Istanzadipermessodiricerca “Carità” Pozzo esplorativo

Istanza di permesso di ricerca

“Carità”Pozzo esplorativo

“Cascina Daga 1 dir”

Programma Geologico e diPerforazione

San Donato Milanese, gennaio 2014

Programma Geologico

e di Perforazione

Pozzo Cascina Daga 1 Dir

1

Sommario

1. INFORMAZIONI GENERALI......................................................................................................................... 3

1.1. DATI GENERALI ........................................................................................................................................3 1.1.1. Ubicazione del Permesso ......................................................................................................................4

1.2. SCOPO DEL SONDAGGIO.........................................................................................................................7 1.3. UNITÀ DI MISURA UTILIZZATE NEL RAPPORTO.........................................................................................8

2. PROGRAMMA GEOLOGICO ........................................................................................................................ 9

2.1. INQUADRAMENTO GEOLOGICO ...........................................................................................................9 2.1.1. Schema strutturale regionale ................................................................................................................9 2.1.2. Assetto strutturale ...............................................................................................................................11 2.1.3. Schema tettonico - stratigrafico ..........................................................................................................14 2.1.4. Stratigrafia..........................................................................................................................................16 2.1.5. Obiettivi della ricerca .........................................................................................................................18

2.2. INTERPRETAZIONE SISMICA ...............................................................................................................19 2.3. OBIETTIVI DEL POZZO...........................................................................................................................25

2.3.1 PROFONDITA’ TOTALE ....................................................................................................................26 2.4. SISTEMA PETROLIFERO .......................................................................................................................26

2.4.1. Reservoir ............................................................................................................................................26 2.4.2. Rocce madri ........................................................................................................................................26 2.4.3. Coperture ............................................................................................................................................26 2.4.4. Trappole..............................................................................................................................................26

2.5. PROFILO LITOSTRATIGRAFICO PREVISTO.......................................................................................27 2.6. RISCHI IN FASE DI PERFORAZIONE....................................................................................................28 2.7. POZZI DI RIFERIMENTO.........................................................................................................................29

2.7.1. Dati Raccolti Da Pozzi Limitrofi.........................................................................................................30 2.8. GEOLOGIA OPERATIVA........................................................................................................................32

2.8.1. Obiettivi..............................................................................................................................................32 2.8.2. Servizi di Monitoraggio Geologico....................................................................................................32 2.8.3. Log .....................................................................................................................................................33

2.8.3.1. LWD – Logging While Drilling .........................................................................................................................33 2.8.3.2. WLL – Wireline Logging....................................................................................................................................33

2.8.4. Mud Logging......................................................................................................................................37 2.8.4.1. Campionamento geologico...................................................................................................................................37 2.8.4.2. Rilevamento in continuo di sostanze nocive.......................................................................................................37 2.8.4.3. Rilevamento e monitoraggio di gas nel flusso di ritorno del fango...................................................................38

2.8.5. Carotaggi di Fondo............................................................................................................................41 2.8.6. Carotaggi di Parete ...........................................................................................................................41 2.8.7. Prove di Produzione...........................................................................................................................41 2.8.8. Previsione e Programmi ....................................................................................................................42 2.8.9. Acquisition Master Plan......................................................................................................................43

2.9. INGEGNERIA DI POZZO .........................................................................................................................44 2.9.1. Riassunto del Progetto del Casing......................................................................................................44 2.9.2. Gradienti di densità dei fanghi ...........................................................................................................48 2.9.3. Programma Fanghi e Fluidi di Perforazione......................................................................................49 2.9.4. Temperature........................................................................................................................................51 2.9.5. Anidride Carbonica.............................................................................................................................52 2.9.6. Solfuro di Idrogeno. ............................................................................................................................53 2.9.7. Problemi di Perforazione Attesi..........................................................................................................53 2.9.8. Attrezzature dei BOP e Test. ...............................................................................................................53 2.9.9. Calcoli Di Resistenza Del Pozzo e Tolleranza ad un Kick..................................................................55

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3. PROCEDURE OPERATIVE .......................................................................................................................... 57

3.1. RIASSUNTO DELLE OPERAZIONI...................................................................................................................57 3.2. VELOCITÀ DI AVANZAMENTO ......................................................................................................................58 3.3. COMMENTI GENERALI.................................................................................................................................59 3.4. VERIFICHE PRIMA DELLA PERFORAZIONE....................................................................................................60 3.5. TUBO GUIDA 20” (PRE-POSIZIONATO)..........................................................................................................61

3.5.1. Descrizione Schematica ......................................................................................................................61 3.6. SEZIONE FORO 16” ......................................................................................................................................61

3.6.1. Descrizione Schematica ......................................................................................................................61 3.6.2. Preparazione.......................................................................................................................................62 3.6.3. Esecuzione Foro 16" ...........................................................................................................................63 3.6.4. Discesa Casing 13 ⅜" ........................................................................................................................64 3.6.5. Cementazione Casing 13-⅜"...............................................................................................................66 3.6.6. Installazione Testa Pozzo e BOP ........................................................................................................67

3.7. SEZIONE FORO 12 ¼” ..................................................................................................................................68 3.7.1. Descrizione Schematica .....................................................................................................................68 3.7.2. Preparazione......................................................................................................................................68 3.7.3. Esecuzione Foro 12-¼"......................................................................................................................69 3.7.4. Discesa Casing 9-⅝"...........................................................................................................................71 3.7.5. Cementazione Casing 9 ⅝" ................................................................................................................73 3.7.6. Installazione del Casing Hanger e Montaggio BOP...........................................................................74

3.8. SEZIONE FORO 8-½” ....................................................................................................................................75 3.8.1. Descrizione Schematica. ....................................................................................................................75 3.8.2. Preparazione......................................................................................................................................75 3.8.3. Esecuzione Foro 8-½"........................................................................................................................76 3.8.4. Log Elettrici nel Foro 8 ½” ................................................................................................................77 3.8.5. Esecuzione dei Log.............................................................................................................................77 3.8.6. Discesa Liner 7” .................................................................................................................................77

3.8.6.1. Posa Liner 7”........................................................................................................................................................77 3.8.6.2. Cementazione Liner 7" ........................................................................................................................................79

3.8.7. Esecuzione dei Log............................................................................................................................81 3.9. COMPLETAMENTO.......................................................................................................................................81 3.10. PROVE DI PRODUZIONE.............................................................................................................................83 3.11. CHIUSURA M INERARIA .............................................................................................................................83

ELENCO DELLE FIGURE ................................................................................................................................ 91

ELENCO DEGLI ALLEGATI ........................................................................................................................... 91

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1. INFORMAZIONI GENERALI

1.1.DATI GENERALI

Permesso: CARITÀ

Titolarità: Apennine Energy S.p.A. (50% RU)

Apennine Oil & Gas Spa (50%)

Pozzo: Cascina Daga 1 Dir

Classificazione: Appraisal (APS)

Provincia: Treviso

Regione: Veneto

Comune: Nervesa della Battaglia

Coordinate geografiche di superficie:

(Sferoide: Int. 1924; Datum: Roma 1940)

LONG. -0°12'04,72"

LAT. 45°47'58,98"

Coordinate geografiche di superficie:

(Gauss-Boaga; Datum: Roma 1940)

X 1752652 mE

Y 5076958 mN

Coordinate geografiche di fondo pozzo:

(Sferoide: Int. 1924; Datum: Roma 1940)

LONG. -0°12'17,31"

LAT. 45°48'06,31"

Coordinate geografiche di fondo pozzo:

(Gauss-Boaga; Datum: Roma 1940)

X 1752371 mE

Y 5077173 mN

Quota Piano Campagna: 61 m slm

Quota Tavola Rotary: 68.71 m slm

Obiettivo: Miocene (Tortoniano)

Profondità finale: 1931,15 mTVDSS /1999,86 mTVD / 2053,74 mMD

Impianto: Drillmec HH220

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1.1.1.Ubicazione del Permesso

Figura 1

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SPRESIANO

TREVISO

Figura 2: Mappa stradale dell’area del permesso

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Figura 3: Ubicazione geografica del sondaggio

Il cantiere è ubicato nella zona agricola del Comune di Nervesa della Battaglia

pertinente alle zone dedicate all’attività estrattiva, circa 3,8 Km dal centro urbano,

con accesso dalla S.S. N. 13 poi in via Busco e successivamente via Santi, fino al

cancello di accesso delle cave; la viabilità è strutturata per il traffico pesante dato

che è utilizzata per i mezzi di trasporto di inerti.

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1.2.SCOPO DEL SONDAGGIO

Il sondaggio Cascina Daga 1 Dir ha lo scopo di investigare una struttura

(denominata Nervesa) ubicata all’estremità settentrionale della pianura Veneta, ad

una ventina di km a Nord di Treviso. In particolare il sondaggio attraverserà una

serie di livelli di arenarie della Formazione delle Marne di San Donà (Tortoniano)

già evidenziate mineralizzate a gas nei pozzi Nervesa 1 e Nervesa 1 Dir A.

Gli obiettivi a gas mappati presenti nelle Marne di San Donà, evidenziano una

struttura profonda a partire dai 1400 m costituita da un’anticlinale allungata in

direzione NNW-SSE, limitata sul fianco orientale da una faglia inversa e sul fianco

occidentale dalla sua back, a Nord un’altra faglia inversa la separa dalla

culminazione denominata S.Andrea. L’insieme di strutture delinea un sistema

compressivo/transpressivo, innalzato rispetto all’area circostante.

Il sondaggio si fermerà alla profondità di 1931,15mTVDSS / 1999,86mTVD /

2053,74 mMD.

