VERIFICA DI ASSOGGETTABILITÀ A VIA - Interventi di ottimizzazione del Progetto Offshore Ibleo - Campi Gas Argo e Cassiopea
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Doc. SIME _AMB_05_96 di Ottobre 2017
Interventi di ottimizzazione del Progetto
Offshore Ibleo – Campi Gas Argo e Cassiopea
VERIFICA DI ASSOGGETTABILITÀ A VIA
Chiarimenti ed integrazioni volontarie alla
documentazione depositata in data 22 Dicembre
2016
Ottobre 2017
Documento di proprietà Eni S.p.A.. La Società tutelerà i propri diritti in sede civile e penale a termini di legge
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VERIFICA DI ASSOGGETTABILITÀ A VIA
Chiarimenti ed integrazioni volontarie alla
documentazione depositata in data 22 Dicembre
2016
A. Cuzzola P. Pucillo G. Liberto
M. Bergamini
V. Nappa
Elaborato Verificato Approvato
-- -- -- -- -- --
Amec
Foster Ottobre
00 Emissione Eni S.p.A. Eni S.p.A.
Wheeler 2017
E & I GmbH
REV. DESCRIZIONE PREPARATO VERIFICATO APPROVATO DATA
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1 INTRODUZIONE .......................................................................................... 7
2 UTILIZZO DELLA TRAVE TUBO E POSIZIONAMENTO TRAPPOLA
RICEVIMENTO GAS ........................................................................................... 8
2.1 STIMA PRELIMINARE DELL’IMPATTO AMBIENTALE ............................................ 15
3 MODIFICA DEI LIMITI DI BATTERIA PER METANODOTTO DI EXPORT DEL
GAS ................................................................................................................ 18
4 GESTIONE ACQUE REFLUE ED EFFLUENTI DI PROCESSO ........................... 20
4.1 DISPERSIONE TERMICA DEGLI EFFLUENTI DI PROCESSO .................................. 20
4.2 GESTIONE DEGLI EFFLUENTI DI PROCESSO ................................................ 20
4.3 GESTIONE ACQUE METEORICHE ................................................................... 22
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Elenco delle Tabelle
Tabella 4-1: Analisi della dispersione termica dalla Piattaforma Prezioso K (vecchio
progetto) ........................................................................................ 20
Tabella 4-2. Portate di acqua annuali impianto Cassiopea .................................... 21
Elenco delle Figure
Figura 2-1: Vista aerea dell’approdo in raffineria (linea rossa) ................................. 8
Figura 2-2: Vista aerea della trave tubo e foto di dettaglio ....................................... 9
Figura 2-3: Vista di dettaglio della trave tubo .......................................................... 9
Figura 2-4: Sezionamento della trave tubo ed esempio di mezzo che sarà utilizzato.
...................................................................................................... 10
Figura 2-5: Area onshore oggetto di lavori civili ..................................................... 11
Figura 2-6. Posizione Area Trappola, Prima Ipotesi e Posizione Finale................. 11
Figura 2-7: Layout della condotta da 14”, con indicazione del punto di emersione e
dell’ubicazione della trappola di ricevimento gas. ........................... 12
Figura 2-8: Esempio di struttura sottomarina a protezione della condotta e sua
ubicazione rispetto ai piloni esistenti .............................................. 13
Figura 2-9. Fotoinserimento preliminare dell’opera (ante operam a sinistra, post
operam a destra)............................................................................ 15
Figura 3-1: Tracciato della pipeline previsto nello Studio preliminare (in giallo) ..... 18
Figura 3-2: Tracciato della pipeline di competenza Eni (in giallo) .......................... 19
Figura 4-1: Andamento nel tempo dei volumi di acqua associata e acqua glicolata
...................................................................................................... 22
Figura 4-2. Rappresentazione schematica delle acque meteoriche....................... 23
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ACRONIMI
AIA Autorizzazione Integrata Ambientale
D.Lgs. Decreto Legislativo
MATTM Ministero dell'Ambiente e della Tutela del Territorio e del Mare
MEG Glicole monoetilenico
SIN Sito di Interesse Nazionale
UNMIG Ufficio Nazionale Minerario per gli Idrocarburi e le Georisorse
VIA Valutazione di Impatto Ambientale
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1 INTRODUZIONE
Con il presente documento Eni S.p.A., Distretto Meridionale (in seguito Eni), intende
fornire alcuni chiarimenti in merito alla documentazione depositata nel Dicembre 2016
per la procedura di Verifica di Assoggettabilità a Valutazione di Impatto Ambientale
inerente gli interventi di ottimizzazione del progetto Offshore Ibleo, Campi Gas Argo e
Cassiopea (Codice procedura ID_VIP: 3520).
