L’importanza dell’acqua per i petrolieri

E siamo arrivati al terzo capitolo della lunga inchiesta di Andrea Spartaco sul petrolio in Val d’Agri. In questo approfondimento il rapporto tra produzione dei pozzi  e il  consumo di acqua.

“Sostenere la massima produzione del pozzo”

L’acqua tanto importante in Basilicata, nella gestione dei pozzi è un problema, e gli acidi usati per necessità capita che ne facciano arrivare così tanta da uccidere i pozzi stessi, come abbiamo visto per VA-5 . Nel 2008 scrissero che a seguito di un trattamento per rimuovere l’asfaltene, un pozzo (non si specifica quale), cominciò a incamerare acqua al punto da interrompere il flusso di petrolio. Tale pozzo comprendeva sottoterra un foro orizzontale di 938metri perforato attraverso una zona ampiamente fratturata, ma nonostante il lungo buco orizzontale il flusso di petrolio proveniva da soli 45m di sezione vicino al fondo. La maggior parte del buco orizzontale non era interconnesso al sistema di fratture naturali. Situazione, specificarono, confermata anche dalle perdite di fango durante la perforazione. Scrissero pure che “èpratica comune registrare perdite di fango”. Si riporta che prima di questo intervento il pozzo era stato stimolato con solvente nel tentativo di migliorare la produzione in declino per l’accumulo di asfaltene. Il trattamento consistito nell’utilizzo di un solvente a base di idrocarburi, e di numerose operazioni con azoto, non ristabilì la produzione continua. “Era evidente – si scriveva – che il solvente utilizzato durante il trattamento di stimolazione aveva ripulito il sistema di fratture e in tal modo guidato il flusso d’acqua nel pozzo, uccidendo il pozzo stesso”. Simulazioni e dati geologici indicavano una falda acquifera naturale ad alta pressione circa 300m sotto la zona petrolifera, che attraverso le fratture trasportava l’acqua al petrolio circostante. E con tutti questi dati ipotizzarono una causa: “a seguito dell’elevato ritmo di produzione nei 12 mesi precedenti, cioè nello sforzo di sostenere la massima produzione del pozzo”.

Fermare l’acqua

Per mantenere al massimo la produzione si decise di tappare le fratture che trasportavano l’acqua senza l’uso di macchinari e relative sollecitazioni, ma usando Cemento Oleoso Microfine (MOC), composto da cemento microfine ossia scorie d’altoforno granulate (le cui proprietà chimiche sono silice, ossido di alluminio, ossido ferrico, ossido di calcio, ossido di magnesio, anidride solforica, e nitrato di sodio), un fluido a base di idrocarburi (diesel, cherosene, ecc.), e un tensioattivo bagnante sconosciuto. La sua caratteristica è una maggior idratazione e una temperatura limite che può essere aumentata miscelandolo con un fluido a base di olio. È “ideale” iniettarlo tramite Coiler Tubing  (CT, un tubo avvolto su una bobina, srotolato e  raddrizzato prima di essere spinto in un pozzo) perché può essere isolato facilmente da fonti d’acqua, e si possono inserire ugelli per vari scopi. Con CT pomparono 1,4 barili al minuto (198 litri) di solvente per lavare il foro. Poi ritirarono il CT e pomparono solvente e tensioattivo bagnante affinché tutti i fluidi del pozzo fossero eliminati e rimanessero solo fluidi a base di idrocarburi. Poi il MOC per tappare, infine l’azoto. Il pozzo fu rimesso in produzione con un flusso continuo dopo sette operazioni con l’azoto in due giorni. Interventi con l’uso di CT (e tutto il resto) nel campo Val d’Agri, riportano, sono molto diffusi per via di pozzi che producono acqua in eccesso.

CF5: il pozzo dei record

Quindi per sfruttare petrolio si aprono fratture con acidi, e si richiudono perché dalle stesse entra pure acqua. Si usano solventi per ripulire e si fa un uso massiccio di azoto. Dopo l’incidente a CF2 e CF5-6 potrebbe essere accaduto qualcosa del genere? E ciò ha avuto o ha un impatto su falde e sorgenti? Può esserci d’aiuto un altro studio presentato alla Offshore Mediterranean Conferenze (OMC) nel 2005 questa volta ci raccontano CF5-6. Ci dice anzitutto che la storia di CF5 parte da un primato. È il primo caso, tra febbraio e marzo 2004, di applicazione di Lean Profile (LP, tipo di tubi e attrezzature che aumentano il tasso di recupero di petrolio/gas), a un pozzo con una deviazione orizzontale. Un altro studio ENI ci dice invece che il LP è stato applicato dal 1997 utilizzando la Val D’Agri come Campo test, partendo da pozzi verticali fino a pozzi deviati e orizzontali. CF5 è stato perforato oltre i 6000m, uscendo orizzontalmente a 3420m per raggiungere i 6088m con una deviazione di 86°. Per ottenere la giusta deviazione iniziale scrivono, si è dovuto cominciarla in un tipo di formazione instabile che in passato aveva già mostrato la tendenza a grosse frane. Problema, dicono, superato con un sistema automatico di perforazione verticale modificato con una punta sterzabile (provato sul pozzo Alli3OR). Con la deviazione, all’inizio 12°, la penetrazione della trivella fu lenta. Portarono allora tutta l’attrezzatura in superficie notando una punta completamente usurata.

