PETROLIO: LA MATERIA PRIMA

4) Introduzione al petrolio

Composizione del petrolio

E' una miscela naturale composta principalmente da idrocarburi, che può presentarsi in forma liquida, gassosa o solida. I suoi costituenti coprono un ampio spettro di idrocarburi, dal metano ai composti con catene molecolari più complesse, con proporzioni variabili che conferiscono al petrolio diverse caratteristiche.

Composizione Elementare del Petrolio Greggio:

• Carbonio: 83.0-87.0%

• Idrogeno: 10.0-14.0%

• Azoto: 0.1-2.0%

• Ossigeno: 0.05-1.5%

• Zolfo: 0.05-6.0%

Classificazione degli Idrocarburi:

I componenti idrocarburici del petrolio si suddividono in tre principali gruppi noti come PNA:

1. Paraffine (Alcani): idrocarburi saturi con catene lineari (normal) o ramificate (isoparaffine), con formula generale CnH2n+2. Non contengono strutture ad anello.

*Oleifine - Alcheni poco presenti essendo più reattivi, in milioni di anni hanno reagito quasi tutti.

2. Nafteni (Cicloalcani): idrocarburi saturi contenenti uno o più anelli ciclici, con catene laterali paraffiniche. Presenti in tutte le frazioni che contengono più di cinque atomi di carbonio.

3. Aromatici: composti che contengono almeno un anello benzenico. Spesso questi idrocarburi combinano strutture aromatiche e nafteniche con catene laterali alifatiche.

Relazioni con il Peso Molecolare e il Punto di Ebollizione:

All'interno di un qualsiasi petrolio greggio, la proporzione di idrocarburi paraffinici tende a diminuire con l'aumentare del peso molecolare e del punto di ebollizione. Con l'aumentare del punto di ebollizione, aumentano anche il numero e la complessità molecolare dei costituenti.

Caratteristiche dei Petrolio Pesanti: 

Aromatici Policiclici: presenti in quantità maggiori nei petroli greggi più pesanti, sono associati a una qualità inferiore in termini di resa di prodotti preziosi come la benzina. Questi composti possono causare depositi di carbonio nei processi catalitici, generando problemi gestionali nelle raffinerie.

Eterocomposti nel Petrolio:

• Composti Solforati: tra cui tioli, solfuri e composti più complessi come tiofeni. Il contenuto di zolfo è indesiderato a causa della corrosione, dell'avvelenamento catalitico (CTS) e degli impatti ambientali. La desolforazione è una pratica obbligatoria nelle raffinerie.

• Composti Azotati: presenti in quantità minori rispetto allo zolfo, ma comunque problematici nei processi catalitici come il cracking. Atomi di azoto, come quelli presenti nei composti piridinici o chinolinici, possono inibire i catalizzatori acidi.

• Composti Ossigenati: presenti sotto forma di acidi organici, fenoli, esteri, ammidi e chetoni.

• Metalli: i più comuni sono nichel, ferro e vanadio, che possono causare problemi nei processi catalitici. La maggior parte dei metalli viene rimossa nei processi iniziali di desalinizzazione del greggio, mentre i composti organometallici sono più difficili da eliminare e si trovano nei residui di greggio pesante.

Implicazioni per le Raffinerie: La qualità del petrolio greggio è fortemente influenzata dalla presenza di composti eterociclici e metalli, che rende più difficili e costosi i processi di raffinazione. Rimossi subito in entrata alla raffineria, lavato con emulsionanti DESALTING PROCESS.

Storia del petrolio

Antichità

• il termine petrolio deriva dal latino petra (pietra) e oleum (olio). Viene citato nella Bibbia, ad esempio nella costruzione dell'arca di Noè e nella torre di Babele come agente cementante.

• 1800: in Europa orientale si inizia a raffinare il greggio per l'illuminazione, mentre viene anche apprezzato come medicina.

Rivoluzione Industriale

• 1859: Edwin L. Drake realizza il primo pozzo di trivellazione a Titusville, Pennsylvania, segnando l'inizio dell'era moderna del petrolio. La trivellazione raggiunge 23 metri di profondità dopo un anno di lavoro.

• Fine 1800: i derivati del petrolio cominciano a sostituire i lubrificanti vegetali e con l'avvento delle automobili agli inizi del 1900, la benzina diventa il principale carburante per i veicoli a motore. Questo stimola la ricerca di nuovi giacimenti petroliferi e la crescita dell'industria automobilistica.

Ascesa di John D. Rockefeller e la Standard Oil

• John D. Rockefeller: nella seconda metà del 1800, Rockefeller avvia un'industria di raffinazione petrolifera a Cleveland, Ohio. Dopo la corsa al petrolio del 1859, si concentra sul settore petrolifero, acquistando piccole raffinerie e consolidandosi in quello che diventerà un monopolio.

• 1870: Rockefeller fonda la Standard Oil Company, che rapidamente diventa la principale azienda di raffinazione negli Stati Uniti, controllando gran parte del mercato.

• 1911: dopo anni di critiche e cause legali per il suo monopolio, la Corte Suprema degli Stati Uniti ordina lo smembramento della Standard Oil in 34 aziende. Alcune delle più grandi sono oggi conosciute come Exxon, Mobil, Chevron e Conoco.

Le "Sette Sorelle" e l'OPEC

• Dopo la Seconda Guerra Mondiale, tre delle sette sorelle del petrolio erano società derivanti dalla Standard Oil: Exxon, Mobil e Chevron. Queste aziende, insieme a BP, Shell, Gulf e Texaco, dominavano il mercato petrolifero globale fino agli anni '70.

• OPEC: Con l'aumento della produzione di petrolio nei paesi esportatori (OPEC), il potere economico si sposta verso queste nazioni, con un ruolo crescente delle compagnie petrolifere nazionali come l'italiana ENI.

Fusioni tra grandi compagnie petrolifere: alla fine del XX secolo e agli inizi del XXI:

•   1998: BP si fonde con Amoco

•   1999: Exxon si fonde con Mobil

•   2001: Chevron si fonde con Texaco

•   2002: Conoco si fonde con Phillips

Il potere economico del petrolio: Le aziende petrolifere rimangono tra le più potenti al mondo. Saudi Aramco, la compagnia petrolifera saudita, è attualmente la più redditizia.

Estrazione del petrolio

L'estrazione del petrolio greggio inizia dopo la perforazione iniziale in superficie e il completamento finale del pozzo:

Processo di Perforazione

1. Unità di Perforazione: La struttura metallica, chiamata derrick, sostiene una serie di tubi d'acciaio cavi (colonna di perforazione) avvitati insieme per raggiungere giacimenti che possono superare i 10 km di profondità. Quando la perforazione scende per una lunghezza del tubo (circa 10 m), viene aggiunto un altro tubo fino a raggiungere la profondità desiderata.

2. Pressione e Pompe: Inizialmente, la pressione naturale del gas spinge il petrolio fuori dal pozzo. Con il tempo, sono necessarie pompe come il sucker rod o tecniche come l'iniezione di gas ad alta pressione (gas lift) per mantenere il flusso di petrolio. Questo processo richiede sempre più energia, come evidenziato dal calo del EROI (Energy Return on Investment), che è passato da 100:1 a meno di 10:1 negli ultimi anni.

Operazioni della Piattaforma di Perforazione

La piattaforma di perforazione rotativa è il metodo principale utilizzato nell'esplorazione e produzione di idrocarburi. La piattaforma perfora la roccia con una punta rotante attaccata alla colonna di perforazione. Opera:

•    Frantumando la roccia in particelle.

•    Rimuovendo i detriti di roccia tramite fluido di perforazione.

•    Mantenendo la stabilità del foro.

•    Evitando l'ingresso di fluidi dalle formazioni perforate.

La punta della perforazione è ruotata tramite una *tavola rotante* o motori nel foro, con la rotazione trasmessa attraverso un tubo speciale chiamato kelly, che passa attraverso la tavola rotante e si collega al sistema di sollevamento e all'argano. La punta viene messa in rotazione da una serie di tubi cavi che terminano in un apposito quadro o tubo esagonale (il kelly) che passa attraverso la tavola rotante e trasmette il movimento rotatorio

Fluido di Perforazione: Chiamato fango, il fluido circola in un sistema chiuso:

• Fluisce attraverso la colonna di perforazione fino alla punta.

• Pulisce il foro portando in superficie i cuttings (frammenti di roccia).

• I detriti vengono separati dal fluido tramite uno shale shaker, e il fluido viene stoccato nei serbatoi di fango per essere riutilizzato.

Punte di Perforazione e Meccanismi di Taglio della Roccia

• Punta tricona (introdotta negli anni '30), che frantuma e taglia la roccia ed è comunemente usata per formazioni dure.

• Punte PDC (Polycrystalline Diamond Compact) (dal 1990), che utilizzano materiali di diamante sintetico per una perforazione più efficiente o carburo di tugsteno.

--> Meccanismi di Taglio:

• Compressione: Adatta per rocce con comportamento elastico.

• Taglio: Per rocce plastiche.

• Taglio e abrasione: Per rocce abrasive.

Rivestimento di produzione: Completamento del Pozzo

• Foro aperto (barefoot): Nessun rivestimento viene installato nel giacimento, consentendo il massimo drenaggio, ma con rischi di infiltrazioni di sabbia e acqua.

• Foro rivestito: Il pozzo è completamente rivestito e cementato. Per consentire la produzione, vengono eseguite perforazioni laterali nel rivestimento e nel giacimento per ristabilire la comunicazione idraulica.

Una volta completato, il pozzo viene equipaggiato con tubi di produzione, sistemi di sicurezza (valvole di fondo, Christmas tree) e accessori come i sistemi di sollevamento artificiale (pompe sommerse elettriche).

• La testata del pozzo collega i tubi di produzione alle attrezzature di superficie e regola il flusso di petrolio. 

• Il Christmas tree, composto da valvole manuali e automatiche, controlla la pressione e garantisce la sicurezza.

Un sistema di sollevamento artificiale deve essere installato per produrre petrolio quando non esistono condizioni operative che permettano un flusso naturale. Oggi ci sono circa un milione di pozzi petroliferi in produzione nel mondo, il 90% dei quali utilizza un sistema di sollevamento artificiale. I principali tipi di sollevamento artificiale includono:

• Sollevamento a gas (gas lifting)

• Sollevamento con aste di aspirazione (Sucker-Rod Pumping): Il sistema di pompaggio con asta di aspirazione è il metodo di sollevamento artificiale più utilizzato per i pozzi petroliferi terrestri.

• Pompe sommerse elettriche (ESP): Un sistema ESP consiste in più stadi di pompe centrifughe collegate a un motore elettrico sommerso. Questo tipo di pompa è efficace per pozzi che necessitano di alta portata e dove i metodi tradizionali potrebbero risultare meno efficienti. (https://kimray.com/training/how-does-electric-submersible-pump-esp-work).

5) Geopolitica del petrolio

Il giacimento viene tecnicamente definito esaurito quando la vendita dei suoi prodotti non è più sufficiente a coprire i costi di produzione. Questo non significa che tutti gli idrocarburi presenti nel giacimento siano stati estratti: spesso solo circa il 60% del petrolio esistente viene recuperato e un giacimento petrolifero medio può richiedere la perforazione di 200-250 pozzi.

Petrolio: dopo la produzione… Al pozzo, il petrolio viene trattato per ridurre il contenuto di acqua e sali, solitamente con processi di disidratazione che portano il contenuto d'acqua a circa lo 0,5-2% in volume. Viene trasportato alle raffinerie attraverso due principali modalità: su terra (camion, ferrovie) o via mare (navi cisterna) o tramite oleodotti.

Petrolio: processi in raffineria

In raffineria, il petrolio subisce un processo di "lavaggio" mediante desalinazione, seguito dalla distillazione frazionata (Topping) per separare quattro principali gruppi di prodotti (escludendo la frazione gassosa):

  1. Oli minerali leggeri (benzina pesante, nafta vergine)

  2. Cherosene

  3. Oli medi (gasolio leggero) e oli pesanti (gasolio pesante)

  4. Residui pesanti

La crescente domanda di benzina ha stimolato la ricerca di processi per sfruttare i residui del petrolio, come:

  - Cracking termico (visbreaking)

  - Cracking catalitico

  - Reforming catalitico

  - Processi di idrogenazione

Il problema del petrolio

Negli ultimi 20 anni è stato consumato più petrolio di quanto prodotto in oltre un secolo. Il petrolio, che si forma in un processo di 100 milioni di anni, viene consumato in poco più di 150 anni.

• Il problema è aggravato dall'aumento esponenziale della domanda mondiale, soprattutto a causa delle nuove economie emergenti.

• Gli esperti stimano che siano stati estratti oltre 1000 miliardi di barili di petrolio e che oltre 1500 miliardi siano ancora estraibili.

