Istituita a gennaio 2014 durante il World Economic Forum Annual Meeting, l’OGCI (Oil and Gas Climate Initiative), è stata lanciata ufficialmente in occasione dell’UN Climate Summit che si è tenuto lo scorso settembre. Si tratta di una iniziativa volontaria delle società oil & gas che si propone di catalizzare azioni concrete sui cambiamenti climatici attraverso la collaborazione e la condivisione di best practice.
Le società che fanno parte dell’OGCI producono insieme quasi 25 milioni di barili di olio equivalente al giorno, circa un sesto della produzione mondiale di petrolio e di gas. L’OGCI e le aziende che ne fanno parte sono impegnate in un ambizioso piano di azione per contribuire alla lotta al cambiamento climatico. Il piano è inteso a rafforzare in modo proattivo la collaborazione, la condivisione delle informazioni e gli aspetti di comunicazione per ottimizzare la gestione delle emissioni dei gas serra del settore oil & gas e per aiutare a guidare la transizione verso un’energia a basso contenuto di carbonio.
In concomitanza con la Paris Climate Week 2015, l’OGCI ha tenuto il suo primo multistakeholder workshop di alto profilo per discutere dei contributi del settore alla mitigazione del cambiamento climatico. Durante l’evento, gli esperti di un’ampia rappresentanza di stakeholder del settore oil & gas hanno partecipato a workshop tecnici sulle tre aree tematiche prioritarie:

– ruolo del Gas Naturale – include il ruolo del gas naturale nel mix energetico, la gestione delle emissioni di metano, la riduzione del gas flaring, e l’efficienza energetica;
– strumenti per ridurre l’utilizzo di carbonio – gestire le emissioni di gas serra e migliorare l’efficienza operativa e produttiva delle società oil & gas;
– soluzioni di lungo periodo – sviluppare una visione di lungo termine del mix energetico e valutare tecnologie innovative, la regolamentazione e il cambiamento del comportamento dei clienti.

I risultati del workshop contribuiranno al primo report dell’OGCI, che sarà pubblicato in vista della 21ma edizione della Conference of the Parties to the UNFCCC (COP21). Il report evidenzierà le azioni pratiche adottate dalle aziende che fanno parte dell’OGCI per migliorare la gestione delle emissioni dei gas serra e per evolvere nel lungo periodo verso un’energia a minor contenuto di carbonio.

Testo redatto su fonte OGCI del 28 maggio 2015
Per approfondimenti sull’OGCI: www.oilandgasclimateinitiative.com
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ENI ha messo in funzione un secondo importante sistema di High Performance Computing (HPC). Il nuovo supercomputer utilizza un approccio innovativo basato sull’uso di acceleratori di calcolo operanti insieme ai tradizionali processori, la cosiddetta “hybrid cluster architecture”. Questa si compone di 1.500 nodi di calcolo IBM iDataPlex dx360 M4, con più di 30.000 core complessivi, ai quali si affiancano 3.000 acceleratori NVIDIA Tesla GPU collegati da una interconnessione InfiniBand ad alta velocità. La scelta è frutto di anni di ricerche condotte per individuare la soluzione più efficiente capace di fornire la grande potenza di calcolo richiesta dagli algoritmi di elaborazione dei dati del sottosuolo e dalle applicazioni di simulazione di giacimento, garantendo contemporaneamente la migliore efficienza energetica. Il nuovo sistema HPC si affianca ad un precedente sistema di calcolo dotato di GPU installato nello scorso anno (1.500 nodi IBM iDataPlex e 1.300 acceleratori NVIDIA Tesla GPU).

