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Gasdotti sottomarini .pdf



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Titolo: Progetto4

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pANORAMA TECNICO pROFESSIONALE

I GASDOTTI SOTTOMARINI
Fra geopolitica e progresso ingegneristico

Khabarovsk, 31 luglio 2009: prima saldatura della pipeline che dai giacimenti al largo dell’isola di Sakhalin
nel Mare di Okhotsk trasporterà gas fino a Vladivostok, porto russo sul Mar del Giappone, (© Gazpram).

STEFANIA ELENA CARNEMOLLA

I

l gas naturale viaggia oggi via mare su
navi a sempre più alta tecnologia, nonché attraverso condotte sottomarine. E
se la scoperta di giacimenti e la posa di
condotte a sempre maggiori profondità
ha aperto la strada a nuove tecniche ingegneristiche, in futuro gasdotti attraverRivista Marittima-Dicembre 2009

seranno sempre più bacini marittimi se
non quando, provenienti dal largo e da
terra, eleggendo i porti a luogo di approdo o di transito con implicazioni sul piano geopolitico e conseguente spostamento del baricentro dei grandi scenari
energetici sul mare.
61

I gasdotti sottomarini

Trasporto di gas naturale via mare,
condotte sottomarine, porti come luogo
di transito e approdo di gasdotti

Circa un terzo del volume mondiale di

gas naturale viaggia oggi via mare a bordo di navi genere Liquified Natural Gas o
navi LNG. Il gas naturale liquefatto o
GNL estratto allo stato gassoso necessita
tuttavia di impianti di rigassificazione. In
Italia l’unica struttura onshore per la ricezione, lo stoccaggio e la rigassificazione
del GNL è quella di panigaglia in Liguria.
I rigassificatori possono anche essere offshore come il terminale in cemento armato Adriatic LNG di porto Levante in Veneto per la riconversione del gas proveniente dal giacimento North Field nel Qatar.
Costruito nel cantiere spagnolo di Campa-

mento, nella baia di Algeciras, il terminale è stato progettato da Aker Kværner —
oggi Aker Solutions — secondo la tecnologia Offshore Gravity Based Structure
con stazionamento della struttura sul fondo marino quale alternativa a moli e pontili sulla costa. Il terminale, posizionato a
una profondità d’acqua di una trentina di
metri, è dotato di strutture per l’attracco di
gasiere di diversa stazza; di due serbatoi
prismatici da 125.000 m3 a tecnologia modulare «ExxonMobil» in acciaio al 9%
nickel; di impianto di rigassificazione
composto da pompe, vaporizzatori, compressori criogenici; di collegamento ad un
gasdotto di quaranta chilometri — quindici dei quali sottomarini — con approdo a
Cavarzere. Il primo carico di gas liquido è
arrivato a porto Levante il 10 agosto del

La gasiera LNG Q-MAx MOzAh (© Exxon Mobil Corporation).

62

Rivista Marittima-Dicembre 2009

I gasdotti sottomarini

LNG Ltd, è stata acquistata nel gennaio
del 2008 dalla Olt Offshore LNG Toscana,
società titolare del terminale di rigassificazione, cui è stata consegnata il 27 maggio del 2009 destinata al cantiere Drydocks di Dubai — fra il porto commerciale di port Rashid e la Dubai Maritime City
— dove Saipem provvederà alla sua riconversione in FSRU che, una volta a regime, avrà capacità di rigassificazione pari a 3,75 mld m3 l’anno. Nel cantiere di
Dubai, all’avanguardia nel settore delle riparazioni e riconversioni navali, la Golar
Frost verrà dotata di bracci per il collegamento ai collettori di scarico delle gasiere
formati da giunti girevoli stagni che, asseSerbatoio per stoccaggio GNL a bordo
della gasiera Q-MAx MOzAh
(© Exxon Mobil Corporation).
A lato: Rigassificatore di panigaglia:
bracci di scarico (© GNL Italia).

2009 a bordo della Dukhan, LNG da
135.000 m3 della flotta della Qatar Liquified Gas Company Ltd costruita in Giappone da Mitsui Engineering & Shipbuilding Company Ltd.
Un secondo rigassificatore offshore è
invece in cantiere in Toscana con il posizionamento dodici miglia al largo della
costa fra pisa e Livorno della LNG Golar
Frost riadattata a terminale galleggiante
genere Floating Storage Regassification
Unit o FSRU per attracco gasiere e connessione tramite condotta sottomarina alla
rete nazionale di distribuzione. Tre le possibili aree di provenienza del GNL: Mediterraneo (Libia, Egitto, Algeria), Golfo
persico (Oman, Qatar), Africa Occidentale (Nigeria).
La Golar Frost, costruita nei cantieri
coreani della hyundai heavy Industries e
originariamente di proprietà della Golar
Rivista Marittima-Dicembre 2009

63

I gasdotti sottomarini

La LNG Dukhan a porto Levante durante le operazioni di allibo nei pressi del terminale Adriatic LNG
(10 agosto 2009) (© Exxon Mobil Corporation).
In basso: particolare della torretta a prua del terminale
FSRU OLT (© OLT Offshore LNG Toscana).

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condando il moto ondoso, garantiranno sicurezza alle operazioni di allibo senza rischio di fuoriuscita del liquido. per l’accostamento alla FSRU la gasiera si metterà in posizione parallela descrivendo in
fase di avvicinamento una curva ad ampio
raggio mentre il terminale — grazie al
propulsore di poppa — manterrà un angolo di prua stabile rispetto alla direzione del
vento/mare laddove operazioni di accosto
e ormeggio side-by-side potranno essere
favorite da rimorchiatori e azimuth thruster. Il GNL verrà trasferito all’interno di
quattro serbatoi sferici tecnologia MossRosenberg in lega Alluminio-Magnesio
ASTM 5083 — con capacità di stoccaggio
pari a 34.275 m3 — dotati di strumentazione per il monitoraggio di pressione,
temperatura, livello e densità mentre forRivista Marittima-Dicembre 2009

I gasdotti sottomarini

ma sferica ed elasticità del materiale di
costruzione limiteranno fenomeni di sloshing con ripercussioni quasi insignificanti del moto ondoso sul liquido.
Il terminale verrà ancorato al fondo marino mediante Single point Mooring System o SpM a sei catene collegate a una
torretta a prua. Qui un giunto meccanico
snodato consentirà alla FSRU di stazionare nel punto prefissato ruotando di 360° in
accordo alle condizioni meteo e mantenendo in posizione fissa le linee di ormeggio. Un secondo giunto, idraulico, invece
assicurerà la continuità del flusso del gas
mentre uno swivel collegherà il collettore
del gas proveniente dai tre vaporizzatori
ad acqua di mare e propano tipo «Tri-ex»
con la condotta sottomarina attraverso due
flexible riser da sedici pollici uniti allo
swivel.
L’impianto di rigassificazione verrà posizionato a prua nei pressi della torretta
d’ancoraggo. Qui il GNL verrà prelevato
dai serbatoi e ricondotto a temperatura attraverso scambiatori di calore dove verrà
fatta passare acqua di mare. I pochi gradi
da questa ceduti saranno sufficienti a riportare il gas allo stato aeriforme mentre
l’acqua verrà restituita all’ambiente con
suo dissolvimento a quaranta, cinquanta
metri dalla FSRU.
Con il gas allo stato aeriforme i due riser a prua collegheranno la torretta del terminale alla flangia del riser base ancorato
al fondo marino dove una condotta da
trentadue pollici completamente interrata
trasporterà il gas sulla costa lungo un percorso di 29,5 km mentre a terra una seconda condotta, anch’essa da trentadue pollici e completamente interrata, giungerà,
dopo un percorso di 7,2 km lungo il Canale Scolmatore d’Arno, alla cabina di misurazione di Suese, nel comune di Collesalvetti, punto di connessione fra il gasdotto
Rivista Marittima-Dicembre 2009

Modello di FSRU (© Broadwater Energy).