• Secondo l'ENI World Energy Review 2023, le riserve provate ammontano a 1730 miliardi di barili.

Futuro della produzione di petrolio

Al ritmo attuale, i pozzi potrebbero esaurirsi in 50 anni (secondo BP 2021), ma la domanda continua a crescere. Nei prossimi 25 anni, la domanda giornaliera potrebbe passare dagli attuali 90 milioni di barili a 120 milioni. Già nel 2005, gli esperti britannici prevedevano un picco di estrazione di 92 milioni di barili al giorno, ma nel 2019 si sono superati i 95 milioni al giorno.

Una speranza risiede nella scoperta di nuovi giacimenti, ma alcune aziende come Chevron hanno affermato che oggi, per ogni due barili consumati, ne viene estratto solo uno.

Possibili nuove grandi scoperte di petrolio per il futuro? 

Le nuove possibilità si trovano nelle regioni polari, in Messico, Brasile, Angola e nel Golfo di Guinea. Tuttavia, è incerto quanto queste scoperte possano ritardare il problema del declino delle riserve: potrebbe essere di 2, 3, 5 o 10 anni? Il problema non riguarda solo la mancanza di benzina nei distributori, ma settori critici come il trasporto, l’agricoltura, l’industria alimentare, la petrolchimica e l’industria farmaceutica, che dipendono tutti dal petrolio.

Riserve petrolifere

Il Medio Oriente è il più grande produttore, con circa il 50% delle riserve mondiali. L'Arabia Saudita, terzo produttore mondiale nel 2023 (dopo Stati Uniti e Federazione Russa) con 532 milioni di tonnellate prodotte, ha sfruttato i suoi enormi giacimenti dagli anni ‘50, sollevando dubbi su quanto a lungo potranno durare. Gli Stati Uniti, pur essendo il primo produttore di petrolio, sono anche il secondo maggior importatore a livello globale.

Geopolitica del petrolio

Un altro problema è rappresentato dai nuovi importatori di petrolio. La Cina, con il 17,7% della popolazione mondiale, produce solo il 4,6% del petrolio globale ma ne consuma il 16,1%. L'India, con il 17,8% della popolazione mondiale, produce lo 0,7% del petrolio mondiale ma ne consuma il 5,4%. La Cina è diventata il primo importatore di petrolio nel 2022, mentre l'India è al terzo posto. La forte competizione politica tra Stati Uniti e Cina si concentra anche nel Medio Oriente, dove la Cina è il principale partner economico dell'Iran e cerca di rafforzare i suoi rapporti anche con l'Arabia Saudita.

Conflitti geopolitici e influenze sul mercato petrolifero

• 16 gennaio 2016  L'Agenzia Internazionale per l'Energia Atomica (AIEA) annuncia che l'Iran ha rispettato l'accordo nucleare. In rapida successione, l'UE e gli Stati Uniti (Obama) annunciano la sospensione delle sanzioni, revocate anche dal Consiglio di Sicurezza dell'ONU...  

Le sanzioni si dividono in primarie: il governo degli Stati Uniti impone un divieto assoluto a tutte le entità fisiche e legali statunitensi di condurre transazioni commerciali con l'Iran e secondarie: applicate, tramite restrizioni sul commercio con l'America, contro entità fisiche e legali non statunitensi (evasori di sanzioni straniere) che conducono transazioni in determinati settori dell'economia iraniana  

• 8 maggio 2018  L'amministrazione degli Stati Uniti (Trump) si ritira dall'accordo nucleare firmato con l'Iran e i paesi del Consiglio di Sicurezza dell'ONU, dichiarando che innescherà nuove dure sanzioni contro l'Iran...

• 3 gennaio 2020  L'amministrazione degli Stati Uniti (Trump) autorizza un raid all'aeroporto di Baghdad che uccide il generale Qassem Soleimani, figura chiave del regime degli Ayatollah...  

• 6 gennaio 2020  L'Iran non rispetterà più i limiti contenuti nell'accordo nucleare iraniano firmato nel 2015...  

• 12 novembre 2020  Agenzia per l'Energia Atomica: le scorte di uranio di Teheran superano di 12 volte il limite consentito dagli accordi...  

• 21 settembre 2021  Il presidente Joe Biden ha dichiarato che gli Stati Uniti rimangono impegnati a ripristinare il JCPOA (accordo con l'Iran) e a "prevenire che l'Iran ottenga un'arma nucleare"...  

• ... ma nel 2022, dopo un lungo sforzo diplomatico (negoziati di Vienna), l'accordo con l'Iran non è stato ancora raggiunto...  

... ma prima...  

• 17 luglio 2022  Kamal Kharrazi, consigliere della Guida Suprema dell'Iran, afferma che l'Iran è tecnicamente in grado di costruire una bomba nucleare, ma non ha ancora deciso se costruirla...  

• 24 febbraio 2022  Invasione russa dell'Ucraina...  

• 10-11 marzo 2022  Nella Dichiarazione di Versailles, i leader dell'UE concordano di eliminare gradualmente la dipendenza dell'UE dai combustibili fossili russi il prima possibile... (adottando, insieme agli Stati Uniti, significative sanzioni contro la Federazione Russa).  

• Nazioni Unite, 22 settembre 2023  Israele sul punto di una pace storica con l'Arabia Saudita, annuncia Netanyahu all'ONU. Una tale pace sarà decisiva per porre fine al conflitto arabo-israeliano e incoraggerà altri Stati arabi a normalizzare le loro relazioni con Israele, ha affermato, aggiungendo che rafforzerà anche le prospettive di pace con i palestinesi. La pace tra Israele e Arabia Saudita creerà davvero un nuovo Medio Oriente, ha continuato il primo ministro, sottolineando che mentre il cerchio della pace si espande, un vero percorso verso una pace genuina con i palestinesi potrà finalmente essere raggiunto. Tuttavia, c'è una condizione: il leader palestinese Mahmoud Abbas deve smettere di diffondere orribili teorie del complotto antisemite contro il popolo ebraico e l'Autorità Palestinese deve smettere di sostenere e glorificare i terroristi. Accordi di Abramo  

• Israele, 7 ottobre 2023  Il gruppo palestinese sunnita islamista Hamas ha guidato attacchi a sorpresa contro Israele dalla Striscia di Gaza via terra, mare e aria. Circa 1200 israeliani e cittadini stranieri, tra cui 764 civili, sono stati uccisi, e 248 persone sono state prese in ostaggio. A settembre 2024, oltre 43000 persone (1478 israeliani) sono state segnalate come uccise nella guerra Israele-Hamas.  

• Reuters, 31 luglio 2024: l'uccisione del capo di Hamas in Iran suscita timori di ritorsioni. Il leader di Hamas Ismail Haniyeh è stato assassinato nella capitale iraniana Teheran la mattina presto di mercoledì...  

• CBS News, 28 settembre 2024: il leader di Hezbollah Hassan Nasrallah ucciso da un attacco aereo israeliano nella capitale libanese Beirut.

• CBS News, 30 settembre 2024: gli attacchi israeliani in Libano attaccano Hezbollah, mentre aumentano le morti civili e si preannuncia un'operazione di terra. L'esercito israeliano ha dichiarato di aver avviato un'operazione di terra "limitata e localizzata" contro obiettivi nel sud del Libano. 

• TWP, 1 ottobre 2024: L'Iran ha lanciato una raffica di quasi 200 missili balistici contro Israele martedì, ha detto ai giornalisti il portavoce del Dipartimento di Stato americano Matthew Miller, in quello che Teheran ha definito come ritorsione per i recenti omicidi di alti funzionari di Hezbollah e Hamas.  

... ma negli ultimi 15 anni ci sono state diverse crisi petrolifere...  

• dal 2011, sviluppo della crisi libica (e maghrebina) in cui l'Italia è molto "interessata" per il proprio approvvigionamento (2019, con guerra civile e intervento esterno da parte della Turchia da un lato e dell'Egitto, Russia e Francia dall'altro)...  

• dal 2012, crisi siriana, nel 2015 crisi tra Arabia Saudita (Yemen) e Iran, e nel 2017 crisi tra Arabia Saudita e Qatar...  

• inizio 2022, invasione russa dell'Ucraina (nel 2021 la Russia ha fornito all'Italia il 19,2% del petrolio greggio italiano e il 19,6% del gas)...  

• ottobre 2023 - settembre 2024, guerra Israele-Iran (Hamas/Hezbollah) un'influenza ovvia della politica internazionale negli anni a venire!

OPEC

Fondata nel 1960 per contrastare il potere delle “sette sorelle” (Gulf, Texaco, SOCAL, Exxon, Mobil, BP, Shell), conta attualmente 13 paesi membri e controlla circa il 70% delle riserve mondiali di petrolio e il 35% della produzione globale.

13 Member Countries Algeria (1969), Angola (2007), Arabia Saudita (1960), Congo (2018), Emirati Arabi (1967), Guinea Eq. (2017), Kuwait (1960), Gabon (1975), Iran (1960), Iraq (1960), Libia (1962), Nigeria (1971), Venezuela (1960) (Gabon (1975), terminated its membership in 1995 and rejoined the Organization in 2016, Indonesia (1962) suspended its membership in 2009, reactivated in 2016, but suspended its membership again in 2016, Ecuador (1973) suspended its membership in 1992, rejoined OPEC in 2007, but decided to withdraw its OPEC membership as of 2020, Qatar (1961) ceased its membership on 2019)

Nel 2023, l’Azerbaigian ha esportato in Italia circa 11 milioni di tonnellate di petrolio greggio, stabilendosi come il principale fornitore di petrolio greggio per il paese.

Seguono la Libia, gli Stati Uniti e il paese del Medio Oriente. Poi l’Iraq. Un tempo importante importatore di combustibili fossili in Italia, la Russia non esporta più petrolio in Italia 2023.

Italian refineries (10) and 2 pipelines: Transalpine pipeline (TAL) from Triest e Central European Pipeline [CEP] from Genoa.

Produzione convenionale e non

convenzionali (pozzo di produzione ordinario)

Composti ricchi di idrogeno con catene di idrocarburi corte, un numero inferiore di atomi di carbonio (C1 a C60) e un peso molecolare inferiore rispetto alla maggior parte degli oli non convenzionali (circa 200). Offrono una produttività maggiore con meno scarti e molti progetti EOR (Enhanced Oil Recovery, Recupero Avanzato di Petrolio) in tutto il mondo recuperano fino al 60% (o più) del greggio presente mediante l'iniezione di CO2 per scopi di CCS (Carbon Capture and Storage, Cattura e Stoccaggio del Carbonio).

Quando le compagnie petrolifere scavano pozzi, ci sono tre fasi di produzione:

• Produzione primaria: La pressione naturale accumulata nei giacimenti sotterranei spinge il petrolio in superficie; a volte viene collegata una pompa alla testa del pozzo per forzare l'olio o il gas verso la superficie. Circa il 5-15% del petrolio nel giacimento viene recuperato.

• Produzione secondaria: Un fluido, solitamente acqua, viene pompato nel giacimento per rilasciare più petrolio; in questo modo può essere recuperato dal 20 al 40% del petrolio.

• Produzione terziaria: Include tutto ciò che viene fatto successivamente, compresa l'iniezione di qualsiasi fluido non originariamente presente nel giacimento. La forma più comune è l'EOR, in cui viene iniettato CO2 ad alta pressione, a volte alternato con impulsi d'acqua, nei pozzi per legarsi al petrolio e portarne di più in superficie. L'EOR può recuperare fino al 60% del petrolio presente in un giacimento. Recupero del petrolio con immagazzinamento del 90-95% del CO2

petrolio di transizione

Sono greggi convenzionali estratti con metodi non convenzionali. Con i greggi convenzionali sempre meno accessibili, sono stati sviluppati nuovi metodi di recupero ad alta intensità energetica con conseguenti emissioni più elevate e impatti ambientali (basso EROI, Ritorno Energetico sull'Investimento):

•  da pozzi ultra-profondi perforati a chilometri di profondità in mare.  

•  mediante fratturazione della roccia di scisto (Tight Oil) per estrarre il petrolio intrappolato in silos a bassa permeabilità a grande profondità.

non convenzionali

Gli oli non convenzionali sono generalmente identificati dalle loro caratteristiche. Più è pesante l'olio, come nel caso delle sabbie bituminose (bitume nelle sabbie) e del kerogene nelle rocce (oil shale), più carbonio, zolfo e impurità tossiche sono presenti. Molto più pesanti e "acidi". Questi oli extra-pesanti e sporchi richiedono un grande input di energia per essere convertiti in petrolio sintetico, che viene poi processato in raffineria (EROI inferiore rispetto agli oli di transizione).

