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Il gas naturale viaggia oggi via mare sunavi a sempre più alta tecnologia, non-ché attraverso condotte sottomarine. Ese la scoperta di giacimenti e la posa dicondotte a sempre maggiori profonditàha aperto la strada a nuove tecniche in-gegneristiche, in futuro gasdotti attraver-

seranno sempre più bacini marittimi senon quando, provenienti dal largo e daterra, eleggendo i porti a luogo di appro-do o di transito con implicazioni sul pia-no geopolitico e conseguente sposta-mento del baricentro dei grandi scenarienergetici sul mare.

Rivista Marittima-Dicembre 2009 61

I GASDOTTI SOTTOMARINI

STEFANIA ELENA CARNEMOLLA

pANORAMA TECNICO pROFESSIONALE

Fra geopolitica e progresso ingegneristico

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

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

Circa un terzo del volume mondiale digas naturale viaggia oggi via mare a bor-do di navi genere Liquified Natural Gas onavi LNG. Il gas naturale liquefatto oGNL estratto allo stato gassoso necessitatuttavia di impianti di rigassificazione. InItalia l’unica struttura onshore per la rice-zione, lo stoccaggio e la rigassificazionedel GNL è quella di panigaglia in Liguria.I rigassificatori possono anche essere off-shore come il terminale in cemento arma-to Adriatic LNG di porto Levante in Vene-to per la riconversione del gas provenien-te dal giacimento North Field nel Qatar.Costruito nel cantiere spagnolo di Campa-

mento, nella baia di Algeciras, il termina-le è stato progettato da Aker Kværner —oggi Aker Solutions — secondo la tecno-logia Offshore Gravity Based Structurecon stazionamento della struttura sul fon-do marino quale alternativa a moli e pon-tili sulla costa. Il terminale, posizionato auna profondità d’acqua di una trentina dimetri, è dotato di strutture per l’attracco digasiere di diversa stazza; di due serbatoiprismatici da 125.000 m3 a tecnologia mo-dulare «ExxonMobil» in acciaio al 9%nickel; di impianto di rigassificazionecomposto da pompe, vaporizzatori, com-pressori criogenici; di collegamento ad ungasdotto di quaranta chilometri — quindi-ci dei quali sottomarini — con approdo aCavarzere. Il primo carico di gas liquido èarrivato a porto Levante il 10 agosto del

I gasdotti sottomarini

62 Rivista Marittima-Dicembre 2009

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

2009 a bordo della Dukhan, LNG da135.000 m3 della flotta della Qatar Liqui-fied Gas Company Ltd costruita in Giap-pone da Mitsui Engineering & Shipbuil-ding Company Ltd.

Un secondo rigassificatore offshore èinvece in cantiere in Toscana con il posi-zionamento dodici miglia al largo dellacosta fra pisa e Livorno della LNG GolarFrost riadattata a terminale galleggiantegenere Floating Storage RegassificationUnit o FSRU per attracco gasiere e con-nessione tramite condotta sottomarina allarete nazionale di distribuzione. Tre le pos-sibili aree di provenienza del GNL: Medi-terraneo (Libia, Egitto, Algeria), Golfopersico (Oman, Qatar), Africa Occidenta-le (Nigeria).

La Golar Frost, costruita nei cantiericoreani della hyundai heavy Industries eoriginariamente di proprietà della Golar

LNG Ltd, è stata acquistata nel gennaiodel 2008 dalla Olt Offshore LNG Toscana,società titolare del terminale di rigassifi-cazione, cui è stata consegnata il 27 mag-gio del 2009 destinata al cantiere Dry-docks di Dubai — fra il porto commercia-le di port Rashid e la Dubai Maritime City— dove Saipem provvederà alla sua ri-conversione in FSRU che, una volta a re-gime, avrà capacità di rigassificazione pa-ri a 3,75 mld m3 l’anno. Nel cantiere diDubai, all’avanguardia nel settore delle ri-parazioni e riconversioni navali, la GolarFrost verrà dotata di bracci per il collega-mento ai collettori di scarico delle gasiereformati da giunti girevoli stagni che, asse-



Serbatoio per stoccaggio GNL a bordodella gasiera Q-MAx MOzAh(© Exxon Mobil Corporation).A lato: Rigassificatore di panigaglia:bracci di scarico (© GNL Italia).

condando il moto ondoso, garantiranno si-curezza alle operazioni di allibo senza ri-schio di fuoriuscita del liquido. per l’ac-costamento alla FSRU la gasiera si met-terà in posizione parallela descrivendo infase di avvicinamento una curva ad ampioraggio mentre il terminale — grazie alpropulsore di poppa — manterrà un ango-lo di prua stabile rispetto alla direzione delvento/mare laddove operazioni di accostoe ormeggio side-by-side potranno esserefavorite da rimorchiatori e azimuth thru-ster. Il GNL verrà trasferito all’interno diquattro serbatoi sferici tecnologia Moss-Rosenberg in lega Alluminio-MagnesioASTM 5083 — con capacità di stoccaggiopari a 34.275 m3 — dotati di strumenta-zione per il monitoraggio di pressione,temperatura, livello e densità mentre for-



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 terminaleFSRU OLT (© OLT Offshore LNG Toscana).

ma sferica ed elasticità del materiale dicostruzione limiteranno fenomeni di slo-shing con ripercussioni quasi insignifican-ti del moto ondoso sul liquido.

Il terminale verrà ancorato al fondo ma-rino mediante Single point Mooring Sy-stem o SpM a sei catene collegate a unatorretta a prua. Qui un giunto meccanicosnodato consentirà alla FSRU di staziona-re nel punto prefissato ruotando di 360° inaccordo alle condizioni meteo e mante-nendo in posizione fissa le linee di ormeg-gio. Un secondo giunto, idraulico, inveceassicurerà la continuità del flusso del gasmentre uno swivel collegherà il collettoredel gas proveniente dai tre vaporizzatoriad acqua di mare e propano tipo «Tri-ex»con la condotta sottomarina attraverso dueflexible riser da sedici pollici uniti alloswivel.

L’impianto di rigassificazione verrà po-sizionato a prua nei pressi della torrettad’ancoraggo. Qui il GNL verrà prelevatodai serbatoi e ricondotto a temperatura at-traverso scambiatori di calore dove verràfatta passare acqua di mare. I pochi gradida questa ceduti saranno sufficienti a ri-portare il gas allo stato aeriforme mentrel’acqua verrà restituita all’ambiente consuo dissolvimento a quaranta, cinquantametri dalla FSRU.