Con una capacità totale di calcolo di 3 Petaflops (misurati con i benchmark Linpack utilizzati per calcolare le prestazioni dei computer) ed una elevata capacità di memorizzazione pari a 7,5 Petabytes, il nuovo sistema HPC ENI – che si è classificato 11° nella nuova classifica TOP500 che elenca i maggiori calcolatori del mondo – è il più potente supercomputer in Europa destinato alla produzione industriale Oil&Gas e uno dei più grandi in tutto il settore petrolifero. La natura “ibrida” dell’architettura di calcolo garantisce una straordinaria performance in termini di efficienza energetica che con 2.8 GigaFlops/Watt colloca il sistema HPC di ENI al 9° posto della classifica Green500 dei calcolatori più efficienti. L’efficienza complessiva del sistema beneficia inoltre dell’innovativo sistema di raffreddamento dell’ENI Green Data Center (ENI GDC) che lo ospita. Il Green Data Center (GDC) di Ferrera Erbognone (Pavia) è stato realizzato per ospitare i sistemi informatici centrali di elaborazione di ENI, sia di informatica gestionale che le applicazioni Oil&Gas. Nel GDC sono impiegate le più innovative infrastrutture per il risparmio energetico che contribuiscono ad abbattere l’emissione di CO2 di 335.000 tonnellate annue (circa l’1% dell’obiettivo italiano di Kyoto per l’energia) e a ridurre notevolmente i costi operativi.

Il nuovo HPC sarà a supporto del core business dell’azienda, consentendo una più veloce e accurata elaborazione dei dati del sottosuolo. La strategia di ENI è quella di utilizzare la più moderna tecnologia di elaborazione per supportare l’esplorazione e la simulazione dei giacimenti. Utilizzando codici proprietari sviluppati dalla propria ricerca interna e combinati con i più recenti strumenti di programmazione parallela, ENI può ottenere dai dati sismici –cinque volte più rapidamente rispetto a quanto possibile con i supercomputer tradizionali – immagini 3D del sottosuolo in alta risoluzione, nonché dati di altissimo valore utili a ridurre i rischi legati alle attività di esplorazione.

Per quanto riguarda la simulazione dinamica di giacimento il nuovo sistema permette simulazioni sempre più accurate dei giacimenti di idrocarburi che servono a ricreare modelli sempre più dettagliati, oltre che a ridurre il tempo di simulazione. Questi due aspetti possono essere cruciali per l’ottimizzazione dello sviluppo dei giacimenti di idrocarburi e del time to market.

Testo redatto su fonte ENI del 3 luglio 2014
Image credit: ENI

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ENI ha effettuato una nuova scoperta offshore di olio e gas nel settore norvegese del Mare di Barents, a circa 230 chilometri da Hammerfest. Il pozzo 7220/7-3S, situato nella licenza esplorativa PL532 nel prospetto esplorativo Drivis, circa 6 chilometri a sud dell’area di Johan Castberg, è stato perforato in circa 345 metri di profondità d’acqua e ha raggiunto una profondità di 2.097 metri. Il pozzo ha accertato la presenza di una colonna mineralizzata di circa 154 metri nelle arenarie di età giurassica: i volumi di olio in posto sono stimati preliminarmente tra 125 e 140 milioni di barili. La scoperta si inquadra nell’ambito dell’attività esplorativa che la joint venture, di cui ENI fa parte, sta svolgendo per implementare il progetto di sviluppo del campo di Johan Castberg.

Statoil è l’operatore per la produzione nella licenza PL532, con una quota di partecipazione del 50%, mentre Eni Norge AS partecipa con il 30% e Petoro AS con il 20%. ENI, che opera in Norvegia attraverso la controllata Eni Norge AS, è presente nel Paese dal 1965 con una produzione equity di circa 115.000 barili di olio equivalente al giorno. ENI è operatore dello sviluppo in corso del primo giacimento di petrolio nel Mare di Barents, l’importante scoperta di Goliat, e del giacimento di gas Marulk nel Mare di Norvegia. Inoltre, in Norvegia ENI ha interessi in un certo numero di licenze e campi in sviluppo e già operativi, tra cui Ekofisk, Norne, Åsgard, Heidrun, Kristin, Mikkel e Urd.