Gli oli molto pesanti (oli non fluibili) non vengono più recuperati dai serbatoi e richiedono nuove tecnologie di estrazione, come nel caso delle sabbie bituminose in Alberta, Canada, e nel cinturone dell'Orinoco in Venezuela, e del kerogene (un precursore del petrolio) nelle scisti bituminosi negli Stati Uniti. Gli oli non convenzionali devono ancora essere definiti rigorosamente.

Sabbie bituminose (Canada, Venezuela)

Sono una combinazione di sabbia di quarzo, argilla, acqua, minerali in tracce e un 10-18% di bitume, con un possibile contenuto di zolfo superiore al 7%. Il bitume è composto da componenti organici che vanno dal metano a grandi molecole polimeriche con un peso molecolare superiore a 15000. Questa complessa miscela di idrocarburi può essere trasformata in petrolio. Si stima che le risorse mondiali di sabbie bituminose siano circa tre volte le riserve di petrolio conosciute. Tuttavia, non può essere trasportata al mercato tramite oleodotti senza l'aggiunta di agenti diluenti, come condensati di gas di processo e diluenti C5+, per rispettare i limiti di densità e viscosità dei pipeline.

I più grandi giacimenti di sabbie bituminose si trovano in Alberta, Canada, dove le sabbie bituminose hanno rappresentato circa il 60% della produzione di petrolio canadese nel 2022, corrispondente a 3,1 milioni di barili al giorno. I depositi di sabbie bituminose possono trovarsi sia in profondità nel sottosuolo sia in superficie.

• Estrazione in situ: La sabbia bituminosa viene riscaldata a circa 80 °C iniettando vapore nel deposito; l’alta temperatura provoca una diminuzione della viscosità del bitume, sufficienti per consentirne il pompaggio in superficie.

• Estrazione a cielo aperto: A volte è più facile estrarre la sabbia bituminosa come materiale solido. La sabbia bituminosa estratta viene poi mescolata con vapore e acqua calda, e il bitume galleggia sull'acqua, mentre la sabbia affonda sul fondo del contenitore. Riscaldando il bitume a temperature superiori a 500 °C, circa il 70% di esso viene trasformato in petrolio greggio sintetico.

Tight (Shale) Oil e Shale Gas - Scisto bituminoso (Stati Uniti)

È un "petrolio immaturo" che non è rimasto nel terreno abbastanza a lungo da formare petrolio (chiamato anche scisto oleoso di media-bassa maturità). È composto da argilla, limo e sali, con un 12% di materia organica insolubile (kerogene) e un 3% di bitume solubile. Come le sabbie bituminose, anche lo scisto bituminoso ha un contenuto di zolfo simile, fino al 7%.

Potrebbe essere utilizzato per diversi scopi: per ottenere calore tramite combustione diretta (per la generazione di elettricità), per produrre petrolio di scisto (SO) o come fonte di altre sostanze chimiche preziose (incluso il gas). Il kerogene viene attualmente trasformato in petrolio greggio sintetico (processo termico ad alta energia) e in altri prodotti prima della spedizione alle raffinerie.

Il recupero dello scisto bituminoso avviene utilizzando tecniche di estrazione simili a quelle del carbone. Il petrolio viene recuperato riscaldando lo scisto in assenza d’aria a 500 °C o più, con il 75-80% del kerogene convertito in petrolio. Come nel caso delle sabbie bituminose, un’alternativa all’estrazione è il trattamento in situ, iniettando gas caldo e aria nello scisto, che diventa abbastanza caldo da trasformare il kerogene in petrolio sottoterra.

• Tight oil also known as “shale oil”. Light crude oil contained in unconventional oil formations with low permeability, often shale or tight sandstone. Production from tight oil formations by hydraulic fracturing (see shale gas)  

• Oil Shale Sedimentary kerogen-rich rock. Transformed into Shale Oil by heat treatment (Shale oil is kerogen transformed into oil in the refinery)  

• Tar sands mixture of sand, clay, water, and bitumen 

Deep and Ultra-deep oil 

Le nuove tecnologie di perforazione, con trivelle in grado di essere posizionate in acqua fino a 3000 m e di perforare poi 8000 m nel terreno, hanno reso possibile la produzione di petrolio in acque ultra-profonde. Le riserve di petrolio di oltre 20 miliardi di barili nelle acque ultra-profonde brasiliane potrebbero essere recuperabili economicamente.

Acqua profonda: profondità dell'acqua superiore a 1000 piedi (≈ 300 m).

Acqua ultra-profonda: profondità dell'acqua superiore a 5000 piedi (≈ 1500 m).

Comunue ci stiamo avvicinando alla fine dell'era del petrolio con un alto EROEI e un prezzo basso?

Prezzi

Il prezzo del petrolio Brent ha mostrato significative fluttuazioni nel periodo dal 2022 al 2024, influenzato da dinamiche geopolitiche, economiche e produttive.

• Ad agosto 2022, il prezzo del Brent era circa 100 $/barile.

• A gennaio 2021 era a 40 $/barile, ma ha raggiunto un picco di oltre 130 $/barile a marzo 2022, in concomitanza con la crisi tra Ucraina e Russia e l'introduzione di sanzioni globali contro la Russia.

• A febbraio 2023 il prezzo del Brent era 84 $/barile.

• A ottobre 2024 il prezzo del Brent è sceso a 78 $/barile.

Le dinamiche dei prezzi del petrolio sono influenzate da molteplici fattori, inclusi: Le decisioni dell'OPEC e degli altri grandi produttori di petrolio. La produzione di shale oil e tar sands negli Stati Uniti e in Canada, che non è stata in grado di mantenere i prezzi strutturalmente bassi. La ripresa della domanda globale dopo la crisi della pandemia di COVID-19. L'influenza delle crisi geopolitiche, come il conflitto Russia-Ucraina, che ha avuto un forte impatto sui prezzi del petrolio.

Il Brent e il WTI (West Texas Intermediate) sono i due principali benchmark per il prezzo del petrolio a livello globale. Tuttavia, negli ultimi anni, il Brent è stato adottato come il riferimento preferito per circa il 60% del petrolio scambiato a livello mondiale.

Infine, il petrolio viene spesso scambiato come futures, cioè contratti che obbligano le parti a scambiare una certa quantità di petrolio a un prezzo fissato per una data futura. I futures sul Brent e il WTI sono negoziati sulle principali borse, come il Nymex e l'ICE.

Fine del petrolio? Con i nuovi oli non convenzionali (olio di scisto, sabbie bituminose) probabilmente non così presto (ma con un enorme impatto ambientale...)  

Per quanto riguarda il petrolio convenzionale, l'Arabia Saudita continua a dichiarare grandi riserve petrolifere: 2023: riserve provate di 267 miliardi di barili (15,2% a livello mondiale) con una produzione di petrolio superiore a 11 milioni di barili al giorno  

Il 90% della produzione saudita proviene dai seguenti giacimenti:  

•   Giacimento di Shaybah, riserve nel 2020 di 14 miliardi di barili  

•   Giacimento di Abu-Sa'fah, 1,1 miliardi di barili  

•   Giacimento di Abqaiq, 1,1 miliardi di barili sfruttato per oltre il 90%  

•   Giacimento di Berri, 7,6 miliardi di barili  

•   Giacimento di Manifa, 5,7 miliardi di barili  

•   Giacimento di Ghawar, 51 miliardi di barili (5 milioni di barili al giorno, circa il 40% della produzione saudita e il 5,0% mondiale), è utilizzato per circa il 65% delle sue riserve

Ma è vero che ci sono così tante riserve? Molti osservatori dicono di no, perché Saudi Aramco (1988) controlla tutta la produzione saudita, impedendo di fatto i controlli della IEA (Agenzia Internazionale per l'Energia), nuove estrazioni di qualità inferiore e ingenti investimenti sauditi nella ricerca di nuovi giacimenti in tutto il mondo.

Petrolio: impatto ambientale

Fornitura energetica mondiale (UNEM 2024): 30,0% proveniente dal petrolio (46,2% nel 1973 con meno di un terzo dell'energia prodotta), 32% delle emissioni di CO2 proviene dalla combustione dei combustibili fossili (49,9% nel 1973)  

Il trasporto del greggio: un grave problema ambientale. Particolarmente sentito nel Mar Mediterraneo, Circa 400 Mt di petrolio greggio trasportato ogni anno, di cui oltre 100 kt finiscono in mare (principalmente a causa di pratiche illegali come lo scarico delle acque di zavorra, i residui di lavaggio dei serbatoi, i fanghi e le acque di sentina). È il bacino marino più inquinato al mondo. Circa 300 petroliere trasportano il 25% del greggio mondiale in appena lo 0,8% delle acque del pianeta.

Il Mar Mediterraneo è un mare semi-chiuso con scambi limitati di acqua con l'Oceano Atlantico e i mari Nero e Rosso. Copre una superficie di circa 2,5 milioni di km². Si estende per circa 4000 km da est, all'ingresso del Canale di Suez e dei Dardanelli, fino a ovest, allo Stretto di Gibilterra.  

Capacità delle raffinerie italiane

Maggio 2023: La raffineria ISAB di Priolo, costruita mezzo secolo fa da Garrone e Mondini (ERG) e poi venduta a Lukoil tra il 2008 e il 2014, è stata venduta a G.O.I. Energy, società con sede a Cipro (supportata da investitori israeliani).

Febbraio 2024: Segnando la fine di un'importante era per l'industria della raffinazione del petrolio in Italia, la famiglia Moratti ha venduto l'intera partecipazione in Saras alla società olandese Vitol, uno dei principali operatori globali nel commercio di materie prime energetiche.  

Disastri maggiori di fuoriuscite di petrolio in mare  

Dal 1960, ci sono stati più di 130 disastri legati a fuoriuscite di petrolio, tra i più gravi:  

• Dic. 1960: *Sinclair Petrolore* (costa brasiliana) 60.000 tonnellate di greggio  

• Mar. 1967: *Torrey Canyon* (Bretagna, Francia) 120.000 tonnellate di greggio  

• Apr. 1991: *Amoco-Haven* (Genova, Italia) 144.000 tonnellate di greggio  

• Dic. 1992: *Aegean Sea* (La Coruña, Spagna) 80.000 tonnellate di greggio  

• Nov. 2002: *Prestige* (Galizia, Spagna) 77.000 tonnellate di greggio  

Keystone Pipeline e preoccupazioni sulle fuoriuscite di petrolio

Il 7 dicembre 2022, l'oleodotto Keystone ha subito una grave perdita di 14.000 barili di petrolio (oltre mezzo milione di galloni) in un torrente nella contea di Washington, Kansas. È stato il più grande sversamento di petrolio su terraferma dal 2013 e il terzo grande incidente dell'oleodotto negli ultimi cinque anni. Il petrolio trasportato è costituito da bitume pesante, tagliato con un diluente per facilitare il trasporto attraverso i tubi.  

[Fonte: The Guardian, 21 dicembre 2022](https://www.theguardian.com/environment/2022/dec/21/oil-spills-keystone-pipeline-seem-worse-kansas)

6) Gas naturale

Il gas naturale è una miscela di idrocarburi gassosi, principalmente metano, con impurità come CO₂, N₂ e H₂S. Composizione molto variabile:

https://www.youtube.com/watch?v=-njmj0diWu8

NG convenzionale: 

si trova in depositi sotterranei ed è recuperato tramite pozzi, simile al petrolio greggio. Può essere associato al petrolio (Associated NG) o non associato (Non-Associated NG).

• •  Associated NG: co-prodotto del petrolio greggio, storicamente considerato poco rilevante e spesso bruciato.

  •   Non-Associated NG: estratto in impianti dedicati, senza petrolio greggio associato in genere più metano e meno incondensabili.

    • • Gas naturale "umido": contiene grandi quantità di altri idrocarburi gassosi (etano, propano, butano) che condensano a temperatura ambiente.

      • Gas naturale "secco: contiene piccole quantità di idrocarburi condensabili, più comune nelle estrazioni di Non-Associated NG.

        • • Gas "sour" o "sweet": a seconda della presenza di H₂S e CO₂ che sono acidi.

Trattamenti iniziali:

• acqua, la principale impurità, deve essere rimossa per evitare la formazione di condensati durante il trasporto.

• CO₂: tollerata dopo la disidratazione, ma può causare acidità se combinata con acqua.

• H₂S: non tollerato a causa dei rischi per la sicurezza e l’ambiente. Spesso unito a mercamtani R-OH.

Riserve: Importanti giacimenti si trovano in Iran, Russia, Arabia Saudita, Qatar e Nord Africa. La produzione globale include centinaia di miliardi di barili di petrolio equivalente (BOE), ad esempio nel Mare di Barents.