Inoltre, alla luce di alcuni avanzamenti progettuali intercorsi e del nuovo stato di
avanzamento del progetto, si intende integrare ed aggiornare taluni aspetti, come
descritto nel seguito.
Il documento è composto quindi dalle seguenti sezioni:
• Utilizzo della trave tubo e posizionamento trappola ricevimento gas (Capitolo 2);
• Modifica dei limiti di batteria del metanodotto di esportazione del gas dall’impianto
di trattamento (Capitolo 3);
• Gestione delle acque reflue ed effluenti di processo (Capitolo 4).
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2 UTILIZZO DELLA TRAVE TUBO E POSIZIONAMENTO TRAP-
POLA RICEVIMENTO GAS
Come riportato nello Studio preliminare ambientale depositato nel Dicembre 2016, la
soluzione prescelta per l’approdo in raffineria è attraverso una struttura esistente “Trave
tubo” che corre parallela al pontile (Figura 2-1). La funzione della struttura esistente era
di agire come supporto strutturale per la linea di 14’’ che porta il gas dai pozzi.
Figura 2-1: Vista aerea dell’approdo in raffineria (linea rossa)
La Trave tubo è formata da una trave in calcestruzzo sostenuta su appoggi palificati a
fondo mare. Tale struttura, realizzata negli anni ‘70 e attualmente in disuso, era utilizzata
per il trasporto dell’acqua all’impianto di dissalazione (Figura 2-3).
Come già detto, la funzione della condotta sarebbe stata unicamente di agire come
supporto strutturale per la linea di 14’’ di adduzione del gas dalla piattaforma all’impianto
a terra.
A valle di approfondimenti progettuali ed attività ispettive, si è deciso di procedere alla
rimozione della trave in calcestruzzo andando a ripristinare le fondazioni esistenti.
L’approccio scelto dal team di progetto consiste nel massimizzare il riutilizzo dell’opera
esistente, riqualificando di fatto l’area di interesse.
L’ipotesi di lavoro è che le varie sezioni di trave vengano sezionate e rimosse tramite
utilizzo di mezzi idonei:
• Pontoni galleggianti dotati di gru per le sezioni a mare
• Gru cingolata per le sezioni a terra
A valle di iter di gara, l’attività di rimozione verrà affidata a ditta specializzata che si
occuperà della demolizione e possibile recupero del materiale ai sensi di legge oppure lo
stesso verrà smaltito da Eni come rifiuto.
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Figura 2-2: Vista aerea della trave tubo e foto di dettaglio
Figura 2-3: Vista di dettaglio della trave tubo
La nuova soluzione progettuale prescelta prevede la rimozione della trave tubo per la
parte di competenza del progetto, sia in terraferma (tratto di lunghezza circa 100 m) che
di in mare (tratto di lunghezza circa 500 m), mantenendo invece gli attuali piloni esistenti
come sostegno per la nuova linea.
I piloni esistenti fungeranno quindi da supporto strutturale per la nuova condotta da 14”
in arrivo dai campi gas, evitando la necessità di installare nuovi piloni.
La trave tubo è composta da una tubazione in Calcestruzzo Armato Precompresso (CAP)
di diametro 2.940 mm, spessore 220/250 mm e del peso di 5 tonnellate per m lineare.
In breve, le attività di rimozione consisteranno in:
• Predisposizione dell’area di accesso su terraferma;
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• Mobilitazione (mob) dei macchinari di cantiere, quali gru, macchine per taglio con
cavo diamantato, automezzi per trasporto eccezionale, chiatta galleggiante dotata
di gru cingolata per le attività in mare, rimorchiatore-supply vessel; (Figura 2-4)
• Sezionamento della trave in calcestruzzo (si prevedono 2 tagli al giorno) (Figura
2-4);
• Rimozione delle sezioni tagliate circa 600 metri lineari (500 m tratto in mare e
100 m tratto a terra), pari a circa 3. 000 tonnellate di CAP e trasporto presso siti
autorizzati di demolizione, nei quali i materiali demoliti verranno separati e
successivamente inviati presso centri di raccolta e smaltimento;
• Demobilitazione (demob) dei macchinari di cantiere.
Figura 2-4: Sezionamento della trave tubo ed esempio di mezzo che sarà utiliz-
zato.
La durata stimata delle attività, inclusi il mob/demob, è di circa 4 mesi.
