Search

Studio di Fattibilità a Bari: questo studio descrive la valutazione geotermica effettuata nel sito di Bari e la proposta tecnico-economica per lo sviluppo di un progetto impiantistico relativo a risorse geotermiche a bassa entalpia per la realizzazione di un impianto di climatizzazione dell'Istituto di Ricerca Sulle Acque del CNR (CNR-IRSA) localizzato nella zona industriale di Bari, mediante l'abbinamento di una pompa di calore con un impianto di prelievo e re-immissione di acqua dalla falda. Dal punto di vista della risorsa geotermica, la verifica delle condizioni di sottosuolo per la realizzazione dell'impianto è avvenuta mediante indagini geologiche-geomorfologiche, idrogeologiche e la realizzazione di prove diagnostiche nel campo pozzi presente nell'area. Nel sito in esame la falda si rinviene alla profondità di circa 12÷13 m da p.c., ovvero a poco più di 2 m sul livello del mare, con una escursione massima di circa 2.2 m misurata nel periodo di osservazione 2008-2010. La temperatura dell'acqua di falda è, in quest'area, mediamente più alta rispetto alle zone limitrofe e pari a 19-20 °C. La conducibilità elettrica, già elevata nei primi metri d'acqua, aumenta con un andamento a gradini con la profondità, arrivando a toccare valori di oltre 7 mS/cm alla profondità di 38 m sotto il livello idrico. Tale andamento è legato al fenomeno dell'intrusione marina; questo giustifica una facies idrochimica clorurato-sodica dominante, nonostante la natura calcareo-dolomitica della roccia serbatoio. Dovranno essere verificate le prescrizioni che le autorità preposte indicheranno al fine di realizzare l'impianto progettato. Nel caso si dovesse utilizzare la porzione interessata dal cuneo di intrusione marina dovranno impiegarsi materiali idonei per evitare corrosione e/o incrostazioni. Per la proposta impiantistica sono state valutate quattro diverse configurazioni impiantistiche utilizzanti due diverse tipologie di pompa di calore e a copertura differenziata del fabbisogno termico: o CASO 1: pompe di calore basate su un ciclo ad assorbimento acqua geotermica-acqua calda modulare ad assorbimento alimentate da gas naturale per la completa copertura dei fabbisogni termici dell'utenza; o CASO 2: pompe di calore basate su un ciclo ad assorbimento acqua geotermica-acqua calda modulare ad assorbimento alimentate da gas naturale per la copertura del 50% della potenza termica di punta dell'utenza; o CASO 3: pompe di calore con ciclo a compressione (acqua geotermica-acqua calda a compressione) alimentate elettricamente per la completa copertura dei fabbisogni termici dell'utenza; o CASO 4: pompe di calore con ciclo a compressione (acqua geotermica-acqua calda a compressione) alimentate elettricamente per la copertura del 50% della potenza termica di punta dell'utenza.

The energy potential of geothermal reservoirs mainly depends on thermal regime, geological structure, and petrophysical properties. However, practical issues have a main importance in the planning, such as the kind of energy utilization, the design of the geothermal doublet, or the vicinity of energy end users. The evaluation approach here described tackles and integrates the different aspects. The approach is tested in the medium-enthalpy geothermal reservoir of Guardia Lombardi (Campania, Italy). The surface area of the entire study region is about 42 km by 28 km. It is characterized by specific surface heat flow of up to 90 mW m-2 and geothermal gradients of about 58 K km-1. The geothermal target is the shallow water Apulian Platform, a fractured and possibly locally karstified carbonate layer, dissected by a number of steep faults. The complex geological structure has been interpreted from several seismic profiles and hydrocarbon exploration wells. A numerical model was set up describing the relevant regional advective and conductive heat transport processes in the reservoir. A set of borehole-temperature data was used for its calibration. As simulator we used the code SHEMAT-Suite. First, we investigate the natural flow and temperature conditions in the entire reservoir. Second, we choose several sub-models, based on temperature and flow rates as well as on social decision parameters such as vicinity to villages or natural reserve restrictions. For these sub-models we assess the rates of energy production and sustainability for various utilization scenarios. Relevant aspects, beside infrastructure and natural reserve restrictions, are: (a) borehole locations and distance between injector and producer; (b) drilling depth vs. estimated temperature; (c) influence of preexisting fracture and fault systems; (d) stimulation.

A region in Southern Italy (Guardia dei Lombardi, Province of Avellino) is being explored as a medium-enthalpy geothermal resource. The chosen area (with overall dimensions of 42 km × 28 km) is characterized by a local heat-flux maximum of 90 mW/m2. Based on seismic profiles and hydrocarbon exploration wells, a three-dimensional geological model has been set up. It shows the upper surface of the Cretaceous Apulia shallow-water carbonate platform as a faulted, thrust-related anticline overlain by dense, partly shale-rich sedimentary layers. In previous work, the basal specific heat flow was calibrated to temperature data from six different wells under the assumption of purely conductive heat transport using the simulation code SHEMAT-Suite. The reservoir is characterized by a natural carbon dioxide emanation along natural faults and fractures. Analogously, it is assumed that water flow occurs primarily through fracture and fault networks. The role of advection on the temperature distribution is studied and a reevaluation of the basal specific heat flow at 6 km depth performed. This inversion is carried out using a deterministic Bayesian approach. Thermal conductivity values for the lithological units and their uncertainties are deduced from laboratory measurements on rock samples together with logging interpretation. Maps of geothermal energy potential are set up at various depths within the reservoir with the overall goal of identifying promising geothermal conditions for future exploitation.

