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Recovery, deepwater, Artico, shale,
LNG e capital effciency sono le parole
pany stanno quindi investen- gettare e produrre si-
do in tecnologia che consen- d’ordine da tenere a mente stemi e componenti
ta di monitorare e gestire in adatti a queste appli-
modo migliore le risorse a cazioni e ancora meno
disposizione. sono i player in grado di installarli.
Diversi player hanno riconosciuto questa oppor-
tunità e sviluppato molteplici tecniche e modelli di
servizio per soddisfare le esigenze del recovery: Artico
boosting sottomarino e artifcial lift, metodi di foo- L’altra frontiera delle esplorazioni si trova negli
ding con gas, metodi termici, tracers, meccanismi ambienti artici. Si stima che le risorse presenti in
di produzione di metano idrati, ma anche modelli quest’area costituiscano il 20% delle riserve mon-
di servizio orientati alla gestione “in outsourcing” di diali non esplorate: si tratta di circa 500 miliardi di
campi maturi. barili di petrolio equivalente, localizzati principal-
mente in territori appartenenti alla Russia, all’Ala-
Deepwater ska e alla Groenlandia.
Sebbene l’opportunità appaia signifcativa nel lungo
Sfruttare effcientemente le risorse esistenti non periodo, i volumi di investimento previsti comples-
è comunque suffciente: è necessario identifcare sivi sono relativamente contenuti (circa 6-7 miliardi
e mettere in produzione nuove risorse. Negli ulti- di dollari al 2017). Questo è dovuto principalmente
mi 10 anni più della metà delle risorse scoperte è agli elevati costi legati allo sviluppo in queste zone
nell’ambito del deepwater. Saranno Brasile, Golfo e alla diffcoltà di lavorare in un contesto nel quale
del Messico e Africa (il cosiddetto Triangolo d’Oro) le fnestre operative sono molto ristrette e caratte-
ad attrarre gli investimenti del deepwater, che a li- rizzate da elevata incertezza: in media circa 100
vello mondiale sono previsti superare i 60 miliardi giorni all’anno disponibili per la perforazione in
di dollari nel 2015, rispetto ai 7 miliardi di dollari mare aperto, introducendo un forte livello di rischio
del 2011. operativo (fgura 3).
Questo tipo di esplorazione richiede un’evoluzione
delle tecnologie e dei modi di lavorare: la modu-
larizzazione degli impianti. La standardizzazione di
componenti e moduli velocizza i tempi di progetta-
zione e di procurement, consente di ridurre tempi e
costi di realizzazione e ha anche come conseguen-
za una generale riduzione del rischio di progetto.
L’adattamento alle profondità estreme spinge l’in-
dustria anche a studiare soluzioni per ridurre gli im-
pianti di superfcie (piattaforme e FPSO) portando
la maggior parte delle operazioni sul fondale ma-
rino. La “subsea factory” è la risposta quindi alle
condizioni più sfdanti e proibitive che caratteriz-
zano i contesti deepwater (fgura 2). Per esempio
sviluppando strutture controllate in remoto che
permettano il trasporto di gas e petrolio diretta- Fig. 3 - Schematizzazione delle fnestre operative nell’of-
mente a terra. fshore artico
Solo pochi operatori a oggi sono in grado di pro-
L’Artico appare quindi un’interessante sfda, ma
probabilmente ancora relativamente matura per
essere affrontata economicamente con successo.

Shale
Le nuove opportunità derivano da nuove frontiere
“geografche” in termini di esplorazione, ma anche
dalla disponibilità di tecnologie e metodi alterna-
tivi di sfruttamento. Con un potenziale in termini
di riserve mondiali paragonabile a quello del gas
tradizionale (secondo alcune stime le riserve di
shale gas potrebbero raggiungere circa 6,6 trilio-
ni di piedi cubi), lo shale gas sta ridisegnando gli
equilibri mondiali dell’offerta del gas e allo stesso
tempo sta guidando gli investimenti. Basti pen-
Fig. 2 - Rendering di una subsea factory; in pochi anni questa potrebbe sare agli Stati Uniti e al Canada, i principali pro-
diventare una alternativa alle installazioni offshore di superfcie

30 Impiantistica Italiana - Luglio-Agosto 2014