sabato 11 febbraio 2012

Alla scoperta del petrolio - Terza parte: trasporto, raffinazione, commercializzazione.

Continua, stile saga “Il Padrino”, il nostro viaggio virtuale nel mondo del petrolio, o, se preferite, dell’oro nero (definizione che è molto più in linea con lo stile del Padrino…).
Nel precedente  articolo eravamo giunti al fatidico momento in cui il petrolio, dopo le lunghe e costose prospezioni, al termine di una lunga e complessa opera di perforazione, viene finalmente estratto dalle rocce del reservoir.
Per giungere a tanto, la spesa sostenuta da una compagnia è stata già elevatissima (mediamente, intorno ai 40 milioni di €), gravata non solo dal costo delle varie campagne osservative, delle prospezioni geofisiche e degli studi strutturali, ma anche, e soprattutto, dalle operazioni di perforazione, spesso molto lunghe e complesse, quasi sempre accompagnate da inconvenienti di varia natura.
Ad ogni modo, effettuata con successo la perforazione, non resta che procedere con la lavorazione del greggio spillato.

Come abbiamo detto la piattaforma di trivellazione, terminata la perforazione del pozzo, viene sostituita da una piattaforma di estrazione, differente sia per le strumentazioni imbarcate, che per la destinazione d’uso.
Se questa nuova piattaforma è dotata di impianto di raffinazione, collegato al sistema estrattivo, allora a bordo non solo si recupera il greggio dal reservoir, ma si procede anche alla sua raffinazione, ovvero all’insieme delle operazioni chimiche di raffinazione. In generale, si tratta di dover rompere i legami chimici dei polimeri costituenti il petrolio greggio, con la conseguente formazione di molecole più piccole e leggere (cracking), costituenti i vari prodotti di raffinazione: benzina, gasolio, kerosene, olii minerali, bitumi, asfalti, ecc.
Questo processo chimico, nel caso in cui non siano presenti le torri di raffinazione già sulla piattaforma, deve essere svolto in appositi stabilimenti – le raffinerie, appunto – situate sulla terra ferma, nei pressi della costa, dotate non solo di tutto l’insieme impiantistico indispensabile per svolgere tale processo, ma anche di uno scalo marittimo per accogliere le petroliere, e di complessi sistemi di tubazioni per convogliare il greggio verso il centro di lavorazione.
Solitamente, quel che più colpisce di una raffineria, sono gli enormi serbatoi di forma cilindrica, internamente ai quali viene stoccato il greggio, in attesa della lavorazione, e le torri a traliccio, in cima alle quali campeggiano le tipiche fiamme di combustione dei gas di lavorazione.
Il trasporto del petrolio da una piattaforma di estrazione verso le raffinerie può avvenire secondo una duplice modalità: tramite navi – le petroliere – nel caso di installazioni off-shore, o tramite oleodotti, nel caso di installazioni on-shore (od off-shore, nel caso in cui la piattaforma non sia distante dalla costa).
In entrambi i casi, il trasporto del greggio pone le compagnie di fronte ad una serie di problemi affatto trascurabili, sia di natura ambientale, che economici e politici.
Ad esempio le petroliere, enormi navi cisterna nelle quali vengono stivate centinaia di migliaia di tonnellate di greggio, pur essendo costruite secondo i più moderni ritrovati dell’ingegneria navale, non sono ancora in grado di garantire l’assoluta sicurezza che, anche in caso di danni allo scafo, non si verifichi la perdita del greggio, con conseguenze ambientali disastrose.
Ancora vivido è il ricordo degli incidenti delle petroliere Amoco Cadiz, Exxon Valdez, Haven, e via dicendo, che hanno sconvolto il mondo per la loro gravità, contaminando migliaia di km di coste ed acque con il greggio fuoriuscito, capace di devastare la vita marina, e di colpire a morte anche le specie volatili pescatrici.
Sebbene meno critici, anche gli oleodotti – che si snodano spesso per diverse migliaia di km – possono risultare fonte di problemi tutt’altro che trascurabili.
Nel loro percorso, spesso attraversano paesi in guerra tra loro, o caratterizzati da rapporti politici assai tesi: ciò si traduce in continue minacce relative agli accordi di attraversamento dei territori nazionali, con conseguente aumento del costo del petrolio.

 Lavori di realizzazione di un oleodotto in Medioriente.