Specifiche di vendita: Il gas destinato agli utenti deve avere un valore calorifico costante, con una variabilità limitata (circa 9000 kcal/Sm³ per il metano puro). L'inerzia causata da N₂, CO₂ o He è accettabile entro certi limiti 10% (per sapere quanti eterocomposti lasciare).

NG non convenzionale: 

richiede tecniche avanzate di estrazione, come:

• Shale gas: gas naturale intrappolato in depositi di scisto.

• Tight sand gas: gas intrappolato in arenarie o rocce sedimentarie che non facilitano il flusso di gas.

• Coal bed methane: gas assorbito durante la formazione del carbone, estratto tramite depressurizzazione, più superficiale rispetto agli altri.

• Gas idrati: metano intrappolato in strutture di ghiaccio, trovato in permafrost o sedimenti d'acqua profonda.

Shale gas

Il gas di scisto è una fonte importante di gas non convenzionale, prodotto principalmente negli Stati Uniti. È simile al shale oil e si trova in formazioni geologiche meno permeabili, richiedendo tecniche di estrazione speciali come la fratturazione idraulica (fracking). Questa tecnologia è diventata significativa negli Stati Uniti nel 2005, contribuendo a riportare la produzione di gas ai livelli degli anni '70, e nel 2009, la produzione di gas non convenzionale negli US ha superato quella di gas convenzionale.

Tecnologia del Fracking  

• Perforazione orizzontale e iniezione di fluidi pressurizzati (spesso acqua) nelle formazioni di scisto per liberare il gas intrappolato.

• Sabbia viene pompata insieme ai fluidi per mantenere le fratture aperte.

• Il volume e la composizione dei fluidi variano a seconda delle condizioni geologiche. Fino al 20% dell'acqua iniettata può tornare in superficie e essere trattata per il riutilizzo.

https://www.youtube.com/watch?v=VY34PQUiwOQ

Il fracking può causare inquinamento delle falde acquifere sotterranee e contaminazione del suolo a causa delle sostanze chimiche utilizzate nel processo. Aree di fracking hanno mostrato un aumento delle attività sismiche, sollevando preoccupazioni ambientali: http://www.youtube.com/watch?v=4LBjSXWQRV8

Idrato di Metano (MH)

È composto da molecole di metano intrappolate in una struttura cristallina di acqua, formando un solido simile al ghiaccio. Gli idrati di metano si trovano principalmente nei sedimenti del fondo oceanico profondo e nelle regioni di permafrost.

• Stabili a basse temperature e alte pressioni (si trovano al di sotto di 350 metri nell'oceano).

• 1 litro di idrato di metano solido contiene circa 170 litri di gas metano (1 bar, 0°C) .

• Gli idrati di metano sono spesso chiamati "ghiaccio infuocato" perché bruciano quando esposti a una fiamma.

• Le riserve globali potrebbero fornire più di due volte l'energia di tutte le fonti di energia convenzionali conosciute messe insieme.

La Russia, attraverso Gazprom, ha indicato che l'Oceano Artico possiede un enorme potenziale per l'estrazione di idrati di metano, posizionandolo come una possibile futura fonte di energia. Tuttavia, i processi di estrazione attuali, come la decompressione e la stimulazione termica, non sono ecologicamente sostenibili e sono ancora oggetto di studio.

Risorse di Gas Naturale Convenzionale  

La quantità totale di riserve di gas naturale convenzionale è stimata tra 2000 e 2500 miliardi di barili di petrolio equivalente (BOE). Finora, sono stati sfruttati circa 450 miliardi di barili, con un picco di produzione previsto intorno al 2040. Dopo questo picco, si prevede che il gas naturale convenzionale sarà esaurito in meno di 50 anni.

Negli Stati Uniti, il picco della produzione di gas naturale convenzionale è già stato superato, ma la produzione di gas non convenzionale (come il gas da scisto) è in aumento sin dai primi anni 2000. Nuovi giacimenti di gas naturale sono stati scoperti in Medio Oriente, Russia e al largo della costa del Brasile.

Prezzi e Mercati del Gas Naturale

Il TTF è il principale mercato virtuale per il trading di gas in Europa, basato ad Amsterdam, nei Paesi Bassi, dal 2003. Questa piattaforma riunisce i produttori e i fornitori di gas naturale che acquistano e rivendono il gas ai clienti finali, cittadini e imprese, nei paesi in cui operano. Ci sono altri indici nazionali, come l'indice PSV in Italia, il PEG in Francia o il NCG in Germania. In Italia, il prezzo del gas naturale viene fissato ogni tre mesi dall'Autorità (ARERA) e si basa proprio sui prezzi spot del mercato TTF.

• Cap di Prezzo Stabilito dall'UE: Il 25 febbraio 2023, l'UE ha fissato un cap di prezzo a 180 €/MWh. Per attivarlo, i prezzi del gas devono superare i 180 € per 3 giorni. Se il cap fosse stato introdotto all'inizio del 2022, sarebbe stato utilizzato per più di 40 giorni ad agosto e settembre 2022.

Dal 2010, è stato lanciato il mercato del gas in Italia, gestito dal GME (Gestore dei Mercati Energetici), con offerte per comprare e vendere. Negli scambi energetici operano la maggior parte dei fornitori italiani appartenenti al mercato libero per l'acquisto di gas e energia all'ingrosso. Il GME organizza e gestisce il mercato del gas naturale in cui gli operatori possono effettuare transazioni sul Punto Virtuale di Scambio (PSV), dove avvengono scambi di acquisto e vendita di gas. Il PSV è situato tra i punti di ingresso e uscita della rete gas, ed è gestito da Snam Rete Gas, un operatore nazionale della rete di gasdotti.

A dicembre 2023, i prezzi dell'energia erano ancora più di 5 volte più elevati nell'UE rispetto agli Stati Uniti.

Principali Gasdotti Europei

I gasdotti (terrestri o marittimi) trasportano gas dalla produzione al consumo. In Europa, il gas proviene principalmente da tre rotte:

Nord Africa

•  Transmed: dall'Algeria, attraverso la Tunisia, verso l'Italia (Mazara del Vallo)

•  Greenstream: dalla Libia all'Italia (Gela)

•  Maghreb: dall'Algeria, attraverso il Marocco, verso la Spagna

•  Medgas: dall'Algeria alla Spagna

 Russia

•  Nord Stream: dal 2011, dalla Russia alla Germania attraverso il Mar Baltico, evitando l'Ucraina. Si prevedeva di raddoppiarlo con una seconda linea, bloccata a causa dell'invasione russa; le due linee sono state largamente distrutte a seguito di un attacco il 26 settembre 2022.

•  Yamal: dal 1999, percorre oltre 4000 km attraverso Bielorussia e Polonia fino alla Germania.

•  Tag: attraverso l'Austria, trasporta gas in Italia (Tarvisio) e Slovenia.

•  Blue Stream: dal 2003, trasporta gas in Turchia attraverso il Mar Nero.

Nord Europa

• Langeled Gas Pipeline: una rete di gasdotti nel Mar del Nord che collega Norvegia, Inghilterra e Paesi Bassi.

•  TENP e Transitgas: dai Paesi Bassi attraverso la Germania, portano gas dalla produzione olandese e del Mar del Nord in Svizzera e Italia (Passo Gries).

•  Baltic Pipe: dal 1° ottobre 2022 consente l'importazione di fino a 10 bcm/y di gas dalla Norvegia in Polonia attraverso la Danimarca.

Ultimo Gasdotto Italiano

• TAP (Trans Adriatic Pipeline): completato alla fine del 2020. Collegato al TANAP, porta gas in Italia (dall'Azerbaigian) attraverso Grecia e Albania.

• Nel novembre 2023, l'UE ha mantenuto il secondo gasdotto pianificato Eastmed Poseidon (collegato alla Grecia - NG da Israele) nella nuova lista dei progetti prioritari, mentre è stato abbandonato il progetto Galsi (gasdotto Algeria Sardegna Italia) per importare gas naturale dall'Algeria all'Italia attraverso la Sardegna e l'uscita finale a Piombino.

Le riserve di gas vengono classificate in base alla probabilità di essere commercialmente recuperabili:

1. Riserve certe (proved reserves): sono le riserve con una probabilità di recupero superiore al 90%, quindi le più sicure.

2. Riserve probabili (probable reserves): hanno una probabilità di estrazione compresa tra il 50% e il 90%.

3. Riserve possibili (possible reserves): hanno una probabilità inferiore al 50% di essere economicamente sfruttabili.

Gas Naturale in Italia (al 31 dicembre 2023): Riserve certe: 41,8 Gm³, Riserve probabili: 37,0 Gm³, La maggior parte si trova onshore, principalmente nel Sud Italia (65,2%) e coprirebbero poco più di un anno di fabbisogno.

Estrazione Nazionale:

Il Ministro dell’Ambiente e della Sicurezza Energetica ha illustrato un piano per potenziare le attività estrattive, stimando una produzione di 15 miliardi di metri cubi di gas nei prossimi 10 anni, con una fornitura annuale di 1,5 Gm³. Questo coprirebbe meno del 2% del fabbisogno nazionale annuo. In Italia ci sono 1.298 pozzi estrattivi, ma solo 514 sono attualmente operativi. Altri 752 sono inattivi. Inoltre, 94 delle 138 piattaforme marine si trovano in aree protette o troppo vicine alla costa per essere sfruttate (entro le 12 miglia).

Aggiornamenti Normativi: Il Decreto "Aiuti Quater" del 2022 ha esteso il perimetro delle concessioni nazionali per l'estrazione fino a 9 miglia dalla costa. Secondo le stime di Assorisorse, ottimizzando le concessioni attualmente in funzione e accelerando lo sviluppo di nuovi progetti, la produzione nazionale potrebbe raddoppiare entro il 2025.

Piattaforme nell'Adriatico: Al largo della costa di Rimini, le piattaforme Giulia 1 e Benedetta 1 potrebbero potenzialmente estrarre 1,5 miliardi di metri cubi di gas dai giacimenti sotto il fondale del Mar Adriatico. Tuttavia, a causa delle restrizioni normative, entrambe le piattaforme rimangono inattive, poiché si trovano all'interno del limite protetto delle 12 miglia dalla costa.

L'Italia attualmente è rifornita da 5 gasdotti e 4 (o 5) rigassificatori.

Punti di ingresso dei gasdotti:

1. Gas libico: [Greenstream] Gela (Catania)

2. Gas algerino: [Transmed] Mazara del Vallo (Trapani) Gestito dalla Transmediterranean Pipeline Co (TMPC)

3. Gas russo: [TAG] Tarvisio (Udine) - Gorizia Gestito dalla Trans Austria Gasleitung

4. Gas del Mare del Nord: [Transitgas] Passo Gries (Verbania)

5. Gas azero: [TAP] Melendugno (Lecce) Gestito dal Trans Adriatic Pipeline

7) Gas naturale liquefatto

Impianti di rigassificazione (GNL):

1. Panigaglia (SP)

2. Porto Viro (RO)

3. Livorno

4. Piombino

Questi impianti permettono di trasformare il gas naturale liquefatto (GNL) importato via nave in gas naturale, pronto per essere immesso nella rete nazionale.

Terminale di rigassificazione onshore di Panigaglia  

Situato a Fezzano di Porto Venere (SP), è il primo impianto in Italia capace di ricevere e rigassificare GNL (di proprietà di SNAM). Il terminale è dotato di due serbatoi da 50.000 m³ ciascuno. La quantità massima annuale di gas naturale che può essere immessa nella rete è di 3,5 miliardi di metri cubi. In 50 anni di attività non ha mai avuto problemi rilevanti, ma spesso con attività ridotta. Nel 2023 ha trattato 3,5 miliardi di metri cubi di gas.

Terminale di rigassificazione off-shore di Porto Viro  

L'Adriatic LNG Terminal, primo impianto di rigassificazione off-shore in Italia (2009), è operativo dal 2009, dopo una lunga fase di costruzione e avvio (Spagna meridionale). Situato a circa 15 km al largo della costa veneta (Porto Viro), è collegato alla rete di distribuzione nazionale tramite un gasdotto. Nel 2009 la capacità produttiva era di 8 miliardi di metri cubi di gas immessi nella rete, provenienti principalmente dal Qatar (oltre il 10% del fabbisogno italiano). Il terminale si trova sul fondale marino a una profondità di circa 29 metri, con una lunghezza complessiva di 375 metri e una larghezza di 115 metri. La struttura ospita due serbatoi di GNL da 125.000 m³ ciascuno e, nella parte superiore, l’impianto di rigassificazione e alcune apparecchiature ausiliarie (elettricità per il funzionamento). Nel 2023, il terminale ha immesso 8,5 miliardi di metri cubi di gas nella rete nazionale. Nel 2017, è avvenuto il primo arrivo di gas liquefatto dagli Stati Uniti, e nel 2019 gli Stati Uniti sono diventati il terzo fornitore europeo di GNL dopo Qatar e Nigeria. Il gasdotto che collega il terminale alla rete nazionale comprende un condotto lungo 40 km e largo 30 pollici, che trasporta gas dal terminale alla costa per 15 km, proseguendo poi onshore per altri 25 km fino alla stazione di misurazione di Cavarzere. Un altro gasdotto trasporta gas per 84 km fino all'hub della rete di distribuzione nazionale vicino a Minerbio (BO).