La rimozione della trave tubo richiede alcuni lavori civili di preparazione della pista di
accesso e dell'area necessaria alla movimentazione dei mezzi di terra. In particolare, tali
lavori consisteranno in:
• Scoticamento strato superficiale del terreno (superficie prevista 3.600 m2,
spessore 0,15 m) ed accumulo dello stesso in area limitrofa per successivo
ripristino;
• Riporto strutturale di materiale granulare compattato (1.100 m3);
La dimensione preliminare dell’area necessaria alla movimentazione dei mezzi in zona
Radice Pontile è di circa 80x30 m, come mostrato nella seguente Figura 2-5 (riquadro in
blu).
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Figura 2-5: Area onshore oggetto di lavori civili
In figura è inoltre indicata l’ubicazione della trappola di ricevimento gas, posta in area
demaniale ed al di fuori dei confini di della Raffineria di Gela in modo che, come indicato
da UNMIG, l’area di pertinenza mineraria risulti identificabile in maniera univoca. Rispetto
alla posizione iniziale, così come riportato in Figura 2-6, la posizione dell’Area Trappola è
variata di 160 m in direzione Sud-Ovest. Si nota come la nuova configurazione ricada del
tutto fuori dai confini dell’Area della raffineria.
Figura 2-6. Posizione Area Trappola, Prima Ipotesi e Posizione Finale.
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Seguiranno quindi le operazioni di posa della condotta da 14” per il trasporto del gas che,
come indicato nella (Figura 2-7), emergerà a pochi metri dai piloni stessi.
Figura 2-7: Layout della condotta da 14”, con indicazione del punto di emersione
e dell’ubicazione della trappola di ricevimento gas.
Per garantire in caso di necessità l’isolamento della condotta sopra il piperack dalla
sealine, si prevede di posizionare un dispositivo di sezionamento sul fondale marino a
pochi metri dalla risalita della sealine sul nuovo piperack.
La funzione del dispositivo è di proteggere le persone e gli asset a valle limitando la
quantità di idrocarburo che verrebbe rilasciato in caso di evento incidentale.
Il dispositivo sarà collocato sul fondale marino e sarà protetto adeguatamente rispetto a
scenari di possibile collisione con mezzi navali.
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Figura 2-8: Esempio di struttura sottomarina a protezione della condotta e sua
ubicazione rispetto ai piloni esistenti
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Figure 2-1. Fotoinserimento preliminare dell’opera - ante operam
Figure 2-2. Fotoinserimento preliminare dell’opera - post operam con indica-
zione fotoinserimenti
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a)
b)
Figura 2-9. Fotoinserimento preliminare dell’opera (ante operam a sinistra, post
operam a destra)
Per la posa della condotta verranno utilizzati gli stessi macchinari previsti per la rimozione
della trave tubo, quali gru, piattaforma autosollevante per le attività in mare,
rimorchiatore-supply vessel, automezzi per trasporto eccezionale.
L’attività di posa, incluso il ripristino dei necessari pulvini e l’installazione del piperack,
avrà una durata stimata di circa 5 mesi.
2.1 STIMA PRELIMINARE DELL’IMPATTO AMBIENTALE
In analogia con quanto riportato nello Studio preliminare ambientale depositato nel
Dicembre 2016, e sulla base di considerazioni progettuali e tecniche, si ritiene che i
comparti ambientali e socio-sanitari potenzialmente interessati dalla rimozione della
trave tubo e dalla successiva installazione della condotta da 14” possano essere i
seguenti:
• Atmosfera;
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• Ambiente idrico marino;
• Fondale marino;
• Suolo e sottosuolo;
• Flora, fauna ed ecosistemi;
• Paesaggio;
• Contesto socio – economico.
L’attività in esame si caratterizza per il fatto che molte delle interferenze sono a carattere
temporaneo (la durata stimata per la rimozione della trave tubo è di circa 2 mesi, quella
per la posa della condotta di circa 4,5 mesi) e destinate ad annullarsi una volta che tale
attività verrà ultimata.
Relativamente alla componente atmosfera ed alla componente rumore, il potenziale
impatto è dovuto all’utilizzo dei mezzi di lavoro. Tali mezzi saranno, indicativamente:
• Un pontone galleggiante dotato di gru cingolata;
• Un rimorchiatore (supply vessel);
• Una gru;
• Un macchinario per il taglio;
• Autoarticolati per trasporto eccezionale.
Al fine di ridurre al minimo i fattori emissivi dei mezzi di lavoro, gli stessi saranno
sottoposti ad un apposito programma di manutenzione e, in fase operativa, la velocità
verrà ridotta al minimo necessario e se ne prevedrà lo spegnimento alla permanenza in
stand-by.