Da un punto di vista economico, invece, i problemi sono legati sia alle royalties – i diritti, corrisposti dalle compagnie ai paesi presso i quali avviene l’estrazione – sia da accordi commerciali spesso determinati da interessi non proprio chiari e trasparenti.
Ovviamente, anche questo si riflette negativamente sull’oscillazione del prezzo del barile di petrolio.
Negli anni ’80, la guerra sanguinaria tra Iran ed Iraq, combattuta nel Golfo Persico, si tradusse in un vero e proprio tiro al bersaglio, avente come vittime le petroliere in procinto di attraversare le acque teatro delle operazioni militari. In quegli anni, la sciagurata guerra tra Iraq (spalleggiato dagli USA) ed Iran (sostenuto dall’URSS), ha causato disastri ambientali incalcolabili, ed un aumento del costo dei carburanti tremendo.
Nel caso degli oleodotti, invece, in tempi recenti si è assistito alla famigerata guerra in Afghanistan. Con la scusa di combattere il terrorismo radicale islamico – del quale solo con la caduta delle Torri il mondo è sembrato accorgersi della sua esistenza - le truppe USA (ma non solo) hanno invaso il paese, militarizzandolo ed assumendone il controllo (o, almeno, ci hanno provato).
Mentre il conflitto era in atto, è spuntata fuori l’indiscrezione relativa al fatto che la scelta di intervenire fosse stata dettata non solo dalla voglia di liberare il mondo dal tremendo terrorismo islamico, ma anche dalla necessità di eliminare un governo scomodo, quello dei Talebani, che strenuamente si opponeva alla costruzione di un oleodotto che attraversasse l’Afghanistan, permettendo alle compagnie petrolifere americane (e non solo) di risparmiare sui costi di trasporto del greggio dai pozzi di trivellazione, evitando l’impiego delle petroliere.
Che ciò sia vero o meno, è emblematico il fatto che, a guerra finita, il governo Kharzai abbia immediatamente concesso all’americana Halliburton, l’appalto per la realizzazione del famigerato oleodotto…

Ricorrere alle petroliere costituisce una spesa complessivamente più ragionevole, per una compagnia. Anche se, come avviene per le piattaforme, spesso anche le petroliere appartengono a rental companies – società di noleggio specializzate – in grado di fornire servizi completi per il trasporto del greggio dai centri di estrazione, presso le raffinerie, i costi del nolo sono largamente inferiori a quanto la compagnia sarebbe costretta a spendere in concessioni, diritti e manutenzione degli oleodotti.
Eppure, ad un profano, i prezzi per il noleggio di navi spesso enormi e molto sofisticate, come le petroliere che solcano i mari di tutto il mondo, appaiono tutt’altro che modici: mediamente, si parla di diverse decine di migliaia di dollari al giorno, ovviamente a seconda del mezzo noleggiato.

Una moderna petroliera, la Sirius Star: 332 m di lunghezza, 2 milioni di barili di portata.



L’ottimizzazione del trasporto via mare è tale da aver portato alla progettazione e realizzazione di differenti tipologie di navi da carico, diverse per tonnellaggio, capienza, autonomia, e pensate ognuna per trasporti sul breve, medio e lungo raggio, o in funzione della rotta da seguire (se sono previsti passaggi attraverso gli stretti di Panama, o di Suez, ad esempio).
Ciò che rende meno convenienti gli oleodotti sono i problemi non solo di natura economica (royalties e concessioni), ma anche i grattacapi di natura geopolitica: spesso, il tracciato di questi lunghissime opere, attraversa paesi in continuo stato di guerra, dominati dall’alternanza di governi con opinioni e colori assai diverse. Ciò si traduce spesso in una rinegoziazione degli accordi con le compagnie e, quindi, in una costante fluttuazione del prezzo del petrolio.

                                                                               Navi Cisterna                       Oleodotti

Investimenti:                                                              Limitati                      Enormi (costi geopolitici)
Costi operativi:                                                   Pianificati e negoziabili                Bassi
Flessibilità:                                                                  Elevata                              Nulla
Volumi trattati:                                      Da 100 a 400 mila t per carico       Da 10 a 100 milioni di t/anno
Tempi di implementazione:                                        Circa 3 anni                      Lungo periodo
Sicurezza ambientale:                                                Non ottimale                      Molto buona

                                     Equiparazione tra i costi di trasporto via mare e tramite oleodotti.

A queste forme di trasporto, potremmo per certi versi definire di massa, si sommano poi il trasporto su chiatte, carri merci ferroviari, ed autocisterne, che solitamente interessano i prodotti di raffinazione, nel momento in cui questi vengono smistati dai centri di raffinazione verso i punti di vendita (i distributori).
Tali costi sono inferiori a quelli sostenuti per i trasporti di massa, ma hanno oscillazioni più marcate, anche se a carattere strettamente locale (nazionale).