Con il gas allo stato aeriforme i due ri-ser a prua collegheranno la torretta del ter-minale alla flangia del riser base ancoratoal fondo marino dove una condotta datrentadue pollici completamente interratatrasporterà il gas sulla costa lungo un per-corso di 29,5 km mentre a terra una secon-da condotta, anch’essa da trentadue polli-ci e completamente interrata, giungerà,dopo un percorso di 7,2 km lungo il Cana-le Scolmatore d’Arno, alla cabina di misu-razione di Suese, nel comune di Collesal-vetti, punto di connessione fra il gasdotto

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 statoaeriforme — immesso ad alta pressione indepositi di stoccaggio ricavati sotto il fon-do del mare. Da qualche anno navi conimpianti di rigassificazione a bordo — lecosiddette Liquified Natural Gas Regassi-fication Vessel o LNGRV — trasportanoinvece gas liquido che scaricano sotto for-ma aeriforme in condotte sottomarine col-



Modello di FSRU (© Broadwater Energy).

legate alla rete dei gasdotti. Quindi le na-vi genere Compressed Natural Gas o CNGper il trasporto di gas compresso ad altapressione, una soluzione cui si torna aguardare con un certo interesse — la pri-ma nave per CNG risale agli anni Sessan-ta e utilizzava bombole in verticale — tan-to che da tempo sono allo studio tecnolo-gie che consentano lo stivaggio del gas a220 bar in serbatoi sicuri ma leggeri. Con-tenitori in acciaio dallo spessore conside-revole renderebbero difatti poco economi-ca tale modalità di trasporto a tutto van-taggio di altre soluzioni.

Nel Sud Est asiatico un gasdotto sotto-marino collega invece il terminale di ri-gassificazione di Cheng Tou Jiao nel

Guandong con l’isola di Lamma — ventiminuti di traghetto da hong Kong — sededi una centrale per la produzione di ener-gia. Il gas naturale, destinato alle turbine,proviene dall’Australia da dove approdain Cina. L’Australia è insieme a Indone-sia, Malesia, Algeria, Qatar, Nigeria, fra imaggiori paesi produttori di GNL. ADarwin il grande impianto di liquefazionedi Wickam point di proprietà della Cono-co philipps Company riceve per esempiogran parte del gas proveniente da BayuUndan, giacimento a gas e liquidi 550 kma nord ovest di Darwin, nelle acque dicooperazione internazionale fra Australiae Timor Est, scoperto nel 1995 dalla Co-nocophillips. Qui, nel 2004, Eni ha instal-



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

lato tre piattaforme — di perforazione,produzione, trattamento, compressionepiù relative facility — condotte per con-densati, gas, butano e propano per colle-gamento a una nave genere Floating Sto-rage and Offloading o FSO, quindi un ga-sdotto sottomarino da ventisei pollici conapprodo a Wickam point con il gas sotto-posto a liquefazione destinato alla TokyoGas Co. Ltd e alla Japan’s Tokyo Electricpower Company Inc.

Condotte sottomarine di piccolo diame-tro e di limitata estensione possono colle-gare le aree di produzione di un giacimen-to. Come quella di tre chilometri per sedi-ci pollici di diametro che il Castoro Otto— nave posacondotte e sollevamentostrutture della flotta Saipem — installeràinsieme a due piattaforme genere Wel-lhead platform o Wp e Central processing

platform o Cpp nel campo di produzionedi Gajah Baru nello offshore indonesianodove la condotta si ricongiungerà allatrunkline esistente per il convogliamentodel gas verso Singapore.

Condotte possono attraversare grandibacini marittimi da una sponda all’altra.Come il gasdotto TMpC della Transmedi-terranean pipeline Company — da cui l’a-crònimo — o ancora il Greenstream — ri-spettivamente per l’esportazione del gasalgerino e quello libico — che nel Medi-terraneo congiungono Cap Bon a Mazaradel Vallo, Mellitah a Gela. O il BlueStream per l’esportazione del gas russo inTurchia attraverso il Mar Nero da Dzhug-ba a Durusu nei pressi di Samsun. E gasrusso trasporteranno una volta realizzati ilSouth Stream — con l’attraversamentodel Mar Nero da Tuapse sulla costa russa



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

a Varna in Bulgaria — e il Nord Streamche nel Mar Baltico collegherà Vyborg —città russa della provincia di San pietro-burgo sul Golfo di Finlandia — a Greif-swald in Germania. Il Galsi invece espor-terà gas algerino da Koudiet Draouche aporto Botte nella Sardegna sud-occidenta-le e — dopo un lungo tratto onshore — daOlbia a piombino attraverso condotte da26", 48", 32" a 183, 75, 200 bar. Ben 837km — di cui 565 offshore — alla profon-dità massima di 2.824 m fra Algeria e Sar-degna e di 878 m nel Mar Tirreno. Gas al-gerino trasporterà anche il Medgaz da Be-ni Saf — sede di una stazione di compres-sione — ad Almería, in Spagna, dove sicollegherà al gasdotto Almería-Albacete.Il tutto attraverso due condotte da venti-quattro pollici con rotta offshore di 197,65km a una profondità massima di 2.155 m.

Le condotte sottomarine possono tra-sportare gas naturale, olio e multifase. Mase il trasporto del gas su lunghe distanze èpratica ormai consolidata, non così quellodell’olio con difficoltà di pompaggio —che normalmente necessiterebbero di sta-zioni intermedie con aggravio dei costi ditrasporto rispetto a quello tradizionale incisterna — quasi insormontabili in presen-za di fondali accidentati. Come nel Medi-terraneo. Ma non nel Mare del Nord nor-vegese dove un oleodotto collega il cam-po di Ekofisk con la raffineria di Teesside,nel nord-est dell’Inghilterra.

Condotte sottomarine possono collega-re un giacimento a una piattaforma o unapiattaforma a un terminale sulla costa. Co-me quella di quarantaquattro chilometriper sedici pollici di diametro che nel Ma-re del Nord trasporta gas dal giacimento diRhum — 390 km a nord-est di Aberdeen— alla piattaforma Bruce. A Bahr Essa-lam, 110 km a sud ovest di Tripoli, la piat-taforma di produzione Sabratha — dal no-

me dell’antica città romana sulla costa an-tistante — convoglia attraverso due con-dotte da dieci e trentasei pollici gas e con-densati del giacimento di Bahr Essalamall’impianto di trattamento di Mellitahsulla costa libica. Da Mellitah, parte delgas proveniente da Bahr Essalam e da Wa-fa — nel deserto libico ai confini con l’Al-geria — viene compresso ed esportato inItalia attraverso il Greenstream LybianGas Transmission System, «pipeline» datrentadue pollici con passaggio a ovest diMalta e a est di Lampedusa e approdo alterminale di ricevimento di Gela lungo unpercorso di 520 km alla profondità massi-ma di 1.127 m. Il tutto, da Bahr Essalampassando per Wafa e Mellitah, nell’àmbi-to del Western Lybian Gas project gestitoda Eni e dalla società di Stato libica Natio-nal Oil Corporation. In futuro condottesottomarine invieranno a Sabratha desti-nati a Mellitah flaring gas e condensati as-sociati provenienti dal giacimento a olioBouri nello offshore mediterraneo di fron-te a Tripoli mentre il gas, una volta depu-rato, verrà esportato in Italia attraverso ilGreenstream.

