Storia


L’Italfluid è costituita da un gruppo di società private che esercitano le proprie attività nel campo del “Upstream” petrolifero, in ambito nazionale ed estero. Il Prof. Guido Soavi, in precedenza manager della Montecatini, dirigente presso l’Istituto di Ricerca “G. Donegani” MONTEDISON e Professore di Reservoir Engineering all’Università di Genova, ha fondato la prima compagnia nel 1975, dedicandosi inizialmente ai fluidi per Drilling & Completion. Subito dopo, l’attività è stata estesa alle prove di produzione su pozzi geotermici e di idrocarburi.

Si iniziò con l’acquisizione dei parametri di pressione e temperatura in pozzo dapprima con le Amerade e successivamente con il Read Out fino ad approdare ai Memory Guage di ultima generazione. Subito si impose il Well Testing con prove di produzione e prove speciali di ogni genere su pozzi dai parametri di produzione più disparati.

Mentre nel nord Italia erano in pieno svolgimento le prove di produzione sui pozzi ad alta pressione ed alta temperatura del giacimento di Trecate e Villa Fortuna, il grande giacimento della Basilicata veniva delineandosi con la realizzazione di nuovi pozzi che mano a mano erano testati con prove di produzione anche di lunga durata, permettendo di effettuare valutazioni sulle potenzialità del giacimento e reperire tutti i parametri di produzione che avrebbero consentito il dimensionamento dell’attuale Centro Oli che l’Eni dopo qualche anno avrebbe realizzato.

Furono fatte anche early production in simultanea ad operazioni di drilling e workover, che permisero la messa in produzione dei pozzi mediante la progettazione, realizzazione e gestione di impianti temporanei con attrezzature mobili per il trattamento degli idrocarburi, ancor prima che fossero realizzati gli oleodotti e le facilities definitive.

Da allora, la ricerca di continue innovazioni è stata premiata da molti riconoscimenti e della crescente soddisfazione dei Clienti. Dunque, la progettazione, la costruzione delle attrezzature e l’esecuzione dei servizi possono ora avvalersi con profitto dell’esperienza trentennale e delle competenze acquisite in molteplici campi di attività.

Alcune tra le principali tipologie di lavori che hanno caratterizzato negli anni l’operato dell’Azienda sono da ricordare:

1993 Area di raccolta con stoccaggio e caricamento del greggio in Val D’Agri (Pz)

Area dell’attuale Centro Oli ENI

Area dell’attuale Centro Oli ENI

Bacini di stoccaggio

Bacini di stoccaggio

Al tempo delle prime perforazioni nelle zone montagnose e prive di infrastrutture della Val D’Agri, quando ancora non esisteva una rete di oleodotti per la raccolta ed il trasferimento del greggio, su richiesta del Cliente, l’Italfluid progettò e realizzò una Centrale di trattamento, stoccaggio e caricamento del greggio nelle autobotti, consentendo l’immediata messa in produzione dei pozzi e la raccolta di tutti i parametri di produzione richiesti dal Cliente. Allo scopo, all’interno di bacini di contenimento opportunamente impermeabilizzati, vennero predisposti una serie di serbatoi con una capacità di stoccaggio di oltre 1000 m3.

L’impianto era dotato di tutte le infrastrutture di sicurezza relative allo stoccaggio e caricamento del greggio: impermeabilizzazione dei bacini di contenimento, inertizzazione dei serbatoi, baie di carico, caricamento a circuito chiuso senza emissioni in atmosfera tramite pompaggio di olio nelle autobotti e recupero del gas, misura fiscale dell’olio spedito, monitoraggio dell’area di lavoro mediante centraline di rilevamento gas, impianto antincendio con un suo sistema di primo intervento costituito da una riserva di acqua, motopompe, miscelatori per schiumogeno, monitori, sistemi di raffreddamento, estintori ecc.. Il sito era dotato anche di un’officina meccanica per assicurare le dovute manutenzioni alle attrezzature.

Partendo dalla progettazione si arrivò alla realizzazione finale dell’impianto che rimase attivo per 4 anni, presidiato h 24 da personale qualificato, che assicurò per tutto il tempo una produzione giornaliera di greggio pari a 400 m3.