Il processo di raffinazione: dal greggio ai combustibili.
Il termine raffinazione è ormai divenuto sinonimo, nel linguaggio comune, di produzione di benzina, gasolio, olii minerali ed altri prodotti combustibili, a partire dal processo di lavorazione del petrolio greggio.
Gli stabilimenti in cui tale processo si compie, prendono il nome di raffinerie: si tratta di enormi e complessi agglomerati industriali, caratterizzati dalla presenza di intricati intrecci di tubi, torri di raffinazione, cisterne e bruciatori, che permettono di trasformare il petrolio greggio nei vari prodotti che noi, comunemente, impieghiamo ai fini energetici (ma non solo).
Ovviamente, come tutti gli stabilimenti industriali ad elevata complessità, non esiste un singolo tipo di raffineria, ma varie tipologie, che si differenziano tra loro in base allo schema dei processi di lavorazione seguiti, ed ai prodotti realizzati al termine del ciclo di raffinazione.
Le principali tipologie sono:

1)    Raffineria a ciclo Hydroskimmng: opera una distillazione di tipo topping+vacuum, con reforming catalitico e desolforazione dei gasoli. Il risultato di questo tipo di schema di raffinazione, consiste in una elevata resa di oli combustibili, associata ad una bassa quantità di prodotti leggeri (a basso peso molecolare).

2)    Raffineria con schema a conversione: in questo tipo di impianti, le frazioni pesanti vengono riconvertite, tramite appositi processi chimici, in prodotti più leggeri.

3)    Raffineria con schema Lube: impiegando greggio a base paraffinica, questo tipo di raffineria produce essenzialmente basi ed olii lubrificanti.
Le fasi di lavorazione cui è soggetto il greggio sono diverse, ciascuna caratterizzata da precisi passaggi.
Possono essere schematizzate nel seguente modo:

Preriscaldamento, dissalazione, disoleazione.

Prima di procedere con il vero e proprio processo di lavorazione del petrolio, risultano indispensabili tutta una serie di operazioni, da svolgere sul greggio, volte a separarlo innanzitutto dalle frazioni indesiderate, come le varie impurità mescolate alla frazione liquida (zolfo, sabbia, sali, litici, ecc.) che possono essere presenti in sospensione. La presenza di questi elementi, che rendono di fatto impuro il greggio, costituisce un impedimento non indifferente alla lavorazione.
Solitamente, sebbene questo tipo di raffinazione primitiva, venga svolta già presso il sito di estrazione, è utile ripeterla, in maniera ben più completa, presso le centrali di raffinazione, proprio prima di avviare il greggio alla fasi successive.
Anche i gas, presenti nella miscela, devono essere allontanati (degassamento) per contribuire alla stabilizzazione del complesso.
Osservando il petrolio, si nota subito come sia la viscosità la sua principale caratteristica: lo scivolamento intrinseco delle molecole che lo costituiscono, rende impossibile la naturale sedimentazione delle impurità – anche solide – presenti in superficie. Pertanto, si rende indispensabile procedere ad un’operazione di abbassamento della sua viscosità, attraverso una serie di riscaldamenti controllati, che ne portano la temperatura all’interno di una finestra di temperatura compresa tra i 50 ed i 150°C, all’interno di appositi scambiatori di calore.

 Suggestiva immagine delle torri di raffinazione al tramonto (raffineria Agip, Taranto).