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1.3.UNITÀ DI MISURA utilizzate nel rapporto

Le unità di misura utilizzate per la compilazione del programma, qualora non

specificato diversamente sono le seguenti:

GRANDEZZA UNITÁ DI MISURA

Profondità m

Pressioni bar oppure psi

Gradienti di pressione kg/cm2/10m

Temperature °C

Pesi specifici kg/l oppure g/l

Lunghezze m

Pesi tons oppure ql

Volumi m3 oppure l

Diametri bit & casing Inches

Peso materiale tubolare lb/ft oppure Kg/m

Volume di gas Smc

Plastic viscosity Centipoise

Yeld & gel g/100cm2

Salinità ppm oppure g/l di NaCl Equivalente

Profondità misurata (Measured Depth) da Tavola Rotary mMD

Profondità Verticale Vera (True Vertical Depth) da Tavola Rotary mTVD

Profondità Verticale Vera sotto il livello del mare (True Vertical Depth Subsea) mTVDSS

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2.PROGRAMMA GEOLOGICO

2.1.INQUADRAMENTO GEOLOGICO

2.1.1.Schema strutturale regionale

L’area in esame (figure 1 e 2) è una porzione della pianura veneto - friulana che

rappresenta la superficie di riempimento di età terziaria e quaternaria di un bacino

deposizionale situato all’estremità nord-orientale della microplacca adriatica. Si

tratta dell’avampaese condiviso fra il settore orientale delle Alpi meridionali e quello

degli Appennini settentrionali. Il primo corrisponde ad una catena a thrust con

vergenza meridionale, sviluppatosi a partire dal Paleogene, mentre il secondo è

una catena a thrust con vergenza nord - orientale formatasi dal Neogene (Massari,

1990; Doglioni, 1993). Il fronte alpino più meridionale è sepolto sotto la piana

alluvionale pedealpina. Il settore più meridionale della pianura veneta, invece, è

stato influenzato fin dal Miocene superiore dall’attività di espansione verso nord

dell’avampaese appenninico, i cui thrust più esterni si trovano sepolti al di sotto

dell’attuale corso del fiume Po.

In posizione inferiore rispetto ai sovrascorrimenti che hanno generato la cosiddetta

“flessura frontale”, che costituisce la prima fascia del rilievo prealpino, si trova la

prima linea di thrust sepolti al disotto della pianura, cui appartiene la struttura di

Nervesa; questo allineamento di strutture sepolte è frazionato e complicato da

componenti trascorrenti lungo le faglie di svincolo (tear fault) che frazionano il

fronte del sovrascorrimento.

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Figura 4: Schema regionale

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2.1.2.Assetto strutturale

La struttura di Nervesa si presenta come una anticlinale allungata in senso N-S,

con l’asse principale coniugato a basso angolo con la tear fault principale che

costituisce lo svincolo tra le strutture avanzate di Arcade / Nervesa orientata NNW-

SSE. All’interno della struttura si evidenziano faglie inverse di minore entità

parallele all’asse principale ed immergenti verso lo stesso, a delineare una flower

structure non pienamente espressa che potrebbe rappresentare l’evoluzione di una

drag fold (figure 5 e 6).

Figura 5: Assetto strutturale. A tratteggio si evidenzia il margine della Piattaforma Friulana

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Figura 6 : Assetto strutturale

In una struttura di questo tipo l’orientamento del vettore di stress principale

(sigma1) appare perpendicolare alla direzione di massimo allungamento della

struttura, quindi E-W.

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13

Figura 7 : Linea sismica 303-77

Figura 8 : Schema interpretativo

Cascina Daga 1 Dir

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2.1.3. Schema tettonico - stratigrafico

La storia geologica dell’area del permesso è stata caratterizzata e condizionata da

diversi cicli tettonici legati alle fasi distensive del Mesozoico e a quelle compressive

del Terziario e del Pleistocene:

1. L’area poggia su un basamento metamorfico di età Ercinica correlabile

all’episodio metamorfico Panafricano del Cambriano superiore.

2. Durante il Permiano, l’inizio della tettonica distensiva provoca la fuoriuscita

di magma con la messa in posto del cosiddetto ”Piastrone Porfirico Atesino”.

3. Il Permiano superiore fu caratterizzato da una grande trasgressione marina

durante la quale si depositarono sabbie, argille e calcari di mare basso

(sedimenti di piattaforma carbonatica). Questa fase durò fino al Carnico

inferiore.

4. Nel Norico superiore e nel Retico nella zona bellunese, inizia ad instaurarsi

un bacino a direzione N-S.

5. Il Giurassico risente fortemente dell’apertura del Bacino Ligure- Piemontese”

che, grazie agli effetti distensivi, porta anche nelle successioni bacinali

regionali alla differenziazione di alti strutturali con permanenza di condizioni

di piattaforma (Piattaforma Friulana e Piattaforma Veneta) e bassi strutturali

con deposizione di facies bacinali (Bacino di Belluno).

6. Il Cretacico vede la ricomparsa delle piattaforme carbonatiche ma denuncia

i prodromi dell’orogenesi alpina con le prime facies di flysch mesozoici che

avranno la loro massima espressione nel Cenozoico. Con il Toarciano la

Piattaforma Veneta passa a piattaforma profonda ed infine a bacino. Quella

Friulana invece rimane in condizioni di mare basso.

7. La sedimentazione continua fino all’Aptiano superiore quando iniziò il ciclo

compressivo alpino. Sulla piattaforma Friulana proseguiva la

sedimentazione carbonatica con ambienti di reef, back reef e fore reef

mentre nel bacino e sulla piattaforma Veneta i sedimenti cominciano ad

avere un contenuto pelitico per tutto il Cretaceo.

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15

8. Con il Paleocene anche la piattaforma Friulana annegò e su tutta l’area si

depositarono dei sedimenti prevalentemente marnosi.

9. Nell’Eocene medio si depositarono, nella zona orientale, il Flysch di Belluno

mentre nell’area occidentale si hanno le effusioni vulcaniche dei Colli

Euganei.

10. Nell’Oligocene la successione fin qui descritta, era ormai emersa o in fase

di emersione a seguito delle spinte orogenetiche delle fasi eo-mesoalpine.

In questa fase si depositarono le Glauconie di età cattiana.

11. La sedimentazione riprendeva nell’Aquitaniano (Miocene inferiore) con

sedimenti terrigeni di mare basso.

12. La riduzione del livello del mare fino al suo ritiro definitivo è documentata da

una potente sequenza di marne siltose del Serravalliano e delle successive

alternanze di areniti e siltiti del Tortoniano.

13. Oltre alle deformazioni tettoniche, l’evoluzione plio - quaternaria è stata

fortemente influenzata dall’evento Messiniano (circa 5 milioni di anni fa) che,

in risposta all’abbassamento del livello del Mediterraneo, causò l’emersione

dell’area e l’azione di notevoli processi erosivi fluviali. Questi portarono alla

riorganizzazione del reticolo fluviale e diedero origine a molte delle principali

valli alpine e delle maggiori depressioni esistenti nel substrato della pianura.

Tali elementi hanno poi guidato la sedimentazione marina pliocenica e

quella marina e alluvionale quaternaria (Fig. 3).

14. Prevalenti conglomerati poligenici ed eterometrici a clasti di natura

carbonatica e subordinate siltiti ed arenarie chiudono, nel Messiniano, la

successione colmando l’avanfossa e testimoniando l’emersione definitiva

dell’intera catena.

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16

2.1.4. Stratigrafia

La successione stratigrafica nell’area del permesso è costituita dai carbonati

mesozoici di piattaforma (Cretaceo), dalla Formazione Gallare (Oligocene), dalle

Glauconie di Cavanella (Miocene inferiore), dalla Formazione delle Marne di San

Donà (Tortoniano), dai Conglomerati del Montello (Messiniano) e dalle sequenze

conglomeratiche di piana deltizia (Plio-Pleistocene).

La Formazione Gallare è, a causa di una fase erosiva, assente sugli alti strutturali,

come nell’alto di Nervesa e nella parte settentrionale del permesso.

Le sequenze mesozoiche nella parte settentrionale del permesso sono riconducibili

agli affioramenti dei settori Perialpini, mentre per la parte meridionale si deve far

riferimento alle vicine serie appenniniche terziarie.

Le sequenze prevalentemente carbonatiche mesozoiche e paleoceniche

appartengono al Dominio della Piattaforma Friulana mentre i cicli clastici terziari

che si sovrappongono, sono dovuti alla formazione di bacini e avanfosse creatisi

con le orogenesi dinarica ed alpina.

Dal Pliocene, con fasi alterne, gli innalzamenti dell’area alpina hanno determinato

una blanda monoclinale con immersione verso il mare Adriatico e con la

deposizione di sequenze tipiche del margine padano orientale.

I livelli mineralizzati dell’ area sono costituiti da livelli arenacei (doloareniti) presenti

all’interno della Formazione delle Marne di San Donà. Questa serie rappresenta,

dal punto di vista evolutivo, la colmatazione delle aree depresse che si formarono

nel Tortoniano in seguito all’avanzamento verso sud del fronte alpino.

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Figura 9 : Profilo litostratigrafico

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Gli apporti provenienti da nord e diretti verso sud prendevano origine dallo

smantellamento dei rilievi alpini. Infatti, salendo nella serie dal basso verso l’alto, i

sedimenti tendono a diventare sempre meno distali per passare a deltizi nel

Messiniano con i Conglomerati del Montello. Dal punto di vista litologico le Marne

di San Donà sono costituite da marne ed argille più o meno siltose con livelli di

sabbie passanti ad arenarie (doloareniti).

2.1.5. Obiettivi della ricerca

La ricerca petrolifera nell’ area del permesso si è sviluppata perseguendo i temi

strutturali nelle serie carbonatico – clastiche. Dal 1970 al 1988 sono stati acquisiti

circa 800 km di linee sismiche 2D e sono stati eseguiti cinque pozzi per un totale di

13.170 m perforati L’esplorazione condotta da ENI ha portato alla scoperta dei

giacimenti a gas di Nervesa e Arcade nelle sequenze arenaceo-marnose del

Miocene.

La struttura di Nervesa era stata perforata dall’ENI nel 1985 con due pozzi

(Nervesa 1 e Nervesa 1 Dir A) e si è dimostrata mineralizzata a gas in alcuni

intervalli di sabbie del Tortoniano (Miocene medio-superiore).

La culminazione nord della struttura è stata invece perforata da Apennine Energy

nel 2013, modificando e precisando, grazie alle nuove misure di velocità,

l’interpretazione geofisica e la comprensione della struttura.