Nell’àmbito del progetto per la costru-zione del gasdotto Uruguà-Mexilhão, nel-l’area di Santos Basin al largo delle costedel Brasile, una condotta invece colle-gherà la Cidade de Santos — nave genereFloating production, Storage and Offloa-ding o FpSO — a una piattaforma a gassituata nel campo Uruguà a 172 m diprofondità d’acqua.

Nell’àmbito del Sakhalin-Khabarovsk-Vladivostok System targato Gazprom —che in futuro potrebbe esportare gas rus-so in Cina e nell’Asia pacifica — il gasproveniente dai giacimenti al largo dell’i-sola di Sakhalin nel Mare di Okhotsk frala costa orientale della Siberia e la peni-sola della Kamãatka transiterà lungo la





Geofisici dell’AGIp(foto storica – © ENI).

In basso:Un gruppo di geofisici

dell’AGIp effettua rilievisismici nel deserto

(foto storica – © ENI).

direttrice Sakhalin-Khabarovsk con ap-prodo a Vladivostok porto russo sul Mardi Giappone.

Nel Golfo persico due piattaforme gene-re Wp convogliano — attraverso due con-dotte da trentadue pollici della lunghezza di105 km — gas e condensati delle fasi 4 e 5del giacimento di South pars verso l’im-pianto di trattamento di Assaluyeh sulla ter-raferma, 250 km a sud est di Bushehr, prin-cipale porto iraniano dopo Bandar ‘Abbãs.Il gas proveniente da South pars ben prestoaffluirà verso il porto di Gwãdar, nel Balu-cistan sud-occidentale, realizzato dai Cine-si e dove verrà costruita una raffineria,mentre una «pipeline» diretta a nord espor-terà il gas in Cina lungo la Karakoram hi-ghway. Sullo sfondo l’accordo della tardaprimavera del 2009 fra Iran e pakistan perla costruzione del gasdotto Ip o Iran-paki-stan «pipeline» con cui l’Iran venderà alpakistan gas proveniente da South pars equello del 2008 fra Cina e pakistan in baseal quale la Cina avrebbe importato granparte del gas iraniano qualora l’India fosseuscita da IpI — la Iran-pakistan-India pi-peline — ora Ip. Il pakistan è infatti per laCina l’ideale corridoio di transito per l’im-portazione di gas e petrolio. A differenzadello Stretto di Malacca, che pechino con-sidera eccessivamente pericoloso, nonchéparticolarmente soggetto alla sfera di in-fluenza di Washington.

Con il porto di Gwãdar deposito cinesecollegato all’Iran il pentagono perde inve-ce la possibilità di una lunga via di comu-nicazione terrestre che attraverso il Balu-cistan giunge alle province dell’Afghani-stan sud-occidentale. Dal punto di vistanon solo del pentagono ma anche dellaNATO dopo la perdita del passo del Khy-ber, lungo il confine pakistano-afghanofra peshãwar e la valle del fiume Kãbulormai in mano talebana, questa sarebbe

difatti stata via di approvvigionamentoideale per le forze dislocate sul territorioafghano.

Il gasdotto Ip con passaggio da Gwãdarrischia inoltre di vanificare gli sforzi pro-fusi dalla Casa Bianca nel progetto TApIper la costruzione — con un accordo fir-mato nella primavera del 2008 — di una«pipeline» da 7,6 mld di dollari per l’e-sportazione del gas turkmeno in India at-traverso Afghanistan e pakistan. Il piano,estromettendo l’Iran, avrebbe, nell’otticadi Washington, dovuto privare Teheran diingenti rendite. Il gas iraniano è invecetornato in scena con la National IranianOil Company a giocare di sponda con Ci-na e pakistan in attesa dell’India per quan-to fresca di accordi con gli Stati Uniti suarmamenti e nucleare.

Quella di un gasdotto trans-afghanonon è storia di oggi. È la «pipeline» per iltrasporto del gas del Mar Caspio dal Turk-menistan al pakistan attraverso l’Afghani-stan che la Union Oil of California — poia capo del consorzio Central Asia Gas pi-peline Ltd — aveva tentato di costruiresotto l’amministrazione Clinton nella se-conda metà degli anni Novanta contandoper i negoziati con la leadership talebanasu hamid Karzai e zalmay Mamozy Kha-lilzad, l’afghano uomo forte di Washing-ton. Il progetto, in origine della argentinaBridas Corporation, sarebbe naufragato,né per questo sarebbe stato accantonatocome testimoniato dall’incontro del 29maggio del 2002 a Islamabad fra hamidKarzai, pevez Musharraf e SaparmuratNyazov per la costruzione di una «pipeli-ne» per il trasporto del gas del Mar Caspioattraverso il corridoio herãt-Kandahãr —un tempo sotto il controllo talebano —con approdo a Gwãdar.

Il porto di Gwãdar, inaugurato il 21 di-cembre del 2008, grazie alla sua posizione



strategica con affaccio sul Mare Arabico— tanto che in passato lo stesso pentago-no aveva tentato di vantare su di esso mi-litary basing rights — si candida a diven-tare hub regionale per il traffico commer-ciale da e per il Medio Oriente, Golfo per-sico, Iran, Sri Lanka, Bangladesh,xinjang, nonché a luogo di stoccaggiodelle riserve di petrolio e gas dei ricchigiacimenti offshore del Golfo persico ecorridoio di transito delle risorse naturalidell’Asia Centrale. Ancora nel 2005 per laCasa Bianca esso rappresentava lo sboccoideale di tali risorse via Afghanistan se-condo una strategia rafforzatasi dopo gliattentati terroristici del 2001 e di recentetornata in auge.