In questo modo, diminuendo la viscosità del liquido, è possibile allontanare le impurità grazie ad una serie di correnti di fluido caldo, che trasportano in sospensione i materiali indesiderati, allontanandoli dalla massa del greggio.
La dissalazione, ovvero la separazione dal petrolio dei sali contenuti sotto forma di minuscole gocce, costituisce il passaggio successivo.
È un processo che avviene in più tappe, e si avvale prima dell’aggiunta al greggio di acqua e speciali additivi chimici, quindi di un ulteriore riscaldamento e miscelazione.
I sali presenti nel petrolio, a seguito della differenza di densità tra le due sostanze, non passano in soluzione, ma tendono a mantenersi separati, sebbene spesso frammentati in minutissime goccioline, di fatto virtualmente indistinguibili dal corpo liquido.
A questo punto, per riuscire ad eliminarle, si impiegano delle vasche del tutto particolari, denominate desalter (vasche di dissalazione), dotate di piastre elettriche contrapposte.
Facendo fluire il greggio in queste vasche, viene applicata una differenza di potenziale tra le due piastre, in modo tale da creare un campo elettrico capace di generare una coalescenza tra le gocce dei sali, che si aggregano in formazioni di dimensioni via via crescenti, e tali da poter essere definitivamente separate dal greggio.
Il termine coalescenza, in chimica, indica proprio il fenomeno per cui, a partire da una serie di gocce di dimensioni particolarmente ridotte, si creano aggregati sempre più grandi, e più facilmente distinguibili (e, dunque, separabili).
Questo processo viene ripetuto una seconda volta, quindi si procede alla separazione dal petrolio di quell’acqua precedentemente aggiunta, insieme agli additivi chimici, prima di avviare il tutto alla vasca desalter.
L’acqua oleosa, così estratta, viene separata dal greggio e convogliata verso un apposito sistema, che provvederà a separare l’acqua dall’olio residuo.
A questo punto, è indispensabile procedere con un ulteriore riscaldamento del greggio, al fine di poterlo poi avviare verso il processo di cracking, ovvero di rottura delle lunghe catene polimeriche di idrocarburi che lo costituiscono.
In questa fase, per ottimizzare il processo produttivo e migliorare la resa energetica dell’impianto, si impiegano i prodotti caldi di scarto, fin qui allontanati dal greggio nel corso della raffinazione preliminare, per portare la temperatura del petrolio fino a circa 350°C, producendo la vaporizzazione di una certa frazione del liquido.
Il riutilizzo del calore prodotto nel corso della dissalazione, avviene nel corso dell’intera serie di processi “a caldo”, e permette di rendere meno dispendioso, nel suo complesso, l’intero processo di raffinazione.
Normalmente, occorre qualche decina di scambiatori di calore affinché il processo raggiunga la massima efficacia, avvalendosi anche del sistema di pump-around, che prevede sempre il recupero dei reflussi ad alta temperatura originati dal greggio in riscaldamento.
A questo punto, per poter trasformare il petrolio greggio in idrocarburi direttamente sfruttabili dal punto di vista energetico, è indispensabile procedere alla fase successiva.


Distillazione topping.

Dopo aver subito il processo di dissalazione, il greggio viene riscaldato, come visto, fino a circa 350°C, una temperatura che permette ad una considerevole frazione del liquido di vaporizzare. A questo punto, avviene l’immissione alla base (nella zona detta zona flash), di una colonna di distillazione, con un conseguente abbassamento della pressione del fluido, che passa da 5 a 2 bar. Questo provoca una conseguente espansione del greggio, con rapido aumento della frazione vaporizzata, che in tal modo produce una differenziazione primaria: i prodotti a basso punto di ebollizione abbandonano la colonna alla base, mentre quelli a più elevato punto di ebollizione generano un flusso di vapore ascendente, che risale verso l’alto della torre.
Dalla testa della colonna viene immesso il pump-around, che genera una corrente liquida che discende internamente alla colonna mentre, da appositi piatti forati  vengono prelevati quantitativi di alcuni dei prodotti ottenuti, che vengono avviati alle successive fasi di lavorazione.
In questa fase, i prodotti ottenuti sono:

•    Prodotti incondensabili
•    GPL (Gas Propano Liquido)
•    Benzina
•    Kerosene
•    Gasolio leggero
•    Gasolio pesante
•    Residuo atmosferico

Questo processo avviene all’interno di quella che viene comunemente chiamata torre di frazionamento, realizzata in acciaio e caratterizzata da un’altezza di circa 30 mt, per una larghezza che si aggira intorno ai 3,5 mt.
All’interno di questa torre, ad intervalli regolari, sono posti dei piatti forati, alcuni dei quali sono sormontati dalle cosiddette campane di gorgogliamento, che si aprono verso l’alto, in base alla spinta esercitata dalla pressione ascensionale esercitata dal greggio vaporizzato.
Come abbiamo visto, la torre di frazionamento ha una temperatura che decresce con l’altezza: alla base il valore si aggira tra i 350 ed i 360°C, e permette alle sostanze con punto di ebollizione inferiore a questo intervallo di temperatura, di salire verso l’alto, sotto forma di vapori.

 Schema riassuntivo dei processi di raffinazione e dei prodotti ottenibili.


