A Informazioni generali - va.minambiente.it

eni S.p.A. Doc. No. SIME_AMB_01_12

FIRENZE FPSO

DOMANDA DI AUTORIZZAZIONE INTEGRATA AMBIENTALE

Schede A

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SCHEDA A - INFORMAZIONI GENERALI

A.1 Identificazione dell’impianto 2

A.2 Altre informazioni 3

A.3 Informazioni sulle attività IPPC e non IPPC dell’impianto 4

A.4 Fasi dell’attività ed individuazione delle fasi rilevanti 6

A.5 Attività tecnicamente connesse 7

A.6 Autorizzazioni esistenti per impianto * 8

A.7 Quadro normativo attuale in termini di limiti alle emissioni 10

A.7 Quadro normativo attuale in termini di limiti alle emissioni 12

A.8 Inquadramento territoriale 13

A.9 Informazioni sui corpi recettori degli scarichi idrici 14


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Schede A

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SCHEDA A - INFORMAZIONI GENERALI

A.1 Identificazione dell’impianto

Denominazione dell’impianto Firenze FPSO

Indirizzo dello stabilimento Off-shore di Brindisi - Mare Adriatico a circa 40 Km a N-E di Brindisi

Coordinate previste: Latitudine 40° 55’ 26.9750"N Longitudine 18° 19’ 34.3479" E (WGS84)

Sede legale : Roma, P.zza E. Mattei n°1

Recapiti telefonici 0975 313550

e-mail [email protected]

Gestore dell’impianto

Nome e cognome Enrico Trovato

Indirizzo Via del Convento, 14 – Viggiano (PZ)



Referente IPPC





Rappresentante legale



mailto:[email protected]




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A.2 Altre informazioni

Iscrizione al Registro delle Imprese presso la C.C.I.A.A. di ____ROMA__ n. R.E.A. 756453 ____

Sistema di gestione ambientale no

EMAS

ISO 14001

SGA documentato ma non certificato

altro

Presenza di attività soggette a notifica ai sensi del D.Lgs. 334/99

no

si notifica

notifica e rapporto di sicurezza: estremi del rapporto di sicurezza _____________

Effetti transfrontalieri no

si, allegare relazione

Misure penali o amministrative riconducibili all’impianto o parte di esso, ivi compresi i procedimenti in corso

alla data della presente domanda

no

si, specificare___________________________________________________

___________________________________________________________

___________________________________________________________


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A.3 Informazioni sulle attività IPPC e non IPPC dell’impianto

n° 1 Data di inizio attività N.D. Data di presunta cessazione N.D.

Attività: attività svolte su terminali di rigassificazione e altre installazioni localizzate in mare su piattaforme

off-shore,

Codice IPPC: 1.4bis (D.Lgs. 152/2006)

Classificazione NACE: Estrazione di petrolio greggio - Codice: 06.20

Classificazione NOSE-P: Estrazione, trattamento primario e caricamento di combustibili fossili liquidi –

attività offshore – Codice: 106.02.02

Numero di addetti ___No.max. 50 (Personal On Board – POB)___

Periodicità dell’attività: continua

Capacità produttiva

Prodotto Capacità di produzione Produzione effettiva Anno di riferimento

Petrolio greggio 9.000 BOPD 1 - -

1 BOPD: Barrel of Oil Per Day (Barili di petrolio al giorno) = 3.285.000 Barili/anno ≈ 522.000 m

3/anno

Commenti

L’unità di produzione galleggiante tipo FPSO (Floating Production Storage Offloading) è finalizzata allo sfruttamento del Campo sottomarino “Aquila”.

In particolare l’FPSO ha il compito di:

a. ricevere il petrolio greggio proveniente dai pozzi sottomarini tramite il sistema di condotte sottomarine

b. effettuare la separazione del petrolio greggio dal gas e dall’acqua di strato

c. stabilizzare l’olio così ottenuto per poterlo stoccare nelle cisterne di bordo e trasferirlo quindi alle navi cisterna di collegamento con la terraferma

d. trattare il gas ottenuto dalla separazione ed utilizzarlo in parte come combustibile per produrre energia elettrica e vapore di processo ed in parte come gas di sollevamento per ottimizzare la produttività dei pozzi

e. trattare l’acqua di strato separata dal prodotto fino ai limiti consentiti per lo scarico a mare.

