Gli ’80-’90 sono gli anni in cui vengono alla luce problemi del giacimento lucano che interrompevano flusso di petrolio e soldi, dagli asfalteni che si depositavano all’acidificazione, e poi la fratturazione, la gestione rifiuti. Sebbene le tecnologie sono state sviluppate con soldi pubblici, quei problemi sono rimasti privati negli anni a venire. Al più raccontati all’estero non citando la Val d’Agri ma il giacimento su terra ferma più grande dell’Europa occidentale. Quello nel sud Italia.
Matrix lucana. Immaginate un tubo che arriva svariati chilometri sottoterra e pompa con forza fluidi direttamente nella matrice rocciosa e nelle fratture da cui si vuole far risalire greggio. È quello che è accaduto e probabilmente continua ad accadere in Val D’Agri. Del resto siamo una regione famosa per le prime perforazioni orizzontali al mondo nonostante sia risaputo che in tali operazioni se non si controlla il flusso di fluidi acidi, si può aver un blow-out, l’eruzione incontrollata di acqua, petrolio, gas, o una loro miscela. In alcuni casi, come in Val D’Agri con innumerevoli pozzi orizzontali e instabilità rocciosa, è frequente che il pozzo si tappi con detriti di roccia e strumentazione, depositi di asfalteni, e collasso delle formazioni che avviene proprio per l’uso di acidi dicono. Gli obiettivi sono sempre i soliti. Massimizzare la produzione e ottimizzare il recupero di greggio rimuovendo i danni nelle sezioni orizzontali per evitare effetti collaterali come la produzione di gas e water-coning, ossia cambiamenti nel contatto petrolio-acquifero come risultato della differenza tra la pressione del giacimento e quella di fondo pozzo (foto1). Bisogna mantenere una certa distanza verticale tra contatto petrolio-acqua e pozzo per prevenire ciò che chiamano breakthrough, quando acqua o gas invadono il pozzo produttivo. In Basilicata in qualche caso non è accaduto. Si è superato o no il contatto petrolio-acqua come si desume dalla sezione geologica che riportano per Agri 1 e Monte Enoc NW1, o aprendo fratture a diretto contatto con l’acquifero come per Agri 1 OR B e Monte Enoc 2 (foto2)? Ancora nel 2010 ingegneri Eni e Halliburton ribadirono che nel più grande giacimento dell’Europa occidentale, che produceva allora greggio da 20 pozzi orizzontali da una riserva carbonatica fratturata, c’erano problemi con i depositi di asfalteni. Si attaccano alle tubazioni scrissero, alle sezioni aperte dei buchi, alle fratture aperte, alle apparecchiature. Ma da decenni sanno che in Basilicata c’è bisogno di inibitori asfaltenici e tecnologie per rimuoverli (Pisticci ne è esempio, ndr).
In fondo sono solo volumi. Sanno pure che se da un lato gli inibitori riducono l’accumulo di asfalteni nelle condotte, dall’altro non proteggono la parte aperta di buco perforato e le fratture. Scrivono che i trattamenti con solventi sono stati frequenti ma con limitati benefici. Sappiamo che raccontano la Val D’Agri da uno studio del 2006 per una conferenza in Texas, che riporta le stesse foto dello studio del 2010. In ogni caso il terzo millennio petrolifero lucano inizia con l’incidente a Monte Alpi 1 Est, un blow-out che sarebbe avvenuto anche in altri pozzi, e con l’Organizzazione Lucana Ambientalista che denunciava le possibili conseguenze per corpi idrici e le acque del vicino invaso del Pertusillo. Lago studiato dalla professoressa Albina Colella dell’Università di Basilicata che ha messo in relazione la presenza di idrocarburi e metalli pesanti alle attività petrolifere, e che nel 2014 grazie al contributo della professoressa Maria R. D’Orsogna della California State University at Northridge, di Giuseppe di Bello, Roberto Tedesco, e Giovanni Boezio, diventa una pubblicazione dal titolo chiaro: Hydrocarbon contamination in waters and sediments of the Pertusillo freshwater reservoir (foto3). Nel 2010 gli ingegneri Eni e Halliburton avevano spiegato che tra 2002 e 2006 erano stati trattati con solventi vari e acidi 19 pozzi, e solo nel 21% dei casi con successo. L’uso di vari solventi e tecniche di pompaggio fu indagato allo scopo di prevenire l’immediata deposizione degli asfalteni e la loro viscosità sulle superfici che causavano difficoltà operative. Studi scientifici sul greggio ci dicono che gli asfalteni “generano problemi industriali e ambientali per la l’elevata viscosità, l’alto contenuto di zolfo, e la presenza di 28 metalli