Questa corrente ascensionale incontra le finestre forate e le relative campane di gorgogliamento, che si trovano ad una temperatura al di sotto di quella di ebollizione dei vapori, provocandone in tal modo la condensazione.
Con il passaggio dei vapori allo stato liquido, tramite i piatti forati è possibile recuperare le varie frazioni ottenute, che vengono così prelevate dalla torre di raffreddamento ed avviate verso le ulteriori fasi di lavorazione.
Nella zona flash (la base della torre) nel frattempo, le frazioni dal punto di ebollizione superiore ai 360°C vengono raccolte da appositi piatti forati posti proprio alla base della torre di frazionamento.
Distillazione vacuum.
Questo processo ha luogo al termine della distillazione topping. Tuttavia, è strettamente correlata ad essa. Infatti, dopo la distillazione avvenuta nella torre, il residuo di topping contiene ancora una vasta gamma di sostanze che possono essere estratte. L’unico inconveniente è che si tratta di frazioni caratterizzate da una temperatura di ebollizione, a pressione ambientale, talmente elevata, da rendere molto difficoltoso il processo di recupero, che deve dunque essere svolto ad una pressione nettamente inferiore rispetto a quella standard, altrimenti se ne provocherebbe la definitiva rottura e dispersione.
Il recupero di queste frazioni avviene dunque ad una temperatura di circa 380°C, e ad una pressione di 0,05 atm, condizione indispensabile per poter operare con simili sostanze.
Questo procedimento prende il nome di cracking termico, e consiste nella scissione delle catene polimeriche lunghe, in molecole di minore lunghezza.
Anche in questo caso ci si avvale di un sistema di preriscaldamento, e di una colonna topping.
Il risultato di questo processo di cracking termico dipende strettamente dal tipo di greggio soggetto alla raffinazione (come abbiamo visto nella prima parte, esistono diverse tipologie di petrolio greggio).
Se il greggio soggetto a lavorazione è a base paraffinica, per la produzione di olii lubrificanti, si ottengono come prodotti di raffinazione:

•    VGO (Vacuum Gas Oil)
•    Frazioni lubrificanti e medie
•    Residui da vuoto (asfaltene e lubrificante pesante)

Nel caso in cui la base di lavorazione sia, invece costituita da greggio aromatico-policiclico, i prodotti ottenibili sono invece:

•    LVGO (Light Vacuum Gas Oil)
•    HVGO (High Vacuum Gas Oil)
•    Residuo di vacuum (asfalteni)

I gasoli da vuoto, previo cracking catalitico e termico, vengono impiegati per la produzione di carburante navale e da autotrazione (carburanti industriali).
Al termine di questo processo, avviene la cosiddetta idrodesolforazione (o Hydrotreating), consistente nell’iniezione, nel prodotto, di idrogeno molecolare (H2), volta ad un’ulteriore desolforazione del prodotto.
Lo zolfo rappresenta una presenza costante nel petrolio, ed siste anche una caratterizzazione chimica dei petroli, elaborata proprio sulla base della percentuale in peso di zolfo:

1)    Petrolio greggio sour: caratterizzato da un contenuto in peso dello zolfo superiore all’1%.
2)    Petrolio greggio sweet: contenuto in peso dello zolfo compreso tra lo 0,2 e l’1%.
3)    Petrolio greggio extra-sweet: contenuto in peso dello zolfo inferiore allo 0,2%.

L’eliminazione spinta di zolfo dal petrolio è indispensabile, in quanto la combustione di tale elemento, implica pesanti ripercussioni ambientali, risultando nocivo sia alla salute umana che all’ambiente. La presenza in atmosfera dell’anidride solforosa (SO2), implica la formazione delle cosiddette piogge acide, nemiche devastanti della vegetazione (e non solo…) su scala planetaria.
Proprio la continua ricerca del massimo abbattimento di S nel petrolio, ha portato l’Axens – azienda leader nel settore dell’impiantistica petrolchimica – a brevettare un processo di lavorazione assai efficace, denominato PrimeG.
L’idrogeno molecolare iniettato si lega allo zolfo ancora presente nel prodotto, formando molecole di acido solfidrico (o idrogeno solforato, H2S), che viene in questo modo separato dal resto in un impianto in cui ha luogo il processo di Claus, basato sull’impiego di zolfo elementare.
Non ostante questa ulteriore operazione di desolforazione, i prodotti della distillazione sotto vuoto (gasolio ed olii pesanti) non sono ancora commercialmente utilizzabili: la presenza di zolfo è ancora troppo alta, ed il numero di ottano (numero che indica la resistenza alla detonazione di un combustibile) non ancora adeguato all’impiego nella combustione dei motori commerciali.
Per ovviare a questo problema, si ricorre al cracking: le molecole polimeriche che ancora costituiscono il liquidus, vengono spezzate in molecole più piccole e leggere, producendo molecole di eptano (idrocarburo con 7 atomi di carbonio) ed un esano (idrocarburo con 6 atomi di carbonio).
Sia l’eptano che l’esano costituiscono la cosiddetta benzina leggera, quella impiegata per scopi commerciali. Tuttavia, con alcuni tipi di greggio, si ha il problema per cui la produzione di molecole leggere (benzine) avviene molto più facilmente, e a scapito delle molecole di gasolio, più pesanti.
Per ovviare a tale inconveniente, è stato quindi messo a punto il processo di reforming catalitico, che permette di operare esattamente al contrario di quanto avviene nel cracking, portando alla formazione di molecole di gasolio, a partire dalle molecole leggere di esano ed eptano.
Il reforming rappresenta un processo di vitale importanza in ambito petrolchimico, in quanto consente, a partire da molecole leggere, composti pesanti in quantità desiderate.
Oltre ai gasoli per autotrazione, infatti, è possibile ottenere prodotti scarsamente importanti sotto il profilo commerciale, con elevato peso molecolare ed elevata polimerizzazioni, che trovano tuttavia un ampio utilizzo nel settore chimico, in particolare nella produzione della plastica, della gomma, e di altre tipologie di materiali sintetici di largo consumo.
Al termine dei processi di raffinazione, il petrolio greggio sarà stato trasformato in una moltitudine di sostanze differenti, ciascuna dotata di caratteristiche peculiari e ben definite, che ne determinano il valore commerciale.
Ovviamente, non tutti i peodotti di raffinazione rivestono la medesima importanza economica: mentre le benzine ed il gasolio per autotrazione costituiscono i prodotti dal maggior costo commerciale, asfalti e bitumi rappresentano, insieme agli scarti destinati all'industria chimica, quelli di minor peso economico (ma non per questo meno rilevanti sotto il profilo industriale).