La colonna di stabilizzazione dell’olio, il sistema di rimozione dell’H2S dal gas e i sistemi ausiliari di suddetti sistemi sono stati dimensionati considerando 9.000 BOPD.


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n° 1b Data di inizio attività Data di presunta cessazione N.D.

Attività: Combustione di combustibili in installazione con una potenza termica nominale totale pari o superiore a 50 MW

Codice IPPC _1.1

Classificazione NACE: Produzione di energia elettrica__Codice_35.11 * Fornitura di vapore e aria condizionata__Codice_35.30 * * La produzione di energia elettrica e vapore è effettuata a supporto dell’attività principale n.1

Classificazione NOSE-P: Processi di combustione >50 e <300 MW (Intero gruppo)_Codice_101.02_____

Numero di addetti ___No.max. 50 (Personal On Board – POB)___

Periodicità dell’attività: continua

Capacità produttiva

Prodotto Capacità di produzione Produzione effettiva Anno di riferimento

TURBOGAS

Energia Elettrica 7,9 MWe (25.375 MWth) - -

Energia Elettrica 7,9 MWe (25.375 MWth) - -

CALDAIE

Vapore 24,5 MW th - -

Vapore 24,5 MW th - -

Commenti L’impianto è autosufficiente dal punto di vista della generazione elettrica e termica. Il fabbisogno energetico del sistema Floating Production Storage Offloading (FPSO) finalizzato allo sfruttamento del Campo Aquila viene garantito attraverso il funzionamento in continuo di:

● No. 2 turbogeneratori (di cui uno funzionante in continuo e l’altro di riserva) alimentati a fuel gas di processo, ognuno dei quali si compone delle seguenti apparecchiature:

- Generatore AC 6.6 kV, trifase, 60 Hz; - Turbina Siemens SGT 300 della potenza di 7,9 MWe; - Riduttore installato tra turbina e generatore; - Sistema di trattamento del fuel gas; - Sistema di trattamento del fuel oil.

Durante la fase di start-up i turbogas sono alimentati a gasolio. ● No. 2 caldaie a vapore (di cui uno funzionante in continuo e l’altro di riserva), aventi una potenza pari a 24,5

MWth ciascuna (30 ton/ora nominali cad.) ed alimentate a fuel gas di processo o a gasolio in caso di indisponibilità di fuel gas di processo (durante la fase di start-up).

A bordo del sistema FPSO sono inoltre installati:

- No. 2 motogeneratori, i quali verranno impiegati entrambi durante le fasi di fermo impianto, start-up o shut down dei turbogeneratori, alimentati a gasolio, modello MITSUBISHI S12RM-PTA, con potenza elettrica di 1140 kW ciascuno e potenza termica di combustione pari a 3 MW cad..

- No. 1 motore alimentato a gasolio per azionare una delle due gru di servizio, modello IVECO MOTORS CURSOR 13TE2, per il sollevamento dei carichi, avente potenza elettrica massima pari a 330 kW (Potenza termica pari a 0,728 MW). L’altra gru di servizio è elettro-idraulica.

- No. 1 generatore d’emergenza, modello MAN D2840LE201, avente potenza elettrica pari a 450 kW e potenza termica nominale pari a 1500 kW.

- n.2 Motopompe del sistema antincendio: utilizzate solo in caso di emergenza o per le prove periodiche di funzionamento.