OLT e la rete nazionale di distribuzione.
Fra le altre soluzioni offshore quella dei
terminali flottanti di rigassificazione
(Floating Regassification Unit o FRU)
con il GNL — subito riportato allo stato
aeriforme — immesso ad alta pressione in
depositi di stoccaggio ricavati sotto il fondo del mare. Da qualche anno navi con
impianti di rigassificazione a bordo — le
cosiddette Liquified Natural Gas Regassification Vessel o LNGRV — trasportano
invece gas liquido che scaricano sotto forma aeriforme in condotte sottomarine col65

I gasdotti sottomarini

Blue Stream: il pontone semisommergibile autopropulso a posizionamento dinamico SAIpEM 7000
durante l’attraversamento del Bosforo (© Saipem).

legate alla rete dei gasdotti. Quindi le navi genere Compressed Natural Gas o CNG
per il trasporto di gas compresso ad alta
pressione, una soluzione cui si torna a
guardare con un certo interesse — la prima nave per CNG risale agli anni Sessanta e utilizzava bombole in verticale — tanto che da tempo sono allo studio tecnologie che consentano lo stivaggio del gas a
220 bar in serbatoi sicuri ma leggeri. Contenitori in acciaio dallo spessore considerevole renderebbero difatti poco economica tale modalità di trasporto a tutto vantaggio di altre soluzioni.
Nel Sud Est asiatico un gasdotto sottomarino collega invece il terminale di rigassificazione di Cheng Tou Jiao nel
66

Guandong con l’isola di Lamma — venti
minuti di traghetto da hong Kong — sede
di una centrale per la produzione di energia. Il gas naturale, destinato alle turbine,
proviene dall’Australia da dove approda
in Cina. L’Australia è insieme a Indonesia, Malesia, Algeria, Qatar, Nigeria, fra i
maggiori paesi produttori di GNL. A
Darwin il grande impianto di liquefazione
di Wickam point di proprietà della Conoco philipps Company riceve per esempio
gran parte del gas proveniente da Bayu
Undan, giacimento a gas e liquidi 550 km
a nord ovest di Darwin, nelle acque di
cooperazione internazionale fra Australia
e Timor Est, scoperto nel 1995 dalla Conocophillips. Qui, nel 2004, Eni ha instalRivista Marittima-Dicembre 2009

I gasdotti sottomarini

lato tre piattaforme — di perforazione,
produzione, trattamento, compressione
più relative facility — condotte per condensati, gas, butano e propano per collegamento a una nave genere Floating Storage and Offloading o FSO, quindi un gasdotto sottomarino da ventisei pollici con
approdo a Wickam point con il gas sottoposto a liquefazione destinato alla Tokyo
Gas Co. Ltd e alla Japan’s Tokyo Electric
power Company Inc.
Condotte sottomarine di piccolo diametro e di limitata estensione possono collegare le aree di produzione di un giacimento. Come quella di tre chilometri per sedici pollici di diametro che il Castoro Otto
— nave posacondotte e sollevamento
strutture della flotta Saipem — installerà
insieme a due piattaforme genere Wellhead platform o Wp e Central processing

platform o Cpp nel campo di produzione
di Gajah Baru nello offshore indonesiano
dove la condotta si ricongiungerà alla
trunkline esistente per il convogliamento
del gas verso Singapore.
Condotte possono attraversare grandi
bacini marittimi da una sponda all’altra.
Come il gasdotto TMpC della Transmediterranean pipeline Company — da cui l’acrònimo — o ancora il Greenstream — rispettivamente per l’esportazione del gas
algerino e quello libico — che nel Mediterraneo congiungono Cap Bon a Mazara
del Vallo, Mellitah a Gela. O il Blue
Stream per l’esportazione del gas russo in
Turchia attraverso il Mar Nero da Dzhugba a Durusu nei pressi di Samsun. E gas
russo trasporteranno una volta realizzati il
South Stream — con l’attraversamento
del Mar Nero da Tuapse sulla costa russa

Western Lybian Gas project: impianto di trattamento di Mellitah (© ENI).

Rivista Marittima-Dicembre 2009

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I gasdotti sottomarini

a Varna in Bulgaria — e il Nord Stream
che nel Mar Baltico collegherà Vyborg —
città russa della provincia di San pietroburgo sul Golfo di Finlandia — a Greifswald in Germania. Il Galsi invece esporterà gas algerino da Koudiet Draouche a
porto Botte nella Sardegna sud-occidentale e — dopo un lungo tratto onshore — da
Olbia a piombino attraverso condotte da
26", 48", 32" a 183, 75, 200 bar. Ben 837
km — di cui 565 offshore — alla profondità massima di 2.824 m fra Algeria e Sardegna e di 878 m nel Mar Tirreno. Gas algerino trasporterà anche il Medgaz da Beni Saf — sede di una stazione di compressione — ad Almería, in Spagna, dove si
collegherà al gasdotto Almería-Albacete.
Il tutto attraverso due condotte da ventiquattro pollici con rotta offshore di 197,65
km a una profondità massima di 2.155 m.
Le condotte sottomarine possono trasportare gas naturale, olio e multifase. Ma
se il trasporto del gas su lunghe distanze è
pratica ormai consolidata, non così quello
dell’olio con difficoltà di pompaggio —
che normalmente necessiterebbero di stazioni intermedie con aggravio dei costi di
trasporto rispetto a quello tradizionale in
cisterna — quasi insormontabili in presenza di fondali accidentati. Come nel Mediterraneo. Ma non nel Mare del Nord norvegese dove un oleodotto collega il campo di Ekofisk con la raffineria di Teesside,
nel nord-est dell’Inghilterra.
Condotte sottomarine possono collegare un giacimento a una piattaforma o una
piattaforma a un terminale sulla costa. Come quella di quarantaquattro chilometri
per sedici pollici di diametro che nel Mare del Nord trasporta gas dal giacimento di
Rhum — 390 km a nord-est di Aberdeen
— alla piattaforma Bruce. A Bahr Essalam, 110 km a sud ovest di Tripoli, la piattaforma di produzione Sabratha — dal no68