Con il TApI — sostenuto da Washing-ton — nel cassetto delle infrastrutture darealizzare, Gazprom ha intanto fatto sape-re di essere interessata a Ip. Né sfugge lastrategia. La deviazione del gas iranianoverso l’Asia meridionale vedrebbe il pro-getto Nabucco — caro a Bruxelles e a Ca-sa Bianca — privato di una fonte chiaveda cui rifornirsi. Gazprom sa bene che un

accordo con l’Iran implica che non vi sia-no più sanzioni Statunitensi, una prospet-tiva ancora molto lontana tanto che, en-trando a regime Ip, l’Iran non avrebbe cheda vendere e dirottare altrove il propriogas. Nonostante i veti di Washington laNational Iranian Oil Company non ha di-fatti nascosto il suo interesse per il Nabuc-co. Una soluzione accarezzata anche dalpremier turco Recep Tayyip Erdoãan (laTurchia è infatti insieme ad Austria, Bul-garia, Romania e Ungheria, fra i paesicoinvolti nel progetto per l’importazionedi gas naturale dal Mar Caspio e dal Me-dio Oriente). per quante riserve, anche aBruxelles sanno che il Nabucco — soste-nuto dalla Commissione Europea per ve-dere ridotta la dipendenza energetica del-l’Europa dalla Russia — potrà in fondofunzionare solo se riceverà gas a suffi-cienza da Iran e Turkmenistan tanto daavere un suo «rivale» nel South Streamche vede Eni e Gazprom alleate in jointventure attraverso la South Stream AG.Erdoãan, oltre a caldeggiare l’ipotesi gasiraniano, s’è detto favorevole a una ipote-



Varo a S (© Internet). Varo a J (© Internet).

si russa, nonché alla installazione in Tur-chia di un terminale per GNL provenientedal Qatar. Oltre alla Russia fra i paesi for-nitori di gas per il Nabucco, sono altri inomi che circolano, Azerbaijan, Turkme-nistan, Egitto, Iraq, Uzbekistan, Kazakhi-stan per quanto l’Iraq smentendo la noti-zia di vendita di gas iracheno all’Europavia Turchia abbia fatto sapere di non di-sporre in realtà di un surplus di riserve digas da destinare alla «US-backed Nabuc-co pipeline». La costruzione del gasdottoIran-pakistan con la deviazione verso l’A-sia meridionale del gas iraniano potrebbepertanto rafforzare la posizione della Rus-sia sullo scacchiere energetico europeo siaattraverso il suo eventuale coinvolgimen-to nel Nabucco sia, dovendo perdere quo-ta quest’ultimo, grazie al South Stream lacui sezione onshore — dopo quella off-shore attraverso il Mar Nero da Tuapse aVarna — prevede l’attraversamento dellaBulgaria con due possibili opzioni: unatratta verso nord ovest con attraversamen-to di Serbia e Ungheria per la connessioneai gasdotti provenienti dalla Russia quindiuna tratta verso sud ovest con attraversa-mento di Albania e Grecia per la connes-sione alla rete nazionale italiana.

Intanto, il 6 agosto del 2009, ad Anka-ra, Russia e Turchia hanno firmato un ac-cordo che autorizza Mosca a intraprende-re uno studio di fattibilità per la costruzio-ne del South Stream relativamente al suopassaggio nelle acque territoriali turche,quindi un protocollo per il rilancio dell’o-leodotto Samsun-Ceyhan per le fornituredi petrolio russo. Ma ad Ankara, dove èstato firmato anche un accordo per la co-struzione della prima centrale nucleareturca, si è parimenti discusso del progettoBlue Stream 2 che consentirebbe a Moscadi esportare il proprio gas verso Cipro,Israele, Libano e Siria attraverso la Tur-

chia. Il sostegno turco al progetto russo èsegno delle ambizioni di Ankara a faredella Turchia l’hub energetico della regio-ne espandendo la sua sfera di relazioni in-ternazionali oltre i tradizionali legami conl’Europa occidentale, una carta cui la Tur-chia sembra affidare molti dei suoi destinipolitici oltre che economici.

Gasdotti sottomarini:sicurezza in mare e loro manutenzione

Le condotte sottomarine sono soggette astress di fatica, corrosione, danneggia-menti dovuti a eventi naturali o collisionida naviglio come una delle cinque lineedel gasdotto TMpC danneggiata — il 19dicembre del 2008 — dall’ancora di unapetroliera in transito nel Canale di Sicilia.Adagiate sul fondale con importanti trattidi sporgenza, possono invece venire acontatto con le reti a strascisco dei pesca-tori e le àncore dei diportisti (spesso ope-ranti in spregio a leggi e ordinanze delleCapitanerie di porto competenti). Vice-versa per condotte autoaffossatesi unaeventuale sporgenza può non far presasulle àncore delle imbarcazioni da diportoo ancora sui pattini del sacco terminaledelle reti a strascico. È stato per esempionotato in relazione alla condotta sottoma-rina in media pressione che convoglieràgas naturale dal Lago di Fusaro (Bacoli) apunta S. pietro (Ischia) come la zona roc-ciosa in cui essa non si è affossata sia evi-tata da pescatori e diportisti che diversa-mente rischierebbero di perdervi reti e an-core. In caso di aggancio il carico che neconseguirebbe per il natante sarebbe taleda spezzare reti e cavi e, nel caso delle àn-core, mandare in folle il verricello avvol-gicatena costringendo l’imbarcazione al-l’arresto immediato e a manovrare per



quanto sconsigliabile per il recupero dellestesse. Un’ancora o attrezzo da pesca cheabbiano incocciato una condotta devonocioè essere abbandonati senza tentare diliberarli pena l’integrità del gasdotto.L’aggancio di una condotta può difatticondurre — a sèguito dello spostamentodella stessa con deformazione anche mini-ma di una flangia di accoppiamento — afuoriuscite del gas in pressione. Nel casodel metanodotto ischitano si avrebbe l’in-terruzione del flusso di gas con la chiusu-ra automatica delle valvole delle cabine diBacoli e Ischia. Altro esempio quello del-l’incidente al TMpC con — a sèguito del-l’improvviso calo di pressione registrato— la immediata chiusura della linea dan-neggiata, nonché la messa in sicurezza de-gli impianti e del personale.

Ora, i danni di lieve entità — comequelli al rivestimento esterno — non in-

fluiscono sulla sicurezza e la produttivitàdi una condotta non quelli che incidendosulle sue condizioni operative necessitanodi interventi immediati. Come quando lie-vi perdite o rotture di ampie dimensionideterminano la fuoriuscita di gas con par-ziale riempimento della tubazione con ac-qua. per rotture di tratti considerevoli lacondotta viene sollevata sul mezzo di po-sa con la sostituzione della sezione dan-neggiata con una direttamente saldata abordo, mentre per rotture locali si inter-viene a mezzo «ROV».