Additivi e ancora additivi

Continuarono a trivellare CF5, ma forarono solo 6 metri per le difficoltà di scavo e la lentezza della perforazione. Nella trivellazione successiva, fino a 1936 metri con un angolo di deviazione fino a 7°, la punta si usurò di nuovo. Nella trivellazione a 1990m arrivarono perdite totali, al punto da rimuovere l’intera colonna di perforazione. Inserirono altri tubi e continuarono. La punta rotante dimostrò sì la sua capacità di deviare il pozzo, ma su tubi punte e altre apparecchiature l’usura era la ragione delle poche deviazioni eseguite. Dopo questa fase ne cominciò un’altra, per inserire tubi più stretti e ottenere un angolo elevato di deviazione. I problemi però restarono. Ogni perforazione mostrò vibrazioni ed elevata tortuosità, e tutta l’attrezzatura soffrì usura e danni “abnormi” specificano. Per ridurre la frizione tra i tubi prima di perforare e inserire tubi più piccoli, venne aggiunto nel fango di perforazione l’ennesimo additivo, il “Mill Gilde”, un fluido fatto di minuscole sfere di stirene di 160 micron. Il National Institutes of Health statunitense riporta nella parte tossicologica dello stirene che sono stati segnalati effetti su fegato e apparato riproduttivo, e che i lavoratori dello stirene hanno una mortalità o un’incidenza maggiori di tumori linfoematopoietici (leucemia o linfoma o tutti), con prove suggestive di tumori pancreatici ed epatici. Aggiungendo 11,9 tonnellate di questo additivo, il 2,5% del totale dei fanghi usati, la tortuosità si riduceva del 25% (capiamo che per questo solo pozzo sono state usate 476 tonnellate di fango?). Infine introdussero un sistema di centralizzazione che avrebbe risolto i problemi. Questa “esperienza positiva”, problemi a parte, sarebbe stata replicata per CF6. E probabilmente per altri pozzi.

Sfiorare pozzi

Due studi del 2009  e 2010  spiegano che in quell’area è avvenuto anche altro. Cerro Falcone4 OR (CF4OR) è il primo pozzo perforato con Extreme Lean Profile (X-LP), ossia con “un’elevata deviazione” (orizzontale) in difficili condizioni di perforazione. Come i suoi cugini CF5-8, anche CF4OR è “caratterizzato da formazioni sotterranee dure e abrasive, instabilità del foro, gravi vibrazioni, perdita di fanghi, e l’impiego di diversi sistemi tecnologici di trivellazione”, e un’apparecchiatura precisano, che non funziona se applicata senza usare anche una tecnologia di trivellazione automatica capace di fornire una curvatura diritta e liscia del foro. Con l’X-LP è stato possibile “entrare nella riserva con una misura più grande del foro o iniziare un pozzo con un diametro ridotto dei tubi” (fondamentale dove ci sono più pozzi a poca distanza). ENI decise di “realizzare nel Sud Italia il primo X-LP deviato mondiale”, e dice d’aver eseguito CF4OR nel corso del 2007-2008. CF4OR è un pozzo orizzontale perforato nella stessa posizione di Cerro Falcone 3X (CF3X), con le teste pozzo a soli 12 metri di distanza. Un progetto impegnativo con molte difficoltà sia in fase verticale che deviata. Era richiesto un eccellente controllo della verticalità in ogni sezione a partire dalla superficie fino a 2850m per evitare collisioni con CF3X. Poi a 2850m si è fatta una deviazione in una formazione non omogenea, dura e abrasiva, con un’inclinazione da 21° a 51°. Qui si è rilevato un difficile controllo della stabilità del pozzo e crolli. Per controllare la tortuosità fu necessario ridurre l’attrito nelle sezioni deviate più piccole del pozzo orizzontale. Si è realizzata come da progetto un’inclinazione fino a 6° e quindi si è scesi in verticale per spostarsi a circa 16m dal foro di CF3X. A 2857m un’altra deviazione di 6.24° e poi fino a 3227m con una inclinazione finale di circa 33°.

I pozzi orizzontali

Dopo aver sfiorato CF3X arrivò la parte impegnativa, un breve tratto deviato composto da una prima inclinazione fino a 41°, una parte tangente, e un’inclinazione finale di 51°. A 3277m per vari problemi ci fu la rimozione della colonna di perforazione. Poi la stessa configurazione di attrezzature e tubi fu usata altre tre volte. Durante queste operazioni si ebbe un aumento delle vibrazioni di fondo pozzo. Queste forti vibrazioni in un terreno fatto da una combinazione di argille e arenarie dure e abrasive, comportò rotture della trivella e una notevole usura e danni agli strumenti. Così modificarono la configurazione tecnologica per cercare di ridurre le vibrazioni, ma “sfortunatamente” ciò non produsse una riduzione significativa. Sostituirono uno strumento e perforarono sino a 3490m, affrontando le solite formazioni dure e abrasive che causarono usura su ogni componente. Tutte le nove trivellazioni praticate presentavano aspetti simili: “livelli medio-alti stabili di vibrazioni laterali e torsionali molto difficili da ridurre nella gestione dei parametri di perforazione, notevole usura su ogni componente prodotta dall’attrito con le formazioni abrasive incontrate lungo la sezione trivellata, bassa velocità di perforazione”. Da 3585m a 3880m allargarono il foro, e quando riportarono l’attrezzatura in superficie tutti i componenti mostrarono elevati livelli di usura. Alla fine arrivarono ai calcari della Piattaforma Apula, a 3885m di profondità. Infine l’X-LP all’interno della Piattaforma Apula raggiunse un’inclinazione di 85° per dirigersi nel punto della riserva desiderato. Per ridurre gli attriti aggiunsero ai fanghi di perforazione il solito “lubrificante solido composto da sfere di stirene”. Come ulteriore vantaggio, scrissero, l’X-LP avrebbe permesso di perforare un pozzo multilaterale di Livello 5, e un secondo foro laterale, CF4OR A, che sarebbe stato completato a metà 2009. A raccontarci la tecnologia multilaterale, e quanto sperimentato, ci ha pensato Cerro Falcone 3X .