pesanti in forma di tracce di piombo, vanadio, nichel, cromo, ferro, alluminio e titanio”. Sempre Eni e Halliburton affermano che la pulizia con solventi aromatici ottenuti dalla distillazione del carbone, gli OLG, aveva svantaggi come l’elevata densità che causava difficoltà nella successiva fase di pulizia, e l’incompatibilità con l’acido cloridrico. Non parliamo dell’OLG che ha decine di sinonimi e oggi è sospettato di provocare cancro e alterazioni genetiche? Nella lista delle sostanze tossiche e estremamente pericolose della Difesa Usa figura dal ’94. Nei primi lavori di questo tipo si parla dell’utilizzo di 300 barili di solvente (48 mila litri circa, ndr). Piccole quantità dicono, che una volta iniettate nella formazione restarono due ore a inzupparla. Con l’uso di OLG in Val D’Agri si tiravano su condotte di fondo pozzo pieni di asfalteni attaccati e chissà cos’altro (foto4), e fu selezionato un nuovo solvente aromatico che, scrissero, mischiato ad altri additivi aumentava il potere di liquefare detriti e accumuli asfaltenici. Nella nuova formula del miracolo c’erano il 66% di tensioattivi a base d’acqua e il 34% di xilene (con benzene e toulene forma la terna degli idrocarburi aromatici, ndr), conosciuto per i danni a sistema nervoso centrale, fegato, reni. E c’erano altri solventi secondari che aumentavano il potere di rimuovere accumuli ristabilendo condizioni della formazione rocciosa capaci di rallentarli. Ulteriori vantaggi erano rappresentati dalla riduzione dei costi in questi pozzi dove c’era bisogno di “elevati volumi di solventi” per ripulire. Ma anche quando vennero raddoppiati i volumi scrivono, i trattamenti non portarono a grossi miglioramenti.
Fatti di cui meglio non si parli. Giorni fa una persona che lavora in ambito petrolifero mi raccontava che nei trattamenti con solventi e acidi si devono allontanare per le possibili esalazioni tossiche. Vero. Lo ribadiscono anche le multinazionali nelle procedure di sicurezza. Raccontava che per via della formazione rocciosa e di dove si infilano certi quantitativi, qualcosa va sempre perso. Su cosa succede sotto terra Eni e Halliburton scrivono che tra 2002 e 2006 per dirottare uniformemente i fluidi sopra le principali fratture della formazione pomparono fluidi da 20 a 30 barili al minuto (tra circa 3.000 e 5.000 litri, ndr). Trattarono 19 pozzi dimostrando che il “flusso turbolento” rompeva i depositi di asfalteni e aiutava la loro solubilità chimica. Nel 2006 però, mentre sparavano i soliti turbolenti flussi di solventi e acidi accadde quello che chiamano “water breakthrough”, quando l’acqua iniettata per mantenere la pressione del giacimento attraverso pozzi di reiniezione invade uno o più pozzi produttivi stando alla Schlumberger, e che Eni e Halliburton spiegano nel caso specifico come dovuto a un “forte water-drive“, ossia a una forte spinta del sottostante acquifero attivo. Quanti e quali pozzi sono stati colpiti da questo fenomeno in Val D’Agri? E ancora la professoressa Colella, assieme al professor Massimo V. Civita che parlano in “L’impatto ambientale del petrolio in mare e in terra” di pozzi abbandonati e della possibilità di captare acque di scarto petrolifero, come Costa Molina 3 dove di recente sono state riscontrate sostanze come idrocarburi piombo ferro manganese, sostanze che affiorano anche da sotto terra in una località poco distante, Contrada La Rossa, di cui la professoressa nel 2015 sottolineava “l’abbondanza di sali (in particolare di cloruro di sodio), di idrocarburi, di fenoli, di piombo, di bario, di ferro, di boro, di zinco, di manganese, ecc.” e la sostanziale diversità nella composizione di tali acque dalle sorgenti immediatamente adiacenti e da tutte le acque naturali della Val d’Agri. Dal ’98 Eni e Halliburton sapevano i problemi causati dai sali di cloruro nei fanghi che tiravano su e andavano smaltiti, e certo nel 2010 avevano precisato che oltre agli asfalteni assorbiti dalla superficie rocciosa di buchi e fratture i “gravi problemi” riguardavano anche l’elevata pressione applicata per mantenere la produzione, pressione che causava “prematuri water breakthrough”, “aumenti di acque di produzione”, e “danni alle sezioni aperte e alle condotte”. Per di più a complicare la situazione c’erano i pozzi parzialmente isolati che non beneficiavano della spinta dell’acquifero. E in qualche modo bisognava spingerlo su.
