle fusioni), ma adesso non si possono più nascondere.

Per questo motivo è sbagliato proiettare nel futuro questa apparente crescita delle riserve: finiti gli stock, ci dovranno essere ulteriori scoperte per aumentare le riserve, non c’è più nulla da parte da dichiarare all’occorrenza. Ma le scoperte di nuovi giacimenti, specialmente di grossi giacimenti, si fanno sempre più rare.

26 febbraio 2013
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I vostri commenti
Giovanni Di Domenico , giovedì 15 gennaio 2015 alle8:32 ha scritto: rispondi »

ottima descrizione di queste fonti energetiche

giorgio zerboni, giovedì 15 agosto 2013 alle17:47 ha scritto: rispondi »

Allora : il fracking fa venire i terremoti, il nucleare no, il carbone inquina, , l'eolico disturba gli uccelli, il solare occupa troppo spazio, le discariche e la termovalorizzazione dei rifiuti devono farle da qualche altra parte.......ma poi in auto ci vogliamo andare, le case le vogliamo riscaldare ( o raffreddare ) e la spazzatura ce la vogliamo togliere di torno ( magari spedendola a pagamento all'estero , dove con essa producono energia che poi ci rivendono a caro prezzo )! Mi piacerebbe che qualche signor NO ci dicesse cosa in Italia si dovrebbe fare per rimanere nel mondo industriale e non tornare alle carrozze a cavalli ( ma anche quelli inquinano...).

Angelo, mercoledì 27 febbraio 2013 alle15:40 ha scritto: rispondi »

Fracking ? Frantumare le rocce sotto di noi ? Ma son pazzi ?  Significa stuzzicare le faglie dormienti !  Ma non è servito a niente quanto successo nella bassa modenese il 20 e 29 Maggio ultimi scorsi ?  Bastaaaa ! Ma quel fenomeno di Errani ed accoliti non avevano posto pietra tombale sulle prove di fracking ?!  Non ne abbiamo abbastanza di più di 7000 pozzi per estrazione idrocarburi in Italia ?!  Beppe Piero per favore fa bloccare tuttooooo !!!!!  Fa piazza pulitaaaaa !!!!!

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