Costi, produttività ed implicazioni ambientali di un impianto di raffinazione.
Quanto cosa comporta, e quanto costa, realizzare un impianto di raffinazione moderno ed efficiente?
La risposta non è semplice. Innanzitutto, si deve tenere presente l’importanza dell’impianto, la sua complessità e la sua capacità di raffinazione: maggiori sono la sua estensione e produttività, più complessa sarà la sua realizzazione (dimensioni e capacità produttiva vanno di pari passo).
Mediamente, da quando si decide di realizzare un impianto, a quando questo diviene operativo, trascorrono 3-4 anni. Serve innanzitutto definire le specifiche dell’impianto (quali processi di raffinazione deve supportare), quindi individuare un sito idoneo ad ospitare un “mostro” del genere.
I problemi da affrontare nella scelta del sito sono tutt’altro che di facile e rapida risoluzione.
Si deve individuare un’area geologicamente idonea, lungo la costa, idrogeologicamente stabile, non interessata da eventuali rischi sismici e vulcanici (almeno teoricamente), possibilmente non a ridosso di aree protette ed oasi naturalistiche, lontana (se possibile) da centri abitati.
Dopo aver finalmente individuato il sito, si procede con la realizzazione dell’impianto, secondo le specifiche previste in fase progettuale.
Il costo stimato per la realizzazione di un impianto moderno, dotato di sistema di cracking, impianto termico e catalitico, capace di produrre benzina, e conforme alle nuove leggi in materia di emissioni, ammonta a circa 2 miliardi di dollari (per un impianto la cui produttività sia pari a circa 160.000 barili annui (circa 8 milioni di tonnellate di greggio lavorato).
Mica male!
Se poi, all’impianto di lavorazione in sé, aggiungiamo anche le strutture accessorie (depositi, aree di smistamento, logistica, ecc.) i costi possono lievitare ulteriormente.
Un impianto di raffinazione di dimensioni minori, con una capacità di circa 5 milioni di tonnellate di barili all’anno, implicherebbe costi sensibilmente inferiori, pari a meno della metà di quelli previsti per una raffineria come quella precedentemente esaminata.
Questa enorme differenza è dovuta ai diversi impianti predisposti: in uno stabilimento di dimensioni inferiori, verrebbero utilizzati solo i sistemi di distillazione atmosferica, con reforming catalitico ed impianto di desolforazione.
Per dare un’ulteriore idea di quanto incidano i costi dipendenti dalla complessità degli impianti, basti tenere presente che uno stabilimento a conversione profonda (capace di procedere al ciclo di raffinazione integrale, e lavorazione in situ dei sottoprodotti commercialmente rilevanti), costerebbe 1 miliardo di dollari in più, rispetto ad entrambi i casi esaminati.
Uno stabilimento a conversione profonda, infatti, dovrebbe essere dotato di strutture assai più complesse, come il sistema di cocking a letto fluido, con gassificazione del coke o del residuo del cracking idrogenante.
Di contro, aumentare la capacità di carica del reattore in cui avvengono i processi di raffinazione, contribuisce ad un abbattimento dei costi, poiché la quantità di acciaio impiegato per costruire una torre di dimensioni maggiori, non aumenta proporzionalmente alle dimensioni ed alla capacità di lavorazione del sistema.
Un raddoppio della carica di lavorazione di una torre di raffinazione, comporta un aumento dei costi pari solo a 2/3, invece di un raddoppio della spesa, come si potrebbe immaginare.
Si tratta di un’economia di scala che, in una certa misura, può aiutare nel contenimento dei costi, entro però i limiti calcolati di efficienza della struttura.
Al mondo, ad oggi, esistono poco più di 700 raffinerie, la cui capacità lavorativa media è di circa 6 milioni di tonnellate di greggio all’anno (120.000 barili al giorno). Gli stabilimenti di dimensioni maggiori, tuttavia, sono capaci di lavorare fino ad oltre 25 milioni di tonnellate di petrolio (oltre 500.000 barili al giorno).
Tuttavia, non è corretto pensare che tutte le raffinerie siano agglomerati industriali di dimensioni spaventose, capaci di lavorare svariati milioni di tonnellate di greggio all’anno: in realtà esistono – specialmente negli U.S.A. – delle raffinerie di dimensioni piuttosto ridotte, in grado di lavorare circa 1 milione di tonnellate di greggio all’anno.
Questa scelta di delocalizzare la produzione in diversi centri, contribuisce indubbiamente alla riduzione dell’impatto ambientale che una raffineria comporta, ma anche ad una diversa (spesso più agevole) politica di contenimento dei costi.
Le raffinerie, che sorgono per questioni logistiche sempre nei pressi della costa, per facilitare le operazioni di scarico del greggio, costituiscono impianti ad elevato impatto ambientale: oltre  all’immissione in atmosfera di gas dannosi per la salute umana (monossido di carbonio, idrogeno solforato), costituiscono una minaccia all’ambiente anche per via degli scarti liquidi di lavorazione, i quali potrebbero, se se non opportunamente trattati negli appositi sistemi di smaltimento, inquinare gravemente la costa ed i sedimenti marini.
Nel corso degli anni, con lo sviluppo delle tecniche di ingegneria chimica, gli impianti sono stati resi più sicuri (soprattutto nella prevenzione del rischio incendi), mentre si è notevolmente ridotto il quantitativo di inquinanti gassosi emessi in atmosfera, grazie a filtri sempre più sofisticati (e costosi).