me dell’antica città romana sulla costa antistante — convoglia attraverso due condotte da dieci e trentasei pollici gas e condensati del giacimento di Bahr Essalam
all’impianto di trattamento di Mellitah
sulla costa libica. Da Mellitah, parte del
gas proveniente da Bahr Essalam e da Wafa — nel deserto libico ai confini con l’Algeria — viene compresso ed esportato in
Italia attraverso il Greenstream Lybian
Gas Transmission System, «pipeline» da
trentadue pollici con passaggio a ovest di
Malta e a est di Lampedusa e approdo al
terminale di ricevimento di Gela lungo un
percorso di 520 km alla profondità massima di 1.127 m. Il tutto, da Bahr Essalam
passando per Wafa e Mellitah, nell’àmbito del Western Lybian Gas project gestito
da Eni e dalla società di Stato libica National Oil Corporation. In futuro condotte
sottomarine invieranno a Sabratha destinati a Mellitah flaring gas e condensati associati provenienti dal giacimento a olio
Bouri nello offshore mediterraneo di fronte a Tripoli mentre il gas, una volta depurato, verrà esportato in Italia attraverso il
Greenstream.
Nell’àmbito del progetto per la costruzione del gasdotto Uruguà-Mexilhão, nell’area di Santos Basin al largo delle coste
del Brasile, una condotta invece collegherà la Cidade de Santos — nave genere
Floating production, Storage and Offloading o FpSO — a una piattaforma a gas
situata nel campo Uruguà a 172 m di
profondità d’acqua.
Nell’àmbito del Sakhalin-KhabarovskVladivostok System targato Gazprom —
che in futuro potrebbe esportare gas russo in Cina e nell’Asia pacifica — il gas
proveniente dai giacimenti al largo dell’isola di Sakhalin nel Mare di Okhotsk fra
la costa orientale della Siberia e la penisola della Kamãatka transiterà lungo la
Rivista Marittima-Dicembre 2009

I gasdotti sottomarini

Geofisici dell’AGIp
(foto storica – © ENI).
In basso:
Un gruppo di geofisici
dell’AGIp effettua rilievi
sismici nel deserto
(foto storica – © ENI).

Rivista Marittima-Dicembre 2009

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I gasdotti sottomarini

direttrice Sakhalin-Khabarovsk con approdo a Vladivostok porto russo sul Mar
di Giappone.
Nel Golfo persico due piattaforme genere Wp convogliano — attraverso due condotte da trentadue pollici della lunghezza di
105 km — gas e condensati delle fasi 4 e 5
del giacimento di South pars verso l’impianto di trattamento di Assaluyeh sulla terraferma, 250 km a sud est di Bushehr, principale porto iraniano dopo Bandar ‘Abbãs.
Il gas proveniente da South pars ben presto
affluirà verso il porto di Gwãdar, nel Balucistan sud-occidentale, realizzato dai Cinesi e dove verrà costruita una raffineria,
mentre una «pipeline» diretta a nord esporterà il gas in Cina lungo la Karakoram highway. Sullo sfondo l’accordo della tarda
primavera del 2009 fra Iran e pakistan per
la costruzione del gasdotto Ip o Iran-pakistan «pipeline» con cui l’Iran venderà al
pakistan gas proveniente da South pars e
quello del 2008 fra Cina e pakistan in base
al quale la Cina avrebbe importato gran
parte del gas iraniano qualora l’India fosse
uscita da IpI — la Iran-pakistan-India pipeline — ora Ip. Il pakistan è infatti per la
Cina l’ideale corridoio di transito per l’importazione di gas e petrolio. A differenza
dello Stretto di Malacca, che pechino considera eccessivamente pericoloso, nonché
particolarmente soggetto alla sfera di influenza di Washington.
Con il porto di Gwãdar deposito cinese
collegato all’Iran il pentagono perde invece la possibilità di una lunga via di comunicazione terrestre che attraverso il Balucistan giunge alle province dell’Afghanistan sud-occidentale. Dal punto di vista
non solo del pentagono ma anche della
NATO dopo la perdita del passo del Khyber, lungo il confine pakistano-afghano
fra peshãwar e la valle del fiume Kãbul
ormai in mano talebana, questa sarebbe
70

difatti stata via di approvvigionamento
ideale per le forze dislocate sul territorio
afghano.
Il gasdotto Ip con passaggio da Gwãdar
rischia inoltre di vanificare gli sforzi profusi dalla Casa Bianca nel progetto TApI
per la costruzione — con un accordo firmato nella primavera del 2008 — di una
«pipeline» da 7,6 mld di dollari per l’esportazione del gas turkmeno in India attraverso Afghanistan e pakistan. Il piano,
estromettendo l’Iran, avrebbe, nell’ottica
di Washington, dovuto privare Teheran di
ingenti rendite. Il gas iraniano è invece
tornato in scena con la National Iranian
Oil Company a giocare di sponda con Cina e pakistan in attesa dell’India per quanto fresca di accordi con gli Stati Uniti su
armamenti e nucleare.
Quella di un gasdotto trans-afghano
non è storia di oggi. È la «pipeline» per il
trasporto del gas del Mar Caspio dal Turkmenistan al pakistan attraverso l’Afghanistan che la Union Oil of California — poi
a capo del consorzio Central Asia Gas pipeline Ltd — aveva tentato di costruire
sotto l’amministrazione Clinton nella seconda metà degli anni Novanta contando
per i negoziati con la leadership talebana
su hamid Karzai e zalmay Mamozy Khalilzad, l’afghano uomo forte di Washington. Il progetto, in origine della argentina
Bridas Corporation, sarebbe naufragato,
né per questo sarebbe stato accantonato
come testimoniato dall’incontro del 29
maggio del 2002 a Islamabad fra hamid
Karzai, pevez Musharraf e Saparmurat
Nyazov per la costruzione di una «pipeline» per il trasporto del gas del Mar Caspio
attraverso il corridoio herãt-Kandahãr —
un tempo sotto il controllo talebano —
con approdo a Gwãdar.
Il porto di Gwãdar, inaugurato il 21 dicembre del 2008, grazie alla sua posizione
Rivista Marittima-Dicembre 2009

I gasdotti sottomarini

Varo a S (© Internet).

strategica con affaccio sul Mare Arabico
— tanto che in passato lo stesso pentagono aveva tentato di vantare su di esso military basing rights — si candida a diventare hub regionale per il traffico commerciale da e per il Medio Oriente, Golfo persico, Iran, Sri Lanka, Bangladesh,
xinjang, nonché a luogo di stoccaggio
delle riserve di petrolio e gas dei ricchi
giacimenti offshore del Golfo persico e
corridoio di transito delle risorse naturali
dell’Asia Centrale. Ancora nel 2005 per la
Casa Bianca esso rappresentava lo sbocco
ideale di tali risorse via Afghanistan secondo una strategia rafforzatasi dopo gli
attentati terroristici del 2001 e di recente
tornata in auge.
Con il TApI — sostenuto da Washington — nel cassetto delle infrastrutture da
realizzare, Gazprom ha intanto fatto sapere di essere interessata a Ip. Né sfugge la
strategia. La deviazione del gas iraniano
verso l’Asia meridionale vedrebbe il progetto Nabucco — caro a Bruxelles e a Casa Bianca — privato di una fonte chiave
da cui rifornirsi. Gazprom sa bene che un
Rivista Marittima-Dicembre 2009

Varo a J (© Internet).