Vista l’ubicazione dell’attività in progetto (pontile dell’area industriale di Gela), peraltro,
si evidenzia l’assenza di recettori “non industriali” nei pressi dell’area di lavoro ed in un
suo largo intorno e si ritiene dunque che l’impatto possa essere definito trascurabile,
oltre che temporaneo e totalmente reversibile.
Relativamente all’ambiente idrico marino, nel confermare che come in tutte le altre
attività riguardanti il progetto di ottimizzazione Offshore Ibleo – Campi gas Argo e
Cassiopea, i rifiuti prodotti verranno raccolti e smaltiti su terraferma a mezzo di
trasportatori e discariche autorizzate, i mezzi navali impegnati saranno dotati di aree
idonee allo stoccaggio momentaneo dei rifiuti e delle materie prime utilizzate durante le
fasi operative.
In fase di installazione della nuova condotta il fondale marino sarà interessato dalla
presenza di una struttura di protezione lungo la risalita della sealine. Questa struttura,
nonostante l’interdizione alla navigazione nell’area, ha la funzione di ridurre al minimo
potenziali interferenze con i mezzi navali eventualmente circolanti. Tale struttura in
acciaio verrà vincolata al fondale con 4 pali che penetreranno per almeno 15 metri (Figura
2-8).
Su terraferma, non si ritiene che vi siano apprezzabili interazioni con suolo e sottosuolo,
in quanto da un lato non sono previste attività di scavo se non per gli eventuali e limitati
lavori di approntamento (pulizia e compattazione, per uno spessore di 15 cm) dell’area
di ingresso mezzi alla radice del pontile, e dall’altro tutti i rifiuti prodotti, incluse le sezioni
di trave tubo, verranno inviate direttamente a smaltimento o temporaneamente stoccate
in aree già adibite a tale funzione.
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Quanto brevemente descritto per l’ambiente fisico porta ad affermare che non vi saranno
alterazioni apprezzabili per quanto riguarda la componente floristica e faunistica, né in
mare né in terraferma.
A livello paesaggistico, seppure il contesto è quello del pontile di un’area industriale, la
rimozione della vecchia trave tubo da circa 3 metri di diametro e l’installazione di una
tubazione da 14” (circa 0,35 m) potrà avere un impatto positivo, seppur anch’esso
ritenuto trascurabile.
Infine, seppur a carattere temporaneo, anche la presente attività contribuirà a portare
vantaggi all’economia locale nel contesto del più ampio progetto di ottimizzazione, di cui
allo Studio preliminare depositato nel Dicembre 2016.
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3 MODIFICA DEI LIMITI DI BATTERIA PER METANODOTTO DI
EXPORT DEL GAS
A parziale rettifica di quanto riportato nello Studio preliminare ambientale depositato nel
Dicembre 2016, per quanto di competenza Eni la pipeline di trasporto del gas trattato
verso Snam rete gas avrà un percorso più breve. Nel dettaglio, e come visibile dalla linea
gialla tratteggiata nelle successive figure Figura 3-1 e Figura 3-2, la quota parte di
metanodotto in carico ad Eni avrà una lunghezza inferiore di circa 500 metri rispetto a
quanto proposto inizialmente. A partire dal limite di batteria indicato nella Figura 3-2,
sarà cura di Snam Rete Gas realizzare le relative opera di collegamento con la rete di
distribuzione
Figura 3-1: Tracciato della pipeline previsto nello Studio preliminare (in giallo)
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Figura 3-2: Tracciato della pipeline di competenza Eni (in giallo)
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4 GESTIONE ACQUE REFLUE ED EFFLUENTI DI PROCESSO
4.1 DISPERSIONE TERMICA DEGLI EFFLUENTI DI PROCESSO
Nell’ambito dell’iter VIA-AIA relativo al progetto Offshore Ibleo, è stata presentata al
MATTM nel 2011 la modellistica numerica per valutare l’impatto sulla qualità delle acque
determinato da uno scarico termico sommerso in mare aperto associato al sistema di
raffreddamento del gas in uscita dai turbocompressori installati a bordo della piattaforma
offshore Prezioso K.
Portata di picco Temperatura allo
Effluente %
(m3/g) scarico (C°)
Acqua marina di
raffreddamento del gas in
12360 33 96.1
uscita dai
turbocompressori
Acqua associata al gas di
giacimento in uscita
50 33 0.4
dall'unità di rigenerazione
MEG
Acqua marina di
raffreddamento dell'acqua
450 33 3.5
associata al gas di
giacimento
TOTALE 12860 33 100
Tabella 4-1: Analisi della dispersione termica dalla Piattaforma Prezioso K (vec-
chio progetto)
Come di evince dalla tabella precedente, nell’ambito della vecchia configurazione
progettuale, le acque di raffreddamento risultavano incidere in maniera rilevante sul
volume totale delle acque scaricate a mare (99,6%).