Sottoposta a monitoraggio, modalità diispezione di una condotta variano a secon-da che essa si trovi in acque basse o in ma-re aperto da qui il ricorso ora a mezzi di li-mitato pescaggio e strumentazione al trai-no ora a «ROV». I controlli possono a lo-ro volta essere sia esterni che interni. I pri-mi riguardano l’analisi del potenziale del-



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

la protezione catodica e del rivestimentoesterno, nonché la ricerca di eventuali per-dite, graffi o ancora di oggetti pericolosinelle vicinanze della condotta mentre di-fetti e anomalie come ammaccature,deformazioni, ovalizzazioni, intagli, areedi corrosione, difetti di laminazione o sal-datura, cricche da stress corrosion, daidrogeno e da fatica possono venire rileva-ti in fase di ispezione interna da specialidispositivi detti pig intelligenti dotati disensori e altra strumentazione. A oggi si

conoscono pig calibratori per la individua-zione di difetti geometrici e meccanici;pig magnetici o Magnetic Flux Leakage epig a ultrasuoni o Ultrasonic Test per di-fetti di tipo metal loss; pig per la indivi-duazione di cricche e falle; pig con dispo-sitivi GSM o inerziali per l’accertamentodi eventuali cambi di direzione nel trac-ciato della condotta mentre pig in gommao in acciaio dotati di spazzole, dischi e al-tri accessori ripuliscono le condotte daeventuali depositi di sporcizia, residui diacqua, tracce di aria.

Gasdotti sottomarini e loro rotta

propedeutica all’individuzione del trac-ciato per la posa di un gasdotto è la Detai-led Marine Survey o DMS per la cono-scenza della morfologia e della litologiadel fondale con indagini condotte da mez-zi di superficie e sottomarini e — per il ri-lievo di aree a morfologia irregolare — daminisommergibili. Nel caso del Mar Nero— luogo di transito del Blue Stream — lostudio della natura dei fondali ha peresempio evidenziato la presenza di stratisuperficiali di argilla con importanti con-centrazioni di gas superficiale (in partico-lare lungo la piana abissale e il marginecontinentale turco), di affioramenti roc-ciosi lungo la scarpata continentale russa ependenze elevate sul lato turco, di pock-mark e fratture del suolo — dovute a fuo-riuscita di gas — su entrambi i lati, quin-di, su quello turco, di frane, scorrimentidel suolo, correnti di torbida e — ai piedidella scarpata continentale — di faglie.

I dati raccolti in fase di survey vengonoelaborati e memorizzati su appositi suppor-ti presenti a bordo dei mezzi impiegatimentre la loro interpretazione può avvaler-si di riprese visive del fondo marino. per le



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

operazioni di survey in àmbito Galsi la Geoprospector — nave idrografica della Fugro,società olandese specializzata nel rileva-mento dei fondali marini, della superficieterrestre e dei sottofondi sabbiosi e roccio-si — si è avvalsa di un AUV — nomeEchosurveyor I — dotato di ecoscandagliomultifascio ad alta risoluzione, sonar ascansione laterale, radar sottomarino. Du-rante la sua missione al largo della costameridionale della Sardegna nel dicembredel 2007 l’AUV ha individuato un relitto infondale perturbato nel punto inizialmentescelto per il posizionamento del gasdotto.L’interpretazione dei dati raccolti dal sonare dall’ecoscandaglio quindi suggeriva lapresenza di una nave militare circondatadai suoi rottami. Il relitto veniva nuova-mente rilevato il 18 gennaio del 2008 dallaSkandi Inspector — altra nave della flottaFugro — durante la raccolta dati a mezzo«ROV» venti miglia al largo della Sarde-gna meridionale sul posizionamento del ca-vo in fibra ottica Artemis. Il relitto localiz-zato tramite sonar di scansione veniva per-tanto filmato dalle videocamere del«ROV» e identificato con la corazzatafrancese Danton silurata il 19 marzo del1917 da sottomarini nemici 28 miglia a sudovest di San pietro mentre navigava versosud alla velocità di 14,5 nodi (la nave erapartita il giorno prima diretta a Corfù scor-tata dal cacciatorpediniere Massue) mentrenotizie sul ritrovamento, posizionamento edisposizione della nave e dei suoi resti ve-nivano trasmesse ai servizi idrografici d’I-talia, Francia e Gran Bretagna e il gasdottoreinstradato posizionandone il passaggiolontano dal relitto e dall’area dei rottami.

Resti di un nave affondata nel xVIII se-colo sono stati invece rinvenuti nella Baiadi Greifswald nel Mar Baltico dove transi-terà il Nord Stream. Era stata la Marina sve-dese nel 1715 a zavorrare con pietre la na-

ve perché inabissandosi andasse a costituireinsieme ad altre una barriera di 980 m con-tro le incursioni delle navi nemiche. I restidella nave sono stati recuperati per consen-tire la costruzione di un corridoio destinatoal gasdotto con passaggio qui obbligatorioper la presenza a destra e sinistra della baiadi altri relitti fra quelli affondati dalla Mari-na svedese ai primi del Settecento.

Nella scelta del percorso di un gasdottosi tende pertanto a evitare non solo le areea presenza di relitti o di interesse archeo-logico in genere, ma anche quelle di dra-gaggio, ancoraggio o ancora quelle inte-ressate da attività di pesca o dove sia ele-vato il rischio di caduta di oggetti dallenavi. Uno strumento di emergenza deno-minato Extended Acoustic Radar per il ri-



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

levamento di eventuali oggetti precipitatiall’interno della tubazione durante le fasidi posa offshore di una condotta è statoper esempio messo a punto da Saipem.Del congegno — basato sulla propagazio-ne delle onde acustiche e il riconoscimen-to automatico del bersaglio — è stato rea-lizzato un prototipo sperimentato dal pon-tone semisommergibile Saipem 7000 nel-l’àmbito del progetto Medgaz.

Né vengono ignorate in fase di defini-zione della rotta di un gasdotto le aree at-traversate da collegamenti con piattafor-me e riser, condotte e cavi sottomarini. Ungasdotto sottomarino a sua volta ignoreràle zone destinate a esercitazioni navali diunità di superficie, anfibie, sommergibili,di tiro, bombardamento, dragaggio. Comeil Galsi che nel suo tratto sud eviterà learee di esercitazione di tiro E311 e T811ma non quelle destinate alle esercitazionidello spazio aereo soggetto a restrizioniovvero R46, D40/A, R54.

Quanto invece alle aree a eventuale pre-senza di ordigni, può accadere che il lororitrovamento sia successivo alla definizio-

ne della rotta di un gasdotto. Con ordinan-za n. 36/2008 del 13 giugno la Capitaneriadi porto di Olbia dava per esempio notizia— con ciò interdendo traffico marittimo,attività subacquea e diportistica — dellapossibile presenza sul fondale un miglio aNNE di Capo Ceraso di proiettili di arti-glieria di grosso calibro. Risultando l’areainteressata per circa 1,4 km dal tracciatodel Galsi dalla Società veniva comunicatocome le aree interessate dai lavori di posadel gasdotto sarebbero state sottoposte adattività di bonifica precauzionale da ordi-gni esplosivi residuati bellici o, più sem-plicemente, a ricognizione subacquea tesaalla localizzazione di potenziali ordignibellici inesplosi. Con ordinanza n. 60/2008del 15 ottobre la Capitaneria di porto diOlbia preso atto del brillamento dell’ordi-gno a opera del nucleo SDAI della Madda-lena a sua volta revocava l’ordinanza del13 giugno, nonché la n. 58/2008 del 7 ot-tobre e la n. 59/2008 del 9 ottobre ad origi-naria interdizione della navigazione peroperazioni di rimorchio e brillamento ordi-gni bellici al largo di Capo Ceraso.