Testo redatto su fonte ENI del 2 maggio 2014
Image credit: ENI

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ENI ha effettuato una nuova scoperta offshore di olio e gas nel settore norvegese del Mare di Barents, a circa 240 chilometri da Hammerfest. Il pozzo, che è stato perforato a circa 349 metri di profondità d’acqua e ha raggiunto una profondità di 1.700 metri, è situato nella licenza esplorativa PL532 sul prospetto esplorativo Skavl, cinque chilometri a sud dell’area di Johan Castberg.
Il pozzo ha accertato la presenza di olio di buona qualità e gas nelle arenarie di età giurassica e triassica, con volumi di olio recuperabili stimati tra 20 e 50 milioni di barili. La scoperta si inquadra nell’ambito dell’attività esplorativa che la joint venture, di cui ENI fa parte, sta svolgendo per implementare il progetto di sviluppo del campo di Johan Castberg.
Dopo il completamento del pozzo di Skavl, l’impianto di perforazione si sposterà 16 chilometri a nord dove proseguirà la campagna esplorativa nell’area con l’esecuzione di un ulteriore pozzo sul prospetto esplorativo di Kramsnø.
Statoil è l’operatore per la produzione nella licenza PL532, con una quota di partecipazione del 50%, mentre ENI Norge AS partecipa con il 30% e Petoro AS con il 20%

ENI, che opera in Norvegia attraverso la controllata ENI Norge AS, è presente nel Paese dal 1965 con una produzione equity di circa 110.000 barili di olio equivalente al giorno. ENI è operatore del continuo sviluppo del primo giacimento di petrolio nel Mare di Barents, l’importante scoperta di Goliat, e del giacimento di gas Marulk nel Mare di Norvegia. Inoltre, in Norvegia ENI ha interessi in un certo numero di licenze e campi in sviluppo e già operativi, tra cui Ekofisk, Norne, Åsgard, Heidrun, Kristin, Mikkel e Urd.

Testo redatto su fonte ENI del 9 dicembre 2013
Image credit: SHELL/Flickr

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Il terminale Adriatic LNG è la prima struttura offshore al mondo in cemento armato per la ricezione, lo stoccaggio e la rigassificazione di Gas Naturale Liquefatto (GNL). Si trova al largo di Porto Levante, nell’alto Mare Adriatico a circa 15 chilometri dalla costa veneta, ed è collegata alla rete di distribuzione nazionale tramite un metanodotto. L’impianto, l’unico al mondo che sorge in mezzo al mare appoggiato su una piattaforma di cemento armato, ha una capacità di rigassificazione di 8 miliardi di metri cubi annui, che corrispondono a circa il 10% del fabbisogno nazionale di gas naturale. Il terminale è una struttura di importanza strategica per l’Italia perché ha attivato una nuova rotta di gas totalmente indipendente dai gasdotti via terra, dando così un importante contributo alla diversificazione e alla sicurezza degli approvvigionamenti energetici.

Il gas per il terminale Adriatic LNG è fornito in massima parte dal giacimento North Field, in Qatar, nel Golfo Arabico. Dopo l’estrazione e l’eliminazione delle impurità, il gas naturale viene raffreddato fino a -162°C. A questa temperatura si trasforma in liquido, riducendo di 600 volte il proprio volume. Allo stato liquido può quindi essere facilmente stoccato in serbatoi, immesso nelle navi metaniere e trasportato dal Qatar all’Italia. Il gas naturale liquefatto viaggia a una temperatura costante e a pressione atmosferica su speciali navi metaniere, progettate e costruite secondo rigorosi standard di sicurezza. Il trasporto del GNL via nave rende disponibile questa risorse energetica in parti del mondo che sarebbero altrimenti quasi irraggiungibili. Una volta giunto al terminale Adriatic LNG, nell’alto Mar Adriatico, il GNL viene rigassificato e successivamente inviato alla rete di distribuzione nazionale per giungere al consumatore finale.

Il terminale offshore è costituito da una grande struttura in cemento armato (Gravity Based Structure – GBS) lunga 180 metri, larga 88 metri e alta 47 metri che poggia sul fondo marino ad una profondità di circa 29 metri; due serbatoi di stoccaggio del GNL (all’interno del GBS e della capacità di 125.000 metri cubi ciascuno); un impianto di rigassificazione, strutture di ormeggio e scarico delle navi metaniere; ambienti per il personale; un metanodotto collegato alla terraferma che trasporta il gas dal terminale alla costa per 15 chilometri. La struttura è lunga complessivamente 375 metri e larga 115 metri.

Per approfondimenti: www.adriaticlng.it

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