Terminale di rigassificazione off-shore di Livorno  

Il terminale OLT è un'unità di stoccaggio e rigassificazione galleggiante (FSRU), situata a circa 22 km al largo della costa tra Livorno e Pisa. La capacità massima di rigassificazione consentita è di 5 miliardi di metri cubi all’anno, con una capacità di stoccaggio lorda di 137.100 m³ (liquidi). L'impianto può ricevere GNL da navi metaniere con una capacità di carico tra 65.000 e 180.000 m³ (classe New Panamax, che rappresenta circa il 90% della flotta mondiale di navi metaniere). Le operazioni del terminale sono state sospese per manutenzione straordinaria da aprile a ottobre 2024.

Nuovi rigassificatori italiani (FSRU)

- Nel 2023 entrerà in funzione la nave rigassificatrice di Piombino.  

- Nel 2025 è previsto l’avvio del rigassificatore di Ravenna.  

Il 20 marzo 2023, il ministro Adolfo Urso ha dichiarato che con le navi rigassificatrici di Piombino e Ravenna l'Italia potrà eliminare le forniture di gas russo. L'8 luglio 2023, ENI ha consegnato un primo carico di 90 milioni di metri cubi di gas al terminale di rigassificazione SNAM di Piombino. La nave Golar Tundra è lunga 292,5 metri, larga 43,4 metri e alta 55 metri, ed è dotata di 4 serbatoi per lo stoccaggio di 170.000 Sm³ di gas naturale liquefatto, con una capacità continua di rigassificazione di 5 miliardi di metri cubi all'anno.

Imported LNG  

• L'Italia acquista anche LNG dall'Egitto, dalla Nigeria, da Trinidad e Tobago, dalla Guinea Equatoriale, dalla Norvegia, ecc.  

• Le pipeline sono impossibili, quindi il trasporto via nave è previsto. Sono necessari 1000 m³ di gas per ottenere l'energia di 1 m³ di petrolio.  

• All'arrivo, sono necessarie unità di rigassificazione. In Italia, come accennato, ci sono Panigaglia, Porto Viro, Livorno e Piombino.  

• Riduzione del volume (600 volte) a -163 °C e trasporto, a pressione atmosferica, su navi cisterna refrigerate.  

NG Environmental Impact  

La fornitura energetica mondiale (2022) è del 23,6% da gas (16,1% nel 1973 con meno di un terzo dell'energia prodotta).  Il 22% delle emissioni di CO2 proviene dalla combustione dei combustibili (14,4% nel 1973).  

Il gas naturale è la fonte di energia fossile più ecologicamente sostenibile: tuttavia, ha un elevato impatto ambientale. L'impatto ambientale del gas naturale è basato su:  

•   Estrazione e perforazione (vedi tecnologia fracking…).  

•   Trasporto (vedi perdite di gas dalle pipeline…).  

•   Combustione e consumo negli impianti di energia (emette il 50% in meno di CO2 rispetto al petrolio)

• … e anche perdite di NG dovute a sabotaggi, 26 Settembre 2022 e la perdita di gas è cessata il 1° ottobre (2022). Tra 40 e 80 kt di metano sono stati rilasciati in atmosfera.  

Negli impianti di energia, il gas naturale emette il 50-60% in meno di CO2 rispetto agli impianti a petrolio o carbone. Bruciando 1 Kmol di CH4 rispetto a 1 Kmol di C7H16. Una grande sfida è sapere esattamente quanto NG viene solitamente emesso (con perdite…). CH4 ha un valore di potenziale di riscaldamento globale (GWP) di 25 rispetto al CO2.  

• Trend del CH4: questo grafico mostra l'abbondanza mensile media globale di metano atmosferico determinata da siti marini dal 1983. I valori dell'ultimo anno sono preliminari. (NOAA Global Monitoring Laboratory).  

• Trend del CO2: Pattern a zigzag in base alla stagione (crescita vegetale). A nord dell'equatore, ci sono molte più masse terrestri…  

• Trend del N2O: circa 300 volte più efficace del CO2.  

• Trend del SF6: 23500 volte più efficace del CO2.  

Rapporto sulle emissioni GAP UNEP (Programma delle Nazioni Unite per l'ambiente) - 2021: le emissioni antropogeniche rappresentano circa il 60% del flusso totale di metano nell'atmosfera, ovvero circa 365 Mt/y.  

• 35% da combustibili fossili (due terzi da petrolio e gas e un terzo da carbone).  

• 20% da rifiuti (principalmente discariche e rifiuti solidi).  

• 40% dall'agricoltura (tre quarti da fermentazione enterica e gestione del letame e un quarto da riso).  

• 5% emesso attraverso la combustione di biocarburanti e biomassa.  

Il 40% restante delle emissioni totali di metano è generato da diverse fonti naturali:  

•  Acque dolci interne (inclusi zone umide, laghi, serbatoi e fiumi).  

•  Rilasci geologici.  

•  Animali selvatici, termiti (15-20 MT/y).  

•  Permafrost.  

8) Carbone

Il carbone è composto principalmente da macerali (materiale organico). A differenza del petrolio greggio e del gas naturale, la composizione elementare del carbone varia in un ampio intervallo.  

Il carbone contiene, oltre ai macerali, una quantità apprezzabile (fino al 25% in peso) di materiale inorganico (minerali), che forma cenere durante la combustione e la gassificazione. Inoltre, il carbone contiene acqua; il contenuto di umidità del carbone varia da circa il 2% fino a quasi il 70%. Ha un alto rapporto C/H, in quanto la maggior parte del carbone è composta da anelli aromatici polinucleari complessi. La struttura e la composizione dipendono dall'età del carbone e dalle condizioni in cui si è formato.  

Il carbone è una roccia sedimentaria di colore nero o marrone-nerastro. Tutto il carbone inizia con torba, che viene poi trasformata in carbone di grado progressivamente più alto. Questa trasformazione è generalmente divisa in due fasi:  

• Prima fase: decomposizione dei residui vegetali nella fase di torba, chiamata diagenesi o coalificazione biochimica. La maggior parte del materiale vegetale che compone la torba viene scomposta biochimicamente: la cellulosa nel materiale vegetale viene digerita da batteri e funghi, e la lignina viene trasformata in acidi umici e composti umici.

• Seconda fase: la torba alterata viene sepolta e le forze geologiche iniziano a operare nella fase geologica o metamorfica di coalificazione. Nella coalificazione geologica, dopo la diagenesi, la temperatura (T) nell'intervallo di 50-150 °C è il fattore principale nella coalificazione. La profondità a cui si verificano queste temperature è funzione del gradiente geotermico, che varia da 4 a 0,8 °C/100 m (significa una profondità tra 3 e 15 km). A profondità maggiori, la temperatura aumenta con una presenza sempre maggiore di carbonio.  

La formazione del carbone, dalla pianta all'antracite, richiede un tempo significativo dell'ordine di alcuni milioni di anni (anche centinaia).  

• Legno secco: fibrosa, tenera, valore calorifico 15000 kJ/kg  

• Torba: spugnosa, evidenti resti vegetali, valore calorifico 23500 kJ/kg  

• Lignite: legnoso, con resti vegetali ancora evidenti, valore calorifico 28500 kJ/kg  

• Carbone bituminoso: compatto, nero, lucido, valore calorifico 30600 kJ/kg  

• Antracite: compatto, nero, molto duro, lucentezza metallica, valore calorifico 35700 kJ/kg  

La struttura del carbone è funzione dell'età del carbone e delle condizioni in cui si è formato. Il carbone può essere descritto strutturalmente come uno scheletro tridimensionale generalmente composto da 4-5 unità aromatiche e idroaromatiche condensate stabili, con legami incrociati da gruppi alifatici più deboli. Gruppi funzionali reattivi e strutture alifatiche sono attaccati allo scheletro aromatico. La distribuzione della massa molecolare media è di circa:  

• 500-800 per i carbone di bassa classe  

• 3000-6000 per il carbone bituminoso  

• Maggiore di 100000 per le antraciti.  

Le riserve di carbone 

(fino a poco tempo fa) si trovavano in luoghi "politicamente" più sicuri rispetto a gas e petrolio (Australia, USA, Europa, Russia, Cina, India, Colombia, Nigeria, Sudafrica, ecc.). Non ci sono in Medio Oriente. Dalla fine degli anni '60, il petrolio ha superato il carbone come materia prima, ma ci sono nuove tecnologie che consentono di trasformare il carbone in syngas.  

Il carbone potrebbe diventare la fonte fossile di maggior interesse, essendo la riserva convenzionale disponibile più grande (> 1000 Gt). Si stima che ci vogliano 120-140 anni prima dell'esaurimento delle riserve (secondo BP 2021, le riserve di carbone nel 2020 coprivano 139 anni di produzione attuale).  

La produzione mondiale di carbone nel 2023 è stata di 179,24 EJ, corrispondente a circa 4284 Mtoe. I principali produttori sono stati: Cina (51,9%), India (9,3%), Indonesia (8,8%), Stati Uniti (6,6%) e Polonia (0,8%).  

Il carbone è considerato un'energia affidabile, ma inquinante. Viene estratto in oltre 50 paesi nel mondo e la sua trasporto è più sicuro rispetto a quello di petrolio e gas. Tuttavia, per la stessa quantità di energia, il carbone rilascia nell'atmosfera 1,8 volte la CO2 emessa dal gas naturale e 1,3 volte la CO2 emessa dal petrolio (diesel). Con il miglioramento delle tecnologie di utilizzo del carbone, potrebbe diventare una fonte affidabile per il futuro.

Fattori di emissione di CO2 (in KgCO2/MWh):  

• Diesel: 250  

• Carbone: 330  

• Gas Naturale: 180  

Estrazione del carbone

I minatori lavorano in condizioni molto difficili, con circa 250 decessi in miniera in Cina nel 2022. Ci sono anche problemi di malattie polmonari (silicosi) e tumori. Nonostante i significativi miglioramenti, le condizioni di sicurezza delle strutture minerarie non sono paragonabili a quelle degli impianti petroliferi e di gas. Negli ultimi anni, ci sono stati incidenti in varie miniere di carbone, tra cui:  

• Russia, novembre 2021: 52 persone sono morte nella miniera di Listvyazhnaya a causa di esplosioni dovute all'accumulo di polvere di carbone.  

• Polonia, aprile 2022: 5 persone sono morte e sette sono rimaste intrappolate in una miniera di carbone a Pawłowice Śląskie.  

• Indonesia, ottobre 2022: almeno 10 persone sono morte in un'esplosione di una miniera di carbone sull'isola di Sumatra, causata da una fuga di metano.  

• Turchia, ottobre 2022: un'esplosione nella miniera di carbone statale di Amasra ha ucciso 41 minatori, probabilmente causata da firedamp, un gas inodore e incolore di origine fossile.  

• Cina, gennaio 2024: almeno 10 persone sono morte e sei risultano disperse dopo un incidente in una miniera di carbone a Pingdingshan, nella provincia di Henan.  

I metodi di estrazione del carbone possono essere classificati in due categorie: estrazione a cielo aperto e estrazione sotterranea. Generalmente, l'estrazione del carbone comporta una sequenza di operazioni unitarie:  

1. Estrattiva a striscia (in superficie)  

2. Estrattiva profonda (sotterranea, più diffusa)  

• • • Camera e pilastro (recupero del 30-50% del carbone)  

    • Longwall (recupero superiore al 75% del carbone).  

Nell'estrazione longwall, grandi blocchi rettangolari di carbone (di solito 100-300 m di larghezza e 1-3 km di lunghezza) vengono definiti durante la fase di sviluppo della miniera e poi estratti in un'unica operazione continua. Durante il taglio del carbone, la faccia di longwall è sostenuta da supporti idraulici.  

https://www.youtube.com/watch?v=WmwEB4DY_jc

Il costo del carbone è inferiore a quello del gas naturale (per MWh), ma è suscettibile a incrementi di prezzo come gli altri combustibili fossili. Nel 2022, i mercati europei del gas naturale e del carbone sono diventati altamente interconnessi, poiché le utilities e le aziende di trading sono state costrette ad adattarsi a forniture drasticamente inferiori di gas naturale russo, mentre competivano per volumi significativamente più elevati di carbone termico e altri combustibili per la generazione di energia.