Rilievi Sismici Acquisiti (km)

Anno Esplosivo Vibroseis Hydropulse Totale

1970 5.322 5.322

1971 6.308 6.308

1976 8.621 8.621

1977 6.254 5.405 11.659

1983 26.257 26.257

1986 32.840 32.84

1987 4.306 13.388 17.694

Totale 108.701

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19

2.2. INTERPRETAZIONE SISMICA

Sono state interpretate alcune linee sismiche (Figura 5). I dati sono di scarsa

qualità, ma la presenza di una serie conglomeratica a circa 1200 m al di sopra

della Formazione delle Marne di San Donà tende a mascherare il segnale per la

notevole variabilità areale sia in termini di spessori che di litologia.

Gli orizzonti sismici interpretati corrispondono, dal basso verso l’alto:

1. Top carbonati.

2. Top livello 5

3. Top livello 8

4. Top livello 9a

5. Top livello 12

6. Top livello 14a

7. Top livello 15

8. Base dei Conglomerati Del Montello (Messiniano).

L’ultimo orizzonte corrisponde alla Unconformity principale dell’area che culmina

nell’alto di Nervesa.

Con le nuove misure di velocità in foro sono state aggiornate le mappe in

profondità (figure 11-15) confermando una interpretazione leggermente differente

del rilievo.

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20

TRV-76-06-V

TRV-76-06-V

361 370

380 390

400 410

420 430

440 450

460 470

480 490

500 510

520 525

TV-303-83-V

TV-303-83-V

580

590

600

610

620

630

640

650

660

670

680

690

699

TV

-363-86-H

TV

-363-86-H

1000 1010 1020 1030 1040 1050 1060 1070 1080 1090 1100 1110 1120 1130 1140 1150 1160 1170 1180 1190 1200 1210 1220 1230 1240 1250 1260 1270 1280 1290 1300 1310 1320 1330 1340 1350 1360 1370 1380 1390 1400 1410 1420 1430 1440 1450 1460 1470 1480 1490 1500 1510 1520 1530 1540 1550 1560 1570 1580 1590 1600 1610 1620 1630 1640 1650 1660 1670 1680 1690 1700

TV-303-77

TV-303-77

1021 1030

1040 1050

1060 1070

1080 1090

1100 1110

1120 1130

1140 1150

1160 1170

1180 1190

1200 1210

1220 1230

1240 1250

1260 1270

1280 1290

1300 1310

1320 1330

1340 1350

1360 1370

1380 1390

1400 1410

1420 1430

1440 1450

1460 1470

1480 1490

1500 1510

1520 1524

TV-330-86-V

TV-330-86-V

1520 1530

1540 1550

1560 1570

1580 1590

1600 1610

1620 1630

1640 1650

1660 1670

1680 1690

1700 1710

1720 1730

1740 1750

1760 1770

1780 1790

1800 1810

1820 1830

1840 1850 1860

1870 1880

1890 1900

TV-332-86-V

TV-332-86-V

1741 1750

1760 1770

1780 1790

1800 1810

1820 1830

1840 1850

1860 1870

1880 1890

1900 1910

1920 1930

1940 1950

1960 1970

1980 1990

2000 2010

2020 2030

2040 2050

2060 2070

2080 2090

2100

2101

TV-

351-

86-V

TV-3

51-8

6-V

1901

1910

1920

1930

1940

1950

1960

1970

1980

1990

2000

2010

2020

2030

2040

2050

2060

2070

2080

2090

2100

2110

2120

2130

2140

2150

2160

2170

2180

2190

2200

2210

2220

2230

2240

2250 2260

2270

2280

2290

2300

TRV-76-03-V

TRV-76-03-V

450

460

470

480

490

500

510

520

530

540

550

560

570

570

POR-20 scan

130

140

150

160

170

180

190

200

210

220

230

240

250

260

270

TV-304-83-V scan

529

519

509

499

489

479

469

459

449

439

429

419

409

399

389

379

369

Nervesa 01Nervesa 01 Dir A

Nervesa 02 Dir

0 2500 m500 1000 1500 2000

Scale = 1:40000

285000 290000

5073500

5078500

285000 290000X/Y:Meters

5073500

5078500

N

Figura 10 : Volume sismico interpretato

Programma Geologico

e di Perforazione


21

Figura 11 : Limite Plio-pleistiocenico

Sant’Andrea 1 Dir ST 1

Cascina Daga 1 Dir

Nervesa 1


Cascina Daga 1 Dir

Nervesa 1

Figura 12 : Base del Conglomerato del Montello – top Marne di S. Donà

Programma Geologico

e di Perforazione


22


Cascina Daga 1 DirNervesa 1



Figura 13 : Top Livello 15

Programma Geologico

e di Perforazione


23





Figura 14 : Base Top Livello 9a

Programma Geologico

e di Perforazione


24





Figura 15 : Top Livello 5

Programma Geologico

e di Perforazione


25

2.3. OBIETTIVI DEL POZZO

Il sondaggio Cascina Daga 1 Dir ha lo scopo di investigare la parte nord

occidentale della struttura di Nervesa. In particolare il sondaggio attraverserà una

serie di livelli di arenarie della Formazione delle Marne di San Donà (Tortoniano)

già evidenziate mineralizzate a gas nei pozzi Nervesa 1 e Nervesa 1 Dir. In

particolare:

1. Verificare l’estensione della scoperta a gas, livello 9a, di Nervesa 1 dir entro

la formazione miocenica delle Marne di San Donà in una posizione situata a

300 m a NNW del pozzo Nervesa 1 e 800 m a Sud del pozzo Sant’Andrea

1Dir. Il Top del livello 9a è previsto a 1818,82mSS

2. Confermare il potenziale minerario dei livelli 12-5, dove si sono avuti

notevoli manifestazioni di gas durante la perforazione del pozzo Nervesa 1

dir; il top del livello 12 è previsto a 1628mTVDSS la base del livello 5 è

prevista a 1698 mTVDSS.

3. Valutare il potenziale minerario dei soprastanti livelli sabbiosi 15-13 delle

Marne di San Donà. Il top del livello 15 è previsto a 1551,38 -1432

mTVDSS.

4. Acquisire dati geologici e di log per determinare le caratteristiche litologiche

e petrofisiche delle unità del reservoir.

5. Acquisire dati di pressione dai singoli livelli di sabbia mineralizzata a

idrocarburi e determinare il gradiente di pressione per ogni intervallo

mineralizzato; misurare il gradiente di pressione nelle sabbie con acquifero

dove appropriato e determinare ogni contatto di fluidi nel pozzo.

Programma Geologico

e di Perforazione


26

6. Identificare le zone mineralizzate a idrocarburi sfruttabili per l’eventuale

completamento in pozzo.

2.3.1 PROFONDITA’ TOTALE

Il sondaggio si fermerà alla profondità di 2054 mMD ossia alla profondità di

2000mTVD – 1931 m TVDSS.

2.4. SISTEMA PETROLIFERO

2.4.1. Reservoir

I reservoir dell’area del permesso sono:

• Le sequenze sabbiose della Formazione delle Marne Di San Donà

(Tortoniano) che sono già state individuate nei pozzi Nervesa 1, Nervesa 1

Dir A, Arcade 1 e Sant’Andrea 1 dir.

2.4.2. Rocce madri

Il gas rinvenuto nei pozzi Nervesa 1, Nervesa 1 Dir A, Arcade 1 e Sant’Andrea 1

dir è di origine biogenica generato nei livelli argillosi delle formazioni mioceniche,

mentre l’olio, che puo essere trovato nei calcari, è di origine più profonda ed è

generato nelle formazioni mesozoiche dei Bacini Friulano e Bellunese.

2.4.3. Coperture

La copertura dei reservoir è costituita dall’ ampia presenza di argilla nella sezione

miocenica.

2.4.4.Trappole

Le trappole previste nell’area sono prevalentemente strutturali ma non è esclusa la

presenza di trappole stratigrafiche. Infatti i pozzi Nervesa1, Nervesa1 Dir e

Sant’Andrea 1dir hanno evidenziato la buona correlabilità dei livelli calcarenitici con

marcate variazioni di spessore degli orizzonti marnosi e marnoso-argillosi, che

contribuiscono a definire la struttura mista delle trappole.

Le trappole previste sono di tipo esclusivamente strutturale; tutti i pozzi perforati

nel Permesso Carità: Nervesa 1, Nervesa 1 Dir, Sant’Andrea 1 dir ST1, Arcade 1 e

Programma Geologico

e di Perforazione


27

Cusignana 1 hanno evidenziato una buona correlabilità di tutti i livelli calcarenitici

che, seppure con spessori variabili, hanno indicato una estesa e continua

deposizione su tutta l’area in esame.

2.5. PROFILO LITOSTRATIGRAFICO PREVISTO

Il profilo litostratigrafico previsto per il pozzo Cascina Daga 1dir e gli spessori delle

diverse formazioni (Fig. 8) sono stati desunti sulla base dell’interpretazione

sismica, integrata con dati dei pozzi presenti nell'area ed in particolare il pozzo

Nervesa 1.

Le profondità verticali espresse in metri sono riferite al livello P.C. = + 61,0 m slm.

Le profondità dei top formazionali hanno una tolleranza verticale di ± 10 m.

PC (m)

MD (m)

TVD (m)

TVDSS (m)

Formazione (Età) Descrizione Litologica

0,0

312,3

7,71

320,0

7,71

320,0

68,71

251,3

ALLUVIONE (Pleistocene-Olocene). Ghiaie grossolane, ghiaie grossolane a matrice sabbiosa, ghiaie grossolane a matrice argillosa, argille, livelli conglomeratici. Conoidi alluvionali (megafan) legati al Piave.

312,3

1243,2

320,0

1250,91

320,0

1209,3

251,3

1140,6

CONGLOMERATI DEL MONTELLO (Messiniano). Banchi di ghiaie poligeniche e conglomerati varicolori, con intercalazioni di sabbie da fini a grossolane e argille grigiastre e marroncine; ambiente di conoide e lacustre.

1243,2

2046,0

1250,91

2053,7

1209,3

1999,8

1140,6

1931,0

MARNE DI SAN DONÀ (Tortoniano). Marna grigio chiaro-verdastra e bruno scura talora leggermente siltosa con intercalazioni di calcare arenaceo, grigio – chiaro e brunastro. Calcare “chalky” biancastro e rari livelletti di conglomerato poligenico, di arenarie e di silt.