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A.4 Fasi dell’attività ed individuazione delle fasi rilevanti

Rif. Fase Rilevante

FASE 1 PRODUZIONE DI OLIO Sì

FS1 Sistema Estrazione Olio No

FS2 Sistema Trattamento Gas Sì

FS3 Sistema Trattamento Acque di Impianto Sì

FS4 Sistema Gestione Olio Sì

FS5 Sistema Trattamento Acqua di Mare No

FS6 Sistema di Produzione Energia Elettrica Sì

FS7 Sistema di Produzione Vapore Sì

FS8 Sistema Emergenza No

FS9 Sistema Antincendio No

FS10 Sistema di Monitoraggio e Controllo No

FS11 Gestione Rifiuti No

FS12 SISTEMA NAVE ed altri Servizi Ausiliari No

Nota

FS = Fase di Supporto


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A.5 Attività tecnicamente connesse

Attività Sigla Riferimento

rispetto a Schemi a Blocchi

Dati dimensionali

- - - -

Note

L’attività di estrazione, trattamento primario e caricamento di combustibili fossili liquidi è l’unica attività svolta dall’impianto in oggetto.


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A.6 Autorizzazioni esistenti per impianto *

Estremi atto amministrativo

Ente competente Data

rilascio Data

scadenza Norme di

riferimento Oggetto

n.17/13

Ministero delle infrastrutture e dei

trasporti

Capitaneria di Porto di Brindisi

28/11/2013 27/11/2015

DPR n.886 24/05/1979

Art.198 del DPR n. 435 08/11/1991

D.Lgs. n.624 25/11/1996

Annotazioni di sicurezza ex art. 40 DPR 24.05.79 n° 886

2013/7150


trasporti

Autorità marittima di Brindisi

22/11/2013 22/11/2015 Convenzione SOLAS 1974

Certificato di sicurezza dotazioni per nave da carico

2013/7158


trasporti

Autorità marittima di Brindisi

22/11/2013 22/11/2015

Convenzione SOLAS 1974

regola I/5, V/3

Certificato di esenzione delle prescrizioni di cui alla regola Cap. II and Cap. III, V/22 – R19 COLREG della

Convenzione

Prot. DVA-2012-0031419 (cfr. Allegato

A23)

MATTM Direzione Generale per le Valutazioni

Ambientali

21/12/2012 -

D.Lgs. 152/2006

Provvedimento di esclusione dalla procedura di valutazione ambientale

del “Progetto AQUILA PHASE 2” sostituzione ed

esercizio della Firenze FPSO per il trattamento di

idrocarburi nel campo Aquila, off-shore Adriatico

Meridionale”

Pratica PI n° 14256

Ministero dell’Interno

Comando Provinciale VVFF

Brindisi

09/03/2012 - Art.4 DPR 151/2011

Verbale di sopralluogo per la verifica del rispetto delle prescrizioni di Prevenzione Incendi e la sussistenza dei

requisiti di sicurezza antincendio

Prot. 5587

(cfr. Allegato A26_01)

MSE

Dipartimento per l’Energia

U.N.M.I.G. di Napoli

28/12/2011 -

D.Lgs 624/96 -

comma 4° e 6° dell'art. 93

Autorizzazione all'esercizio degli impianti offshore di superficie e sottomarini

connessi all'unità galleggiante "FIRENZE F.P.S.O." per la ripresa

della coltivazione dei pozzi "F.C2.AG/3" (Aquila 2 bis

DirA e "FC2.AG/5" (Aquila 3 DirA)

DVA DEC-2011-

0000433

MATTM Direzione Generale per le Valutazioni

29/07/2011 29/07/2026

D.Lgs. 152/2006

Art. 269

Aria

Autorizzazione


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Ambientali emissioni in atmosfera

PNM DEC-2011-

0000545

(cfr. Allegato A19)

MATTM Direzione Generale per la Protezione della

Natura e del Mare

30/08/2011 06/10/2015

L 979/1982

L 349/1986

D.Lgs. 152/2006

D.M. 28/07/1994

D.M. 03/03/1998

Acqua

Autorizzazione scarico in mare delle acque di strato

(nota 1)

Deliberazione n. 28/2011

Aut. 1693


Comitato nazionale per la gestione della direttiva

2003/87/CE e per il supporto nella gestione delle

attività di progetto del protocollo di

Kyoto

D.Lgs.

