Lo stoccaggio dell’idrogeno nelle caverne di sale potrebbe aiutare a risolvere una sfida con l’aumento della produzione

Secondo il ricercatore, adattare una pratica già utilizzata con il gas naturale potrebbe essere più sicuro e sostenibile rispetto all’utilizzo di serbatoi su piccola scala.

25 aprile 2023 Di Geoff McMaster

Hassan Dehghanpour (a sinistra) e il suo team stanno esplorando la possibilità di immagazzinare migliaia di tonnellate di idrogeno in caverne saline sotterranee per soddisfare la necessità di maggiore capacità di stoccaggio man mano che la produzione di idrogeno aumenta in Alberta. (Foto: fornita)

Per aumentare la produzione di idrogeno – uno degli obiettivi principali della Hydrogen Road Map dell’Alberta – la provincia avrà bisogno di un luogo in cui immagazzinare grandi quantità di carburante.

Il ricercatore di ingegneria petrolifera Hassan Dehghanpour afferma che potrebbe avere una soluzione: enormi caverne saline sotterranee, ciascuna in grado di contenere più di 2.000 tonnellate di gas compresso.

Dehghanpour e il suo team hanno ricevuto 500.000 dollari dall'Hydrogen Center of Excellence di Alberta Innovates per esplorare la possibilità, con almeno altri 500.000 dollari da partner industriali, dal Natural Sciences and Engineering Research Council e dal Mitacs Accelerate Grants Program.

“Per quanto ne so, saremo il primo laboratorio in Canada a testare le rocce saline per lo stoccaggio dell’idrogeno”, afferma Dehghanpour. Se tutto andrà bene in laboratorio, le prove sul campo inizieranno tra un paio d’anni, aggiunge, e le caverne di stoccaggio entreranno in funzione tra circa cinque anni.

Secondo la Hydrogen Roadmap, si stima che il mercato mondiale dell’idrogeno varrà più di 2,5 trilioni di dollari all’anno entro il 2050, soprattutto in Nord America, nella regione dell’Asia del Pacifico e in Europa.

L’Alberta mira a diventare una delle principali fonti di carburante per i mercati locali e altre parti del mondo desiderose di decarbonizzarsi, riducendo al tempo stesso la propria impronta di carbonio. La provincia è già il più grande produttore di idrogeno del Canada, dato che viene utilizzato da decenni per trasformare il bitume in petrolio greggio sintetico.

Negli ultimi 50 anni, più di 100 caverne saline in Alberta sono già state utilizzate per immagazzinare gas naturale e altri idrocarburi, ma l’idrogeno presenta sfide uniche, afferma Dehghanpour. Le sue molecole sono più piccole – il più piccolo di tutti gli elementi – rendendolo potenzialmente più capace di penetrare le pareti delle caverne, e il gas è più esplosivo.

Dopo aver trascorso anni nel settore della fratturazione idraulica, Dehghanpour afferma che lui e i suoi partner industriali sono fiduciosi che le caverne di gas naturale possano essere riconvertite per l’idrogeno. Con la transizione alla produzione di idrogeno su larga scala, una capacità di stoccaggio sufficiente sarà fondamentale per proteggersi dalle fluttuazioni della domanda e dell’offerta.

“Se in futuro convertiremo l’elettricità verde dall’energia eolica e solare all’idrogeno, probabilmente non avremo bisogno di così tanto per il riscaldamento residenziale durante l’estate: l’eccesso dovrà andare da qualche parte”.

La prima sfida è determinare la giusta dimensione, forma e profondità per le caverne ottimali, alcune delle quali sono profonde fino a due chilometri, fino a 60 metri di diametro e fino a 80 metri di altezza. Tutto ciò influisce sullo stress e sulla pressione dei pori della roccia circostante.

"Dobbiamo assicurarci che l'idrogeno non fuoriesca attraverso le pareti della caverna, dove potrebbe reagire con la salamoia e altri minerali", afferma Dehghanpour, causando potenzialmente contaminazione.

Il suo team inizierà testando campioni di carotaggio nel suo laboratorio dove simuleranno condizioni simili a quelle di una caverna di sale.

“Dobbiamo conoscere i problemi e poi trovare le soluzioni. Ad esempio, se conosciamo il tasso di perdita nella roccia, possiamo controllare la pressione di iniezione e il tasso di prelievo per minimizzarlo”.

Dehghanpour lavorerà a stretto contatto con i partner industriali Keyera e Cenovus Energy, e con Sanjel, un'azienda di cementazione di pozzi petroliferi che utilizza additivi per una tenuta più stretta attorno al pozzo della caverna - "una parte critica del progetto", afferma. I partner forniranno finanziamenti diretti e in natura per il progetto, compresi dati, carotaggi e accesso alle caverne esistenti.

Dehghanpour stima che il costo iniziale di ciascuna caverna di sale sia di circa 20 milioni di dollari, con costi minimi una volta operativi.