Programma Geologico

e di Perforazione


28

2.6. RISCHI IN FASE DI PERFORAZIONE

La traiettoria del pozzo non interseca faglie. I rischi di perforazione sono quindi legati

alla presenza dei livelli conglomeratici della formazione del Conglomerato del

Montello, che all’interfaccia con le intercalazioni marnose risultano poco cementati.

Il profilo di deviazione è stato appositamente disegnato al fine di ridurre al minimo tali

rischi di instabilità del foro durante l’attraversamento della serie conglomeratica e

sulla base dell’esperienza maturata durante la perforazione del pozzo Sant’Andrea

1Dir. Si ritiene pertanto che il profilo di deviazione e le tecniche di perforazione che

verranno utilizzate consentano di mitigare in maniera efficace i rischi.

mMD mTVD mTVDSS Tavola Rotary 0,0 0,0 + 68,7 Piano Campagna 7,7 7,7 + 61,0 20" Tubo Guida 35 35 + 33,7 Livello Mare 68,7 68,7 0,0 Colonna 13-3/8" 320,0 320,0 251,3 Fase 16" 330,0 330,0 261,3 KOP 400,0 400,0 331,3 EOC 1 894,9 881,5 812,8 DOP 1194,9 1157,3 1088,6 TOL 1195,5 1158,9 1090,2 Colonna 9-5/8" 1346,5 1300,0 1231,3 Fase 12-1/4" 1356,5 1309.6 1240,9 EOC 2 1550,0 1499,8 1431,1 Liner 7" 2043,74 1990,8 1921,1 Profondità Finale 2053,74 1999,8 1931,1 MD: Measured Depth: profondità misurata da tavola rotary TVD True Vertical Depth: profondità verticalizzata da tavola rotary TVDSS True Vertical Depth Subsea: profondità verticalizzata da livello mare

Programma Geologico

e di Perforazione


29

2.7. POZZI DI RIFERIMENTO

Nell’area sono stati perforati alcuni pozzi con stratigrafia confrontabile, ma come

principale riferimento sono stati utilizzati i pozzi Nervesa 1 e Nervesa 1 Dir A

ubicati a circa un centinaio di metri a sud del sondaggio.

POZZI PERFORATI NELL’AREA

Pozzo Anno Profondità Classe Esito

Cusignana 1 1987 2306 m NFW Dry

Merlengo 1 1987 2754 m NFW Dry

Arcade 1 1986 2300 m NFW Gas

Nervesa 1 1985 3754 m NFW Gas

Nervesa 1 Dir A 1985 2056 m NFW Gas

Sant’Andrea 1 dir 2013 2178 m NFW Gas

Programma Geologico

e di Perforazione


30

2.7.1. Dati Raccolti Da Pozzi Limitrofi

Sono stati raccolti i dati dal pozzo Nervesa 1 perforato nel 1985 dall’Agip. Le

informazioni ricavate non hanno fornito i dati relativi al test di integrità della

formazione ed il pozzo è stato perforato con una densità massima di fango pari a

1,23 sg non vi sono indicazioni che lascino presagire regimi di pressione anormali.

Gradiente IDRAULICO Liv. 9A (Report Studio Reservoir 1990 pag 13/26):

= 0,113 Kg/cm2 a/m

Pressione di fratturazione

Datum SSL Pressure Roccia impermeabile

Roccia permeabile

kg/cm2 kg/cm2 a

Congl.del Montello 100,0 11,3 12,3 15,6 14,7 200,0 22,6 23,6 32,4 30,2 300,0 33,9 34,9 49,8 46,1 400,0 45,2 46,2 67,5 62,2 500,0 56,5 57,5 85,6 78,6 600,0 67,8 68,8 103,9 95,1 700,0 79,1 80,1 122,3 111,8 800,0 90,4 91,4 140,9 128,6 900,0 101,7 102,7 159,7 145,5 1.000,0 113,0 114,0 178,6 162,4 1.100,0 124,3 125,3 197,6 179,5

Base Congl.del Montello 1.200,0 135,7 136,7 216,7 196,7 Marne di San Donà Liv. 15 1.390,0 157,1 158,1 253,2 229,4 Marne di San Donà Liv. 9A 1.610,0 182,0 183,0 295,9 267,7 Marne di San Donà Liv. 9B 1.616,7 182,8 183,8 297,2 268,9

Marne di San Donà Liv. 5 1.840,0 208,0 209,0 340,9 307,9 TDSS 1.924,0 217,5 218,5 357,4 322,7

Programma Geologico

e di Perforazione


31

Figura 16 : Pressione

Prima di cominciare la perforazione saranno confezionati 25 m³ di fango a base di

acqua e a densità 1400 g/l. Essi saranno tenuti come sicurezza del pozzo in fase di

perforazione per eventuali manifestazioni.

Programma Geologico

e di Perforazione


32

2.8. GEOLOGIA OPERATIVA

2.8.1. Obiettivi

Gli obiettivi del programma di Geologia Operativa sono:

1. assicurare che tutte le operazioni inerenti alla Geologia Operativa

contemplino e rispettino le norme di sicurezza stabilite dalla Committente;

2. supportare l’Unità di Perforazione durante tutte le operazioni di perforazione

del pozzo;

3. controllare l’efficienza dei servizi che saranno resi alla Geologia Operativa:

Surface Logging, Logging While Drilling e Wireline Logging.

4. controllare la qualità (QC) dei dati prodotti sia digitali che cartacei resi alla

Geologia Operativa;

5. validare la presenza di idrocarburi e la saturazione negli intervalli di

reservoir;

6. determinare la natura e l’età della sezione perforata;

7. monitorare i parametri essenziali per il funzionamento in sicurezza del

pozzo, specificamente le pressioni della formazione (pressione dei pori);

8. determinare il legame tra i dati sismici e i dati del pozzo.

2.8.2. Servizi di Monitoraggio Geologico

Un geologo della Committente sarà presente in loco nei punti critici del pozzo, quali:

1. definire il settaggio delle scarpe delle colonne;

2. monitorare la fase obiettivo con controllo costante del campionamento, delle

manifestazioni a gas e della spedizione puntuale della rapportistica di pozzo

via posta elettronica.

3. decidere la profondità finale;

4. assistere alla registrazione dei log wireline finali, con particolare attenzione

all’acquisizione delle misure di pressione, se richieste.

Durante tutte le altri fasi della perforazione del pozzo, lo stesso geologo redigerà

un Rapporto Geologico Sommario Giornaliero che invierà secondo una lista di

Programma Geologico

e di Perforazione


33

distribuzione validata dalla Committente. Sarà anche responsabile della raccolta,

validazione e distribuzione di tutti i dati di surface logging, deviazione e quant’altro

venga prodotto in cantiere e non distribuito dall’Unità di Perforazione. Vedere

anche figura 17 (Acquisition Master Plan).

2.8.3. Log

2.8.3.1. LWD – Logging While Drilling Il servizio sarà espletato durante la perforazione della sezione di foro da 8-½” con

l’acquisizione in real-time del gamma ray. Raggiunta la profondità finale ed estratta

la batteria di perforazione, i dati memory dovranno essere recuperati e messi a

disposizione della Committente nel più breve tempo possibile.

Lo scopo del servizio è quello di un monitoraggio while drilling dell’intera sezione

obiettivo ed in particolare della sequenza dei livelli calcarenitici tortoniani.

Il sensore gamma ray sarà inserito nell’attrezzo MWD della deviazione ed avrà un

offset di circa 17m dallo scalpello. La temperatura statica prevista è di 24°C ad

inizio fase e di 50°C a fine fase (vedere figura 20).

2.8.3.2. WLL – Wireline Logging

Il servizio sarà ragionevolmente espletato da Weatherford ed eseguito a conclusone della fase da 8-½”.

Fase 8-½in da 1356,5mMD/1309,6mTVD a 2053,7mMD/1999,8mTVD (Profondità Finale)

Suite 1 – Run 1 – Discesa 1 Combinazione dell’attrezzatura con relative lunghezze e distanza dei sensori dallo zero della combinazione

Quad Combo Array MAI/MFE/MSS/MPD/MDN/MCG

Max OD: 62mm

HFS: MAI:

MFE: MSS: SKJ: MPD: MDN: MCG: SHA: MTA: MCC:

Compact Hole Finder

Compact Induction

Compact Focussed Electric

Compact Sonic

Compact Knuckle Joint

Compact Density/Caliper

Compact Neutron

Compact Comms Gamma

Compact Swivel Head Adaptor

Compact Tool Adaptor

Tension Cablehead

0,24m

3,83m

5,68m

9,50m

10,16m

13,08m

14,61m

17,26m

17,96m

18,43m

19,16m

RILD: RILM: VEC0: FEFC: DT35:

PDPE: DEN:

CLDC: NPRL: CGXT: GRGC:

Deep Induction

Medium Induction

Shallow Induction

Shallow FE

Compensated Sonic

PE

Compensated Density

Density Caliper

Neutron Porosity

External Temperature

Gamma Ray

0,79m

0,79m

0,79m

4,18m

5,79m

10,33m

10,35m

10,94m

13,15m

14,23m

15,12m

� MAI è l’attrezzo array induction che produce cinque profondità di investigazione a 20in, 30in, 40in, 60in e 85in.

� MFE è l’attrezzo shallow-focused electric che fornisce misure di resistività ad alta risoluzione verticale e bassa profondità di investigazione.

� MSS è l’attrezzo Sonic che misura il ritardo compressionale della formazione a cinque spaziature con 1ft e 2ft di risoluzione verticale. � MDP è l’attrezzo photodensity che fornisce massa volumetrica, diametro del foro e fattore fotoelettrico (Pe) per determinare la litologia e la porosità. � MDN è l’attrezzo dual neutron che fornisce la porosità.

� MCG è l’attrezzo gamma ray che combina gamma ray, temperatura e casing-collar locator (CCL).