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).

Stringhe di gasdotti

La costruzione di un gasdotto sottomari-no passa attraverso la saldatura di singolitubi della lunghezza di circa dodici metriche costituiscono la condotta realizzatasaldando i giunti uno dopo l’altro e avan-zando lungo la rotta designata in fase diprogetto. I tubi possono a loro volta esse-re riuniti sotto forma di doppi o quadrupligiunti. per la costruzione del Greenstreamsingoli tubi sono stati per esempio trasfe-riti via mare dall’area di stoccaggio nelporto di Trapani a bordo del Castoro Sei,

pontone posatubi semisommergibile dellaflotta Saipem con capacità di carico sulponte di 3.600 t. Durante la costruzionedel Blue Stream un cantiere per quadrupligiunti è stato invece allestito a Samsun suuna vasta area nei pressi del porto com-merciale. Qui i tubi sono stati saldati a duea due per poter formare barre da quaran-totto metri con produzione giornaliera didue rack da 1.400 t. I giunti sono statiquindi trasferiti a bordo della Saipem7000, issativi dalle due gru «D 7000»Amhoist completamente girevoli a pruadel pontone, dove, posizionati al centro



Denominazione Tipo Tecnica Diametro maxposa Condotte

Saipem 7000 pontone semisommergibile autopropulso J 32”a posizionamento dinamico per sollevamentostrutture e posa condotte in acque profonde.

Saipem FDS Nave a posizionamento dinamico per sviluppo J 22"di giacimenti di idrocarburi in acque profonde,per posa condotte e sollevamento.

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 Reel, J, S 6"a posizionamento dinamico per posa condotte flessibili in acque profonde e sollevamento strutture

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-fillingdi condotte in bassissimo fondale 40"

Saibos 230 pontone di lavoro e posatubi con gru mobile per battitura pali, terminali, piattaforme fisse S 30"

del mezzo, sono stati sollevati fino a unatorre installata a prua fra le due gru. Taletorre, dotata di elevatore per giunti o pipeloader lift, alloggia a sua volta due stazio-ni di lavoro: una per la saldatura, l’altraper i controlli non distruttivi o NDT e il ri-pristino mediante field joint coating del ri-vestimento esterno in corrispondenza del-la saldatura generalmente dello stesso tipodi quello usato per proteggere il resto del-la tubazione dalla corrosione (general-mente strati di polietilene o polipropilenesopra materiale epossidico).

Una condotta è soggetta a corrosioneper effetto chimico (ossidazione) o elet-trochimico (corrosione galvanica). Unaprotezione passiva sotto forma di guainedi asfalto o strati di polietilene o polipro-pilene la proteggerà — applicata esterna-mente — dall’ossidazione mentre la pro-tezione attiva o catodica a base di anodisacrifiziali in zinco o in alluminio la pro-teggerà dalla corrosione galvanica. Laprotezione catodica — che in quanto tec-nica anticorrosiva di una struttura metalli-ca trova larga applicazione nella protezio-ne di oleodotti e gasdotti — consiste nelrendere elettricamente negativa la struttu-ra da proteggere attraverso il collegamen-to a una serie di anodi opportunamentecollocati. La debole tensione che si stabi-lisce fra gli anodi e la struttura determinala formazione di una corrente elettrochi-mica che produce per corrosione il consu-mo degli anodi anziché della prima. Testdi laboratorio effettuati per verificare ilcomportamento dei materiali in contattocon l’ambiente del Mar Nero particolar-mente anossico e ad alte concentrazioni dih2S o acido solfidrico hanno per esempiocondotto in ambito Blue Stream alla scel-ta del rivestimento in polipropilene a trestrati e alla definizione della protezionecatodica con anodi sacrifiziali in lega di

zinco rispetto a quelli in alluminio rivela-tisi di elevata efficienza elettrochimica inpresenza di alte concentrazioni di acidosolfidrico. A nodi sacrifiziali in zinco ver-ranno utilizzati anche per il tratto a maredel gasdotto OLT mentre per la protezio-ne passiva si ricorrerà a rivestimento inpolietilene. Il tutto su tubi in acciaio ApIx-60. per il Galsi si ricorrerà invece a tu-bi in acciaio con rivestimento interno inresina epossidica, rivestimento esterno inpolipropilene per il tratto a mare, polieti-lene per quello a terra, rivestimento in gu-nite per acque poco profonde. Le resineepossidiche ridurranno l’attrito fra la pare-te del tubo e il gas agevolandone il flussomentre la gunite rivestendo e appesanten-do la tubazione fungerà ora da protezionecontro urti ed episodi di corrosione ora —garantendo stabilità alla condotta sul lettodi posa — da zavorra.

prima delle operazioni di saldatura i tu-bi vengono ripuliti da eventuali impurità eresidui di lavorazioni precedenti. Le dueestremità da saldare vengono cioè sotto-poste a cianfrinatura con l’asportazione dimateriale lungo la circonferenza del tubociò che consente allo spessore di assume-re una sagoma appropriata. I tubi vengonoquindi avvicinati e allineati e i lembi ri-scaldati con torcia al propano ciò che im-pedirà il raffreddamento del primo cordo-ne di saldatura.

per la saldatura delle condotte si ricorresempre più spesso alla tecnologia ad arco,insieme a quella a fiamma, a elettroscoria,alluminotermica, a fascio elettronico, a la-ser, nel novero delle saldature autogeneper fusione. Nella tecnologia ad arco il ca-lore necessario alla fusione viene genera-to facendo scoccare un arco elettrico fraun elettrodo e il materiale base dei lembi.Una saldatura ad arco sarà pertanto a elet-trodi rivestiti (Shielded Metal Arc Wel-



ding o SMAW), ad arco sommerso (Sub-merged Arc Welding o SAW), a filo con-tinuo (Gas Metal Arc Welding o GMAW),ad arco con elettrodo di tungsteno (GasTungsten Arc Welding o GTAW). La sal-datura ad arco sommerso è stata per esem-pio utilizzata in àmbito Greenstream eBlue Stream insieme alla tecnologia«pASSO» — sistema di saldatura genere«GMAW» a marchio Saipem — dellaquale è stata messa a punto una varianteper la saldatura in verticale con test con-dotti su «pipeline» con inclinazione del-l’asse a 5°, 30°, 45° a simulazione dellaconfigurazione assunta dalla condotta du-rante la posa a J.

