Eni, i pozzi e gli “inquinanti di successo”

Una volta in Basilicata l’espressione “campi coltivati” faceva pensare a distese di cereali, vigneti, uliveti. Oggi a gas e petrolio. Così si chiamano i giacimenti sfruttati sottoterra. Ma come funzionano?

Per farci un’idea iniziamo dal dato spaziale, come si fa in agricoltura parlando di ettari, qui si fa con i chilometri. Il Campo Val D’Agri ha un’estensione di 660,15 km2 dice Eni in uno studio del 2013. Dice pure che il “serbatoio è un carbonato fratturato con porosità primaria molto bassa e la produzione è prevalentemente legata alle porosità secondarie (fratture e carsismo)”. La prima fase di produzione iniziò nel 1993, e già il greggio prodotto depositava asfalteni nei tubi, nelle sezioni a foro aperto, in pratica su zone di nuda terra perforata, e sui rivestimenti dei tubi. Il fenomeno divenne così intenso da coinvolgere le fratture del giacimento, causando un “declino prematuro della produzione”. Per un’adeguata gestione la rimozione di danni alla formazione divenne da subito la priorità. Così è cominciata l’estrazione del petrolio, definendo la prima cosa da fare, più che evitare danni sottoterra, era di rimuoverli a fini produttivi.

Questioni di sicurezza. Che fare allora? Nel 2012, dopo varie peripezie dal ‘93, provano a risolvere il problema implementando l’Integrated Surveillance System Val d’Agri (ISS), grazie al quale si accede velocemente a vari database contenenti: produzione del Campo e portate assegnate a ciascun pozzo (olio, gas, acqua); dati in tempo reale su pressione e temperatura di testa pozzo tubi e linea di flusso, e portata di petrolio, gas e acqua; pressione e temperatura di fondo pozzo; risultati del campionamento dei fluidi (densità, flusso di produzione) alla testa pozzo e alla linea di flusso effettuato dalla società di servizi; rapporti di pozzo del personale (petrolio, gas e portata al separatore); dati di pressione statica; portata dei prodotti chimici iniettati. Sistema, scrivono nel paragrafo dedicato alla “esperienza nel Campo Val d’Agri”, utilizzato per monitorare le prestazioni dei pozzi, dando seguito a interventi come iniezione di solventi, eliminazione dell’acqua in eccesso, e stimolazione acida, e alla memorizzazione degli eventi rilevanti. Ogni giorno il sistema calcola i valori di allarme per ogni parametro di ogni singolo pozzo, e invia un report a un Reservoir Team.

La realtà sicurezza a parte. Una sicurezza elevatissima quindi, che non spiega come mai, con tutta questa sorveglianza, il 26 giugno 2024, l’incidente nell’area Cerro Falcone 5-8 (CF5-8), vede intervenire solo il 19 luglio l’Ente pubblico che si occupa della protezione ambientale lucana (Arpab). L’Ente non ha evidentemente accesso all’ISS. Sarebbe interessante capire gli incidenti rilevati dall’ISS da quando è operativo e confrontarli con quelli Arpab. I report inviati ci fanno entrare nel vivo di ciò che accade.

La riduzione delle prestazioni del pozzo VA-1, scrivono usando nomi fittizi di pozzi, rilevata sul pannello allarmi dalla variazione di pressione, ha fatto partire il 5 ottobre 2012 un lavoro con solvente al fine di ripristinare il pozzo. Un secondo esempio è il caso di malfunzionamento dell’ESP (pompa elettrica sommergibile) sul pozzo VA-2, problema serio visto che dipende da quelle che chiamano “circostanze incontrollabili”, i blackout elettrici che si presentano “molto spesso durante la cattiva stagione, da settembre a giugno”, e il sistema impiega 24/48 ore per stabilizzarsi, con “un impatto sulle prestazioni del pozzo e sull’integrità della pompa”.

Allora nel campo Val D’Agri c’era una sola ESP, ma era prevista l’installazione di altre per supportare la produzione, in un contesto, scrivono, in cui “l’impatto dei problemi dovuti alla natura e allo sfruttamento del Campo (abbassamento della pressione, water cut ossia l’ammontare di acqua da eliminare, deposizioni di asfalteni) aumentavano di giorno in giorno”. Motivi per cui l’ISS aggiorna quotidianamente un database in cui sono raccolti dati dell’ESP e andamento.