Programma Geologico

e di Perforazione


34


CMI/GR (Max OD: 104mm)

HFS: MIE: MIM: MIS:

MCG: SHA: MTA: MCC:

Pressure Bung + Hole Finder

Compact Electrode Section

Compact Memory Section

Compact Inline Bowspring sub

Compact Comms Gamma



Tension Cablehead

0,28m

4,53m

5,95m

7,69m

10,34m

11,04m

11,51m

12,24m

GRGC:

Gamma Ray

7,92m

� CMI è l’attrezzo micro imager che acquisisce l’immagine elettrica della formazione. L’attrezzo dispone di 8 pattini: 4 superiori e 4 inferiori indipendenti.

� GR è l’attrezzo gamma ray ed è usato per correlazione. Nota: la discesa di questo attrezzo è contingente all’esito minerario del pozzo e all’esigenza di un’analisi dipmeter e/o livelli sottili (TLA).


MFT/GR (Max OD: 89mm)

HFS: MFT: MCG: SHA: MTA: MCC:

Compact Hole Finder

Compact Repeat Formation Tester

Compact Comms Gamma



Tension Cablehead

0,24m

4,41m

7,06m

7,76m

8,23m

8,96m

GR: CGXT:

Gamma Ray

External Temperature

2,48m

2,48m

� MFT è l’attrezzo formation pressure tester che acquisisce misure di pressione della formazione.

� GR è l’attrezzo gamma ray ed è usato per correlazione.

L’acquisizione delle misure di pressione avverrà in discesa. Il numero e la profondità delle stazioni sarà fornita subito dopo l’acquisizione e la valutazione mineraria del log Quad Combo Array. Nota: anche questa discesa è contingente all’esito minerario del pozzo ed alla valutazione della permeabilità dei livelli obiettivo.


HBC-UGR-CCL (Max OD: 86mm)

BUL: CEN: HBB: CEN: FTP:

UGR: WCC: CCL:

SWH: XOV: CBH:

Bul Plug

Roller Centralizer

Compensated Sonic

Roller Centralizer

Flexible Joint

Gamma Ray

Communication Cartridge

Casing Collar Locator

Swivel Head

Crossover

Cablehead

0,05m

1,42m

6,04m

7,41m

8,46m

9,86m

11,26m

12,18m

13,01m

13,32m

14,05m

AM3F: TM3: XY5: GR:

CCL:

Amplitude 3ft

Travel Time 3ft

XY Signature 5ft

Gamma Ray

Collar Locator

2,49m

2,49m

2,79m

9,46m

11,93m

� HBC è l’attrezzo high-resolution borehole compensated sonic che misura la velocità acustica del cemento per una valutazione della cementazione.

� UGR è l’attrezzo universal gamma ray che misura la radioattività naturale in pozzo ed è usato per correlazione.

� CCL è l’attrezzo casing collar locator.

La discesa viene effettuata per valutare la cementazione eseguita alle spalle della colonna da 9-⅝in. La registrazione si fermerà dopo 100m dal top del cemento (TOC). Nota: lo stesso attrezzo sarà disceso, in caso di successo minerario del pozzo, per valutare la cementazione del liner da 7in.

Suite 1, Run 1, Discesa 5 Combinazione dell’attrezzatura con relative lunghezze e distanza dei sensori dallo zero della combinazione VSP Check Shot

Il servizio sismica di pozzo sarà eseguito registrando stazioni da fondo pozzo ogni 80m sino alla più superficiale stazione attendibile, con geofono ASR-1

(advanced seismic receiver) in pozzo e vibratore in superficie posto a ± 50m da centro pozzo e con azimuth da valutare in fase di acquisizione.

L’etichettatura dei file (file labelling) dovrà seguire il seguente criterio:

- CD1D_08.50inHole_MAI/MFE/MCG_LogData_0000-0000m - CD1D_08.50inHole_MAI/MFE/MCG_LogPlot_0000-0000m_200MD - CD1D_08.50inHole_MAI/MFE/MCG_LogPlot_0000-0000m_200TVD

Programma Geologico

e di Perforazione


35

- CD1D_08.50inHole_MAI/MFE/MCG_LogPlot_0000-0000m_1000MD - CD1D_08.50inHole_MAI/MFE/MCG_LogPlot_0000-0000m_1000TVD

Dove:

- CD1D è l’acronimo del nome del pozzo - 08.50inHole è la diametria del foro - MAI/MFE/MCG è la sigla dei principali log acquisiti - LogData / LogPlot è il tipo di dato - 0000-0000m è l’intervallo di registrazione (senza decimali) - 200MD è la scala misurata (Measured Depth) 1:200 - 200TVD è la scala verticalizzata (True Vertical Depth) 1:200 - 1000MD è la scala misurata (Measured Depth) 1:1000 - 1000TVD è la scala verticalizzata (True Vertical Depth)

1:1000

LISTA DI DISTRIBUZIONE DEI DATI WIRELINE LOGGING Log Data Log Plot Destinatario Indirizzo

1 1 1 Apennine Energy Via Angelo Moro, 109 – 20097 San Donato Milanese – MI

2 1 1 Sound Oil Via Angelo Moro, 109 – 20097 San Donato Milanese – MI

3 1 1 UNMIG Bologna Via Zamboni, 1 – 40125 Bologna – BO

Dati Log in formato LAS da cantiere e formato DLIS da centro di calcolo Log Plot in formato PDS e/o PDF

La presentazione dei log di cantiere (field log) dovrà comprendere le seguenti

sezioni:

1. Testata in formato API.

2. Remarks.

3. Tool sketch.

4. Well sketch.

5. Logging Speed. Il controllo della corretta velocità di acquisizione dei vari

servizi dovrà essere facilitata da opportune rappresentazioni grafiche (profilo

e/o istogramma) inserite nel log di cantiere.

6. Job event summary. In questa sezione, in forma di tabella, saranno raccolti

in forma progressiva (data e tempi) le fasi principali della operazione di

logging.

Programma Geologico

e di Perforazione


36

7. Main log in scala 1:1000 e in scala 1:200. Le curve presentate nei main log,

secondo le specifiche del punto 1, dovranno essere chiaramente identificate

con i loro acronimi e con le annotazioni First Reading e di Casing Shoe.

8. Curve di controllo di qualità. Potrebbero essere disponibili per alcuni servizi

allo scopo di rendere più semplice la valutazione della qualità dei dati

acquisiti. Se queste curve (voltaggi interni, correnti, fasi, attenuazioni,

conteggi, segnali, ecc.) fossero disponibili dovranno essere presentate

come una componente essenziale del log.

9. Parametri, sampling rate e opzioni di filtraggio opzionali. Ogni costante e/o

parametro utilizzato durante l’acquisizione per il calcolo di curve secondarie,

le eventuali informazioni circa le correzioni ambientali effettuate While

Drilling dovranno essere chiaramente espressi in una apposita sezione del

Field Log. In questa sezione saranno inserite anche le informazioni relative

al sampling rate delle curve ed eventuali opzioni di filtraggio.

10. Versione del software di acquisizione.

11. Repeat section in scala 1:200. La repeat section sarà di una lunghezza

minima di 200 feet (65 metri), scelta in collaborazione con il cliente,

preferibilmente in corrispondenza di un intervallo di foro regolare e

comprendente zone di interesse minerario. Le curve acquisite durante la

fase di repeat saranno confrontate con le curve main alla scala 1:200.

12. Eventuale re-logging di zone con responsi anomali. Qualsiasi sezione in

corrispondenza della quale i valori delle curve log siano considerati anomali

dovranno essere ripetute e la causa delle anomalie dovrà essere investigata

per tempo in modo che si possano adottare le necessarie decisioni

operative.

13. Calibrazioni. Le informazioni sulle calibrazioni dovranno comprendere i dati

relativi a Master Calibration (comprese eventuali scadenze delle calibrazioni

per i vari attrezzi) e le verifiche Before e After Survey. Qualsiasi parametro

che ecceda i limiti di tolleranza specificati per ciascun servizio dovrà essere

chiaramente identificato e segnalato per tempo al Geologo di Cantiere.

Programma Geologico

e di Perforazione


37

2.8.4. Mud Logging

Il servizio sarà espletato per tutta la durata delle operazioni di perforazione del

pozzo dalla superficie (fase 16”) sino alla profondità finale (fase 8½” e

comprendera’ la raccolta di dati e la trasmissione quotidiana all’operatore, come

qui di seguito riportato:

2.8.4.1.Campionamento geologico

• Analisi e descrizione dei cutting compreso l’esame per luminescenza

utilizzando solventi adatti al rilevamento di idrocarburi.

• Confezionamento ed etichettatura dei campioni. Deve essere tenuto un

registro accurato della trasmissione di tutti i campioni spediti dal pozzo.

Intervalli di prelievo dei campioni

Foro Campione Umido Campione Secco 16in 2 campioni da 250 g ogni 20 m 2 campioni da 100 g ogni 20 m

12-¼in 2 campioni da 250 g ogni 20 m 2 campioni da 100 g ogni 20 m

8-½in 2 campioni da 250 g ogni 10 m 2 campioni da 100 g ogni 10 m La frequenza di campionamento durante la fase da 8- ½in potrà essere temporaneamente aumentata in seguito a manifestazioni di idrocarbur i significative, a discrezione del geologo della Committente.

Conferimento dei campioni

LISTA DI DISTRIBUZIONE DEI CAMPIONI Umido Secco Destinatario Indirizzo

1 1 1 Apennine Energy Via Angelo Moro, 109 – 20097 San Donato Milanese – MI

2 1 1 UNMIG Via Angelo Moro, 109 – 20097 San Donato Milanese – MI

2.8.4.2. Rilevamento in continuo di sostanze nocive

Per effettuare il monitoraggio delle miscele esplosive verranno utilizzate:

• n° 2 sensori H2S Draeger Polytron (range:0 -100 ppm)

• n° 2 sensori HC Draeger (range: 0 - 99 % LEL)

• n° 2 unità ripetitrici di allarme acustico e luminoso (unità ATEX) installato in campo e collegato al pannello di allarme interno alla unità

Programma Geologico

e di Perforazione


38

Parametri di processo:

n° 1 sensore Block Height (Encoder) per il rilevamento della posizione della taglia

n° 1 sensore Hook Load Totco per il rilevamento del peso alla taglia

n° 1 sensore RPM (Rotary speed) di prossimità

n° 1 sensore di Torsione (pinza amperometrica)

n° 2 sensori di prossimità per la misurazione dei colpi pompa

n° 1 sensore di pressione GE Druck (Standpipe Pressure)

n° 1 sensore per il rilevamento del fango in uscita (Mud Flow Out ad ultrasuoni)

n° 4 sensori ad ultrasuoni per il rilevamento del livello del fango nelle vasche (compresa Trip Tank)

n° 2 sensori per il rilevamento della densità del fango (In & out) Altra

attrezzatura disponibile:

n° 3 display a colori per l'ufficio del Company Man, ufficio deviatore e ufficio toolpusher per visualizzazione dati real time.

n° 1 monitor per il piano sonda

Tutti i dati sono registrati e riportati in un grafico continuo in modo che possano

essere consultati anche a posteriore per analizzare eventuali problemi accorsi

durante tutte le fasi della perforazione del pozzo, e saranno viisonabili da almeno tre

postazioni differenti.