216/2006

Aria

Autorizzazione ad emettere gas a effetto serra

Note: (1)

Con riferimento all’autorizzazione in oggetto si rimanda inoltre ai seguenti documenti:

Allegato A19_02: Aggiornamento al mese di dicembre 2013 della scheda tecnica per lo scarico di materiali derivanti da

attività petrolifere in mare ai sensi dell’All. B/2 del DM 28/07/1994. Doc. eni SIME_AMB_05_20, dicembre 2014

Allegato A19_03: Aggiornamento al mese di dicembre 2013 della scheda tecnica per lo scarico di materiali derivanti da attività petrolifere in mare ai sensi dell’All. B/2 del DM 28/07/1994. Doc. eni SIME_AMB_05_20, dicembre 2013

Allegato B26_04: Ottimizzazione del sistema di trattamento delle acque di strato della “Firenze FPSO”. Doc. eni

SIME_AMB_06_48, Maggio 2013


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A.7 Quadro normativo attuale in termini di limiti alle emissioni

Componente Atmosfera

Inquinante

Valori limite Standard di qualità

Autorizzato

[mg/Nm3]

Nazionale (D.Lgs.152/06 – Parte V)

[mg/Nm3]

Regionale UE

(2008/50/CE) (1)

Nazionale (DM 155/2010)

[µg/m3]

Regionale

NOx (turbine) 50 400 (2)

- -

NO2

Media di 1 ora: 200 da non superare più di 18 volte

per anno civile

Media annua: 40

NOx

Media annua: 30 (livello critico per la protezione

della vegetazione)

-

NOx (motori diesel) 1.550 (C16-C17)

850 (C18)

2000 (3)

4000 (4)

NOx (caldaie) 200 350 (5)

CO (turbine) 20 (50)* 100 (2)

- - Media massima giornaliera

calcolata su 8 oraria: 10.000 -

CO (motori diesel) 120 (C16, C17)

65 (C18) 650

(3)(4)

CO (caldaie) 12 100 (5)

CO (flare) - (6)

- (7)

Polveri totali (motori diesel)

15 130 (3)(4)

- -

PM10

Media giornaliera: 50 da non superare più di 35 volte per

anno civile

Media annua: 40

PM2,5

Media annua: 25

-

Polveri totali (caldaie) 5 10 (5)


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Componente Atmosfera

Inquinante


Autorizzato

[mg/Nm3]

Nazionale (D.Lgs.152/06 – Parte V)

[mg/Nm3]

Regionale UE

(2008/50/CE) (1)

Nazionale (DM 155/2010)

[µg/m3]

Regionale

SOx (turbine) 6 -

- -

Media di 1 ora: 350 da non superare più di 24 volte per

anno civile

Media giornaliera: 125 da non superare più di 3 volte per

anno civile

Media anno civile e inverno: 20

(livelli critici per la protezione della vegetazione)

-

SOx (caldaie) 35 800 (5)

H2S - (8)

- (7)

- - - -

Note: (1)

Direttive recepite dal D.Lgs. No. 155 del 13/08/2010 “Attuazione della Direttiva 2008/50/CE relativa alla qualità dell’aria ambiente e per un’aria più pulita in Europa”.

(2) Allegato I – Parte IV – punto 2.6 (Emissioni da piattaforme di coltivazione di idrocarburi off shore ossia ubicate nel mare territoriale e nella piattaforma continentale italiana), che rimanda

all’Allegato I – Parte III – Sez. 4 (Turbine a gas fisse con il flusso in volume dei gas di scarico superiore a 60.000 Nm3/h) (3)

Allegato I – Parte IV – punto 2.6, che rimanda all’Allegato I – Parte III – Paragrafo 3 (Motori fissi a combustione interna ad accensione spontanea di potenza ≥3MW) (4)

Allegato I – Parte IV – punto 2.6, che rimanda all’ Allegato I – Parte III – Paragrafo 3 (Motori fissi a combustione interna ad accensione spontanea di potenza <3MW)

(5) Allegato I – Parte IV – Paragrafo 2.3 (Emissioni da impianti di combustione utilizzanti il gas naturale del giacimento, Nel caso che il contenuto di H2S sia superiore a 5 mg/Nm3)

(6) L’efficienza di combustione della torcia (CO2/CO2+CO) non deve essere inferiore al 99%.