L'obiettivo dei processi di conversione del carbone è migliorare:

• il valore d'uso del combustibile (ad es., produzione di bricchetti e coke)

• la conversione in altre forme di energia o vettori energetici (ad es., produzione di energia elettrica, produzione di benzina)

• la trasformazione in prodotti per usi non energetici (ad es., gas di sintesi, carboni attivi)

Il raffinamento del carbone è suddiviso in tre fasi:

1. Processi di conversione meccanica (frantumazione, screening, separazione) e processi meccanico-termici (essiccazione, bricchettatura).

2. Processi di conversione termochimica (combustione, coking, gassificazione, liquefazione diretta).

3. Processi carbo-chimici (elaborazione dei prodotti reattivi liquidi del carbone) e trattamento dei gas (pulizia, conversione).

Utilizzo

• Il carbone fornisce oltre il 35% dell'elettricità mondiale nel 2023; molti paesi dipendono dal carbone per soddisfare le loro esigenze nazionali di elettricità. Paesi come Sudafrica (84%), India (75%), Cina (61%), Polonia (60%), Australia (46%), Turchia (36%), Giappone (30%), Germania (25%) e Stati Uniti (16%) ne fanno ampio uso.

• Gassificazione per la produzione di syngas.

• Produzione di acciaio: Uso di coke nel processo di altoforno.

• Carbone in liquidi: Conversione del carbone in combustibili liquidi.

• Riscaldamento in processi industriali.

• Attività di riscaldamento e cottura nei paesi in via di sviluppo.

Dal 2000, la capacità di generazione di energia elettrica a carbone nel mondo è raddoppiata a circa 2045 gigawatt (GW), grazie a una crescita esplosiva in Cina e India. In particolare, la flotta di carbone della Cina è cresciuta di cinque volte tra il 2000 e il 2019, raggiungendo 1005 GW, quasi la metà del totale globale. 

Nel 2023, la Cina è stata responsabile del 95% della nuova costruzione di impianti di energia a carbone, con 47.4 GW di capacità di energia a carbone che sono entrati in funzione. Questo aumento ha rappresentato due terzi dell'aumento globale della capacità di energia a carbone, che è salita del 2% a 2130 GW, coprendo il 52% della capacità mondiale.

Impianti a carbone in Italia

L'Italia ha impegnato a Glasgow nel 2021 (COP26) a fermare l'uso del carbone, ma la necessità di rispondere a un aumento improvviso delle bollette elettriche e alla riduzione della dipendenza dal gas russo ha portato a riconsiderare l'uso del carbone. Attualmente, ci sono cinque impianti a carbone, di cui uno (Monfalcone) è stato riattivato alla fine del 2021 e poi chiuso di nuovo a marzo 2023. Gli altri impianti includono Brindisi, Torrevaldaliga Nord, Fusina (chiusa 2024), Porto Torres e Portovesme. Nel 2023, la giunta regionale del Friuli Venezia Giulia ha approvato un accordo con A2A Energie Future per la sostenibilità ambientale del progetto di dismissione della centrale a carbone di Monfalcone verso un impianto di transizione energetica a ciclo combinato con idrogeno verde (l'idrogeno verde è prodotto mediante l'elettrolisi dell'acqua, utilizzando elettricità rinnovabile, come quella generata da energia eolica o solare.

Attualmente, l'Italia è passata da 12 centrali a carbone nel 2016 a 4, le quali sono in attesa di chiusura (prevista 2025) e/o conversione al gas naturale. La presenza di carbone in Italia è ora limitata al bacino di Sulcis Iglesiente in Sardegna, dove le attività minerarie sono state chiuse nel 2015. Il 90% del carbone utilizzato dalle centrali elettriche è trasportato via mare da diversi paesi, tra cui Stati Uniti, Sudafrica, Australia, Indonesia, Colombia, Canada, Cina, Russia e Venezuela.

https://app.electricitymaps.com/map

Gassificazione del Carbone

La gassificazione del carbone per produrre syngas (o gas di carbone) risale alla fine del XVIII secolo, quando il gas di carbone era ampiamente utilizzato per riscaldamento e illuminazione nelle aree urbane. Lo sviluppo di processi su larga scala è iniziato negli anni '30, ma l'interesse per la gassificazione del carbone è diminuito dopo la Seconda Guerra Mondiale a causa della disponibilità di petrolio e gas naturale a basso costo. Tuttavia, l'improvviso aumento dei prezzi di petrolio e gas nel 1973 ha riacceso l'interesse per la gassificazione del carbone, portando a significativi miglioramenti nel processo negli ultimi vent'anni.

La gassificazione del carbone produce syngas in modo simile al processo di riforming del metano. 

Ci sono differenze fondamentali tra i due processi:

• Riforming del metano: Produce CO e H₂ principalmente per usi chimici.

• Gassificazione del carbone: È stata sviluppata principalmente per convertire il carbone in gas, mantenendo la massima energia di partenza. Serve anche come prima fase per la sintesi chimica (ad es., metanolo e DME) e produzione di idrocarburi liquidi (carbone in liquidi).

Il gas è più facile da trasportare rispetto ai solidi, soprattutto tramite gasdotti. Riduzione dei contaminanti: Il carbone contiene molti inquinanti che vengono rilasciati durante la combustione; convertendolo in gas, tali inquinanti non vengono rilasciati.

Differenze tra Combustione e Gassificazione

• Combustione: Tutta l'energia del carbone viene convertita in calore.

• Gassificazione: La maggior parte dell'energia rimane nel syngas, con una percentuale di energia residua di solito tra il 65% e l'80%, comunemente valutata come Cold Gas Efficiency (CDE).

I valori più elevati di CDE (Cold Gas Efficiency, che riducono la quantità di calore rilasciato) possono essere ottenuti con un'adeguata coibentazione dei gassificatori per mantenere temperature superiori a 1000 °C. I gassificatori sono spesso dotati di rivestimenti refrattari e operano a pressioni di circa 60 bar per ridurre i volumi e le perdite di calore.

Ciclo Combinato Integrato - ICGCC 

Il processo di gassificazione per la generazione di energia è spesso sviluppato nel cosiddetto ciclo combinato integrato (ICGCC - Integrated Coal Gasification Combined Cycle). Questo sistema combina gassificazione del carbone e ciclo combinato di turbine a gas (GTCC). Nel ciclo ICGTCC, il syngas viene utilizzato come combustibile per la turbina a gas per generare elettricità. Il calore dei fumi di scarico è recuperato in un generatore di vapore a recupero di calore, dove il calore viene trasferito all'acqua per generare vapore, che a sua volta aziona una turbina a vapore per una generazione aggiuntiva di energia elettrica. I sistemi ICGCC possono migliorare l'efficienza della generazione di energia di circa il 15% e ridurre le emissioni di CO₂ rispetto ai sistemi termici a carbone convenzionali.

Reazioni di base simili a quelli nel vapore processo di riforma. Reazioni eterogenee prime 2 reazioni con carbone sono endotermici, mentre il gli ultimi 3 sono esotermici

• Processo ″allotermico″ con calore fornito dall'esterno (principalmente vapore come agente ossidante) e produce una miscela di CH₄ e H₂.

• Processo ″autotermico″: calore dovuto alla maggiore presenza di O2 . Combustione di parte del Carbone consente di raggiungere e sostenere la T di gassificazione reazioni endotermiche (pratica comune per eseguire la gassificazione del carbone)

Nella gassificazione, il carbone subisce quattro processi sequenziali:

1. Pre-riscaldamento e asciugatura

2. Pirolisi (decomposizione del carbone)

•  Gas: idrocarburi a basso peso molecolare che si vaporano a temperature relativamente basse.

•  Tar - Catrame: molecole simili al gas, ma con peso molecolare più elevato. sottoposti principalmente al processo con il gas subisce un processo di cracking, con rottura dei legami chimici e la formazione di CH4, H2 e COr sottoposti principalmente al processo di gassificazione  con il gas subisce un processo di cracking, con rottura dei legami chimici.

• Char - Carbone attivo: composti di carbonio organico in stato solido (carbonio grafitico poroso quasi puro). subisce sia la gassificazione che la combustione

3. Gassificazione

4. Combustione

Tecnologie di Gassificazione del Carbone

a) Gasificatore a Letto Mobile (Letto Fisso)

• Il gasificatore a letto mobile è talvolta definito "letto fisso", poiché il letto di carbone è mantenuto a un'altezza costante.

• È una tecnologia più vecchia ma ampiamente utilizzata. Qui, il carbone (dimensioni 5-50 mm) viene alimentato dall'alto su una griglia che scende lentamente (resta fisso) mentre la gassificazione procede.

• L'agente ossidante (ossigeno e vapore) viene inviato dal basso, in controcorrente, con un flusso che consente tempi di residenza lunghi (da 15-30 minuti a 2-3 ore). La temperatura del reattore è generalmente compresa tra 400 e 1200 °C (ma può raggiungere anche i 2000 °C).

Vantaggi: Il controcorrente migliora lo scambio termico tra il carbone e il gas prodotto, garantendo un'alta efficienza energetica del processo. La composizione tipica del syngas (% vol) è: 15% CO, 30% CO₂, 45% H₂, 10% CH₄. Importante processo: Lurgi dry ash (scarico di cenere solida), in cui la gassificazione avviene a circa 30 bar, con capacità massima degli impianti fino a 1000 t/giorno.

Tecnologie Comuni: Sasol-Lurgi ash bottom e British Gas Lurgi (BGL).

b) Gasificatore a Letto Fluido

• carbone finemente macinato (< 10 mm) è fluidizzato mediante iniezione continua di aria e vapore sotto pressione (da atmosferica fino a 30 bar).

• La temperatura del processo è di 800-1100 °C, quasi costante all'interno del reattore per una miscelazione continua.

• La velocità della fase gassosa varia da 2-3 a 5-10 m/s, con tempi di residenza più brevi rispetto al letto mobile (30-60 minuti).

Vantaggi: Produzione di syngas con basso contenuto di catrame, ma possibile intrusione di particolato che richiede ricircolo del carbone (spesso tramite cicloni all'uscita del gas). Composizione tipica del syngas (% vol): 40% CO, 20% CO₂, 30% H₂.

Tecnologie Comuni:  Winkler, HTW (High Temperature Winkler), KRW (Kellogg Rust Westinghouse) e U-gas.

c) Gasificatore a Flusso Trascinato - Entrained-flow 

• Caratterizzato da un flusso co-currente di carbone e ossidanti (dall'alto). Per garantire una miscelazione efficiente e un'alta conversione, il carbone deve essere finemente macinato (50-100 µm).

• Operando a temperature tra 1200-1600 °C (utilizzo di O₂ al posto dell'aria, alta T in uscita), pressione da 20 a 80 bar e tempi di residenza di 2-5 secondi.

Vantaggi: l'uso di ossigeno puro elimina la presenza di N₂, riducendo il calore necessario per raggiungere la temperatura di lavoro e aumentando il valore calorifico del syngas. Problema principale: recupero del calore dai gas di uscita ad alta temperatura (problemi di impianto). Composizione tipica del syngas (% vol): 60% CO, 3% CO₂, 30% H₂. Su scala media e grande i gassificatori a flusso trascinato sono i più comuni. Inoltre possibile presenza di scorie fuse nel syngas grezzo, maggiore richiesta di ossidanti (Ossigeno), elevata efficienza energetica del syngas grezzo ottenuto, ampia possibilità di alimentare diverse tipologie di carbone.

Tecnologie Comuni: Texaco, Shell e E-Gas.

https://youtu.be/op9t4EYmj3o

d) Gasificatore a Flusso di Trasporto

• Reattore avanzato a letto fluido circolante che opera in modalità di insufflazione di aria e ossigeno. Progettato sulla base della tecnologia di cracking catalitico fluidizzato (FCC). Immesso vapore e miscela aria/O2 zona di miscelazione inferiore durante il carburante, S-capture assorbente (e aria/O2 e vapore aggiuntivi) aggiunto nella zona di miscelazione superiore

• Produce cenere grossa che viene estratta e raffreddata. la maggior parte dei solidi fluisce dal disaccoppiatore nel tubo di livello, mentre il solidi rimanenti fluiscono nel ciclone e vengono rimossi. il gas esce dal gassificatore ed entra nel gas cooler primario e nel particolato finale ripulire. Solidi raccolti riciclati nella zona di miscelazione del gassificatore attraverso il guarnizione ad anello, tubo di livello e gamba a J

• Circolazione dei solidi mantenuta con syngas riciclato o N2 come gas aeranti. Il gassificatore funziona con un intervallo di T interna di circa 800-1000°C, a seconda sul carburante

• il gassificatore produce ceneri grossolane estratte dal tubo di livello del reattore e poi raffreddato

e) Gasificatore a Plasma

•  Utilizza la tecnologia del plasma per convertire qualsiasi materia organica (da carbone a plastica) in syngas in un ambiente carente di O₂.