2.8.4.3. Rilevamento e monitoraggio di gas nel flus so di ritorno del fango

• Analisi cromatografica dei gas dal Metano (C1) al Pentano (nC5).

Monitoraggio dei gas nel flusso di ritorno utilizzando dati forniti dalle

apparecchiature di perforazione

• Monitoraggio dei gas totali

Programma Geologico

e di Perforazione


39

Raccolta dati di perforazione computerizzati. Utilizzando i dati digitali forniti dal

sistema di sensori delle apparecchiature di perforazione:

• Monitoraggio continuo dei dati del pozzo e di perforazione.

• Registrazione e memorizzazione dei dati.

• Monitor di visualizzazione nell’unità diagrafia fanghi, nell’ufficio del Supervisore

della Perforazione, nell’ufficio del Responsabile dell’Impianto di Perforazione

HDI, monitor a prova di esplosione nella console del Perforatore.

• Stampa delle registrazioni in ordine di tempo.

• Stampa delle registrazioni in ordine di profondità.

• Recupero e utilizzo dei dati.

• Idraulica online (Bingham & Power Law).

• Calcolo del ritardo online.

Preparazione dei rapporti. Il master log, in scala 1:1000MD e 1:1000TVD,

includerà le seguenti informazioni:

• Velocità di avanzamento.

• Litologia dei cutting in percentuale.

• Litologia della formazione interpretata.

• Gas idrocarburi totali.

• Risultati dell’analisi cromatografica.

• Descrizione dei cutting, litologia e commenti.

• Dati dello scalpello.

• Parametri rilevanti di perforazione.

• Dati di deviazione.

• Dati sul fluido di perforazione.

• Intervalli di test e carotaggio.

Rapportistica. La Contrattista, fornirà i seguenti rapporti:

• Master log quotidiano.

• Descrizione e analisi dei cutting, compreso l’esame di luminescenza.

Programma Geologico

e di Perforazione


40

• Monitoraggio, registrazione e reporting continuo dei gas contenuti nel flusso di

ritorno del fango e analisi dei gas da C1 a nC5.

• Monitoraggio, analisi, registrazione e reporting continuo dei volumi dei fanghi e

dei parametri di perforazione, inclusa la segnalazione di eventi e tendenze

anomale.

• Correlazione litologica dei cutting, analisi delle registrazioni e valutazione degli

idrocarburi con i dati dei pozzi limitrofi forniti dall’Operatore.

• Preparazione e invio di rapporti giornalieri, come richiesto dal personale

Apennine Energy in situ.

• Completamento del registro generale del pozzo, utilizzando il formato di

presentazione indicato da Apennine Energy.

• Fornitura dei servizi di valutazione dei dati di perforazione computerizzati.

• Preparazione di rapporti post-perforazione del pozzo.

Trasmissione dei dati in cantiere

Giornalmente, alle ore 06:00, la seguente documentazione dovrà essere preparata

e consegnata al Geologo di Cantiere e/o al Supervisore alla Perforazione

Formato Documento Scala

PDF XLS 1 Rapporto Geologico X 2 Master Log 1:1000 MD / 1:1000 TVD X 3 Gas Ratio Log 1:1000 MD / 1:1000 TVD X

4 Drilling Log 1:1000 MD / 1:1000 TVD X 5 Dati Profondità X 6 Dati Tempo X

A fine pozzo dorà essere spedito il Rapporto Finale del Pozzo (Final Well Report)

L’etichettatura dei file (file labelling) dovrà seguire il seguente criterio: - CD1D_RG_00_YYYYMMDD - CD1D_MasterLog_0000-0000m_1000MD - CD1D_MasterLog_0000-0000m_1000TVD - CD1D_GasRatioLog_0000-0000m_1000MD - CD1D_GasRatioLog_0000-0000m_1000TVD

Programma Geologico

e di Perforazione


41

- CD1D_DrillingLog_0000-0000m_1000MD - CD1D_DrillingLog_0000-0000m_1000TVD - CD1D_DataDepth_0000-0000m - CD1D_DataTime_YYYYMMDD

Dove:

- CD1D è l’acronimo del nome del pozzo - RG è il Rapporto Geologico - 00 è il numero progressivo del Repporto Geologico - 0000-0000m è l’intervallo di registrazione (senza decimali) - YYYYMMDD è l’anno, il mese, e il giorno di riferimento - 1000MD è la scala misurata (Measured Depth) 1:1000 - 1000TVD è la scala verticalizzata (True Vertical Depth) 1:1000 Trasmissione dei dati dal Cantiere

Giornalmente, alle ore 07:00, i dati dovranno essere spediti agli uffici della

Apennine Energy ai seguenti indirizzi di posta elettronica:

APENNINE ENERGY S.p.A. Via Angelo Moro, 109 – 20097 San Donato Milanese – MI

Nominativo Posizione Indirizzo di Posta Elettronica Luca Madeddu Amministratore Delegato [email protected] Leonardo Spicci Direttore Progetto Badile [email protected] Francesca Barreca Liaison [email protected] Stefano Rossi Ambiente [email protected] Cesare Introzzi Esplorazione [email protected] Daniele Tripone Geofisica [email protected]

2.8.5. Carotaggi di Fondo

Non è previsto il prelievo di carote di fondo.

2.8.6. Carotaggi di Parete

Non è previsto il prelievo di carote di parete.

2.8.7. Prove di Produzione

In caso di riscontro di evidenze di mineralizzazione ad idrocarburi da log e

manifestazioni, si confermerà il completamento del pozzo per eseguire le prove di

produzione.

Obiettivi

Gli obiettivi del test saranno:

Programma Geologico

e di Perforazione


42

• raccogliere campioni rappresentativi degli idrocarburi prodotti;

• determinare l’erogabilità immediata del livello;

• calcolare le caratteristiche della formazione in termini di permeabilità e

danneggiamento.

• Confermare la pressione statica del livello.

Procedure

Vedere paragrafo 3.10

2.8.8. Previsione e Programmi

Cascina Daga 1 Dir Data Depth MD TVD TVDSS

Tavola Rotary 0,0 0,0 + 68,7 Piano Campagna 7,7 7,7 + 61,0 20" Tubo Guida 35,0 35,0 + 26,0 Livello Mare 68,7 68,7 0,0 Base Ghiaie del Piave 300,0 300,0 231,3 Colonna 13-3/8" 320,0 320,0 251,3 Fase 16" & KOP 330,0 330,0 261,3 Base Plio-pleistocene 525,7 525,4 456,7 EOC 1 894,9 881,5 812,8 DOP 1194,9 1157,3 1088,6 TOL 1195,5 1158,9 1090,2 Top Marne di San Donà 1250,9 1209.3 1140,6 Colonna 9-5/8" 1346,5 1300,0 1231,3 Fase 12-1/4" 1356,5 1309,6 1240,9 EOC 2 1550,0 1499,8 1431,1 Top Livello 15 1551,4 1500,7 1432,0 Top Livello 14 1581,2 1530,7 1462,0 Top Livello 13 1721,3 1669,7 1601,0 Top Livello 12 1748,8 1696,7 1628,0 Top Livello 9A 1818,8 1766,7 1698,0 Top Livello 7A 1869,4 1816,7 1748,0 Top Livello 6 1916,4 1863,7 1795,0 Top Livello 5 1953,7 1900,7 1832,0 Base Livello 5 1960,4 1906,7 1838,0 Liner 7" 2043,7 1989,8 1921,1 Profondità Finale 2053,7 1999,8 1931,1 MD Measured Depth: profondità misurata da tavola rotary TVD True Vertical Depth: profondità verticalizzata da tavola rotary TVDSS True Vertical Depth Subsea: profondità verticalizzata da livello mare

Programma Geologico

e di Perforazione


43

2.8.9. Acquisition Master Plan

FW

-KC

-GL

(1,1

5-1,

25kg

/l)

8-1/

2”

Qua

d C

ombo

Arr

ay /

CM

I/ M

FT

/ HB

C-U

GR

-CC

L/ C

heck

-sho

t

Gam

ma

Ray

M

A

R

N

E

d

i

S

A

N

D

O

N

À

P R O G N O S I

mM

D

mTV

DSS

DEV

IAZI

ON

E

FOR

MA

ZIO

NE

LITO

LOG

IA

MA

RK

ERLW

DW

LLFO

RO

FAN

GO

TUB

AG

GIO

23,17º

N307,47º

Il colore rosso evidenzia gli attrezzi che scenderanno in pozzo solo

in caso di successo minerario del pozzo. Il log di micro immagini

(CMI) e le misure di pressione (MFT) inoltre, saranno

registrati/acquisite in funzione dell’eventuale analisi per dipmeter

e/o livelli sottili e sulla base di una valutazione della permeabilità

dei livelli obiettivo. La valutazione della cementazione del liner da

7” verrà eseguta successivamente in fase di completamento.

