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Il futuro delle pipelines off-shore - Giuseppe Mureddu -

Il Mediterraneo accoglie già da tempo applicazioni tecnologiche d'avanguardia nella realizzazione e nell'esercizio di linee di TRASMISSIONE di GAS NATURALE a grande distanza, prima tra queste, il sistema TransMed (tre linee da ND 20" e due da ND 26"), realizzato trent'anni or sono.

Tra i gasdotti sottomarini in via di realizzazione o di progettazione, si può citare il collegamento della Libia alla Sicilia, la cui installazione ha avuto inizio nel 2003, la linea Algeria-Spagna il cui progetto è in corso di ultimazione e, infine, il gasdotto Galsi di collegamento tra Algeria e Sardegna.

Nella realizzazione del TransMed, l'apporto delle nuove tecnologie fu fondamentale per superare tutte le difficoltà della posa in opera, a più di 600 metri di profondità e sui fondali irregolari e accidentati del Canale di Sicilia, le precedenti esperienze essendo quelle del Golfo del Messico e del Golfo Persico su fondali piatti e bassi battenti d'acqua.

Oggi come allora, l'elemento di criticità che condiziona la valorizzazione delle risorse di GAS NATURALE sta nella distanza tra le aree di produzione e i mercati. Le tecnologie di TRASMISSIONE del gas a grande distanza non si sono esercitate soltanto sul trasporto in condotta, ma si sono ampiamente diversificate in funzione dell'obiettivo, aprendo nuove modalità di trasporto in alternativa.

A partire dagli ulti anni '90, la maturità commerciale delle diverse tecnologie commerciali GNL (GAS NATURALE liquefatto), GTL (gas to liquids), GPL (gas di petrolio liquefatto), GNC (GAS NATURALE compresso) si applica correntemente alle diverse scale del trasporto (flusso volumetrico e distanza), aprendo in particolare l'accesso ad ingenti insediamenti di RISERVE di gas in aree remote e di difficile accesso e, in generale, fornendo un ventaglio di soluzioni tecnico-economiche al collegamento con i mercati a grande e media distanza.

Se si guarda, in particolare, alle pipelines sottomarine si può osservare che il risultato più visibile dello sviluppo tecnologico è stato il conseguimento sia della capacità di realizzare in acque sempre più profonde la TRASMISSIONE di consistenti portate di idrocarburi (dell'ordine di grandezza di milioni di b/g di olio o di miliardi di Smc/anno di gas), anche in considerazione della ridotta vulnerabilità delle pipelines alla instabilità politica delle aree attraversate, sia della capacità di monitoraggio, intervento per manutenzione e riparazioni con mezzi comandati a distanza e pienamente affidabili.

È bene mettere in evidenza che le tecnologie soccorrono all'ingegneria del progetto anche sotto l'aspetto della capacità di previsione del comportamento del gasdotto, in relazione sia alle caratteristiche del piano di posa che a quelle di resistenza meccanica dei materiali, alla specificità delle operazioni di installazione e di servizio, alle configurazioni di flusso del gas in condotta in presenza di alte pressioni e su lunghe tratte, in condizioni di esercizio a regime e in condizioni di emergenza.

I fattori di rischio da tenere sotto controllo su tutto il tracciato della pipeline e, quindi, per centinaia di chilometri, sono innumerevoli e spaziano su una vastissima area di interessi multidisciplinari:

  • contesto geologico e caratteristiche sismiche dell'area; caratteristiche geomeccaniche e morfologiche dei fondali, interventi di miglioramento della stabilità del letto di posa e delle sue irregolarità; moto ondoso, presenza di correnti, aggressività chimica delle acque, regime di basse temperature alle alte profondità che possono portare alla formazione di idrati;
  • la selezione e il controllo dei materiali (procedure e tecnologia di saldature in campo, procedure di installazione); prevenzione e controllo di tutti gli eventi accidentali che possono interferire con le operazioni di cantiere.

In particolare, il processo termo-meccanico di produzione di acciaio a raffreddamento controllato (controlled accelerated cooling process, TMCP), che conferisce più alta tenacità, migliore resistenza meccanica e buona saldabilità, consente da qualche decennio la costruzione di condotte ad alto grado di resistenza (high strenght steels) del tipo X70, X80 fino ad X100, che presentano un rapporto Y/T, tra il carico di snervamento Y (yeld stress ) e il carico a rottura T, sempre più alto, fino a 0,90-0,95 (corrispondenti rispettivamente agli acciai X80-X100).

Le ricerche più avanzate in corso analizzano le implicazioni di un alto rapporto Y/T, come parametro di riferimento nella lettura delle curve di resistenza e del carico di snervamento per la definizione dello spessore minimo da assegnare al tubo in relazione alle sollecitazioni derivanti da alte pressioni esterne e interne.