•  Questo processo utilizza una torcia al plasma alimentata da un arco elettrico per ionizzare il gas e catalizzare il materiale organico in syngas a temperature elevate (tipicamente sopra i 6000 °C).

f) Gasificatore a Doppio Letto Fluido (DFB)

Composto da due letti fluidizzati interconnessi: un gasificatore a letto fluido che converte la biomassa in syngas grezzo e un combustore a letto fluido che ossida il carbone residuo in presenza di un agente ossidante.

Steel production (Blast furnace Coke from Pyrolysis process) 

Decomposizione termica (distillazione) di sostanze organiche, come il carbone, riscaldate oltre i 300°C (1000-1300°C per il carbone) in un'atmosfera priva di ossigeno. Prodotti di decomposizione della pirolisi del carbone:

•   Gas (principalmente H2, CO, CO2, CH4 e idrocarburi C2–C5)

•   Liquidi (catrame, olio, benzene grezzo e acqua)

•   Coke residuo solido e prodotto principale

A seconda delle proprietà del carbone, si formano diversi composti di zolfo e azoto. La distribuzione e la composizione dei prodotti dipendono principalmente dal tipo di carbone, ma possono essere influenzate da velocità di riscaldamento, temperatura e pressione. La maggior parte del coke metallurgico viene utilizzato nei processi dell'industria siderurgica come altoforni, impianti di sinterizzazione e fonderie per ridurre il minerale di ferro a ferro, poi ghisa convertita ad acciaio con O2. Oltre il 90% della produzione totale di coke metallurgico è destinato alle operazioni di altoforno (BF). È fondamentale produrre coke di alta qualità per garantire:

•  Una buona permeabilità dei gas per il funzionamento stabile degli altoforni

•  Il ruolo di agente riducente e vettore di calore

Per la pirolisi, i carboni bituminosi sono la scelta migliore, anche se si mescolano carboni di diversa origine per ottimizzare la qualità della carica del forno.

Altoforno

Il processo prevede la riduzione degli ossidi di ferro a Fe con CO derivato dalla combustione del coke con O2. Il prodotto ottenuto è la ghisa (lega Fe-C ad alto contenuto di C). Possibili diversi meccanismi di riduzione degli ossidi (in presenza di CO) in funzione della temperatura:

A temperature elevate (> 900°C) i processi sono endotermici (riduzione diretta, con stabilità del CO):

    FeO + C → Fe + CO

    C + CO2 → 2CO 

    FeO + C → Fe + CO 

 A basse temperature (< 900°C) i processi sono esotermici (riduzione indiretta):

    Fe2O3 + 3CO → 2Fe + 3CO2

    Fe3O4 + 4CO → 3Fe + 4CO2

    FeO + CO → Fe + CO2

Il processo più utilizzato al mondo (Cina) è l'altoforno–convertitore ad ossigeno (BF-BOF). In Europa si sta passando ai processi a forno elettrico ad arco (EAF) che utilizzano rottami come materia prima o idrogeno nella riduzione diretta del ferro (DRI) per ridurre le emissioni di CO2. Nel 2023, il 14% degli impianti in Italia utilizzava il processo BF-BOF, mentre l'86% utilizzava l'EAF. La produzione globale di acciaio nel 2023 è stata di 1892 milioni di tonnellate, con il 71.1% derivante dal processo BF-BOF e il 28.6% dal processo EAF.

Produzione del coke metallurgico

Il coke viene prodotto per distillazione distruttiva del carbone nei forni da coke in un'atmosfera priva di ossigeno a temperature di 1000-1250°C. Le batterie di forni da coke sono costituite da 80 o più forni, con altezze di 5 m, lunghezze di 15 m e larghezze di 0,40-0,45 m, con capacità produttive di 300-500 kt/anno. Nei nuovi impianti, le capacità produttive sono più elevate, ma sono presenti in numero ridotto.

I forni vengono riempiti dall'alto con carbone proveniente da vagoni di carico alimentati da tramogge speciali. Il coke prodotto viene poi scaricato dal forno da una macchina spingitrice (PM) che si muove lungo la batteria. La funzione principale della PM è quella di spingere fuori il coke caldo dal forno in un vagone, che lo trasporta a una torre dove viene raffreddato con acqua. Il prodotto finale è circa i due terzi (≈ 70%) del peso del materiale grezzo originale. Durante il processo di distillazione si genera una grande quantità di gas e fumo, che, dopo la purificazione, produce:

• gas di forno a coke

• altri sottoprodotti come ammoniaca, catrame, zolfo, naftalene e benzolo (benzene + toluene)

Ogni 1000 kg di carbone si ottengono: 300 m³ di gas combustibile (gas di forno a coke), 700 kg di coke, 55 kg di idrocarburi pesanti e aromatici (naftalene, benzene, catrame, acqua ammoniacale, ecc.)

Il gas combustibile prodotto (dopo la purificazione) viene utilizzato come combustibile per lo stesso impianto di coking (con aria preriscaldata nei rigeneratori).

1. Prima fase di essiccazione tra 80 e 150°C.  

2. Seconda fase di disidratazione tra 380 e 400°C (produzione di catrame).  

3. Terza fase di pirolisi sopra i 530°C, con un aumento della formazione di gas (metano, idrocarburi superiori, ammoniaca, ecc.).  

4. Produzione massima di idrocarburi (metano) intorno ai 900-950°C.  

5. Quinta fase sopra i 950°C, con fenomeni di cracking e maggiore produzione di H2.  

6. Infine, i forni raggiungono temperature di 1100-1200°C, con la formazione di coke compatto e ad alta resistenza meccanica.

Possibile descrizione in due fasi:

• Scissione primaria dei legami più deboli tra le unità aromatiche.

• Reazioni secondarie di cracking, idrogenazione o agglomerazione dei prodotti primari, che portano alla formazione di gas, liquidi condensabili, coke o char.

Coal to Liquids 

La produzione di idrocarburi liquidi dal carbone (tecnologia CtL) consente di ottenere benzina, diesel, nafta (frazioni energetiche simili a quelle raffinate) e CH3OH, DME, olefine (prodotti chimici utilizzati nell'industria petrolchimica).

Esistono due percorsi tecnologici per la CtL: Entrambe le tecnologie sono state sviluppate in Germania prima della Seconda Guerra Mondiale, per fronteggiare l'embargo petrolifero e produrre idrocarburi liquidi utilizzando il carbone disponibile nel paese.

1. Liquefazione diretta del carbone (DCL)

Trasformazione del carbone in idrocarburi liquidi in un'unica fase attraverso un processo di idrocracking. La struttura organica del carbone è una macromolecola tridimensionale composta da C e H, con quantità significative di O, N e S. Poiché il rapporto H/C nel carbone è molto più basso rispetto al petrolio, la trasformazione del carbone in greggio sintetico (syncrude) richiede la rimozione del carbonio (pirolisi a T>600°C) e l'aggiunta di H2 (idrogenazione).

Il processo DCL prevede la macinazione del carbone, la miscelazione in solventi organici pesanti e l'uso di un catalizzatore per l'idrogenazione. La conversione del carbone in syncrude o distillati avviene in due fasi:

1. Dissoluzione del carbone: trasformazione in materia organica solubile (liquidi di carbone) con rapido rilascio di componenti volatili dovuto all'aumento della T e all'azione di un solvente organico.

2. Conversione e miglioramento del liquido di carbone: riduzione del peso molecolare fino alla produzione di distillati, con miglioramento della qualità dei prodotti, idrogenazione (aumento del rapporto H/C e diminuzione del contenuto di eteroatomi, zolfo).

Il processo avviene a temperature di 400-450°C e pressioni di 10-30 MPa con aggiunta di H2 per aumentare il rapporto H/C. Craking termico produce radicali molto reattivi, attenzione a non ottenere dinuovo prodotti ad alto peso molecolare, serve molto H2.

I processi di liquefazione diretta consumano una quantità significativa di H2, che rappresenta uno dei principali costi del processo. È possibile produrre H2 dalla gassificazione del carbone o dai residui organici insolubili (IOM) dell'unità di liquefazione. La produzione di syncrude è legata a una singola fonte fossile primaria, il carbone. L'efficienza energetica della DCL è elevata (tra il 60-70%), rendendola un'ottima soluzione per la produzione di combustibili liquidi dal carbone. I prodotti DCL presentano:

• Un'elevata concentrazione di aromatici (numero di ottano elevato per la produzione di benzina, ma basso numero di cetano, inadatto per il diesel)

• Le proprietà finali del prodotto dipendono dalla natura del carbone, la composizione del solvente e le condizioni operative del processo

I catalizzatori usati nel DCL includono:

• Polveri fini di ossidi e solfuri di ferro

• Catalizzatori su supporti di Co-Mo e Ni-Mo (ad esempio su Al2O3, TiO2)

Catalizzatori dispersi nel carbone per minimizzare il consumo, con dispersione sulla superficie delle particelle di carbone

Industrial processes  

First process: Bergius (D, 1927)  

• diretta idrogenazione del carbone a alta T (430-480 °C) e alta P (30-70 MPa)  

• il carbone è alimentato al reattore sotto forma di sospensione in olio  

• catalizzata da ossido di ferro o il fanghi rossi (sottoprodotto dell'industria dell'alluminio basato su ossidi di Fe, Al e Ti)  

Post second war processes (1965-1985) basata sulla tecnologia Bergius

• pressione più bassa e solventi donatori di H, miglioramento del trasferimento di H2 dal gas al carbone, dei rendimenti di conversione e selettività nei liquidi piuttosto che nei gas idrocarburici  

• presenza ridotta di tossine nel syncrude (uso di catalizzatori per la rimozione degli eteroatomi)  

• diversi processi a scala di laboratorio o pilota, EDS, TSL, SRC, H-Coal  

• processi fattibili, ma non in grado di produrre a costi competitivi

EDS Process (Exxon, 1980-1982) - solvente donatore di H e nessun catalizzatore di H solvente aromatico idrogenato  

ITSL Process (1975 - 1992) (Integrated Two Stage Liquefaction)  

• separa una prima fase di dissoluzione del carbone da una seconda fase di idrogenazione catalitica  

• nuovi solventi aromatici polinucleari: come donatori di H, come agenti di trasferimento di H dalla fase gassosa a quella liquida  

• pressione 9-15 MPa e temperatura di 400-450 °C, rendimenti superiori al 70%  

• H2 consumato per 70% per produrre liquidi (con fase singola 50%), 20% per rimuovere eteroatomi (idrotrattamento, HDT) e 10% per idrocarburi gassosi  

Altri processi studiati  

• Germania (1970 - 1980): Kohleoel e Pyrosol  

• Regno Unito (1970 - 1990): LSE  

• Giappone (1985): BCL  

• Cina (2008): Erdos CTL  

• Co-processing (Carbone + olio): Canada, Stati Uniti, Giappone  

2. Liquefazione indiretta: gasificazione del carbone in syngas seguita dalla sintesi Fischer-Tropsch.

1. 1. Il carbone viene gassificato con vapore e O2 per produrre syngas  

   2. Il reattore water-gas shift (WGS) regola il rapporto H2/CO dello syngas tramite una reazione reversibile: H2O(g) + CO → H2 + CO2  

   3. Dopo la purificazione, lo syngas viene convertito cataliticamente in synthol, una miscela di idrocarburi, alcol, aldeidi, chetoni e acidi. Nota come sintesi Fischer-Tropsch (F-T). I carburanti prodotti hanno un'eccellente qualità con un contenuto molto basso di zolfo e composti aromatici.

