Ottimizzazione energetica di una piattaforma petrolifera = Energy optimisation of an oil and gas platform

L’unione dei concetti di efficienza e continuità energetica con gli obiettivi di decarbonizzazione costituisce una sfida verso la mitigazione dei cambiamenti climatici; l’introduzione di forme rinnovabili, infatti, presenta il problema della non programmabilità delle risorse, come sole e vento. La produzione e l'utilizzo di energia contribuiscono a oltre il 75% delle emissioni di gas serra dell'UE; pertanto, sono stati definiti obiettivi che culminano nella neutralità delle emissioni di carbonio entro il 2050. Un contesto impattante in termini di inquinamento, ma delicato date l’importanza, ancora fondamentale, degli idrocarburi nel settore energetico e la criticità nell’ubicazione degli impianti è rappresentato dall’attività di estrazione offshore. Finora, soltanto la Norvegia adotta politiche definite con tassazioni sulla quantità di CO2 emessa in tale ambito; tuttavia, questo modello sarà inevitabilmente replicato per un futuro sostenibile. L’oggetto della Tesi è l’ottimizzazione energetica di una piattaforma petrolifera localizzata in mare aperto, con l’obiettivo di minimizzare le emissioni di CO2 generate per la produzione di energia; la situazione iniziale è rappresentata dall’ipotetica piattaforma di estrazione di gas naturale e petrolio denominata Low Emission Oil and Gas Open reference platform, derivante dall’omonimo studio di Svendsen (2022); esso approssima, tramite equazioni lineari, il funzionamento di un impianto di questo tipo. Tre turbine a gas naturale cogenerative da 21.8 MW sono impiegate per alimentare un fabbisogno elettrico e termico variabile, dipendente dall’attività dei dispositivi che processano i fluidi estratti; l’analisi, estesa a 25 anni, simula la produzione del giacimento con una prima fase stazionaria e una successiva fase di declino. Dall’ipotesi che non sia possibile il collegamento alla rete elettrica onshore si tenterà, mediante il software HOMER, di determinare la configurazione più vantaggiosa, scegliendo come forma di energia rinnovabile l’eolico offshore. Ciò è fatto con lo scopo di minimizzare l’attività delle turbine a gas, riducendo le emissioni e i costi derivanti da tassazioni, uniti ai ricavi del gas naturale non utilizzato che viene venduto in rete. L’utilizzo diretto del gas estratto per alimentare le turbine rappresenta tuttavia un notevole vantaggio economico per la configurazione attuale e la convenienza nell’impiego dell’eolico offshore si dimostra soltanto in presenza di un sistema di tassazione delle emissioni. Lo studio considera dunque l’introduzione di un elettrolizzatore PEM per generare idrogeno con il recupero del surplus di energia elettrica rinnovabile che si verifica nella fase di declino inoltrata del giacimento (Power-to-gas). Si tenterà di impiegare una quota di idrogeno da destinare a un reattore di biometanazione per legarlo all’anidride carbonica emessa dai gas di scarico delle turbine e generare metano; tuttavia, questo processo rappresenta ancora una criticità dato il basso tenore di CO2 in essi. Per la quota preponderante di idrogeno si prevede invece la miscelazione con il gas naturale estratto dal giacimento, secondo i limiti massimi di concentrazione raccomandati. Per le simulazioni sono stati considerati due luoghi con effettiva presenza di giacimenti di idrocarburi, disponibilità di vento e batimetria idonea alle fondazioni delle turbine eoliche; il primo sito si trova in corrispondenza del giacimento Ekofisk (Norvegia), il secondo nei pressi di Hibernia (Canada).