(7) Allegato I- Parte IV – punto 2.6: “Se la collocazione geografica della piattaforma assicura una ottimale dispersione delle emissioni, evitando che le stesse interessino località abitate, i limiti di

emissione si intendono rispettati quando in torcia viene bruciato esclusivamente gas naturale.” (8)

Il contenuto di idrogeno solforato nel “fuel gas” desolforato utilizzato negli impianti di cui al punto 2 [caldaie, turbine, torcia, n.d.r.] non deve superare il limite di 100 ppm. (Punto 3 DVA DEC-

2011-0000433)

* tra parentesi sono proposte le modifiche ai valori attualmente autorizzati che si richiede vengano apportate in sede di decreto AIA, anche in considerazione della collocazione

geografica dell’impianto IPPC. I valori emissivi garantiti dal fornitore per carichi superiori al 60% sono pari a 25 ppm (51 mg/Nm3) di NOx e 50 ppm (62,5 mg/m

3) di CO (cfr. All. B26_05).


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Componente Ambiente Idrico

Inquinante


Autorizzato

Nazionale (D.Lgs. 152/06 – Parte III –

Art. 104)

[mg/l]

Regionale

UE (2008/105/CE)

(1)

[µg/l - conc. media annua]

Nazionale (D.Lgs. 152/06 – Parte III – All.1 – Tab.1/A e Tab.1/B)

[µg/l]

Regionale

Acque di Strato

Oli Minerali 40 mg/l 40 (2)

- - - -

Glicole - (3)

- - - -

Acque di raffreddamento

Temperatura - Temp. di scarico <35°C - - incremento di Temp. oltre i 1000 m dallo scarico <3°C

-

Note:

Come prescritto nell’Autorizzazione allo scarico in mare (PNM DEC-2011-0000545 commi d) ed e), cfr. Allegato A19), le acque di strato scaricate devono inoltre essere compatibili con la caratterizzazione previsionale riportata nella documentazione tecnica allegata all’istanza di autorizzazione e rispetto alla caratterizzazione di conferma da effettuarsi entro quarantacinque giorni dalla comunicazione di inizio attività.

(1)

Direttiva recepita dal D.Lgs. No. 219 del 10/12/2010 “Standard di qualità ambientale nel settore della politica delle acque - Attuazione della direttiva 2008/105/Ce e recepimento della direttiva 2009/90/Ce”.

(2) Il “Decreto Legislativo No. 152 del 2006 all’art. 104, comma 5” prevede un limite di 40 mg/l, per lo scarico diretto in mare da attività di prospezione, ricerca e coltivazione

di idrocarburi liquidi o gassosi in mare. (3)

Per quanto riguarda il Glicole le Linee Guida ICRAM (2006) indicano un valore di riferimento di 3500 ppm.


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A.8 Inquadramento territoriale

Superficie dell’impianto [m2]

Totale [m2] Coperta Scoperta pavimentata Scoperta non pavimentata

9.680 N.A. N.A. N.A.

Il campo Aquila ricade nella Concessione di Coltivazione F.C2.AG ed è ubicato nell’Adriatico meridionale al largo della costa pugliese, circa 40 km a NE di Brindisi. La profondità del battente d’acqua è di circa 850 m.

Dati catastali

Tipo di superficie Numero del foglio Particella

N.A. N.A. N.A.


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A.9 Informazioni sui corpi recettori degli scarichi idrici

Scarico finale

Recettore Classificazio

ne area Tipologia Nome Riferimento

Eventuale gestore

SF1 SF41

Acque Internazionali (all’interno della “piattaforma

continentale” italiana ed all’esterno delle “acque

territoriali” italiane)

Mare Adriatico

/ / /

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