Lo scopo della presente attività di ricerca è stato quello di studiare, mediante simulazioni numeriche, il processo industriale di stoccaggio ed erogazione del gas in giacimenti profondi e validare l’aumento delle capacità di stoccaggio con l’esercizio dei giacimenti in sovrappressione rispetto a quella di fondo al momento della scoperta del giacimento stesso. Queste capacità aggiuntive di gas avrebbero una ricaduta positiva sul sistema energetico, in termini di garanzia di approvvigionamento delle materie prime e di incremento della flessibilità.

Nel dettaglio, la metodologia messa a punto per la caratterizzazione di un sito di stoccaggio di gas naturale è stata applicata ad un’area reale denominata “Sergnano virtuale” situata in Lombardia in prossimità della Concessione Sergnano Stoccaggio.

La metodologia sviluppata prevede la raccolta delle informazioni relative alle formazioni geologiche presenti nel sito indagato, la creazione del modello geologico statico 3D e del corrispondente modello fluidodinamico 3D; questi punti sono stati effettuati già nel precedente anno di ricerca.

Dalle analisi effettuate sulle caratteristiche geologiche e sismologiche effettuate, relative al sito individuato, emerge che nell’area indagata il serbatoio idoneo ad ospitare lo stoccaggio di gas è situato nella Formazione delle Ghiaie di Sergnano costituite da sabbie, ghiaie, conglomerati con talvolta sottili intercalazioni argillose mentre il caprock è stato identificato nella sovrastante Formazione delle Argille del Santerno.

Per l’area di studio considerata, i dati disponibili hanno consentito di generare un accurato modello geologico statico 3D; successivamente, integrando tale modello geologico con le informazioni relative alle strutture di pozzo, e utilizzando il Sistema Integrato di Analisi Geomodellistica – GeoSIAM, è stato realizzato il corrispondente modello fluidodinamico 3D. A partire da tale modello sono stati riprodotti lo stato naturale di equilibrio e i cicli di produzione/stoccaggio del gas naturale. In quest’ultimo anno di ricerca si sono ripetuti questi studi, già effettuati nei precedenti anni di ricerca, alla luce degli aggiornamenti effettuati sia sul modulo di pre-processamento di GeoSIAM (MethodRdS), risolvendo problemi emersi in seguito all’esperienza maturata in questo tipo di applicazioni, sia sul modulo del gas inserito in GeoSIAM (Tough2RdS-EOS7C). Queste ultime simulazioni oltre ad ottenere un grado più elevato di accuratezza, grazie alle ultime modifiche del codice, hanno permesso una significativa diminuzione dei tempi di calcolo.

In generale, i risultati ottenuti hanno pienamente dimostrato la validità della metodologia messa a punto e l’affidabilità degli strumenti utilizzati per affrontare le problematiche geologiche e fluidodinamiche legate allo stoccaggio del gas naturale.

Successivamente è stato formulato un approccio modellistico semplificato per simulare le interazioni geomeccaniche basate sull’utilizzo del codice eseguibile dello strumento FOSS (Free/Libre & Open- Source Software) PyLith v.2.2.1 ( [1], [2], [3]). Quest’approccio modellistico è stato applicato in via preliminare ad un caso studio semplificato, che ha considerato un dominio 3D con un singolo pozzo di iniezione in presenza e assenza di faglia e il campo di pressione è stato calcolato analiticamente.

Allo scopo di effettuare un’applicazione ad un sito reale della metodologia messa a punto per simulare le interazioni geomeccaniche, è stata implementata in MethodRdS una procedura in grado di effettuare un accoppiamento completo fra i risultati fluidodinamici ottenuti con GeoSIAM e il codice di geomeccanica PyLith. L’accoppiamento è stato dapprima verificato riproducendo con MethodRdS il dominio del caso semplificato precedente.

Successivamente è stata applicata l’intera catena di analisi partendo dalla soluzione fluidodinamica calcolstudio relativo alle verifiche funzionali eseguite nel passato per GeoSIAM, ottenendo i risultati in termini di campi vettoriali degli spostamenti.

Infine, utilizzando i risultati fluidodinamici ottenuti per il giacimento “Sergnano virtuale“, è stato calcolato con PyLith il campo dei vettori di spostamento al fine di verificare lo stress generato nella roccia serbatoio. In questo caso è stato considerato lo scenario relativo a un anno termico di produzione/stoccaggio e si ricorda che nel dominio geologico considerato non sono presenti strutture di faglia.

Di particolare interesse è l’analisi del comportamento delle rocce in condizioni di esercizio con una sovrappressione del 110% rispetto alla pressione di scoperta del giacimento. Questa analisi consente di valutare le tensioni e le deformazioni nella roccia-serbatoio e nel caprock ad esempio in corrispondenza dei pozzi di monitoraggio in funzione del valore delle pressioni di esercizio minime/massime previste. In particolare per il caso “Sergnano virtuale” risulta che, anche considerando una sovrappressione fino ad un valore di esercizio pari al 110% del valore originario, la deformazione verticale della roccia sia sul piano campagna, sia attorno al serbatoio, assume valori molto contenuti.ata con il codice Tough2RdS e accoppiando i risultati al modulo di calcolo PyLith ad un caso