1993 Prova di produzione ad olio off-shore (P. ma AQUILA – ENI)

P. ma Aquila

P. ma Aquila

Come nei cantieri a terra, le prove di produzione nei pozzi ad olio approdarono anche in mare, un esempio è la p. ma Aquila nello stretto di Otranto.

L’attrezzatura impiegata comprendeva tutta quella relativa alla separazione primaria, alla stabilizzazione, lo stoccaggio ed il trasferimento del greggio, oltre alla attrezzatura di sicurezza tipica di un cantiere ad olio.

1993-1994 Prima produzione off-shore in simultanea (P. ma CLARA W – ENI)

Early production offshore

Early production offshore

Analogamente a quanto avvenne nei cantieri a terra, anche in mare si manifestò la necessità di produrre prevalentemente gas e contemporaneamente interventare i pozzi presenti nella stessa postazione. Italfluid, mediante l’uso di attrezzature mobili, rese possibile la produzione simultanea alle operazioni di revamping, workover e drilling.

Tutto grazie alla flessibilità ed al supporto dei reparti di progettazione e costruzioni meccaniche interni all’Azienda che producevano apparecchiature con caratteristiche strutturali e dimensionali idonee ad essere posizionate in aree difficilmente accessibili delle piattaforme. Inoltre l’esperienza e la professionalità del personale impiegato hanno consentito anche il servizio di gestione degli automatismi di sicurezza preesistenti per il controllo delle attrezzature di superficie e fondo pozzo.

1996 Early production off-shore con alte pressioni e grosse portate (P.ma ANGELA/ANGELINA – ENI)

Slug Catcher

Slug Catcher

Produzione di gas con alte pressioni ed alte portate fu possibile sulla p.ma Angela-Angelina – ENI, dove, mano a mano che i pozzi venivano perforati e successivamente completati si procedeva alla messa in produzione grazie all’impiego di un impianto di early production appositamente realizzato che permise il trattamento e la produzione giornaliera di oltre 4.000.000 Sm3 di gas naturale.

1997- 2006 Long Production Test on – shore (MONTE ENOC 1 – ENI)

LPT

LPT

L’impianto fu gestito da Italfluid dal 1997 al 2006, e produsse fino a 500 m3 al giorno di greggio.

Per le operazioni in questo sito, il Cliente richiese il minimo impatto ambientale in quanto l’area circostante era caratterizzata da montagne, boschi e attività agricole. Inoltre, il numero delle attrezzature impiegate e la logistica rendevano necessaria la suddivisione dell’impianto in due distinte locazioni, a quote diverse.

Nel livello di monte erano presenti le apparecchiature di area pozzo per la produzione ed il trattamento del greggio quali choke manifold, separatori, heater, knock-out drum, fiaccole silenziate, ed il primo impianto Italfluid di desolforazione del gas. Mentre nel sito a valle erano collocate le attrezzature per lo stoccaggio ed il caricamento del greggio nelle autobotti.

Entrambe le aree erano costantemente monitorate da sistemi di sicurezza e anti-incendio.

2003-2009 Long Production Test e trattamento H2S (CERRO FALCONE 1 – ENI)

Un altro cantiere dove insieme alla produzione anticipata e prolungata fu realizzato un impianto di desolforazione per l’abbattimento del tenore di H2S nel gas fu Cerro Falcone 1 (Basilicata).

Le attività svolte furono quelle di long production test con stoccaggio, caricamento del greggio prodotto ed addolcimento del gas separato.

La capacità totale di stoccaggio era di 1500 m3, suddivisa in serbatoi da 40 e 46 m3. L’impianto trattava 800 ÷1200 m3 di olio al giorno e 200.000 Sm3/g di gas.

Nella fase progettuale fu riservata particolare attenzione alla salvaguardia dell’ambiente interessato dall’installazione prevedendo l’installazione di centraline per il monitoraggio della qualità dell’aria, e di un impianto di desolforazione per l’addolcimento del gas.