Nella saldatura ad arco sommerso l’e-lettrodo, non rivestito, costituisce anche ilmateriale di apporto mentre la protezionedell’arco e del bagno di fusione è affidataa una coltre di materiale granuloso che ri-copre il giunto separandolo dall’aria. Nel-la saldatura ad arco a filo continuo in at-mosfera protettiva, dove l’arco scocca traun filo metallico avvolto su un rocchetto e

il materiale base, la protezione del bagnodi fusione è invece affidata a una misceladi gas che, introdotta esternamente, va ainvestire la zona interessata.

per la identificazione di eventuali difet-ti le saldature vengono sottoposte a con-trolli NDT mediante tecniche radiografi-che (Welding x-ray NDT) o a ultrasuoni(Welding ultrasonic NDT).

per le saldature eseguite sulla linea divaro si parla di tubazione saldata in lineamentre per tubi direttamente saldati a ter-ra e montati su bobine di tubazione av-volta su tamburo. Su un tamburo si pos-sono avvolgere fino a venti metri di tuba-zione purché di tipo semirigido, modestodiametro ed elevato spessore di pareteper sostenere le deformazioni plasticheindotte dalle operazioni di avvolgimento-svolgimento e raddrizzatura prima delvaro. Nel caso in cui una tubazione ven-ga saldata in linea, la condotta viene va-rata facendola scorrere a tratti di lun-ghezza variabile lungo una rampa subitodopo l’applicazione del rivestimento an-



percorsodel gasdotto

Blue Stream, (© Gazprom).

ticorrosivo sui giunti e l’eventuale ripri-stino della gunite di appesantimento.

Metodi di varo

Durante il varo la rampa del mezzo po-satubi consente di far assumere alla con-dotta trattenuta a bordo da un sistema ditensionamento ora una conformazione a Sora una a J. Sui mezzi per la posa a S —adatta ad acque basse e di media profon-dità — una struttura reticolare rigida adarco di circonferenza disposta in orizzon-tale e solidale al mezzo (stinger) controllala curvatura della condotta (overbend) du-rante il suo ingresso in acqua facendoleassumere la caratteristica forma a S, quin-di, prima del contatto del tubo con il fon-dale, una curvatura nella direzione oppo-sta (sagbend). Durante l’ingresso del tuboin acqua l’applicazione di tiro alla condot-ta tramite tensionatore controlla indiretta-mente lo stato di sollecitazione nel sag-bend. In caso di avvicinamento per effettodi correnti o moto ondoso del mezzo posa-tubi al punto di contatto fra tubo e fonda-le — il cosiddetto touch-down point —aumenterà la curvatura ovvero la solleci-tazione nel sagbend per cui si arriva ad unlimite inferiore di riduzione del tiro oltre ilquale si è costretti a tirare a bordo il tuboapplicandovi un tiro costante. Viceversa iltubo risulterà più teso, laddove, distaccan-dosi dal fondale, richiederà al tensionatoreuna forza maggiore fino a un valore limiteoltre il quale è necessario il suo rilascio.

Un dispositivo di tensionamento a ele-vata capacità di carico e controllo è statoad esempio messo a punto da REMACUT,società piemontese specializzata nello stu-dio, progettazione e costruzione di attrez-zature e macchinari per oleodotti e gasdot-ti sottomarini. Il sistema REMACUT per

l’afferraggio e la movimentazione del trat-to emerso della tubazione consta di due si-stemi cingolati contrapposti che afferran-no il tubo attraverso una serie di pattinigommati opportunamente sagomati.

Nella posa a J — adatta alle grandiprofondità — la condotta viene invece va-rata lungo una rampa quasi verticale men-tre il tubo, ora libero di assumere una con-figurazione naturale, evita lo overbend se-guendo una deformata a J. Una torre di va-ro a J è stata installata nel 1999 sul ponto-ne semisommergibile Saipem 7000 per laposa di flowline di collegamento e tie-back sottomarini al mezzo genere DeepCraft Caisson Vessel o DDCV nell’àmbi-to del progetto «Exxon hoover Diana» nelGolfo del Messico. La torre è la stessa chealloggia le stazioni di lavoro per saldatura,controlli NDT, field joint coating. Duran-te il varo i tratti di condotta vengono cala-ti sul fondale attraverso una apertura all’e-stremità della torre contestualmente almovimento del mezzo nella direzione op-posta. Grazie al sistema di posizionamen-to dinamico «Class 3 Dp» a 12 servomo-tori la Saipem 7000 può inoltre condurreoperazioni di varo in acque profonde man-tenendosi stabile anche in condizioni am-bientali estreme.

Una terza tecnica di varo detta towingprevede invece il tiro a mezzo rimorchiato-ri di tratti di condotta attraverso quattromodalità ossia surface tow, mid-depth tow,off-bottom tow, bottom tow. Nel surfacetow la condotta — provvista di adeguatonumero di moduli di galleggiamento —viene trascinata sulla superficie dell’acquae privata delle boe sul luogo di varo (spes-so le boe vengono riempite con acqua af-finché fungendo da zavorra favoriscano ladiscesa della stessa sul fondo del mare).Nel mid-depth tow — con il trascinamen-to della condotta poco sotto la superficie



marina — un numero inferiore di modulidi galleggiamento è compensato dal motoin avanti del rimorchiatore mentre la con-dotta si adagerà sul fondale contestualmen-te all’arresto del mezzo all’altezza del luo-go di varo. Nello off-bottom tow — con iltrascinamento della condotta poco sopra illetto del mare — i moduli di galleggiamen-to sono sostenuti da catene con la condottaprivata delle boe sul luogo di varo. Nelbottom tow — adatto a installazioni in ac-que basse e su fondali piatti e soffici — lacondotta, sprovvista di boe, viene trascina-ta sul letto del mare dove viene rilasciatauna volta sul luogo di varo. Un nuovo me-todo relativo al tiro di lunghi tratti di con-dotta in galleggiamento è quello messo apunto da Saipem — la tecnologia è in fasedi ingegnerizzazione per un progetto inArabia Saudita — con l’impiego di galleg-gianti in campana d’aria con conseguenteriduzione delle forze necessarie al traino.