Quel giacimento che invecchia. Maggiore successo si ebbe sulle nove operazioni eseguite tra 2007 e 2008 ma ci vollero “grandi volumi” del nuovo solvente. In ogni caso, scrivono, il 56% di esse restarono infruttuose. L’indice di successo non poteva mantenersi nel tempo per l’aumento della gravità del problema dovuto a “invecchiamento del giacimento”. I risultati dei trattamenti mostrarono che il successo delle iniezioni di emulsioni di solventi a base d’acqua non erano costanti, e in particolare i test di laboratorio confermarono che i cambiamenti delle condizioni del giacimento, in termini di abbassamento di pressione, causavano la formazione di asfalteni più stabili. Per mantenere vivo il giacimento eliminando il problema si pensò a un altro sistema di solventi. A spiegarlo è sempre nel 2010 un altro studio sulle “Nuove emulsioni acide per dare impulso alla produzione nel maggior giacimento di petrolio con problemi di asfalteni”. Si afferma che “a causa del declino abbastanza rapido dopo i trattamenti di ripulitura con solventi, la ricerca venne indirizzata verso sistemi che permettevano di aumentare l’apertura della rete di fratture”. Ricerca che si focalizzò su un sistema basato su HCl viscoso che doveva conservare intatta la proprietà di liquefare accumuli di asfalteni e detriti. Furono testate sette miscele di solventi, che paragonate al potere di rimuovere del toulene fecero optare per tre tipi. L’idea vincente per sceglierlo fu tener conto di ciò che permetteva di ridurre la capacità degli asfalteni di riempire fratture e fessurazioni nella roccia. A questo ci dovevano pensare ulteriori stimolazioni acide che dovevano aumentare l’apertura delle fratture di produzione e permettere agli asfalteni di fluire via.
L’Elisir di lunga vita. Sapevano per esperienza sul campo che in Val D’Agri il greggio è sensibile a solventi a base d’olio come il diesel che aumentano la produzione di asfalteni, così si focalizzarono sulla creazione di una emulsione acida miscelata a fanghi a base d’olio sintetico. Qualcosa con elevato potere corrosivo. Rispetto alle precedenti nell’ampia campagna di pulizia di pozzi eseguita nel 2009 fu pompato un gran volume di solvente, oltre 2.000 barili, circa 320 mila litri, e scrivono che si migliorarono i solventi HAN (heavy aromatics naptha, conosciuto come neurotossina ed epatossina, ndr), con solventi secondari. In quel 2009 effettuarono un’estesa campagna di pulizia con solventi più aggressivi sul 70% dei 19 pozzi produttivi trattati (foto5). Ma senza successivi interventi bimestrali di pulizia con acidi scrissero, la produzione non aumentava. Per ridurre la frequenza dei solventi sparati nei buchi e aumentare la produzione concepirono ancora una innovativa miscela di solventi e acido che doveva permettere allo stesso di penetrare profondamente nella formazione e nelle fratture. Erano stati fatti vari trattamenti per rimuovere gli asfalteni ma ancora davano risultati insoddisfacenti e “i depositi erano diventati così gravi che coinvolsero le fratture della riserva”. I contaminanti usati in passato per aumentare il punto di incendio del solvente furono rimpiazzati da solventi secondari che disperdevano gli asfalteni in particolato fine, facilitandone la penetrazione nelle masse di detriti poi portate su e da smaltire. Tra le miscele una mostrò proprietà particolarmente favorevoli a ritardare la reazione acida, consentendo la penetrazione profonda in quelle fratture a cui erano interessati per riportare la produzione al massimo.
La via per allargare fratture. Una prima operazione col nuovo intruglio era avvenuta già a fine 2008, con un elevato volume di HAN, 2.300 barili, oltre 300 mila litri pompati a un tasso basso. La produzione aumentava ma dopo due mesi bisognava rifare la stessa cosa perché si abbassava nuovamente come dimostravano i pozzi trattati. La spiegazione fu che gli asfalteni erano riassorbiti dalla matrice rocciosa che dopo un po’ si saturava nuovamente. Bisognava perciò controllare il ritardo nella deposizione, eliminando le condizioni termodinamiche che ne causavano la flocculazione (la riunione di colloidi in aggregati più grandi, ndr), e aumentando la pressione a fondo pozzo. La stimolazione acida, leggiamo, fu considerata la via per “aumentare l’apertura delle fratture di produzione e/o creare un’efficiente crescita del foro nell’area perforata”. L’idea scrivono, fu di allargare fessurazioni e fratture dell’aree scavate attorno al buco più affette da accumuli asfaltenici sperando di scioglierli e farli venire su più facilmente. Si decise di pompare piccoli volumi di acido nelle zone potenziali di produzione e la ricerca si focalizzò su un sistema viscoso all’acido cloridrico con una vita più lunga in modo da distribuirsi bene in tutta l’area da trattare. Un acido in emulsione oleosa precisano, capace di penetrare in profondità. Tutto questo avveniva nonostante sapessero che un’eccessiva stimolazione porta a un pozzo instabile, all’aumento di produzione d’acqua, e a water-breakthrough. Soprattutto se sotto c’è un acquifero che spinge.