Le attrezzature di processo erano dislocate su due aree distinte. Nella prima area l’effluente proveniente da diversi pozzi veniva inviato alle attrezzature della separazione primaria. Il gas era indirizzato all’impianto di addolcimento e quindi ai termocombustori, mentre il greggio passava alla fase di stabilizzazione e stoccaggio realizzata prevalentemente nella seconda area, dove avveniva anche il caricamento dell’olio nelle autobotti mediante un circuito chiuso con recupero del gas ed eventuale pompaggio di gas inerte nei serbatoi di stoccaggio.

Area pozzo Cerro Falcone 1

Area pozzo Cerro Falcone 1

Area caricamento e stoccaggio Cerro Falcone

Area caricamento e stoccaggio Cerro Falcone

L’impianto di trattamento del gas permetteva l’addolcimento del gas proveniente dalla separazione primaria combinando l’H2S presente nella fase gassosa con i componenti di un’opportuna soluzione liquida presente all’interno delle colonne di lavaggio.

Il gas addolcito, dopo aver attraversato coalescer, separatori di condense ed una batteria di filtri, raggiungeva i termocombustori. Mentre la soluzione passava dalle colonne ad un serbatoio di raccolta liquidi, quindi alle unità di ossidazione per un primo arricchimento di ossigeno e da qui ad un’ulteriore unità di ossigenazione composta da ossigenatori al fine di essere ulteriormente rigenerata.

La soluzione arricchita di ossigeno veniva quindi inviata ai serbatoi di calma che favorivano l’accrescimento dei cristalli di zolfo, quindi alle unità di decantazione per separare la parte più pesante ed ottenere una soluzione chiarificata da rimettere in ciclo ed un addensato ricco di zolfo da inviare ad un estrattore centrifugo per la separazione della parte solida contenuta nella soluzione.

Cerro Falcone

Cerro Falcone

Impianto desolforazione di gas naturale Cerro Falcone 1

Impianto desolforazione di gas naturale Cerro Falcone 1

Colonne di lavaggio Impianto desolforazione Cero Falcone 1

Colonne di lavaggio Impianto desolforazione Cero Falcone 1

2008 – 2011 Pozzo a gas condensato (FAYROUZ – PETROBEL EGITTO)

Long Production Test a gas condensato

Long Production Test a gas condensato

Su commissione della Compagnia egiziana PETROBEL, Italfluid Geoenergy, in supporto alla branch egiziana (Italfluid Egypt) ha progettato (dal processo ai sistemi di controllo ed alle attrezzature), costruito ed installato nel nord del Sinai un impianto di trattamento idrocarburi.

L’effluente dal pozzo viene dapprima trattato in un separatore di alta pressione.

La fase gassosa viene inviata al separatore di bassa temperatura dove mediante effetto Joule Thomson e conseguente raffreddamento si ha la separazione dei componenti pesanti che condensano. Questo processo consente il raggiungimento delle specifiche dei dewpoint degli idrocarburi e dell’acqua per il gas di vendita; prima dell’ingresso in gasdotto è installato un sistema di analisi e misura della portata del gas.

La fase liquida viene separata in acqua e condensato, la prima viene inviata direttamente ai serbatoi di stoccaggio, mentre il condensato viene prima stabilizzato in una torre evaporativa e successivamente stoccato. Sia l’acqua che il condensato sono caricati nelle autobotti.

L’impianto comprende vasche di stoccaggio del condensato con tetto flottante da 2×1000 m3, un sistema di caricamento autobotti a circuito chiuso, vasche per l’acqua con tetto fisso da 2×900 m3 e tutta l’attrezzatura di supporto: compressori per il ricircolo del gas, compressori per la produzione di aria strumentale ed azoto, sistema antincendio, sistema fiscale per l’analisi e la misurazione della portata gas, caldaie per l’olio diatermico e gruppi elettrogeni.

E’ stato possibile aumentare la resa produttiva dell’impianto mediante recupero dei gas separati nella sezione di bassa pressione ed utilizzo del gas di coda come alimentazione delle principali utenze (gruppi elettrogeni e riscaldatori), riducendo al minimo la quantità di gas bruciato in fiaccola.

Grazie alla modularità delle attrezzature ed utilizzo dei tubi con connessioni rapide, l’impianto permette anche di essere modificato ed adattato facilmente a diverse esigenze produttive in tempi brevi.