accordo con l’Iran implica che non vi siano più sanzioni Statunitensi, una prospettiva ancora molto lontana tanto che, entrando a regime Ip, l’Iran non avrebbe che
da vendere e dirottare altrove il proprio
gas. Nonostante i veti di Washington la
National Iranian Oil Company non ha difatti nascosto il suo interesse per il Nabucco. Una soluzione accarezzata anche dal
premier turco Recep Tayyip Erdoãan (la
Turchia è infatti insieme ad Austria, Bulgaria, Romania e Ungheria, fra i paesi
coinvolti nel progetto per l’importazione
di gas naturale dal Mar Caspio e dal Medio Oriente). per quante riserve, anche a
Bruxelles sanno che il Nabucco — sostenuto dalla Commissione Europea per vedere ridotta la dipendenza energetica dell’Europa dalla Russia — potrà in fondo
funzionare solo se riceverà gas a sufficienza da Iran e Turkmenistan tanto da
avere un suo «rivale» nel South Stream
che vede Eni e Gazprom alleate in joint
venture attraverso la South Stream AG.
Erdoãan, oltre a caldeggiare l’ipotesi gas
iraniano, s’è detto favorevole a una ipote71

I gasdotti sottomarini

si russa, nonché alla installazione in Turchia di un terminale per GNL proveniente
dal Qatar. Oltre alla Russia fra i paesi fornitori di gas per il Nabucco, sono altri i
nomi che circolano, Azerbaijan, Turkmenistan, Egitto, Iraq, Uzbekistan, Kazakhistan per quanto l’Iraq smentendo la notizia di vendita di gas iracheno all’Europa
via Turchia abbia fatto sapere di non disporre in realtà di un surplus di riserve di
gas da destinare alla «US-backed Nabucco pipeline». La costruzione del gasdotto
Iran-pakistan con la deviazione verso l’Asia meridionale del gas iraniano potrebbe
pertanto rafforzare la posizione della Russia sullo scacchiere energetico europeo sia
attraverso il suo eventuale coinvolgimento nel Nabucco sia, dovendo perdere quota quest’ultimo, grazie al South Stream la
cui sezione onshore — dopo quella offshore attraverso il Mar Nero da Tuapse a
Varna — prevede l’attraversamento della
Bulgaria con due possibili opzioni: una
tratta verso nord ovest con attraversamento di Serbia e Ungheria per la connessione
ai gasdotti provenienti dalla Russia quindi
una tratta verso sud ovest con attraversamento di Albania e Grecia per la connessione alla rete nazionale italiana.
Intanto, il 6 agosto del 2009, ad Ankara, Russia e Turchia hanno firmato un accordo che autorizza Mosca a intraprendere uno studio di fattibilità per la costruzione del South Stream relativamente al suo
passaggio nelle acque territoriali turche,
quindi un protocollo per il rilancio dell’oleodotto Samsun-Ceyhan per le forniture
di petrolio russo. Ma ad Ankara, dove è
stato firmato anche un accordo per la costruzione della prima centrale nucleare
turca, si è parimenti discusso del progetto
Blue Stream 2 che consentirebbe a Mosca
di esportare il proprio gas verso Cipro,
Israele, Libano e Siria attraverso la Tur72

chia. Il sostegno turco al progetto russo è
segno delle ambizioni di Ankara a fare
della Turchia l’hub energetico della regione espandendo la sua sfera di relazioni internazionali oltre i tradizionali legami con
l’Europa occidentale, una carta cui la Turchia sembra affidare molti dei suoi destini
politici oltre che economici.

Gasdotti sottomarini:
sicurezza in mare e loro manutenzione

Le condotte sottomarine sono soggette a

stress di fatica, corrosione, danneggiamenti dovuti a eventi naturali o collisioni
da naviglio come una delle cinque linee
del gasdotto TMpC danneggiata — il 19
dicembre del 2008 — dall’ancora di una
petroliera in transito nel Canale di Sicilia.
Adagiate sul fondale con importanti tratti
di sporgenza, possono invece venire a
contatto con le reti a strascisco dei pescatori e le àncore dei diportisti (spesso operanti in spregio a leggi e ordinanze delle
Capitanerie di porto competenti). Viceversa per condotte autoaffossatesi una
eventuale sporgenza può non far presa
sulle àncore delle imbarcazioni da diporto
o ancora sui pattini del sacco terminale
delle reti a strascico. È stato per esempio
notato in relazione alla condotta sottomarina in media pressione che convoglierà
gas naturale dal Lago di Fusaro (Bacoli) a
punta S. pietro (Ischia) come la zona rocciosa in cui essa non si è affossata sia evitata da pescatori e diportisti che diversamente rischierebbero di perdervi reti e ancore. In caso di aggancio il carico che ne
conseguirebbe per il natante sarebbe tale
da spezzare reti e cavi e, nel caso delle àncore, mandare in folle il verricello avvolgicatena costringendo l’imbarcazione all’arresto immediato e a manovrare per
Rivista Marittima-Dicembre 2009

I gasdotti sottomarini

Varo a S dal pontone posatubi semisommergibile della flotta Saipem CASTORO SEI
(© Nord Stream AG).

quanto sconsigliabile per il recupero delle
stesse. Un’ancora o attrezzo da pesca che
abbiano incocciato una condotta devono
cioè essere abbandonati senza tentare di
liberarli pena l’integrità del gasdotto.
L’aggancio di una condotta può difatti
condurre — a sèguito dello spostamento
della stessa con deformazione anche minima di una flangia di accoppiamento — a
fuoriuscite del gas in pressione. Nel caso
del metanodotto ischitano si avrebbe l’interruzione del flusso di gas con la chiusura automatica delle valvole delle cabine di
Bacoli e Ischia. Altro esempio quello dell’incidente al TMpC con — a sèguito dell’improvviso calo di pressione registrato
— la immediata chiusura della linea danneggiata, nonché la messa in sicurezza degli impianti e del personale.
Ora, i danni di lieve entità — come
quelli al rivestimento esterno — non inRivista Marittima-Dicembre 2009

fluiscono sulla sicurezza e la produttività
di una condotta non quelli che incidendo
sulle sue condizioni operative necessitano
di interventi immediati. Come quando lievi perdite o rotture di ampie dimensioni
determinano la fuoriuscita di gas con parziale riempimento della tubazione con acqua. per rotture di tratti considerevoli la
condotta viene sollevata sul mezzo di posa con la sostituzione della sezione danneggiata con una direttamente saldata a
bordo, mentre per rotture locali si interviene a mezzo «ROV».
Sottoposta a monitoraggio, modalità di
ispezione di una condotta variano a seconda che essa si trovi in acque basse o in mare aperto da qui il ricorso ora a mezzi di limitato pescaggio e strumentazione al traino ora a «ROV». I controlli possono a loro volta essere sia esterni che interni. I primi riguardano l’analisi del potenziale del73

I gasdotti sottomarini

conoscono pig calibratori per la individuazione di difetti geometrici e meccanici;
pig magnetici o Magnetic Flux Leakage e
pig a ultrasuoni o Ultrasonic Test per difetti di tipo metal loss; pig per la individuazione di cricche e falle; pig con dispositivi GSM o inerziali per l’accertamento
di eventuali cambi di direzione nel tracciato della condotta mentre pig in gomma
o in acciaio dotati di spazzole, dischi e altri accessori ripuliscono le condotte da
eventuali depositi di sporcizia, residui di
acqua, tracce di aria.