Cosa si inietta sottoterra? L’ISS ha anche un database di prodotti chimici iniettati, che fornisce informazioni su tipo portata e pressione di iniezione. Sono sempre i report a darci un’idea della realtà. Il primo è un’analisi per monitorare la presenza di emulsioni ad alta viscosità che avrebbero potuto ostacolare la produzione a causa del riavvio ritardato dell’ESP. In questo caso la soluzione è stata iniettare un nuovo prodotto chimico con proprietà disemulsionante che ha ritardato l’instabilità. In genere, spiega un sito di settore , si tratta di una miscela di due o quattro diverse sostanze chimiche in solventi vettori come xilene, nafta aromatica pesante (HAN), isopropanolo, metanolo, gasolio.

In un altro studio dicono che per tali problemi selezionarono un nuovo solvente aromatico mischiato ad altri additivi per aumentare il potere di liquefare detriti e accumuli asfaltenici composto dal 66% di tensioattivi a base d’acqua, e il 34% di xilene conosciuto per i danni a sistema nervoso centrale, fegato, reni. E c’è poi l’esempio del pozzo VA-4, dove sono state testati vari prodotti chimici antiasfaltenici per trovare il migliore.

Quantità industriali di prodotti chimici. Nel pozzo VA-4 in soli 10 mesi iniettarono 5 o 6 litri al giorno (l/g) di un inibitore di corrosione, dalla cui sigla si risale a un prodotto Baker Hughes che con Eni collabora, nella cui composizione vi sono due sostanze con tossicità acuta, il glicole etilenico la cui ingestione comporta depressione del sistema nervoso e lesione di reni e fegato, e composti di ammonio quaternario nocivi se ingeriti e molto tossici per ambienti acquatici (alcuni menzionano anche danno al feto).

E ancora 2 l/g per 6 mesi e circa 130 l/g per altri 4 mesi di un inibitore di paraffina, si tratta di oli sintetici, la Baker ne ha prodotto uno con sigla simile la cui scheda dice che “non è un solvente da utilizzare tramite trattamento discontinuo per deparaffinare pozzi, ma va iniettato in modo continuo” (come sia fatto questo solvente dovrebbero spiegarlo). E poi da 250 a 400 l/g di un altro inibitore di paraffina con una sigla che solo il produttore può identificare (alcuni di questi prodotti con seri impatti). Stando a riviste di settore la miscela preferita di tali inibitori prevede sostanze ad alta viscosità e a bassa viscosità come un naftalene alchilato. Infine l’uso di Waste Cooking Oil non quantificati (quali?). Il tutto mischiato a 7 operazioni con solvente, di cui 4 definite “bullheading solvent pumping”, quando si iniettano fluidi a pressione superiore a quella di rottura di fratturazione. Stando a un brevetto della Shlumbergher, che con Eni collabora, sono solventi organici che comprendono anche nafta aromatica, terpeni, cherosene e una combinazione degli stessi, o nafta aromatica pesante, cicloesanone, N-2-metilpirrolidone, N-etil-2-pirrolidone e una combinazione degli stessi. Sostanze che hanno effetti su esseri e ambienti. Con un po’ di sforzo si possono immaginare i quantitativi introdotti in 10 mesi.

Eventi di interesse. L’ISS segue il funzionamento dei pozzi nel tempo. Ad esempio, nell’ottobre 2012 dicono che è stato eseguito con successo un lavoro di “stimolazione acida sul pozzo VA-5”. Durante questa operazione, l’ingegnere del giacimento ha potuto accedere a dati e annotazioni degli eventi verificatisi. Eventi di interesse che raccontano come, prima di iniettare acido, fu eseguito un Water Shut Off, in pratica avevano dovuto fermare l’acqua in eccesso inserendo un tappo per isolare la zona di fondo pozzo che presentava il problema. Veniamo così a sapere che le prestazioni non furono però soddisfacenti poiché in questa condizione il pozzo produceva meno petrolio e più acqua rispetto alla condizione senza tappo. Per migliorare nuovamente le prestazioni del pozzo si decise allora di rimuovere il tappo con la stimolazione acida. Questo bucare tappare e stappare iniettando prodotti chimici per la produzione è considerato “lavoro di successo”, perché dopo questa operazione si registrò un incremento di petrolio. Ad ogni modo né nell’elenco pozzi storici, né in quello aggiornato al 2024 dell’Ufficio nazionale minerario per gli idrocarburi e le georisorse, è possibile sapere quali siano i pozzi VA-1, 2,3,4,5. Li incontreremo probabilmente con altri nomi in questa storia di moderni campi coltivati.