L'80% dei progetti in corso tra il 2002 e il 2003 riguarda lo sviluppo di linee di trasporto in acque profonde fino a 3.000 metri e più, un versante della progettazione in cui è massimamente concentrato l'impatto delle attività di R&S indirizzate alla soluzione dei problemi relativi alle lunghe condotte di grande diametro, ad alta pressione e su fondali marini problematici.

Tra le opere realizzate, un esempio rappresentativo della evoluzione tecnologica in corso è il progetto Blue Stream, il gasdotto tra le sponde russa e turca del Mar Nero (390 Km di lunghezza, completato nel 2002), di cui sono operatori Gazprom ed ENI, quest'ultima attraverso SNAM.

I fondali molto ripidi della piattaforma continentale raggiungono rapidamente la profondità di 2.150 metri del piano abissale del Mar Nero, interessato da attività sismica e da forti correnti, oltre che da copiose emissioni di IDROGENO solforato (H2S, altamente corrosivo).

In ragione delle condizioni ambientali estremamente severe e dei vincoli di progetto, in ragione dei quali alla sezione delle due condotte è stato assegnato un diametro di 24" (un grande diametro, in relazione alla pressione esterna data dall'alto battente d'acqua), è stato adottato un tubo API 5L-X65 di 31,8 mm di spessore, con particolari caratteristiche di resistenza sia in ambiente acido che alle particolari sollecitazioni meccaniche a regime e durante l'assemblaggio e l'installazione della condotta (posa con tecnologia 'J' lay ).

Altro recente progetto è il gasdotto Algeria-Italia (Galsi), via Sardegna, che presenta molte analogie con il Blue Stream, specie sotto l'aspetto delle tecnologie. Sono previste due linee, entrambe eseguite in acciaio X70 con un diametro esterno di 24'' (624,3 mm), che approdano con un percorso di oltre 300 km nei pressi di Cagliari, partendo da due diverse località sulla costa algerina (Hannaba e Skidda).

Le due condotte percorrono due lunghe tratte a profondità fino a a 2.500 e 2.750 metri, rispettivamente. È previsto che il gasdotto sarà operativo nel 2008, con una portata di 8 miliardi Smc/anno.

Sia nel caso del Blue Stream che del Galsi , e, in generale, in tutti i casi citati sono innumerevoli i fattori di rischio da tenere sotto controllo lungo tutta l'estensione del tracciato, per centinaia di chilometri quindi, classificabili nelle specializzazioni disciplinari le più diverse, che vanno:

  • dal contesto geologico e dai caratteri sismici dell'area alla configurazione geomeccanico/morfologica dei fondali, che richiedono interventi specifici per migliorare la stabilità del letto di posa della condotta e le sue irregolarità;
  • dal moto ondoso, alle correnti, alla aggressività chimica delle acque ed alle basse temperature che si riscontrano ad alta profondità;
  • dalla selezione e dal controllo dei materiali (procedure di saldatura e di installazione) alla prevenzione ed al controllo di eventi accidentali che possono interferire con le operazioni diposa, etc.

In queste circostanze è dalla tecnologia avanzata che l'ingegneria del progetto trae i suoi strumenti e le modalità di progettazione e di costruzione; tra questi:

  • la capacità di previsione del comportamento meccanico della pipeline nel suo insieme, in relazione alle caratteristiche di resistenza meccanica dei materiali ed al profilo del piano di posa, oltre che a tutte le possibili sollecitazioni da prevedere nel corso del varo della condotta e della sua posa;
  • le configurazioni di flusso (flow patterns ) del GAS NATURALE per lunghe tratte lungo la progressiva della condotta ad alta pressione, sia in normali condizioni operative che in condizioni di emergenza.

La capacità di previsione e di governo del regime fluido-dinamico della CORRENTE può arrivare a presentare difficoltà insormontabili, specie se il fondale di posa è particolarmente irregolare, con successioni di rampe in ripida salita e versanti in ripida discesa.

È quest'ultimo il caso reale dei profili del TransMed e del Green Stream, in cui si è dovuto affrontare assai severi problemi di progettazione e posa in opera e, successivamente, di gestione del BILANCIO ENERGETICO ma, trattandosi nella fattispecie di gasdotti, le difficoltà sono state superate e le linee sono in piena operatività.

È comprensibile, pertanto, che nel settore del trasporto del greggio a grande distanza, l'alternativa della spedizione via mare sia finora risultata vincente, al punto che i soli esempi di oleodotti sottomarini realizzati su distanze significative e su fondali problematici si riscontrano soltanto nel Mare del Nord, su attraversamenti che presentano risalite, peraltro regolari, tra profondità inferiori a 100 metri (bacino Ekofisk ) e il terminale sulla costa inglese.

Tutto ciò non ha però impedito che negli ultimi dieci anni che le operazioni di produzione di greggio off-shore, in atto in tutte le parti del mondo, continuassero a esercitare una forte pressione sull'ingegneria dell'off-shore per ottenere una risposta alle esigenze della TRASMISSIONE del greggio via pipeline, sia pure di breve sviluppo, limitato ai pochi chilometri di collegamento con le stazioni in terraferma, e di piccolo diametro.