 Taranto: emissioni della raffineria AGIP viste dal centro abitato.


Tuttavia, sebbene sia possibile la convivenza di questi enormi impianti industriali con vasti agglomerati urbani – si veda l’esempio di Taranto e della raffineria AGIP – i problemi di natura ambientale sono comunque in agguato: i gas emessi in atmosfera, anche se notevolmente meno consistenti di quanto non fossero in passato, rappresentano pur sempre un problema; le esalazioni di solventi impiegati nelle diverse fasi di lavorazione possono provocare intossicazioni tra il personale, il costante rischio di incendi e, conseguentemente, la possibile esplosione di uno degli enormi serbatoi di stoccaggio, o degli impianti di raffinazione stessi, costituiscono tutti problemi con i quali la gestione della raffineria – e di conseguenza gli abitanti del circondario – devono costantemente confrontarsi.
Insomma, convivere con una raffineria è tutt’altro che facile, o piacevole (chiedere ai tarantini, ma non solo, per averne conferma....).



Distribuzione presso la grande rete.

A questo punto, dopo il complesso processo di raffinazione, il petrolio greggio si è trasformato finalmente in quel che, commercialmente, manda ancora avanti l’economia mondiale: benzina, gasolio, olii minerali, lubrificanti, kerosene, residui bituminosi, combustibile industriale, residui per la lavorazione di materie plastiche, ecc.
Tutta questa pletora di prodotti, dal valore commerciale assai variabile, lascia quindi la raffineria, diretta verso i centri di distribuzione e/o impiego: stazioni di benzina, depositi, industrie per la produzione di prodotti chimici, plastica, asfalto, ecc.
Questa ultima fase è caratterizzata dal trasporto di natura locale, affidato a vettori ferroviari o – più comunemente, qui in Italia – ad autotrasporti.
L’incidenza, sul prezzo al consumo di questa ultima fase di distribuzione, incide in maniera piuttosto sensibile, anche se in ambito del tutto locale.

 Una stazione di servizio AGIP della rete di grande distribuzione.

