Un laboratorio chiamato Adriatico

Il caso della piattaforma “Giovanna”, nella provincia di Teramo, dove Eni-Agip ha operato negli anni 90. Come estrarre gas “fratturando” il fondo servendosi di acqua marina. Volumi triplicati, costi ridotti. Anche grazie a concessioni convenienti.

Fino al 1992 nel mio pezzo di mare, abbastanza lontano dalla costa, pescare era una bellezza. Ma quando è arrivata Giovanna ho smesso, perché l’acqua non era più la stessa”. Con queste parole Aldino ricorda il suo passato da pescatore. Tossisce, si ferma un attimo, appoggia la cornetta sul tavolo, si allontana, e poi ritornando al telefono dice che “il mare di fronte al tratto di costa tra Montesilvano e Marina di Silvi e Giulianova pure oggi non è lo stesso. A me non piace più”.

Siamo nel medio Adriatico, in Abruzzo, nella provincia di Teramo dove le numerose piattaforme di gas -monotubolari, bitubolari e reticolari- hanno cambiato le abitudini dei pescatori. Anche se fino al 2002 (anno in cui è entrata in vigore un’ordinanza della Capitaneria di Porto di Pescara, ndr) pescare in prossimità delle piattaforme metanifere era quasi una regola fissa. Una di queste è la piattaforma “Giovanna” (in foto), realizzata nel 1992, e localizzata a poco più di 23 miglia dalla costa. A 37, 38 chilometri dalla terraferma. Il giacimento di gas “Giovanna” fu scoperto da Agip e Deutsche Shell nel 1988, dopo 6 anni dalla messa in produzione del giacimento “Emma”, con omonima piattaforma. Entrambe si trovano all’interno della concessione di coltivazione “B.C 10.AS”, conferita il 16 dicembre 1980 e per la quale alle due compagnie fu addebitato un canone annuo di 867.400 lire. 40 lire per ettaro. Nel 1993 la Edison Gas subentra alla Shell, nel 1998 l’Eni prende il posto dell’Agip e nel 2010 l’Adriatica idrocarburi spa rileva le quote di Eni, affiancandosi alla Edison. Secondo gli ultimi dati forniti dal ministero dello Sviluppo economico negli ultimi dieci anni la produzione media è stata di quasi 255 milioni di metri cubi di gas ed i pozzi produttivi sono 12, anche se ne sono stati perforati almeno una quarantina.

Il signor Aldino pur affermando che “l’acqua non era più la stessa”, non poteva sapere che il giacimento “Giovanna” -oltre a cambiare presumibilmente il suo destino di pescatore- è stato oggetto di una particolare sperimentazione di fratturazione idraulica (chiamata fracking). A darne notizia un articolo scientifico pubblicato il 17 luglio 2000 su Oil&Gas Journal, dal titolo “Seawater streamlines polymer-free fracturing” (L’acqua marina accelera la fratturazione senza polimero). Lo studio si è focalizzato in un periodo che va dal 1994 al 1999 ed ha interessato la riperforazione dei pozzi 6, 12 e 20. Il primo tuttora produttivo. Il secondo ed il terzo produttivi ma non più eroganti.

Un nuovo fluido, basato sull’acqua marina e senza polimeri, ha migliorato l’efficienza operativa di 23 banchi di frattura nell’area Giovanna di Eni Agip, fuori dall’Italia nel Mare Adriatico. I trattamenti facevano parte di un pozzo a tre vie, programma di riprocessamento multizonale, che richiedeva una stimolazione con frattura di grandi dimensioni. Per Eni-Agip, questi costituivano i primi trattamenti riusciti che includevano acqua marina come fluido base per il sistema ClearFrac di Schlumberger, un fluido di frattura senza polimeri, viscoelastico tensioattivo (VES)”. Si apre così il documento. In sostanza, l’acqua marina “è stata usata come fluido base per ridurre i costi di frattura in mare aperto in diverse parti del mondo, ma i risultati del trattamento sono stati confusi” […] “Le recenti operazioni di frattura nel Mare Adriatico hanno dimostrato che l’acqua marina è una base efficace” […] “L’acqua marina riduceva anche i costi incrementando l’efficienza operativa e preservando i tempi della piattaforma e del processo”. In pratica, prima di accertare con successo le operazioni di ingegneria mineraria e geologica applicata all’industria estrattiva, le estrazioni di gas a mezzo fatturazione idraulica venivano operate utilizzando un fluido di polimeri HEC (idrossietilcellulosa). Invece, in questo caso i tecnici di Eni-Agip -operanti sui pozzi dell’area Giovanna- hanno sperimentato un fluido viscoelastico tensioattivo, appunto il VES. Attraverso le analisi chimiche hanno stabilito che questo tipo di fluido era più funzionale rispetto all’HEC, perché riusciva ad agire senza polimeri e, cosa non meno secondaria, a utilizzare esclusivamente acqua marina. Con questa sperimentazione di fratturazione idraulica si è reso possibile il riprocessamento di pozzi ritenuti esauriti o a scarso rendimento, estraendone il più possibile il contenuto di idrocarburi (in questo caso gas), triplicazione dei volumi di materiale estratto e decisa contrazione del volume dei costi e dei tempi morti di produzione. Ed è proprio il caso dell’area “Giovanna”, caratterizzata da strati di scisto e contenente “formazioni più sporche e con minor permeabilità con contenuto di argilla elevato fino al 50%”. Una sperimentazione riuscita, tanto da essere ripetuta qualche anno più tardi, in più a nord, nel mare di fronte le coste di Falconara marittima, nel giacimento “Barbara”. Un campo off-shore di sfruttamento del gas enorme, nel quale sono stati perforati dagli anni Settanta ad oggi oltre 100 pozzi, gran parte direzionali, ed installate ben 11 piattaforme. Alcuni degli autori dell’articolo, dopo un passato in Eni, oggi lavorano presso l’Halliburton, la prima azienda ad usare commercialmente questa tecnica di stimolazione dei giacimenti.

Non è, comunque, la prima volta che il mar Adriatico è trasformato in banco di prova. Ad esempio -più a Sud rispetto alla piattaforma Giovanna- di fronte le coste di Vasto, nella concessione ad olio “Rospo Mare”, la Elf Italiana perforò uno dei primi pozzi orizzontali in Europa, il “Rospo Mare 6 dir”. Era il 1982 e la storia è raccontata in uno stralcio di documento della stessa azienda.

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