La tecnologia di cattura della CO2

Dato che le fonti fossili sono destinate a essere protagoniste dello scenario energetico mondiale ancora per molto tempo, occorre agire subito, direttamente sul loro utilizzo, per ridurre le emissioni di CO2 legate alla loro combustione. La tecnologia CCS (CO2 Capture & Storage) consente di catturare e sequestrare la CO2 generata dall’impiego delle fonti fossili, ridicendo le emissioni in atmosfera.
Per quanto riguarda la cattura della CO2, esistono tecnologie già note e utilizzate dall’industria petrolchimica e altre sono in via di sviluppo. Allo stato attuale la CO2 può essere catturata attraverso tre modalità principali:

  • post-combustione: la cattura post-combustione consiste nella separazione della CO2 dai fumi generati dalla combustione e preventivamente depurati dagli inquinanti mediante gli attuali sistemi di trattamento. Tale separazione avviene utilizzando un solvente che assorbe la CO2 a bassa temperatura e la rilascia in seguito per riscaldamento, generando una corrente di CO2 pressoché pura;
  • pre-combustione: la cattura pre-combustione consiste nel rimuovere la CO2  prima della combustione. Il combustibile fossile viene gassificato con ossigeno per generare idrogeno e CO2. La CO2 viene separata, mentre l’idrogeno è utilizzato per la generazione elettrica in un ciclo combinato o per altri usi come vettore energetico;
  • ossi-combustione: con questa metodologia la combustione dei combustibili  fossili è alimentata con ossigeno anziché con aria, generando una corrente gassosa costituita principalmente da CO2 e vapore d’acqua. Il vapor d’acqua è separato per condensazione e la corrente di CO2 concentrata può essere compressa e stoccata.

Una volta catturata e compressa, la CO2 è trasportata attraverso condotte fino al sito di stoccaggio e iniettata a profondità di circa un chilometro nel sottosuolo. I giacimenti esauriti di idrocarburi e gli acquiferi salini (corpi idrici profondi con enorme capacità di assorbimento per la CO2) sono considerati serbatoi adatti al confinamento geologico permanente dell’anidride carbonica.
La CO2 è iniettata a pressioni elevate, tali da raggiungere il comportamento cosiddetto “supercritico”, vale a dire uno stato assimilabile al gas per la capacità di diffondersi rapidamente negli spazi porosi della formazione geologica, e simile al liquido in termini di densità e quindi di quantità immagazzinabili. Nei giacimenti esauriti di petrolio o di gas la CO2 va a occupare i pori in cui erano intrappolati gli idrocarburi. Nel caso in cui quantità rilevanti di idrocarburi fossero ancora presenti nel giacimento al momento dell’iniezione, la CO2 può anche favorire la produzione aggiuntiva di petrolio o gas (processi di Enhanced Oil Recovery – EOR e Enhanced Gas Recovery – EGR).
Costi e fattibilità
Nell’effettiva applicazione della CCS rimangono ancora difficoltà da superare legate prevalentemente ai costi. Lo stadio iniziale di cattura della CO2 ha un costo energetico ed economico rilevante, che copre circa l’80% dei costi complessivi della tecnologia. Per agire positivamente su tale fase, è necessario operare su impianti che emettano grandi quantità di CO2. La CO2, una volta separata, va trasferita al sito di stoccaggio, la cui distanza deve essere contenuta per minimizzare i costi. Per percorsi dell’ordine delle decine di chilometri, il trasporto incide per circa il 15% sul costo totale. Lo stadio finale di iniezione nel sottosuolo rappresenta il 5% del costo complessivo. Questa, tuttavia, è la fase più delicata dal punto di vista della sicurezza e incide significativamente sulla sostenibilità dell’intero processo. L’iniezione di CO2 è però un processo noto nel mondo petrolifero, che ne conosce bene gli aspetti tecnologici e geologici. Per decenni le compagnie petrolifere, infatti, hanno re-iniettato la CO2 proveniente dal trattamento di gas acidi in giacimenti di idrocarburi, per mantenere la pressione e sostenere la produzione.
Le conoscenze e l’esperienza maturata dal settore petrolifero possono essere applicate alle tecnologie di cattura e stoccaggio della CO2, ad esempio per la scelta dei siti più adatti al sequestro dell’anidride carbonica. Infatti, permette di conoscere le caratteristiche di porosità del sito di stoccaggio, che definiscono il volume potenziale di stoccaggio; valutare le conseguenze sulla stabilità meccanica della formazione geologica e gli eventuali effetti sismici; individuare le caratteristiche delle rocce di copertura per garantire la tenuta nel tempo della CO2 iniettata.
L’utilizzo di giacimenti acquiferi salini come serbatoi di CO2 rappresenta un’opzione attualmente meno matura, che richiede lo sviluppo di maggiori conoscenze, non essendo questi bacini così largamente studiati come i giacimenti di idrocarburi. D’altra parte, i giacimenti acquiferi sono presenti anche in aree in cui non sono prodotti petrolio e gas e offrono potenzialità di stoccaggio considerevolmente maggiori rispetto ai giacimenti esauriti o in declino.

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