Gasdotti sottomarini e loro rotta

propedeutica all’individuzione del trac-

pontone per interro e posa condotte per varo
a S in bassi fondali della flotta Saipem Castoro 10
(© Saipem).

la protezione catodica e del rivestimento
esterno, nonché la ricerca di eventuali perdite, graffi o ancora di oggetti pericolosi
nelle vicinanze della condotta mentre difetti e anomalie come ammaccature,
deformazioni, ovalizzazioni, intagli, aree
di corrosione, difetti di laminazione o saldatura, cricche da stress corrosion, da
idrogeno e da fatica possono venire rilevati in fase di ispezione interna da speciali
dispositivi detti pig intelligenti dotati di
sensori e altra strumentazione. A oggi si
74

ciato per la posa di un gasdotto è la Detailed Marine Survey o DMS per la conoscenza della morfologia e della litologia
del fondale con indagini condotte da mezzi di superficie e sottomarini e — per il rilievo di aree a morfologia irregolare — da
minisommergibili. Nel caso del Mar Nero
— luogo di transito del Blue Stream — lo
studio della natura dei fondali ha per
esempio evidenziato la presenza di strati
superficiali di argilla con importanti concentrazioni di gas superficiale (in particolare lungo la piana abissale e il margine
continentale turco), di affioramenti rocciosi lungo la scarpata continentale russa e
pendenze elevate sul lato turco, di pockmark e fratture del suolo — dovute a fuoriuscita di gas — su entrambi i lati, quindi, su quello turco, di frane, scorrimenti
del suolo, correnti di torbida e — ai piedi
della scarpata continentale — di faglie.
I dati raccolti in fase di survey vengono
elaborati e memorizzati su appositi supporti presenti a bordo dei mezzi impiegati
mentre la loro interpretazione può avvalersi di riprese visive del fondo marino. per le
Rivista Marittima-Dicembre 2009

I gasdotti sottomarini

operazioni di survey in àmbito Galsi la Geo
prospector — nave idrografica della Fugro,
società olandese specializzata nel rilevamento dei fondali marini, della superficie
terrestre e dei sottofondi sabbiosi e rocciosi — si è avvalsa di un AUV — nome
Echosurveyor I — dotato di ecoscandaglio
multifascio ad alta risoluzione, sonar a
scansione laterale, radar sottomarino. Durante la sua missione al largo della costa
meridionale della Sardegna nel dicembre
del 2007 l’AUV ha individuato un relitto in
fondale perturbato nel punto inizialmente
scelto per il posizionamento del gasdotto.
L’interpretazione dei dati raccolti dal sonar
e dall’ecoscandaglio quindi suggeriva la
presenza di una nave militare circondata
dai suoi rottami. Il relitto veniva nuovamente rilevato il 18 gennaio del 2008 dalla
Skandi Inspector — altra nave della flotta
Fugro — durante la raccolta dati a mezzo
«ROV» venti miglia al largo della Sardegna meridionale sul posizionamento del cavo in fibra ottica Artemis. Il relitto localizzato tramite sonar di scansione veniva pertanto filmato dalle videocamere del
«ROV» e identificato con la corazzata
francese Danton silurata il 19 marzo del
1917 da sottomarini nemici 28 miglia a sud
ovest di San pietro mentre navigava verso
sud alla velocità di 14,5 nodi (la nave era
partita il giorno prima diretta a Corfù scortata dal cacciatorpediniere Massue) mentre
notizie sul ritrovamento, posizionamento e
disposizione della nave e dei suoi resti venivano trasmesse ai servizi idrografici d’Italia, Francia e Gran Bretagna e il gasdotto
reinstradato posizionandone il passaggio
lontano dal relitto e dall’area dei rottami.
Resti di un nave affondata nel xVIII secolo sono stati invece rinvenuti nella Baia
di Greifswald nel Mar Baltico dove transiterà il Nord Stream. Era stata la Marina svedese nel 1715 a zavorrare con pietre la naRivista Marittima-Dicembre 2009

Torre per varo a J a prua del pontone
semisommergibile autopropulso
a posizionamento dinamico Saipem 7000,
(© Saipem).

ve perché inabissandosi andasse a costituire
insieme ad altre una barriera di 980 m contro le incursioni delle navi nemiche. I resti
della nave sono stati recuperati per consentire la costruzione di un corridoio destinato
al gasdotto con passaggio qui obbligatorio
per la presenza a destra e sinistra della baia
di altri relitti fra quelli affondati dalla Marina svedese ai primi del Settecento.
Nella scelta del percorso di un gasdotto
si tende pertanto a evitare non solo le aree
a presenza di relitti o di interesse archeologico in genere, ma anche quelle di dragaggio, ancoraggio o ancora quelle interessate da attività di pesca o dove sia elevato il rischio di caduta di oggetti dalle
navi. Uno strumento di emergenza denominato Extended Acoustic Radar per il ri75

I gasdotti sottomarini

Varo a reel secondo la tecnica a S con bobina
disposta in orizzontale (© Internet).

Varo a reel secondo la tecnica a J con bobina
disposta in verticale (© Internet).

levamento di eventuali oggetti precipitati
all’interno della tubazione durante le fasi
di posa offshore di una condotta è stato
per esempio messo a punto da Saipem.
Del congegno — basato sulla propagazione delle onde acustiche e il riconoscimento automatico del bersaglio — è stato realizzato un prototipo sperimentato dal pontone semisommergibile Saipem 7000 nell’àmbito del progetto Medgaz.
Né vengono ignorate in fase di definizione della rotta di un gasdotto le aree attraversate da collegamenti con piattaforme e riser, condotte e cavi sottomarini. Un
gasdotto sottomarino a sua volta ignorerà
le zone destinate a esercitazioni navali di
unità di superficie, anfibie, sommergibili,
di tiro, bombardamento, dragaggio. Come
il Galsi che nel suo tratto sud eviterà le
aree di esercitazione di tiro E311 e T811
ma non quelle destinate alle esercitazioni
dello spazio aereo soggetto a restrizioni
ovvero R46, D40/A, R54.
Quanto invece alle aree a eventuale presenza di ordigni, può accadere che il loro
ritrovamento sia successivo alla definizio-

ne della rotta di un gasdotto. Con ordinanza n. 36/2008 del 13 giugno la Capitaneria
di porto di Olbia dava per esempio notizia
— con ciò interdendo traffico marittimo,
attività subacquea e diportistica — della
possibile presenza sul fondale un miglio a
NNE di Capo Ceraso di proiettili di artiglieria di grosso calibro. Risultando l’area
interessata per circa 1,4 km dal tracciato
del Galsi dalla Società veniva comunicato
come le aree interessate dai lavori di posa
del gasdotto sarebbero state sottoposte ad
attività di bonifica precauzionale da ordigni esplosivi residuati bellici o, più semplicemente, a ricognizione subacquea tesa
alla localizzazione di potenziali ordigni
bellici inesplosi. Con ordinanza n. 60/2008
del 15 ottobre la Capitaneria di porto di
Olbia preso atto del brillamento dell’ordigno a opera del nucleo SDAI della Maddalena a sua volta revocava l’ordinanza del
13 giugno, nonché la n. 58/2008 del 7 ottobre e la n. 59/2008 del 9 ottobre ad originaria interdizione della navigazione per
operazioni di rimorchio e brillamento ordigni bellici al largo di Capo Ceraso.