Infine, il varo a reel — a S o a J — consvolgimento della tubazione avvolta sutamburo a bordo di appositi mezzi con labobina disposta in orizzontale o in vertica-le. Si parlerà in tal caso di horizontal ReelBarge (hRB) o horizontal Reel Ship(hRS) e di Vertical Reel Barge (VRB) oVertical Reel Ship (VRS). per quanto leprime eseguano tradizionalmente il varo aS e le seconde tanto quello a J quantoquello a S si pensa di rendere adatte al va-ro a J anche le hRB e le hRS.

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

prima del varo convenzionale di unacondotta mediante movimento del mezzoposatubi verso il largo secondo la rottaprefissata si procede alla realizzazione de-



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

gli approdi a terra o shore approach. Talefase prevede l’allestimento delle aree dicantiere, lo scavo delle trincea, le opera-zioni di tiro e posa della condotta quindi ilsuo ricoprimento in trincea e le attività diripristino ambientale. Nei pressi della co-sta la condotta viene solitamente interrataper limitare le eventuali interferenze conàncore e attività di pesca mentre via viache si procede verso il largo si passa dal-l’interramento alla semplice posa sul fon-do del mare. Condotte posate sul fondalepossono tuttavia venire appesantite local-mente con materassi di ghiaia o scarican-do ghiaia sull’intera tratta. per tratti dicondotta sospesi possono invece fungereda sostegno dispositivi meccanici, ghiaiae sacchi di sabbia.

per le attività di tiro il mezzo posatubiviene posizionato con la rampa di varo al-lineata sulla rotta di progetto a una distan-za dalla linea di costa dipendente dallaprofondità del fondale. Nel frattempo, sul-



In alto:La nave d’appoggio pOLARpRINCEinsiemea Innovatore Beluga(© Saipem).A lato:Blue Stream:supervisionedelle ultime fasidei tiri a rivaa Dzhugba(© ENI).

la costa, si sarà provveduto a installare unsistema di tiro della condotta — la cosid-detta testa di tiro — costituito da verricel-lo lineare e relativi blocchi di ancoraggio— e, a bordo del mezzo di varo, all’as-semblaggio della stringa munita di testa ditiro lato costa.

Dopo i tiri a terra, il varo in acque bas-se e quello in mare aperto, mezzi dotati digru laterali sollevano i due tratti di con-dotta fuori dall’acqua per il loro collega-mento in superficie: è questa l’operezionedetta di tie-in. Eliminate le teste di tiro,saldati i giunti, effettuati i controlli NDT,ripristinato il rivestimento esterno, la con-dotta viene quindi calata sul fondale.Completati i lavori di posa, eseguiti quel-li di intervento con il tubo pieno d’aria, la



condotta viene riempita con acqua e ripu-lita mentre un test idraulico — con pres-sione interna superiore a quella di proget-to — ne verificherà la tenuta. Svuotatadell’acqua di collaudo, la condotta vienequindi asciugata con aria: il viaggio delgas sotto il mare può iniziare.

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

per la realizzazione del Blue Stream ilgasdotto per il trasporto del gas russo inTurchia attraverso il Mar Nero nel 1999Eni e Gazprom hanno costituito su baseparitetica la joint venture Blue Stream pi-

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

fettuato i tiri a terra delle linee posizionan-dosi a circa 500 m dalla costa. Dopo l’at-traversamento del Bosforo, la Saipem7000 ha recuperato la prima linea (W2) a170 m di profondità sul lato russo per poivarare in direzione Turchia dove — ab-bandonata a 160 m di profondità d’acqua— è stata presa in carico dal Castoro Ottoper varo e tie-in con la sezione di tubo pro-veniente da terra. La Saipem 7000 è quin-di tornata sul lato russo dove, recuperata laseconda linea (E1), l’ha varata in direzio-ne Turchia dove è stata recuperata dal Ca-storo Otto a 155 m di profondità d’acquaper successivo varo fino ai 33 m e tie-incon la sezione proveniente da terra.

Un contributo italiano al Blue Stream èvenuto anche da Gesp — società del setto-re delle tecnologie GIS — con la realizza-zione del Blue Stream Information Sy-stem o BSIS, sistema informativo geogra-fico-documentale per la gestione integratae user friendly dei dati — fotografie, fil-mati, disegni CAD, testi, immagini scan-sionate, profili acustici, informazioni geo-grafiche, modelli digitali del terreno —relativi alla sezione offshore del gasdotto.Il GIS — che governa l’intero flusso deidati e che nell’architettura generale delBSIS costituisce la base del sottosistemadi gestione del gasdotto cui è collegato ilsistema documentale — consente all’u-tente di navigare all’interno del sistemainterrogando gli oggetti relativi al gasdot-to e al suo percorso. I due sottosistemi aloro volta si integrano con il pipeTracking System, inventario di tutte leinformazioni relative all’impiantistica delgasdotto, nonché con il sottosistema di si-mulazione idraulica che consente di calco-lare preventivamente pressione, tempera-tura e situazioni critiche del flusso del gassulla base di vari parametri e scenari sta-gionali. n

peline Company BV. Il Blue Streamproject ha visto la costruzione di un ga-sdotto di 1.250 km costituito da una con-dotta da 56" per 373 km di lunghezza, diproprietà della Gazprom, con attraversa-mento del territorio russo da Stavropol aDzhugba sul Mar Nero; di una stazione dicompressione; di due condotte sottomari-ne da 24" attraversanti il Mar Nero a unaprofondità massima di 2.150 m; di unacondotta da 48" per 470 km di lunghezzaoperata da Botaã — società di Stato turcadel settore oil & gas — per il collegamen-to alla rete di distribuzione di Ankara —,nonché la realizzazione da parte di Sai-pem e sulla costa russa di un sistema dicondotte pari a tre chilometri dagli appro-di alla stazione di compressione di Bere-govaya, di una stazione temporanea dicompressione aria per eventuali emergen-ze durante la posa sottomarina, le opera-zioni di collaudo idraulico e il drying o di-sidratazione della linea.

Le due condotte da ventiquattro pollicisuperata Beregovaya entrano nel Mar Ne-ro a Dzhugba per riemergere a Durusu, neipressi di Samsun. Esse seguono a lorovolta due percorsi — la rotta E1 di 380,4km, quindi la rotta W2, di 387,6 km — di-versificantisi nella parte russa dell’appro-do all’altezza della scarpata continentale edel fondale marino per poi riunirsi nellapiana abissale da dove proseguono in pa-rallelo fino all’approdo turco. La diversaprofondità del tracciato ha richiesto duediversi metodi di posa, quello a J, esegui-to dalla Saipem 7000, quindi quello tradi-zionale a S eseguito dal Castoro Otto, cuiè stata affidata anche la costruzione degliapprodi di Dzhugba e Durusu.

A dare il via alle operazioni di costru-zione del tratto sottomarino del BlueStream gli scavi sulla sponda russa e quel-li sul lato turco dove il Castoro Otto ha ef-



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