LEGENDA

CCL = Casing Collar Locator – CMI = Micro Imager – HBC = High-

Resolution Borehole Compensated Sonic – Quad Combo Array (MAI = Induction – MFE = Focused Resistivity – MSS = Sonic –

MDP = Density/Caliper – MDN = Neutron – MCG = Comms Gamma

– SHA = Swivel Head Adaptor – MTA = Tool Adaptor – MCC =

Tension Cable Head) – MFT = Formation Pressure Tester – UGR =

Universal Gamma Ray

Quad Combo Array

CMI

MFT

HBC-UGR-CCL (9-5/8” CSG)

Check-shot

Set

Attrezzo

SensoreSezione Intervallo

Il sensore gamma ray è inserito nell’attrezzo MDW della

deviazione, con lo scopo di controllare la fase 8-1/2” durante la sua

perforazione e di definire con precisione la profondità finale.

La distanza del sensore gamma ray dallo scalpello è di circa 17m.

8-1/2” 1356,5 – 2063,7mMD Gamma Ray

Ogni 10m D/9-5/8” CSG A/TD

Ogni 20m D/20” CP A/9-5/8” CSG

Frequenza

SURFACE LOGGINGContrattista: BAKER HUGHES

Il campionamento comincierà subito dopo la scarpa del tubo guida

da 20”. Un infittimento potrebbe essere richiesto durante la

perforazione degli obiettivi, in caso di manifestazioni a gas.

2

2

Non Lavati

RIF

ERIM

ENTO

TR

500

750

1000

1500

16”

FW

-GE

-PO

(1,

05kg

/l)

12-1

/4”

1750

KOP

ACQUISIZIONE DATI

250

320,0 251,3

TOL

Lavati e Asciugati

Tipo

LOGGING WHILE DRILLING (LWD)

Contrattista: WEATHERFORD

WIRELINE LOGGING (WLL)Contrattista: WEATHERFORD

8-1/2” 1356,5 – 2063,7mMD


Conglomerati del Montello

Marne di San Donà

Arenarie e/o Calcareniti

1250

20” CP

894,9 812,8

2000

TD 2054mMD (2000mTVD, 1931mSS)

35,0 + 38,7

23,17º

N307,47º

330,0 261,3

1194,9 1088,6DOP

1356,5 1240,9

7” LNR

L15

C

O

N

G

L

O

M

E

R

A

T

I

d

e

l

M

O

N

T

E

L

L

O

Formazioni interessate dalla perforazione

Obiettivi del pozzo, mineralizzati a gas

Temperatura statica di fondo pozzo: 50°C(calcolata con un gradiente areale medio di 2,11°C/100m)

Non Lavati

Lavati e Asciugati

Ogni 20m D/20” CP A/9-5/8” CSG 2

2

Sezione Intervallo

1551,4 1432,0

FW

-KC

-PO

(1,

10-1

,15k

g/l)

13-3/8” CSG

1346,5 1231,3

6,48º

N307,50º

HB

C-U

GR

-CC

L

400,0 331,30,00º

N307,47º

EOC

1304,8 1191,5

1196,5 1090,2

16,07º

N307,47º 9-5/8” CSG

1581,2 1462,0 Lα-γ

1634,7 1515,0 L14aL14b1652,8 1533,0

L14c1688,8 1569,0L14d1704,3 1584,0L131721,3 1601,0L121748,8 1628,0L111775,5 1655,0

L9a-b1826,6 1705,0

L81859,1 1738,0L7a-e1869,3 1748,0

L6a-d1916,4 1795,0

L51953,7 1832,0

2043,7 1921,22053,7 1931,1

6,48º

N307,50º

PC7,7 + 61,0

Ghiaie del Piave

FW

-KC

-GL

(1,1

5-1,

25kg

/l)

8-1/

2”

Qua

d C

ombo

Arr

ay /

CM

I/ M

FT

/ HB

C-U

GR

-CC

L/ C

heck

-sho

t

Gam

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M

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P R O G N O S I

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DSS

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ON

E

FOR

MA

ZIO

NE

LITO

LOG

IA

MA

RK

ERLW

DW

LLFO

RO

FAN

GO

TUB

AG

GIO

23,17º

N307,47º








LEGENDA






Universal Gamma Ray

Quad Combo Array

CMI

MFT


Check-shot

Set

Attrezzo






8-1/2” 1356,5 – 2063,7mMD Gamma Ray



Frequenza





2

2

Non Lavati

RIF

ERIM

ENTO

TR

500

750

1000

1500

16”

FW

-GE

-PO

(1,

05kg

/l)

12-1

/4”

1750

KOP

ACQUISIZIONE DATI

250

320,0 251,3

TOL

Lavati e Asciugati

Tipo




8-1/2” 1356,5 – 2063,7mMD



Marne di San Donà


1250

20” CP

894,9 812,8

2000

TD 2054mMD (2000mTVD, 1931mSS)

35,0 + 38,7

23,17º

N307,47º

330,0 261,3

1194,9 1088,6DOP

1356,5 1240,9

7” LNR

L15

C

O

N

G

L

O

M

E

R

A

T

I

d

e

l

M

O

N

T

E

L

L

O




Non Lavati

Lavati e Asciugati

Ogni 20m D/20” CP A/9-5/8” CSG 2

2

Sezione Intervallo

1551,4 1432,0

FW

-KC

-PO

(1,

10-1

,15k

g/l)

13-3/8” CSG

1346,5 1231,3

6,48º

N307,50º

HB

C-U

GR

-CC

L

400,0 331,30,00º

N307,47º

EOC

1304,8 1191,5

1196,5 1090,2

16,07º

N307,47º 9-5/8” CSG

1581,2 1462,0 Lα-γ

1634,7 1515,0 L14aL14b1652,8 1533,0

L14c1688,8 1569,0L14d1704,3 1584,0L131721,3 1601,0L121748,8 1628,0L111775,5 1655,0

L9a-b1826,6 1705,0

L81859,1 1738,0L7a-e1869,3 1748,0

L6a-d1916,4 1795,0

L51953,7 1832,0

2043,7 1921,22053,7 1931,1

6,48º

N307,50º

PC7,7 + 61,0

Ghiaie del Piave

FW

-KC

-GL

(1,1

5-1,

25kg

/l)

8-1/

2”

Qua

d C

ombo

Arr

ay /

CM

I/ M

FT

/ HB

C-U

GR

-CC

L/ C

heck

-sho

t

Gam

ma

Ray

M

A

R

N

E

d

i

S

A

N

D

O

N

À

P R O G N O S I

mM

D

mTV

DSS

DEV

IAZI

ON

E

FOR

MA

ZIO

NE

LITO

LOG

IA

MA

RK

ERLW

DW

LLFO

RO

FAN

GO

TUB

AG

GIO

23,17º

N307,47º








LEGENDA






Universal Gamma Ray

Quad Combo Array

CMI

MFT


Check-shot

Set

Attrezzo






8-1/2” 1356,5 – 2063,7mMD Gamma Ray



Frequenza





2

2

Non Lavati

RIF

ERIM

ENTO

TR

500

750

1000

1500

16”

FW

-GE

-PO

(1,

05kg

/l)

12-1

/4”

1750

KOP

ACQUISIZIONE DATI

250

320,0 251,3

TOL

Lavati e Asciugati

Tipo




8-1/2” 1356,5 – 2063,7mMD



Marne di San Donà


1250

20” CP

894,9 812,8

2000

+ 38,7

23,17º

N307,47º

330,0 261,3

1194,9 1088,6DOP

1356,5 1240,9

7” LNR

L15

C

O

N

G

L

O

M

E

R

A

T

I

d

e

l

M

O

N

T

E

L

L

O




Non Lavati

Lavati e Asciugati

Ogni 20m D/20” CP A/9-5/8” CSG 2

2

Sezione Intervallo

1551,4 1432,0

FW

-KC

-PO

(1,

10-1

,15k

g/l)

13-3/8” CSG

1346,5 1231,3

6,48º

N307,50º

HB

C-U

GR

-CC

L

400,0 331,30,00º

N307,47º

EOC

1304,8 1191,5

1196,5 1090,2

16,07º

N307,47º 9-5/8” CSG

1581,2 1462,0 Lα-γ

1634,7 1515,0 L14aL14b1652,8 1533,0

L14c1688,8 1569,0L14d1704,3 1584,0L131721,3 1601,0L121748,8 1628,0L111775,5 1655,0

L9a-b1826,6 1705,0

L81859,1 1738,0L7a-e1869,3 1748,0

L6a-d1916,4 1795,0

L51953,7 1832,0

6,48º

N307,50º

PC7,7 + 61,0

Ghiaie del Piave

Figura 17 : Acquisition Master Plan

Programma Geologico

e di Perforazione


44

2.9. INGEGNERIA DI POZZO

2.9.1. Riassunto del Progetto del Casing

Conductor pipe da 20” fino a ± 35 mMD

Il conductor pipe (tubo guida) da 20” verrà disceso fino a 35 m dal piano

campagna oppure fino a rifiuto pari a 1-2 mm per colpo. Lo scopo del conductor

pipe è quello di fornire un supporto alla formazione e per evitare frane in caso di

assorbimenti e proteggere le formazioni superficiali dall’invasione dei fluidi di

perforazione.

Casing da 13-⅜” fino a ± 320 mMD

Lo scopo di tale casing è quello di isolare strati superficiali non consolidati,

isolare acquiferi superficiali e raggiungere una profondità tale da garantire

un’integrità sufficiente per le fasi successive.

Il casing verrà cementato a giorno.

Casing da 9-⅝” fino a ± 1346 mMD / ± 1300 mTVD

Lo scopo di questo casing è quello di isolare formazioni intermedie e di

raggiungere una formazione con integrità sufficiente per garantire la

perforazione delle formazioni del Miocene nella fase da 8-½” con potenziali

leggere sovrappressioni.

Idealmente la scarpa del casing dovrà essere discesa fino alla quota di inizio

rientro della deviazione alla quota di ± 1346 mMD / ± 1300 mTVD. Posizionando

il casing a tale profondità si permetterà l’investigazione dell’intera sezione del

Miocene, che ha mostrato manifestazioni di gas nel pozzo Nervesa 1 e

Sant’Andrea 1 Dir

Programma Geologico

e di Perforazione


45

Liner da 7” fino a ± 2043,7 mMD / ± 1990 mTVD (TOL ± 1195,5 mMD / ± 1158,9 m

TVD)

Il foro da 8-½” rientrerà fino ad una inclinazione di 6,8° al top del livello 15 e

intersecherà tutti gli obiettivi del pozzo mantenendo la stessa inclinazione.