76

Rivista Marittima-Dicembre 2009

I gasdotti sottomarini

Stringhe di gasdotti

La costruzione di un gasdotto sottomari-

no passa attraverso la saldatura di singoli
tubi della lunghezza di circa dodici metri
che costituiscono la condotta realizzata
saldando i giunti uno dopo l’altro e avanzando lungo la rotta designata in fase di
progetto. I tubi possono a loro volta essere riuniti sotto forma di doppi o quadrupli
giunti. per la costruzione del Greenstream
singoli tubi sono stati per esempio trasferiti via mare dall’area di stoccaggio nel
porto di Trapani a bordo del Castoro Sei,
Denominazione

pontone posatubi semisommergibile della
flotta Saipem con capacità di carico sul
ponte di 3.600 t. Durante la costruzione
del Blue Stream un cantiere per quadrupli
giunti è stato invece allestito a Samsun su
una vasta area nei pressi del porto commerciale. Qui i tubi sono stati saldati a due
a due per poter formare barre da quarantotto metri con produzione giornaliera di
due rack da 1.400 t. I giunti sono stati
quindi trasferiti a bordo della Saipem
7000, issativi dalle due gru «D 7000»
Amhoist completamente girevoli a prua
del pontone, dove, posizionati al centro

Tipo

Tecnica Diametro max
posa
Condotte

Saipem 7000

pontone semisommergibile autopropulso
a posizionamento dinamico per sollevamento
strutture e posa condotte in acque profonde.

J

32”

Saipem FDS

Nave a posizionamento dinamico per sviluppo
di giacimenti di idrocarburi in acque profonde,
per posa condotte e sollevamento.

J

22"

Castoro Sei

pontone posatubi semisommergibile per posa
condotte di largo diametro.

S

60"

Castoro Otto

Nave posatubi e sollevamento strutture

S

60"

Saipem 3000

Nave sollevamento autopropulsa
a posizionamento dinamico per posa
condotte flessibili in acque profonde
e sollevamento strutture

Reel, J, S

6"

Semac 1

pontone semisommergibile per posa condotte

S

58"

Castoro II

pontone posatubi e sollevamento strutture

S

60"

Castoro 10

pontone per interro e posa condotte in bassi fondali

S

60"

Castoro 12

pontone posatubi per shallow-water e posa
condotte in bassissimi fondali

S

40"

S 355

pontone posatubi e sollevamento strutture

S

42"

Crawler

Nave posatubi e sollevamento strutture

S

60"

Saipem Trenching barge

pontone per post trenching e back-filling
di condotte in bassissimo fondale

Saibos 230

pontone di lavoro e posatubi con gru mobile
per battitura pali, terminali, piattaforme fisse

Rivista Marittima-Dicembre 2009

40"
S

30"

77

I gasdotti sottomarini

del mezzo, sono stati sollevati fino a una
torre installata a prua fra le due gru. Tale
torre, dotata di elevatore per giunti o pipe
loader lift, alloggia a sua volta due stazioni di lavoro: una per la saldatura, l’altra
per i controlli non distruttivi o NDT e il ripristino mediante field joint coating del rivestimento esterno in corrispondenza della saldatura generalmente dello stesso tipo
di quello usato per proteggere il resto della tubazione dalla corrosione (generalmente strati di polietilene o polipropilene
sopra materiale epossidico).
Una condotta è soggetta a corrosione
per effetto chimico (ossidazione) o elettrochimico (corrosione galvanica). Una
protezione passiva sotto forma di guaine
di asfalto o strati di polietilene o polipropilene la proteggerà — applicata esternamente — dall’ossidazione mentre la protezione attiva o catodica a base di anodi
sacrifiziali in zinco o in alluminio la proteggerà dalla corrosione galvanica. La
protezione catodica — che in quanto tecnica anticorrosiva di una struttura metallica trova larga applicazione nella protezione di oleodotti e gasdotti — consiste nel
rendere elettricamente negativa la struttura da proteggere attraverso il collegamento a una serie di anodi opportunamente
collocati. La debole tensione che si stabilisce fra gli anodi e la struttura determina
la formazione di una corrente elettrochimica che produce per corrosione il consumo degli anodi anziché della prima. Test
di laboratorio effettuati per verificare il
comportamento dei materiali in contatto
con l’ambiente del Mar Nero particolarmente anossico e ad alte concentrazioni di
h2S o acido solfidrico hanno per esempio
condotto in ambito Blue Stream alla scelta del rivestimento in polipropilene a tre
strati e alla definizione della protezione
catodica con anodi sacrifiziali in lega di
78

zinco rispetto a quelli in alluminio rivelatisi di elevata efficienza elettrochimica in
presenza di alte concentrazioni di acido
solfidrico. A nodi sacrifiziali in zinco verranno utilizzati anche per il tratto a mare
del gasdotto OLT mentre per la protezione passiva si ricorrerà a rivestimento in
polietilene. Il tutto su tubi in acciaio ApI
x-60. per il Galsi si ricorrerà invece a tubi in acciaio con rivestimento interno in
resina epossidica, rivestimento esterno in
polipropilene per il tratto a mare, polietilene per quello a terra, rivestimento in gunite per acque poco profonde. Le resine
epossidiche ridurranno l’attrito fra la parete del tubo e il gas agevolandone il flusso
mentre la gunite rivestendo e appesantendo la tubazione fungerà ora da protezione
contro urti ed episodi di corrosione ora —
garantendo stabilità alla condotta sul letto
di posa — da zavorra.
prima delle operazioni di saldatura i tubi vengono ripuliti da eventuali impurità e
residui di lavorazioni precedenti. Le due
estremità da saldare vengono cioè sottoposte a cianfrinatura con l’asportazione di
materiale lungo la circonferenza del tubo
ciò che consente allo spessore di assumere una sagoma appropriata. I tubi vengono
quindi avvicinati e allineati e i lembi riscaldati con torcia al propano ciò che impedirà il raffreddamento del primo cordone di saldatura.
per la saldatura delle condotte si ricorre
sempre più spesso alla tecnologia ad arco,
insieme a quella a fiamma, a elettroscoria,
alluminotermica, a fascio elettronico, a laser, nel novero delle saldature autogene
per fusione. Nella tecnologia ad arco il calore necessario alla fusione viene generato facendo scoccare un arco elettrico fra
un elettrodo e il materiale base dei lembi.
Una saldatura ad arco sarà pertanto a elettrodi rivestiti (Shielded Metal Arc WelRivista Marittima-Dicembre 2009

I gasdotti sottomarini

percorso
del gasdotto
Blue Stream,
(© Gazprom).