Con la realizzazione della centrale di trattamento in terraferma, invece:
• il raffreddamento del gas avverrà per mezzo di aria e non più acqua, annullando
in massima parte gli scarichi previsti nella configurazione iniziale;
• la rimozione dell’unità di recupero del glicole – rigenerazione MEG (MRU) eviterà
l’innalzamento di temperatura delle acque associate al gas di giacimento che
vengono conferite alla fogna di Raffineria a temperatura ambiente, con un
impatto termico nullo già in entrata.
Sulla base di quanto sopra esposto, non risulta pertanto necessario effettuare, per questo
nuovo scenario progettuale, un modello di dispersione termica.
4.2 GESTIONE DEGLI EFFLUENTI DI PROCESSO
In termini quantitativi, per i primi anni di produzione si stima un volume giornaliero di
acqua associata al gas di giacimento pari a circa 1-2 m3, (Ref. Tabella 4-2), al quale si
aggiungerà nei primi anni un modesto quantitativo di acqua glicolata con l’80% in MEG
(Ref. Tabella 4-2) iniettata nel flusso gassoso dalla piattaforma con la finalità di ridurre
la presenza di idrati nella pipeline da 14”: a questo proposito, si specifica che l’utilizzo di
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tale additivo è tipicamente autorizzato in ambito minerario affinché sia garantita la
perfetta integrità degli asset di pertinenza.
Secondo le stime riportate nella tabella seguente, nel corso degli anni diventerà tuttavia
preponderante il quantitativo di acqua associata al gas di giacimento rispetto ai volumi
di acqua glicolata.
Acqua glico- Acqua as-
Acqua glico- Acqua asso-
lata (80% di sociata al
lata (80% di ciata al gas di
Anno glicole - gas di gia-
glicole - MEG) giacimento
MEG) cimento
[m3/anno] [m3/giorno]
[m3/giorno] [m3/anno]
2020 292 0.80 664 1.82
2021 263 0.72 642 1.76
2022 219 0.60 591 1.62
2023 190 0.52 550 1.51
2024 1117 3.06 3346 9.17
2025 606 1.66 7956 21.80
2026 5 0.01 11344 31.08
2027 0 0.00 18080 49.53
2028 0 0.00 13110 35.92
2029 0 0.00 19994 54.78
2030 0 0.00 15159 41.53
2031 0 0.00 22208 60.84
2032 0 0.00 26818 73.47
Tabella 4-2. Portate di acqua impianto Cassiopea
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Figura 4-1: Andamento nel tempo dei volumi di acqua associata e acqua glico-
lata
Fermo restando le opportune e necessarie caratterizzazioni chimico fisiche delle acque
prodotte e delle sinergie da intraprendere con Raffineria, titolare degli impianti di
trattamento e scarico finale del sito, allo stato attuale le acque reflue saranno collettate,
attraverso il passaggio nell’esistente serbatoio S959, al trattamento in Raffineria per i
primi anni e, quando l’acqua associata al gas di giacimento inizierà a manifestarsi in
quantitativi significativi, si valuterà l’opportunità di collegarsi ad un impianto esistente di
trattamento acque di Raffineria o di realizzarne uno nuovo ad hoc a seconda delle
specifiche di trattamento.
Si precisa che, date le quantità e caratteristiche previste delle acque, l’eventuale impianto
di trattamento dedicato sarebbe costituito da un impianto a batch montato su skid, quindi
un impianto di veloce realizzazione.
4.3 GESTIONE ACQUE METEORICHE
Le acque meteoriche sono identificabili come bianche o semioleose a seconda dell’area
in cui insistono. Queste acque, prima di essere destinate allo scarico o all’impianto di
trattamento RaGe, vengono allocate in dedicati sistemi di stoccaggio che ne consentono
un’analisi preliminare finalizzata all’invio alle suddette destinazioni.
Le acque semioleose sono reflui potenzialmente inquinati poiché raccolte, nell’ambito di
eventi meteorici, in aree cordolate localizzate in corrispondenza di equipment: tali acque,
previa analisi, sono inviate all’impianto di trattamento RaGe.
Le acque meteoriche di strade e piazzali vengono inoltre segregate in:
• Acque di prima pioggia, che sono successivamente inviate alla fogna bianca di
raffineria se conformi con i limiti di concentrazioni imposti per lo scarico a mare o
in caso contrario all’impianto trattamento RaGe;
• Acque di seconda pioggia, collettate direttamente nella fogna bianca di Raffineria.
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