Paradossalmente, nel caso del trasporto su gomma, l’oscillazione del costo al barile del greggio, influisce drasticamente sul prezzo alla pompa del carburante (come in gergo si definisce il prezzo di vendita).
Tuttavia, quel che noi paghiamo su un litro di benzina o di gasolio, non è gravato esclusivamente dalle enormi spese sostenute dalle compagnie per ricercare, estrarre, trasportare e lavorare il petrolio: in questa fase, intervengono poi tutta una serie di imposte, di carattere strettamente locale, che finiscono con il far lievitare i costi ormai oltre la soglia del ragionevole.
Figuriamoci, in Italia sulla benzina (ed i carburanti in generale), tra le tante tasse che si pagano, figurano ancora quelle relative non solo ai vari terremoti e catastrofi naturali che, negli anni, hanno afflitto il Paese, ma addirittura le spese per sostenere quella che fu la gloriosa “Campagna di Abissinia”!
Un’anomalia, quest’ultima, tutta italiana.
Dopo tutto, se siamo il paese in cui il pieno di benzina costa più che in ogni altro stato dell’Unione Europea, un motivo ci sarà…
Anzi, a dire il vero, ce ne sono tanti! Ma qui preferiamo occuparci di geologia, non di economia e politica…
Anche se ce ne sarebbero da dire, di cose!


Nella prossima ed ultima puntata:

Qual è la situazione del petrolio italiano?
Quanto dureranno le attuali riserve?
Quali sono le prospettive nel campo della ricerca?

4 commenti:

Lorenzo ha detto...

Non si finisce mai di imparare! E chi lo sapeva che l'Italia avesse tutto quel petrolio in Basilicata??? Non saremo l'Arabia.... ma non sapevo che ce ne fosse così tanto da classificare il giacimento giant!

Dario Rotolo ha detto...

Ciao Lorenzo. Grazie per il tuo intervento. In effetti i giacimenti lucani sono interessanti, dal punto di vista quantitativo. Di sicuro contribuiscono al fabbisogno nazionale, ma sono certo che un maggior impulso nella realizzazione di centri di produzione di energia alternativa, potrebbe risultare molto più intelligente come scelta.
Il sole, il vento, le maree, la geotermia, sono lì che attendono di essere sfruttati! E poi, diciamocelo francamente, in futuro certamente non ci lasceranno a piedi, come il petrolio.
Oltre, sia chiaro, ad evitare scempi ambientali ai quali spesso è impossibile rimediare.

Antonio Castagna ha detto...

Buongiorno Dario, ho due domande. Hai scritto che la plastica è ottenuta da scarti della raffinazione e che i prodotti più pregiati sono i carburanti. Questo vuol dire che se utilizzassimo meno petrolio per autotrazione e riscaldamento avremmo una più bassa produzione di scarti e dunque anche di plastiche? Possiamo dire, di conseguenza, che la produzione di plastiche, in ultima analisi, dipende da un ciclo di consumi più ampio e che la produzione di questa sarebbe meno o per niente conveniente se avessimo meno necessità di carburanti?
Grazie della risposta e grazie per questo ciclo sul petrolio, mi sembra molto utile, è una di quelle cose onnipresenti nella nostra vita ma di cui non sappiamo nulla. Se posso permettermi, sarebbe interessante una mappa che presenti tutti gli ambiti in cui viene utilizzato e come.

Dario Rotolo ha detto...

Ciao, Antonio. Esatto, le plastiche vengono prodotte con quelli che vengono definiti scarti di raffinazione del petrolio. Ovviamente, una maggiore produzione di petrolio comporta una maggior quantità di residui da impiegare per le produzioni chimiche secondarie (industria plastica, appunto). Una diminuzione delle attività di raffinazione avrebbe come effetto una diminuzione considerevole delle quantità di scarto impiegabile industrialmente, tuttavia il problema è un altro. La mancanza di una concreta politica basata sul riciclo, impone la realizzazione di sempre crescenti quantità di plastiche, per le quali non manca di certo la materia prima. Aumento dei consumi significa un aumento del combustibile per autotrazione, uso industriale, riscaldamento, ecc., ma anche un'abbondanza di scarti per l'industria petrolchimica. Dunque, materiale sufficiente per continuare a produrre plastica a basso costo, senza necessariamente mettere in atto politiche di riciclo dei rifiuti plastici prodotti. Gli scarti di raffinazione hanno un costo complessivamente basso (sono "scarti", quindi...), mentre una pessima politica del riciclo impone costi variabili e, spesso, poco convenienti. In definitiva, si dovrebbe rivedere dalle fondamenta il ciclo di consumo non solo del petrolio, ma anche di tutti i suoi derivati, che sono molto più numerosi di quel che si possa pensare, e che ci circondano continuamente, nella vita di tutti i giorni.
Ciao, e grazie per l'intervento.