1. Prodotti idrocarburi F-T nel range di ebollizione (50 – 180 °C), non direttamente adatti all'uso come benzina a causa del loro basso numero di Ottano Intermedio (55 – 65). Numero di Ottano Intermedio: valore medio del Numero di Ottano di Ricerca (RON) e del Numero di Ottano del Motore (MON). ulteriore trattamento necessario per soddisfare i requisiti di ottano per la benzina  

2. Tuttavia, la frazione F-T che ebollisce tra 180 - 320 °C ha un alto numero di cetano (65 – 75) e fornisce un prezioso combustibile diesel con poco o nessun ulteriore raffinamento  

3. Una variante della sintesi Fischer-Tropsch produce metanolo con rese che, a differenza della sintesi idrocarburica, si avvicinano al 100% produzione e utilizzo di metanolo saranno discussi più avanti nel corso  

--> Sintesi Fischer-Tropsch  

Reazioni catalitiche che convertono lo syngas in synthol composto da:

•     n-paraffine e a-olefine  

•     piccole quantità di derivati ossigenati e ramificati e b-olefine  

Synthol quindi raffinato per produrre benzine sintetiche e sostanze chimiche di alta qualità (senza S, N e pochi aromati). Nella sintesi F-T gli HC si formano attraverso un processo di crescita della catena si produce sempre una miscela di idrocarburi con diverse lunghezze di catena e quindi pesi molecolari  

La tecnologia F-T è stata sviluppata negli anni '20 da Franz Fischer (tedesco) e Hans Tropsch (ceco). Processo inizialmente utilizzando Co (CTS) e reattori a letto fisso a pressione atmosferica. Di grande importanza per la Germania durante la Seconda Guerra Mondiale 1/5 della benzina prodotta dalla gassificazione del carbone + sintesi F-T

Dopo la guerra, anche gli Stati Uniti si sono impegnati nella ricerca sul synthol, ma poi è stato considerato solo il petrolio greggio più economico ma qualcuno, nel mondo, ha comunque sviluppato questa tecnologia...  

Sudafrica, 1955: Sasolburg (100 km a sud di Johannesburg) prima pianta (Sasol I) ancora in funzione all'epoca reattori F-T a letto fisso, ora a letto fluido, e catalizzatori a base di Fe. 1980 e 1982: Secunda (150 km a est di Johannesburg) altre piante Sasol II e Sasol III con reattori F-T a letto fluido. Ogni anno SASOL gassifica circa 40 Mt di carbone. Dopo circa 70 anni, gli impianti SASOL hanno una capacità di 150000 barili al giorno equivalenti di combustibili e petroli sintetici dal carbone (2023), presenza in 22 paesi, clienti in 120 paesi, circa 16 miliardi di dollari di entrate annuali (2023)

Nel mondo, lo sviluppo dei processi di sintesi F-T per syngas anche da gas naturale (processi GtL, precedentemente meno considerati...)  

• Impianto SMDS (Shell Middle Distillate Synthesis) di Shell/Mitsubishi da 500.000 t/anno in Malesia syngas da NG, CTS basato su Co e reattori tubolari a letto fisso  

• Attualmente, sono in fase di studio processi di sintesi F-T per syngas da biomassa (processi BtL)  

• Processi di sintesi F-T anche per E-fuels (Germania) ...  

• HVO (Olio Vegetale Idrogenato) (Italia) Processo di idrogenazione di oli vegetali (e altri) in idrocarburi paraffinici- Oggi, sempre più HVO viene prodotto da residui e frazioni di grassi residui dell'industria alimentare, della pesca e degli allevamenti, nonché da frazioni di oli vegetali non alimentari 

• Biodiesel  

H2 e CO, con metalli del gruppo VIII (Fe, Co, Ru), portano alla formazione di synthol. Diverse reazioni chimiche. Processo esotermico (≈ 150 kJ/mole CO).

La sintesi F-T mostra sempre il modello Anderson-Schulz-Flory (ASF) nella distribuzione del numero di carbonio alle condizioni di reazione convenzionali.

W_n = frazione di massa di un particolare prodotto (con n atomi di C)  

alfa = probabilità di crescita della catena (catena di lunghezza = n) tra 0 e 1, funzione di diversi parametri operativi: T, P, PCO, PH2, tipo di catalizzatore, rapporto H2/CO, tipo di reattore, alti valori di a significano idrocarburi complessi, mentre a = 0 implica solo formazione di metano. Per i prodotti liquidi, condizioni operative con valori di a compresi tra 0,7 e 0,9 tuttavia, frequenti deviazioni dall'ASF a seconda del catalizzatore utilizzato e delle diverse condizioni operative  

• Il processo F-T è operato a alta T (330 – 350 °C), per la produzione di benzina e olefine leggere 

• bassa T (220 – 250 °C), per la produzione di cere e/o combustibile diesel  

I prodotti del reattore F-T vengono rapidamente raffreddati e gas residui separati da nafta, olio diesel, acqua di processo...  la maggior parte del gas residuo (principalmente CH4) va alla sezione di reforming a vapore (nuova produzione di syngas) e viene ricircolato per aumentare l'efficienza di conversione di CO in idrocarburi liquidi in caso contrario, il gas viene inviato direttamente alla generazione di elettricità dell'impianto  

Catalizzatori  

Ferro: a base di Fe a costo inferiore e idoneità a incrementare la produzione di olefine, paraffine e ossigenati, operando su un ampio intervallo di T (250-350 °C). Grazie alla sua forte attività sulla reazione WGS, il catalizzatore a base di Fe consente l'uso di syngas con basso rapporto H2/CO, spesso prodotto dalla gassificazione del carbone. Per migliorare stabilità, attività e selettività, è stata introdotta una serie di promotori-modificatori  

•  promotori elettronici (K e Ru)  

•  promotori strutturali (SiO2 e Al2O3)  

Cobalto: a base di cobalto vengono utilizzati solo nel processo a bassa T (<250 °C), poiché a T più elevate si produce CH4 in eccesso. CTS a base di Co sono più selettivi rispetto ai CTS a base di Fe verso idrocarburi pesanti, ma meno selettivi per le olefine. Nessuna attività sulla reazione WGS. Di solito promosso con metalli nobili, metalli di transizione (Ru) e ossidi di terre rare, che aumentano sia la velocità di reazione che la selettività  

Rutenio: Non viene realmente utilizzato: più attivo di Fe e Co, ma molto più costoso. La sua dimensione delle particelle influenzerebbe sia l'attività che la selettività. Può essere drogato con Mn per migliorare le prestazioni  

Reattore Fischer-Tropsch: A causa dell'elevata esotermicità delle reazioni, la rimozione efficiente del calore di reazione è una considerazione importante nella progettazione dei reattori F-T. Sono stati proposti e sviluppati molti tipi di reattori per una corretta gestione del calore  

•   Letto fisso tubolare (ARGE) bassa T

•   Letto a sospensione fisso bassa T

•   Letto fluido circolante alta T

•   Letto fluido fisso alta T

a) Reattore a letto fisso multitubolare (ARGE)  

Tubazioni di piccolo diametro contenenti il catalizzatore circondate da acqua di alimentazione della caldaia in circolazione, che rimuove il calore di reazione. Velocità lineare del gas elevata applicata e syngas non convertito riciclato per aumentare la rimozione del calore  

Adatto per T relativamente basse (220-260 °C) oltre il limite superiore di T, il deposito di carbonio diventerebbe eccessivo, portando a un blocco del reattore  

Questo reattore può essere considerato un reattore a flusso a goccia, poiché una grande parte dei prodotti formati sono liquidi (cere, C19+) che gocciolano giù dal letto di catalizzatore  

b) Reattore a fase sospesa (SPR)  Slurry-Phase Reactor 

Catalizzatore finemente suddiviso sospeso in un mezzo liquido (solitamente il prodotto ceroso F-T) attraverso il quale lo syngas bolle verso l'alto (fornendo anche l'agitazione del reattore). Mentre il gas fluisce attraverso la sospensione, viene convertito in più cera tramite la reazione F-T  

Lo SPR opera nella stessa gamma di T del reattore a letto fisso e il calore generato dalla reazione viene rimosso mediante serpentine di raffreddamento interne. il mezzo liquido che circonda le particelle di catalizzatore migliora notevolmente il trasferimento di calore. La T nel reattore a sospensione non deve essere troppo bassa, perché allora la cera liquida diventerebbe troppo viscosa, mentre a T troppo elevate avviene l'idrocracking 

REATTORI A LETTO FLUIDO

La differenza principale tra i reattori descritti in precedenza è che in questi ultimi non è presente una fase liquida  

La formazione di cera deve essere prevenuta, poiché ciò condense sulle particelle di catalizzatore, causando l'agglomerazione delle particelle e quindi la defluidizzazione  

•   reattori preferibilmente utilizzati a T superiori a 300 °C  

•   il limite superiore di T dei reattori a letto fluido non è molto più elevato per evitare un'eccessiva formazione di carbonio  

c) Letto Fluido Circolante (CFB)  Circulating Fluidized Bed 

Nel reattore CFB (di Kellogg), lo syngas circola continuamente insieme al catalizzatore in polvere. Nel design migliorato di Sasol le serpentine di raffreddamento rimuovono una parte significativa del calore di reazione e il resto del calore viene rimosso dai gas di riciclo e di prodotto, che vengono poi separati dal catalizzatore in cicloni.

Lo svantaggio principale di questo tipo di reattore è l'erosione delle pareti del reattore a causa del flusso delle particelle di catalizzatore solide  

d) Letto Fluido Fisso Avanzato (FFB)  

Circolazione del catalizzatore eliminata, portando a costruzione più semplice, costo inferiore, operazione più efficiente 

Perché questo design non è stato utilizzato da Sasol in precedenza?  per problemi tecnici riscontrati quando la tecnologia Fischer-Tropsch a FFB è stata provata negli anni '40 e '50 legati alla defluidizzazione menzionata in precedenza  

La liquefazione indiretta del carbone (ICL) è un processo graduale che prevede diverse fasi:

1. Il carbone viene gassificato con vapore e ossigeno (O₂) per produrre syngas (gas di sintesi).

2. Nel reattore Water-Gas Shift (WGS), il rapporto H₂/CO del syngas viene regolato attraverso una reazione reversibile tra vapore e monossido di carbonio (CO): H₂O(g) + CO → H₂ + CO₂\text{H₂O(g) + CO → H₂ + CO₂}H₂O(g) + CO → H₂ + CO₂

3. Dopo la purificazione, il syngas viene convertito cataliticamente in "synthol", una miscela di idrocarburi, alcoli, aldeidi, chetoni e acidi.

La produzione di idrocarburi liquidi dal syngas nel terzo stadio è nota come sintesi Fischer-Tropsch (F-T), un processo commerciale utilizzato per convertire il carbone in gas naturale, benzina, diesel, cere e alcoli. Questo processo fa parte della tecnologia Coal-to-Liquids (CtL).

Nel processo Fischer-Tropsch, si possono ottenere diversi prodotti a seconda delle condizioni operative e del tipo di reattore utilizzato:

• A T basse, nei reattori a letto fisso e a fase slurry, si ottiene una selettività elevata verso i prodotti pesanti (come le cere).

• Nei reattori a letto fluidizzato (T più alte), la benzina è il prodotto principale, accompagnata da una maggiore quantità di prodotti leggeri come metano e alcheni a basso peso molecolare.

Processi Sasol in Sud Africa

Negli anni '50, il Sudafrica ha investito molto nelle tecnologie di produzione di combustibili liquidi dal carbone per ottenere indipendenza energetica, a causa dell'embargo internazionale e della mancanza di riserve petrolifere nazionali, ma con abbondanti riserve di carbone. La SASOL (Suid Afrikaanse Steenkool en Olie - South African Coal and Oil) ha costruito i grandi impianti Sasol I (a Sasolburg) e Sasol II e III (a Secunda). Il processo di produzione si basa sulla gassificazione con tecnologia Fixed Bed Dry Bottom (FBDB™) di SASOL, che opera a circa 3 MPa utilizzando una miscela di ossigeno puro e vapore, evitando l'introduzione di azoto (N₂), dannoso per il catalizzatore Fischer-Tropsch. Questa tecnologia è adatta alla gassificazione di carboni con un alto contenuto di ceneri, come quelli sudafricani.

Il syngas prodotto viene poi raffreddato, con conseguente condensazione e rimozione di sostanze come il catrame. Dopo la purificazione (rimozione di composti di zolfo, azoto, fenoli e altre sostanze), il syngas viene inviato ai reattori di sintesi F-T.

1. Processo SAS: T elevate (250-350°C) in reattori a letto fluidizzato pressurizzati (2-3 MPa), il syngas reagisce con un catalizzatore a base di ferro (Fe), producendo una vasta gamma di idrocarburi con catene di carbonio tra 1 e 15 atomi. Questo processo è ideale per la produzione di carburanti liquidi leggeri, benzine, con separazione e purificazione dei composti ossigenati per produrre alcoli, acido acetico e chetoni.

2. Processo SSPD: T più basse (200-250°C) con un catalizzatore a base di cobalto (Co), si producono cere, paraffine e gasolio di alta qualità. I gas residui vengono utilizzati come combustibile, mentre gli idrocarburi leggeri sono trattati per ottenere cherosene, paraffine o ammoniaca.

Tecnologie CtL e Impatto Ambientale

Le tecnologie Coal-to-Liquids, tra cui i processi diretti e indiretti (anche tramite metanolo), contribuiscono in modo significativo alla produzione energetica mondiale. Tuttavia, il carbone rappresenta una delle fonti più inquinanti in termini di emissioni di CO₂, responsabile del 45% delle emissioni derivanti dalla combustione di combustibili fossili.