Gas, la produzione può ripartire in pochi giorni. In attesa delle rinnovabili

scritto da il 10 Marzo 2022

Post di Angelo Calderoni, esperto di perforazione ed ideatore di HoD* – 

Nel 1996 la produzione nazionale di gas copriva circa il 30% del fabbisogno interno, oggi è diminuita al 4,4%. Una variazione di produzione passata da 20 mld mc a 3.3 mld mc prodotti nell’anno 2021, in confronto al consumo interno lordo che si attesta intorno a 76 mld mc per lo stesso anno di riferimento (fonte: Ministero della transizione ecologica – DGISSEG Bilancio Gas dicembre 2021). Numeri che fanno impressione ed è lecito chiedersi, da un lato, cosa sia accaduto per determinare un crollo così ampio, e, dall’altro, se sia possibile oggi tornare a quel volume di estrazione di gas e con che tempi.

La buona notizia è che è possibile farlo e anche in tempi rapidi, grazie a tecnologie innovative, come il sistema di circolazione continua HoD (Heart of Drilling), che è in grado di ridurre i tempi di perforazione del 30% e, di conseguenza, anche quelli di estrazione del gas.Per comprendere fino a che punto l’impiego di questa tecnologia di ultima generazione possa essere determinante in questo particolare momento storico, è importante fare una premessa. Le ragioni per cui la produzione di gas nel nostro Paese è crollata in modo vertiginoso nel giro di pochi anni (nel 2000 era già scesa a 16,8 miliardi di metri cubi, secondo i dati del Ministero della transizione ecologica) sono numerose, tra queste però certamente buona responsabilità è da attribuire alla scelta di non procedere con le attività di infilling, che dal 2000 sono state completamente abbandonate.

Gli infilling wells sono pozzi supplementari che vanno a drenare parti del giacimento lasciate fuori dal piano di sviluppo originale. Sono essenziali per sostenere la produzione: mitigano quella che viene definita in gergo depletion naturale del giacimento e ne aumentano così il fattore di recupero. Qualunque giacimento è soggetto a un naturale e fisiologico calo della produzione nel tempo. Questo può avvenire nell’arco di molti anni, come nel caso dei molti giacimenti presenti nel nostro Paese, oppure molto rapidamente, come nel caso dei pozzi oil&gas shale americani, che vedono una diminuzione della produttività che sfiora circa il 50% annuo, costringendo a moltiplicare a dismisura la perforazione di nuovi pozzi.

La perforazione di pozzi infilling e l’uso di tecnologie come HoD sono largamente utilizzata nei campi offshore del Mare del Nord poiché contribuiscono ad accelerare e migliorare il recupero di idrocarburi in tempi relativamente brevi. Stessa cosa avviene campi offshore del Kazakistan in Albania e nel Mar Nero. Oggi, in Italia sono operativi cinque impianti di perforazione, di cui solo uno è effettivamente utilizzato a questo scopo, gli altri sono impiegati in operazioni di manutenzione dei pozzi, sebbene i giacimenti non siano.

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Considerato questo scenario e le tecnologie a disposizione, per aumentare la produzione nazionale di gas in tempi brevi, cioè di poche settimane, in questo momento non occorre cercare nuovi giacimenti tramite la perforazione di pozzi esplorativi, la cui messa in produzione richiederebbe investimenti ingenti, comporterebbe un impatto ambientale significativo e tempi lunghi. Una volta individuato un nuovo giacimento tramite la perforazione di un pozzo esplorativo,  infatti, il processo per la messa in produzione (almeno nella maggior parte dei giacimenti a gas nel mare Adriatico) richiede circa quattro anni.

Questo tipo di attività avrebbe senso in un’ottica di medio e lungo termine per dare continuità al processo di produzione di gas nei prossimi anni. Oggi, per aumentare la produzione nazionale di gas in tempi brevi l’unica soluzione è migliorare la produttività dei giacimenti esistenti tramite la realizzazione di nuovi pozzi di infilling che, secondo le stime più recenti, potrebbero dare accesso a riserve di gas superiori a 90 miliardi di mc.

Se vogliamo considerare il totale del gas naturale che potrebbe essere estratto in un anno nel nostro Paese, potremmo dire che grazie a HoD occorrerebbe il 30% di attività di perforazione in meno, con vantaggi significativi in sicurezza, performance operativa e conseguenti grandi risparmi economici, a fronte di un costo di poche migliaia di euro, che incide per una piccola frazione di unità sul costo giornaliero dell’attività di sviluppo di un pozzo a gas. Basti pensare che un impianto di perforazione che opera offshore sul territorio Italiano, come potrebbero essere quelli dell’ Alto Adriatico, con pozzi  che possono arrivare fino a 4500 metri di profondità e profondità d’acqua inferiore a 100 metri, ha un costo operativo che può superare 150 mila euro giorno (il costo dell’attività è legata anche al prezzo del petrolio/gas nel periodo esaminato).

Il sistema HoD rappresenta un’opportunità anche in chiave di sicurezza preventiva. Mantenendo continua la circolazione del fluido di perforazione e costante la pressione a fondo pozzo, infatti, evita la discontinuità operativa che si verifica quando occorre aggiungere nuove aste per consentire di avanzare nella perforazione, il cosiddetto sistema “Stop/Start Circulation Drilling”, utilizzato da quasi la totalità degli operatori. HoD, in sintesi, permette di ottimizzare lo sviluppo dei giacimenti esistenti, rendendo la perforazione più sicura ed efficiente e consentendo un’attività più ecologica di quanto sia stata in passato.

I giacimenti presenti nel territorio nazionale, come quelli del campo di estrazione di Barbara, situato offshore a NE di Ancona o quelli che si trovano al largo di Ravenna, sono ricchi di gas e per i motivi menzionati hanno oggi una bassa produzione, mentre giacimenti a gas simili in Adriatico, sono sfruttati al meglio dai nostri vicini croati.

Globalmente intanto l’utilizzo del carbone tende ad aumentare, poiché ritenuto una risorsa a basso costo e con disponibilità immediata, ma genera emissioni inquinanti molto superiori a quelle del gas. Infatti, per ogni kWh prodotto dalle centrali a carbone italiane vengono emessi almeno il doppio dei grammi di CO2 rispetto a quelle a gas naturale (fonte: Ministero della Transizione Ecologica: Emission Trading – EU ETS Italia, valori aggiornati 31 dicembre 2021).

Uno scenario, questo, che ci allontanerebbe drammaticamente dagli obiettivi della transizione energetica globale.

*Angelo Calderoni è oggi Senior Vice President RD & Marketing di Drillmec. Durante la sua carriera è stato inventore di oltre 25 brevetti internazionali riguardanti tecnologie innovative volte non solo alla riduzione dei tempi e dei costi ma anche all’aumento dei livelli di sicurezza nelle operazioni di perforazione. Per oltre trent’anni ha ricoperto varie posizioni in Eni, inclusa quella di Drilling SPV for onshore and offshore activities e di Senior Vice President Drilling and Completion. È uno dei massimi esperti italiani in questo settore.