The operative agreement between the Italian Ministry of Economic Development (Directorate General for Nuclear Energy, Renewable Energy, and Energy Efficiency) and the Italian National Research Council (Department of Earth and Environment), signed in 2010, promoted a new project (VIGOR project) to evaluate the geothermal potential and the implementation of innovative use of geothermal resources in the so-called Regions of Convergence (i.e., Campania, Puglia, Calabria, and Sicilia). Within this context, a characterization of medium enthalpy geothermal resources have been carried out in the promising "Guardia dei Lombardi" area, located in the Campania region (Southern Italy, Province of Avellino). Intense subsurface hydrocarbon exploration has been carried out in the area over the last decades (particularly during the 1956-1996 period), providing large quantities of seismic and geochemical data. This exploration activity has demonstrated the presence of a fractured carbonate reservoir, that is constituted by the Cretaceous-Eocene sequence of the Apulian shallow water carbonate platform (e.g., SCROCCA, 2010 and reference therein). Following the Apennine orogenesis, the platform was deformed to shape a buried antiformal stack (NICOLAI & GAMBINI, 2007). In the study area the culmination of the uppermost thrust unit reaches a depth of about -250 m below the sea level (i.e. about 1125 m below the ground level). The reservoir fluids are mainly composed of CO2, which rests above an accumulation of brackish water in the central and upper part of the culmination of the deep carbonatic aquifer (e.g., Monte Forcuso 1 and 2 wells), and saline water along the flank of the buried anticline (e.g., Bonito 1 Dir, Ciccone 1 wells). In previous assessment mainly made by ENEL (1987; 1994), a reservoir fluid has been estimated in the area that reaches temperature of 120°C at the depth of 3000 m below ground level, associated to a heat flow of 90 mW/m2. (DELLA VEDOVA et alii, 2001). These parameters suggest the presence of a medium enthalpy geothermal resource. The presence of thermal waters in the area (Terme di San Teodoro) provides further constrain about the geochemical characteristics of the reservoir water.. Reservoir fluid temperature up to about 124°C were calculated using different geothermometers (DUCHI et alii, 1995). In this study, the overall structural-stratigraphic setting of the reservoir/caprock system has been defined on the basis of the integrated interpretation of a composite dataset of surface and subsurface geological, geophysical and geochemical information. In particular, thanks to the cooperation of ENI Company, we have had access to a wide dataset composed by seismic reflection profiles, well data, logs and cores. A careful assessment of temperature field at depth has been carried out analyzing the well logs through Horner plot construction (RIDER, 1996 and reference therein). Where the data were scarce, the approach proposed by DELLA VEDOVA, et alii (2001) has been applied. On the basis of well tests, cores analysis and mud losses/absorptions, it has been possible to re-estimate the reservoir properties, confirming quite good permeabilities for the fractured carbonate reservoir. One of the main results of this research is the development of an integrated 3D geological model which provides the base for a detailed assessment of the possible geothermal exploitation of the carbonate reservoir. The preliminary results of our analysis suggest that the "Guardia dei Lombardi" site could be indicated as an interesting area for the geothermal medium enthalpy exploitation, although the presence of the CO2 gas cap should be carefully

Studio di fattibilità a Guardia Lombardi: questo studio descrive la valutazione geotermica effettuata nel sito di Guardia Lombardi e la proposta tecnico-economica per lo sviluppo di un progetto impiantistico relativo a risorse geotermiche a media entalpia per la produzione di energia elettrica nel comune di Guardia Lombardi. L'area in esame era già nota da un punto di vista geotermico, poiché mostra un alto flusso di calore individuato dai pozzi per idrocarburi presenti nella regione. La verifica della possibilità di utilizzo della risorsa per la realizzazione dell'impianto e la valutazione della sua realizzabilità, è avvenuta mediante indagini geologiche, idrogeologiche, geochimiche, geofisiche e la realizzazione di una specifica simulazione numerica dinamica dei parametri fisico-chimici del serbatoio, utilizzando i dati forniti dai pozzi per idrocarburi. Questa analisi ha portato alla definizione di una zona potenzialmente utile alla produzione di energia, ubicata in corrispondenza della culminazione strutturale perforata da un pozzo profondo Bonito 1 Dir. sulle quale si è innestato il lavoro di analisi termodinamica, tecnologica ed economica atto a definire la realizzabilità di un sistema di produzione di energia termica, meccanica e quindi elettrica. La simulazione numerica del comportamento del serbatoio geotermico nel settore del pozzo Bonito 1 Dir ha messo in evidenza un potenziale massimo di estrazione sostenibile per almeno 20 anni di 13.5 kg/s, nel caso di pozzo singolo, e di un intervallo di portate comprese tra 10 e 60 kg/s, sostenibili per 25 anni, nel caso di estrazione con reiniezione. Conseguentemente alla scelta del sito di estrazione è stata analizzata la tecnologia più appropriata alla valorizzazione della risorsa geotermica, prendendo in considerazione diverse tecnologie selezionate mediante un'attenta ricerca bibliografica, poste a confronto. Sulla base di considerazioni tecniche, economiche ed ambientali, la scenario preso a riferimento prevede la realizzazione di un doppietto geotermico ovvero di due pozzi profondi per estrazione e reiniezione di fluidi idrotermali.