ding o SMAW), ad arco sommerso (Sub- il materiale base, la protezione del bagno
merged Arc Welding o SAW), a filo con- di fusione è invece affidata a una miscela
tinuo (Gas Metal Arc Welding o GMAW), di gas che, introdotta esternamente, va a
ad arco con elettrodo di tungsteno (Gas investire la zona interessata.
Tungsten Arc Welding o GTAW). La salper la identificazione di eventuali difetdatura ad arco sommerso è stata per esem- ti le saldature vengono sottoposte a conpio utilizzata in àmbito Greenstream e trolli NDT mediante tecniche radiografiBlue Stream insieme alla tecnologia che (Welding x-ray NDT) o a ultrasuoni
«pASSO» — sistema di saldatura genere (Welding ultrasonic NDT).
«GMAW» a marchio Saipem — della
per le saldature eseguite sulla linea di
quale è stata messa a punto una variante varo si parla di tubazione saldata in linea
per la saldatura in verticale con test con- mentre per tubi direttamente saldati a terdotti su «pipeline» con inclinazione del- ra e montati su bobine di tubazione avl’asse a 5°, 30°, 45° a simulazione della volta su tamburo. Su un tamburo si posconfigurazione assunta dalla condotta du- sono avvolgere fino a venti metri di tubarante la posa a J.
zione purché di tipo semirigido, modesto
Nella saldatura ad arco sommerso l’e- diametro ed elevato spessore di parete
lettrodo, non rivestito, costituisce anche il per sostenere le deformazioni plastiche
materiale di apporto mentre la protezione indotte dalle operazioni di avvolgimentodell’arco e del bagno di fusione è affidata svolgimento e raddrizzatura prima del
a una coltre di materiale granuloso che ri- varo. Nel caso in cui una tubazione vencopre il giunto separandolo dall’aria. Nel- ga saldata in linea, la condotta viene vala saldatura ad arco a filo continuo in at- rata facendola scorrere a tratti di lunmosfera protettiva, dove l’arco scocca tra ghezza variabile lungo una rampa subito
un filo metallico avvolto su un rocchetto e dopo l’applicazione del rivestimento anRivista Marittima-Dicembre 2009

79

I gasdotti sottomarini

ticorrosivo sui giunti e l’eventuale ripristino della gunite di appesantimento.

Metodi di varo

Durante il varo la rampa del mezzo po-

satubi consente di far assumere alla condotta trattenuta a bordo da un sistema di
tensionamento ora una conformazione a S
ora una a J. Sui mezzi per la posa a S —
adatta ad acque basse e di media profondità — una struttura reticolare rigida ad
arco di circonferenza disposta in orizzontale e solidale al mezzo (stinger) controlla
la curvatura della condotta (overbend) durante il suo ingresso in acqua facendole
assumere la caratteristica forma a S, quindi, prima del contatto del tubo con il fondale, una curvatura nella direzione opposta (sagbend). Durante l’ingresso del tubo
in acqua l’applicazione di tiro alla condotta tramite tensionatore controlla indirettamente lo stato di sollecitazione nel sagbend. In caso di avvicinamento per effetto
di correnti o moto ondoso del mezzo posatubi al punto di contatto fra tubo e fondale — il cosiddetto touch-down point —
aumenterà la curvatura ovvero la sollecitazione nel sagbend per cui si arriva ad un
limite inferiore di riduzione del tiro oltre il
quale si è costretti a tirare a bordo il tubo
applicandovi un tiro costante. Viceversa il
tubo risulterà più teso, laddove, distaccandosi dal fondale, richiederà al tensionatore
una forza maggiore fino a un valore limite
oltre il quale è necessario il suo rilascio.
Un dispositivo di tensionamento a elevata capacità di carico e controllo è stato
ad esempio messo a punto da REMACUT,
società piemontese specializzata nello studio, progettazione e costruzione di attrezzature e macchinari per oleodotti e gasdotti sottomarini. Il sistema REMACUT per
80

l’afferraggio e la movimentazione del tratto emerso della tubazione consta di due sistemi cingolati contrapposti che afferranno il tubo attraverso una serie di pattini
gommati opportunamente sagomati.
Nella posa a J — adatta alle grandi
profondità — la condotta viene invece varata lungo una rampa quasi verticale mentre il tubo, ora libero di assumere una configurazione naturale, evita lo overbend seguendo una deformata a J. Una torre di varo a J è stata installata nel 1999 sul pontone semisommergibile Saipem 7000 per la
posa di flowline di collegamento e tieback sottomarini al mezzo genere Deep
Craft Caisson Vessel o DDCV nell’àmbito del progetto «Exxon hoover Diana» nel
Golfo del Messico. La torre è la stessa che
alloggia le stazioni di lavoro per saldatura,
controlli NDT, field joint coating. Durante il varo i tratti di condotta vengono calati sul fondale attraverso una apertura all’estremità della torre contestualmente al
movimento del mezzo nella direzione opposta. Grazie al sistema di posizionamento dinamico «Class 3 Dp» a 12 servomotori la Saipem 7000 può inoltre condurre
operazioni di varo in acque profonde mantenendosi stabile anche in condizioni ambientali estreme.
Una terza tecnica di varo detta towing
prevede invece il tiro a mezzo rimorchiatori di tratti di condotta attraverso quattro
modalità ossia surface tow, mid-depth tow,
off-bottom tow, bottom tow. Nel surface
tow la condotta — provvista di adeguato
numero di moduli di galleggiamento —
viene trascinata sulla superficie dell’acqua
e privata delle boe sul luogo di varo (spesso le boe vengono riempite con acqua affinché fungendo da zavorra favoriscano la
discesa della stessa sul fondo del mare).
Nel mid-depth tow — con il trascinamento della condotta poco sotto la superficie
Rivista Marittima-Dicembre 2009

I gasdotti sottomarini

Operazioni di tie-in a Beni Saf — durante la costruzione del gasdotto Medgaz — a bordo della nave
posatubi e sollevamento strutture della flotta Saipem CRAWLER (© Medgaz SA).

marina — un numero inferiore di moduli
di galleggiamento è compensato dal moto
in avanti del rimorchiatore mentre la condotta si adagerà sul fondale contestualmente all’arresto del mezzo all’altezza del luogo di varo. Nello off-bottom tow — con il
trascinamento della condotta poco sopra il
letto del mare — i moduli di galleggiamento sono sostenuti da catene con la condotta
privata delle boe sul luogo di varo. Nel
bottom tow — adatto a installazioni in acque basse e su fondali piatti e soffici — la
condotta, sprovvista di boe, viene trascinata sul letto del mare dove viene rilasciata
una volta sul luogo di varo. Un nuovo metodo relativo al tiro di lunghi tratti di condotta in galleggiamento è quello messo a
punto da Saipem — la tecnologia è in fase
di ingegnerizzazione per un progetto in
Arabia Saudita — con l’impiego di galleggianti in campana d’aria con conseguente
riduzione delle forze necessarie al traino.
Rivista Marittima-Dicembre 2009

Infine, il varo a reel — a S o a J — con
svolgimento della tubazione avvolta su
tamburo a bordo di appositi mezzi con la
bobina disposta in orizzontale o in verticale. Si parlerà in tal caso di horizontal Reel
Barge (hRB) o horizontal Reel Ship
(hRS) e di Vertical Reel Barge (VRB) o
Vertical Reel Ship (VRS). per quanto le
prime eseguano tradizionalmente il varo a
S e le seconde tanto quello a J quanto
quello a S si pensa di rendere adatte al varo a J anche le hRB e le hRS.