È un mercato in espansione la cui vitalità si dispiega con continuità di realizzazioni anche nei mari profondi dell'Africa ocidentale, del Brasile, del Golfo del Messico ed altre regioni, in cui allo sviluppo dei giacimenti off-shore concorre in modo essenziale la costruzione di infrastrutture sottomarine fino ad oltre i 1.500 metri, con la previsione di lavorare correntemente a 3.000 metri nei prossimi venti anni.

Le 'capacità' dell'ingegneria, genericamente prima citate, si applicano ad una larga varietà di competenze:

  • l'ottimizzazione dei bilanci di energia, in relazione al profilo della condotta, ai diametri selezionati, alla distanza da coprire, alle portate assegnate;
  • l'analisi ambientale, dal profilo dettagliato dei fondali alle singolarità morfologiche da attraversare, dalla stabilità dei versanti alle caratteristiche delle correnti in prossimità del fondo;
  • dal progetto strutturale alla scelta dei materiali, dal trasporto del materiale di cantiere ai servizi di ingegneria richiesti dalle lavorazioni sui componenti della linea, dalle operazioni di posa alla protezione ambientale;
  • dalla valutazione dei tempi di installazione, che riguarda principalmente la capacità di seguire il tracciato di progetto ed il profilo ad esso associato ai provvedimenti atti a garantire l'integrità della condotta durante le operazioni di varo e di posa in opera, in condizioni di alte sollecitazioni meccaniche (gravità, moto ondoso, etc) e di pressione e, talvolta, su fondali molto irregolari;
  • definizione delle condizioni di flusso a regime che, sulla base dei profili teorici di temperatura e pressione previsti, consentano di verificare l'attitudine strutturale della condotta a sostenere le sollecitazioni connesse all'esercizio del trasporto e quelle di origine ambientale, combinate con le prime;
  • dalla predisposizione di un sistema di monitoraggio e controllo del processo di trasporto alla pianificazione ottimale delle procedure e dei dispositivi attrezzati per le operazioni di ispezione ordinaria, di manutenzione e di riparazione.

In merito a questa lunga enunciazione di capacità professionali, si può fondatamente affermare, sulla base delle costruzioni già realizzate o avviate, che il livello meramente concettuale dell'approccio ai problemi di progettazione e di costruzione di pipelines in condizioni estreme di profondità e pressione viene continuamente superato dall'ingegneria offshore, che è oggi in grado di presentare soluzioni tecniche a livello commerciale per molti dei problemi che caratterizzano il tema in argomento.

Nel caso particolare del greggio, al di là degli oneri derivanti da specifici trattamenti e provvedimenti anti-corrosione, il trasporto a grande distanza è condizionato, in una misura che non si pone nel caso del gas, dal vincolo del BILANCIO ENERGETICO che impone l'installazione di più stazioni di pompaggio intermedie e, di conseguenza, investimenti aggiuntivi in impianti fissi che ampliano i costi e riducono la competitività di tale modalità di trasporto rispetto al tradizionale trasporto per tanker.

Il problema relativo alla fornitura, attraverso le pompe, di energia meccanica alla CORRENTE di greggio in pressione si pone sotto un duplice aspetto di complessità tecnica:

a) la TRASMISSIONE dell'energia elettrica alle stazioni di pompaggio, poste su fondali anche a grandi profondità e ad intervalli regolari, con una FREQUENZA che è naturalmente legata alle caratteristiche del tracciato ed al suo profilo altimetrico;

b) il governo delle condizioni di flusso all'interno della condotta, lungo centinaia di chilometri a regime e in transitorio, in relazione non soltanto agli aspetti fluido dinamici, ma anche a quelli termodinamici (pressione, temperatura, flusso multifase, etc).

Quanto alla prima categoria di difficoltà, l'energia elettrica necessaria all'esercizio delle pompe sommerse può essere trasmessa via cavo all'interno di linee di piccolo diametro associate alla condotta.

Alla seconda esigenza, che si traduce nella capacità di effettuare e trasmettere misure di varia natura all'interno della CORRENTE in pressione, soccorrono le apparecchiature prodotte da una tecnologia matura sotto tutti gli aspetti (elettronica, scienza dei materiali, telecomunicazioni, etc) che governano l'emissione, la detezione ed il processamento di segnali di varia natura e FREQUENZA, da quelli elettrici a quelli acustici, agli ultrasuoni, alle onde radio, etc, e che, complessivamente, rientrano nel dominio delle telecomunicazioni.

L'innovazione che sta alla base delle possibili soluzioni relative al monitoraggio delle pipelines a grande profondità ha trovato una sua linea evolutiva nelle reti in fibra ottica, che stanno rapidamente avvolgendo tutto il pianeta al servizio di collegamenti di varia utilizzazione.

Tratto dal Libro: "Traffico Petrolifero e Sostenibilità Ambientale".
Co-Autore Prof. Ugo Bilardo