Gli approdi a terra, le operazioni
di tie-in, collaudo e messa in esercizio
di un gasdotto sottomarino

p

rima del varo convenzionale di una
condotta mediante movimento del mezzo
posatubi verso il largo secondo la rotta
prefissata si procede alla realizzazione de81

I gasdotti sottomarini

gli approdi a terra o shore approach. Tale
fase prevede l’allestimento delle aree di
cantiere, lo scavo delle trincea, le operazioni di tiro e posa della condotta quindi il
suo ricoprimento in trincea e le attività di
ripristino ambientale. Nei pressi della costa la condotta viene solitamente interrata
per limitare le eventuali interferenze con
àncore e attività di pesca mentre via via
che si procede verso il largo si passa dall’interramento alla semplice posa sul fondo del mare. Condotte posate sul fondale
possono tuttavia venire appesantite localmente con materassi di ghiaia o scaricando ghiaia sull’intera tratta. per tratti di
condotta sospesi possono invece fungere
da sostegno dispositivi meccanici, ghiaia
e sacchi di sabbia.
per le attività di tiro il mezzo posatubi
viene posizionato con la rampa di varo allineata sulla rotta di progetto a una distanza dalla linea di costa dipendente dalla
profondità del fondale. Nel frattempo, sul-

In alto:
La nave
d’appoggio
pOLAR
pRINCE
insieme
a Innovator
e Beluga
(© Saipem).
A lato:
Blue Stream:
supervisione
delle ultime fasi
dei tiri a riva
a Dzhugba
(© ENI).

82

Rivista Marittima-Dicembre 2009

I gasdotti sottomarini

Blue Stream: la nave posatubi e sollevamento strutture della flotta Saipem CASTORO OTTO a Samsun
durante le operazioni di tiro a riva, (© Eni).

la costa, si sarà provveduto a installare un
sistema di tiro della condotta — la cosiddetta testa di tiro — costituito da verricello lineare e relativi blocchi di ancoraggio
— e, a bordo del mezzo di varo, all’assemblaggio della stringa munita di testa di
tiro lato costa.
Dopo i tiri a terra, il varo in acque basse e quello in mare aperto, mezzi dotati di
gru laterali sollevano i due tratti di condotta fuori dall’acqua per il loro collegamento in superficie: è questa l’operezione
detta di tie-in. Eliminate le teste di tiro,
saldati i giunti, effettuati i controlli NDT,
ripristinato il rivestimento esterno, la condotta viene quindi calata sul fondale.
Completati i lavori di posa, eseguiti quelli di intervento con il tubo pieno d’aria, la
Rivista Marittima-Dicembre 2009

condotta viene riempita con acqua e ripulita mentre un test idraulico — con pressione interna superiore a quella di progetto — ne verificherà la tenuta. Svuotata
dell’acqua di collaudo, la condotta viene
quindi asciugata con aria: il viaggio del
gas sotto il mare può iniziare.

Fra Russia e Turchia:
per un esempio di gasdotto
sottomarino su lunga distanza

per la realizzazione del Blue Stream il

gasdotto per il trasporto del gas russo in
Turchia attraverso il Mar Nero nel 1999
Eni e Gazprom hanno costituito su base
paritetica la joint venture Blue Stream pi83

I gasdotti sottomarini

peline Company BV. Il Blue Stream
project ha visto la costruzione di un gasdotto di 1.250 km costituito da una condotta da 56" per 373 km di lunghezza, di
proprietà della Gazprom, con attraversamento del territorio russo da Stavropol a
Dzhugba sul Mar Nero; di una stazione di
compressione; di due condotte sottomarine da 24" attraversanti il Mar Nero a una
profondità massima di 2.150 m; di una
condotta da 48" per 470 km di lunghezza
operata da Botaã — società di Stato turca
del settore oil & gas — per il collegamento alla rete di distribuzione di Ankara —,
nonché la realizzazione da parte di Saipem e sulla costa russa di un sistema di
condotte pari a tre chilometri dagli approdi alla stazione di compressione di Beregovaya, di una stazione temporanea di
compressione aria per eventuali emergenze durante la posa sottomarina, le operazioni di collaudo idraulico e il drying o disidratazione della linea.
Le due condotte da ventiquattro pollici
superata Beregovaya entrano nel Mar Nero a Dzhugba per riemergere a Durusu, nei
pressi di Samsun. Esse seguono a loro
volta due percorsi — la rotta E1 di 380,4
km, quindi la rotta W2, di 387,6 km — diversificantisi nella parte russa dell’approdo all’altezza della scarpata continentale e
del fondale marino per poi riunirsi nella
piana abissale da dove proseguono in parallelo fino all’approdo turco. La diversa
profondità del tracciato ha richiesto due
diversi metodi di posa, quello a J, eseguito dalla Saipem 7000, quindi quello tradizionale a S eseguito dal Castoro Otto, cui
è stata affidata anche la costruzione degli
approdi di Dzhugba e Durusu.
A dare il via alle operazioni di costruzione del tratto sottomarino del Blue
Stream gli scavi sulla sponda russa e quelli sul lato turco dove il Castoro Otto ha ef84

fettuato i tiri a terra delle linee posizionandosi a circa 500 m dalla costa. Dopo l’attraversamento del Bosforo, la Saipem
7000 ha recuperato la prima linea (W2) a
170 m di profondità sul lato russo per poi
varare in direzione Turchia dove — abbandonata a 160 m di profondità d’acqua
— è stata presa in carico dal Castoro Otto
per varo e tie-in con la sezione di tubo proveniente da terra. La Saipem 7000 è quindi tornata sul lato russo dove, recuperata la
seconda linea (E1), l’ha varata in direzione Turchia dove è stata recuperata dal Castoro Otto a 155 m di profondità d’acqua
per successivo varo fino ai 33 m e tie-in
con la sezione proveniente da terra.
Un contributo italiano al Blue Stream è
venuto anche da Gesp — società del settore delle tecnologie GIS — con la realizzazione del Blue Stream Information System o BSIS, sistema informativo geografico-documentale per la gestione integrata
e user friendly dei dati — fotografie, filmati, disegni CAD, testi, immagini scansionate, profili acustici, informazioni geografiche, modelli digitali del terreno —
relativi alla sezione offshore del gasdotto.
Il GIS — che governa l’intero flusso dei
dati e che nell’architettura generale del
BSIS costituisce la base del sottosistema
di gestione del gasdotto cui è collegato il
sistema documentale — consente all’utente di navigare all’interno del sistema
interrogando gli oggetti relativi al gasdotto e al suo percorso. I due sottosistemi a
loro volta si integrano con il pipe
Tracking System, inventario di tutte le
informazioni relative all’impiantistica del
gasdotto, nonché con il sottosistema di simulazione idraulica che consente di calcolare preventivamente pressione, temperatura e situazioni critiche del flusso del gas
sulla base di vari parametri e scenari stagionali.
n
Rivista Marittima-Dicembre 2009


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