La discesa del liner da 7” sarà connessa ai risultati dei log elettrici. Il liner verrà

disceso solamente qualora si evidenziasse interesse ad eseguire delle prove di

produzione in un qualsiasi orizzonte produttivo individuato nella sezione da 8-

½”.

Il liner verrà disceso con una sovrapposizione di circa 140 m nella scarpa del

casing da 9-⅝” e verrà cementato completamente fino al punto più elevato del

liner.

Progetto del Casing.

I parametri di progetto utilizzati sono la combinazione di raccomandazioni API

per i fattori di Cedimento e Collasso, oltre a numerose altre raccomandazioni da

parte di autori vari ed aziende operative in materia di Tensione. Inoltre, viene

eseguito un controllo per garantire che il casing possa sopportare 50,000 kgf di

sovratiro ed essere ancora il 10% al di sotto del limite di snervamento minimo.

Fattori di Sicurezza del Progetto Resistenza allo Schiacciamento 1.11 Resistenza ai Giunti 1.75 Resistenza allo Snervamento 1.75 Resistenza allo Snervamento Interno 1.11

Programma Geologico

e di Perforazione


46

Casing Modalità dell’Anomalia

Proprietà Meccaniche

Fattore di Sicurezza

Cedimento 18,9 MPa 5,10

Collasso 7,8 MPa 1,68 13-⅜", 54.5#/ft, K55, BTC

320 mMD/320 mTVD Tensione 380.000 daN 7,26

Cedimento 47,3 MPa 2,.00

Collasso 32,8 MPa 1,45 9-⅝", 47#/ft, N80, Metal seal

1346 mMD/1300 mTVD Tensione 483.000 daN 2,84

Cedimento 56,3 MPa 2,62

Collasso 48,4 MPa 2,07 7", 29#ft, N80, Metal seal

1195,5 mMD/1158,9 mTVD 2043,7 mMD/1990 mTVD Tensione 301.000 daN 3,67

Né i calcoli relativi al cedimento né i calcoli relativi al collasso tengono conto di

carichi di backup.

I calcoli relativi al cedimento presuppongono una colonna piena di fango nel

casing e l’intercapedine piena d’aria.

I calcoli relativi al collasso presuppongono una colonna piena di fango

nell’intercapedine e il casing pieno d’aria.

I calcoli relativi alla tensione presuppongono il peso totale in sospensione del

casing sul giunto superiore in aria, carico da colpo e pressione di prova tenuta.

Per i casing 9-⅝" e 7” i calcoli sono stati eseguiti considerandoli di produzione.

Programma Geologico

e di Perforazione


47

Figura 18 : Schema Pozzo

20” a 35 m M D TR

“a 1346 m MD 1300 m T VD

TD 20 5 4m MD 20 00 m TVD

Eventuale Liner Metal Seal 7", 29 lb/ft, N80

TOL parte alta del liner 1200 mMD 11 62 m T VD

parete 20", 0.625”, X52, saldatura

7" a 2044 .0m MD 1990 m TVD

Sezione da 16” Perforazione con fango a base di FW - GE - PO a densità 1.1 kg/l

Gradiente di pressione dei pori stimato = 1.03 kg/cm ² /10m

Sezione da 12 ¼ ” Perforazione con fango a base di FW - KC - PO a densità 1,15 / 1.2 kg/l


Sezione da 8 ½ ” Perforazione con fango a base di FW - KC - GL a densità 1. 2 / 1, 3 kg/l


", 47 lb/ft, N80, Metal seal

9 5 / 8

", 54.5 lb/ft, K55, BTC sotto la parte alta del casing

1 3 3 / 8

1 3 3 / 8" a 320 m MD PTR

9 5 / 8

Programma Geologico

e di Perforazione


48

2.9.2. Gradienti di densità dei fanghi

G = 1,00 G = 1,10 G = 1,20 G = 1,30

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

0 50 100 150 200 250 300

mT

VD

Kg/cmq

Cascina Daga 1 Dir

Gradiente Previsto

Densità del Fango

Densità del Fango SA1DST

CSG 9-5/8" a 1346,5mMD

Foro 12-1/4" a 1356,5mMD

CSG 13-3/8" a 320,0mMD

Foro 16" a 330,0mMD

PT 2063,7mMD

Figura 19 : Gradiente di densità dei fanghi

Programma Geologico

e di Perforazione


49

2.9.3. Programma Fanghi e Fluidi di Perforazione

Verrà utilizzato un fango inibitore a base di polimeri KC, in quanto presenta i

seguenti vantaggi in rapporto ad altri fanghi a base d’acqua:

• Proprietà inibitorie migliori in argille molto reattive

• La copertura di glicole dell’acciaio previene l’imballamento dello scalpello

• Più elevate performance con scalpelli PDC

• Migliore stabilità del foro

• Migliore potere lubrificante

Il programma fanghi completo è riportato in allegato.

Dopo aver battuto un CP da 20” alla profondità di circa 35 mMD si procederà con

la perforazione del pozzo in oggetto con un profilo a tre sezioni 16”, 12 ¼” e 8 ½”

fino alla profondità finale di circa 2054 mMD / 2000 mTVD con fluidi di perforazione

di tipo “inibenti”, come richiesto nei documenti di gara, quindi si è previsto l’utilizzo

di sistemi non dispersi, che saranno da noi formulati per essere ambientalmente

compatibili ed idonei a garantire lubricità, pulizia e stabilità del foro.

Fase da 16" a 330 mMD per Casing da 13 ⅜”

Per la perforazione di questa fase verrà utilizzato un fango bentonitico FW-GE-PO

a densità 1,05 kg/l.

Prima di iniziare la perforazione si confezioneranno 25 m3 di Kill Mud a densità

1,40 kg/l.

Programma Geologico

e di Perforazione


50

Fase da 12-¼” a 1356.5 mMD / 1309,6 per Casing da 9 ⅝”

Per la perforazione di questa fase, che prevede l’attraversamento dei

“Conglomerati del Montello”, sarà utilizzato un fluido di perforazione a base acqua

di tipo inibente, FW-KC-PO a densità 1,10-1,15 kg/l.

Si prevede il KOP a circa 400 m MD con un incremento dell’angolo 1.405° x 30 m

(DLS) fino a raggiungere un angolo massimo di 23.17° alla profondità di 895 m

MD/ 881.5 m VD che sarà mantenuto fino alla profondità di 1195,0 mMD / 1157,4

mTVD, a tale quota comincerà il rientro con 1.405° x 30 m fino alla parte alta della

Formazione delle Marne di San Donà ad una profondità di 1356.5 mMD / 1309,6

mTVD con un angolo residuo di 16°.

Fase da 8-½” a 2053,7 mMD / 1999,8 mTVD per Liner d a 7”

Per la perforazione di questa fase, che prevede il raggiungimento degli obiettivi

primari nelle Marne di San Donà – Miocene medio - superiore, sarà utilizzato un

fluido di perforazione a base acqua di tipo inibente, FW-KC-GL a densità 1,15-1,25

kg/l.

Si prevede di ridurre l’inclinazione fino a 6,8° al top del livello 15 e intersecherà

tutti gli obiettivi del pozzo mantenendo la stessa inclinazione fino alla profondità di

circa 2053,7 mMD / 1999,8 mTVD risultante la TD del pozzo.

Completamento a 2054,0 mMD / 2000,0 mTVD

Per il completamento, necessario per l’esecuzione delle prove di produzione, verrà

utilizzato un brine NaCl a densità 1,20 kg/lt il quale verrà trattato in ultima

circolazione con anticorrosivo.

Quote casing: • CONDUCTOR PIPE DA 20” @ 35 mMD • CASING DA 13-⅜” @ 320 mMD • CASING DA 9-⅝” @ 1346 mMD / 1300 mTVD • LINER DA 7” @ 2044 mMD / 1990 mTVD

Programma Geologico

e di Perforazione


51

Caratteristiche previste: Fase: Foro da 16” Fluido utilizzato: FW-GE-PO Motivazione dell’utilizzo del fluido: Facile gestione, pulizia foro ed economico Prodotti chiave: Soda caustica, Bentonite, CMC-HV Fase: Foro da 12-¼” Fluido utilizzato: FW-KC-PO Motivazione dell’utilizzo del fluido: Sistema fango di tipo inibitivo Prodotti chiave: Potassium Chloride, EZ-MUD, DEXTRID LTE Fase: Foro da 8-½” Fluido utilizzato: FW-KC-GL Motivazione dell’utilizzo del fluido: Buona capacità inibente Prodotti chiave: Potassium Chloride, EZ-MUD, GEM SP (glicole) Fase: Completamento Fluido utilizzato: NaCl Brine + inibitore di corrosione Motivazione dell’utilizzo del fluido: Economico, facile gestione Prodotti chiave: BARACOR 100

Profindità (mMD)

Foro (Inch)

Densità (kg/l)

Viscosità (sec/l)

Filtrato (API)

YP (gr/100cm) Sistema

320,0 16” 1,05-1,10 50-60 < 10 10-12 FW-GE-PO

1346 12-¼” 1,10-1,15 50-60 < 5 12-16 FW-KC-PO

2054 8-½” 1,15-1,25 50-60 < 5 10-14 FW-KC-GL

2054 Completamento 1,18-1,22 N/A N/A N/A NaCl brine

2.9.4. Temperature

Il gradiente termico sul pozzo Sant’Andrea 1 Dir è stato calcolato a 2,6 oC / 100m.

La temperatura SBHT calcolata sul pozzo Sant’Andrea 1, a 2163 MD 2000 TVD m,

è di 51 o C

(SBHT=Static Bottom Hole Temperature - Temperatura statica di fondo pozzo)

Programma Geologico

e di Perforazione


52

Figura 20 : andamento della temperatura in funzione della profondità

2.9.5. Anidride Carbonica

Non si prevede la presenza di CO2.

Programma Geologico

e di Perforazione


53

2.9.6. Solfuro di Idrogeno.

Non si prevede la presenza di H2S.

2.9.7. Problemi di Perforazione Attesi

Non sono previsti particolari problemi di perforazione; possibili perdite parziali nella

fase da 16” che sarà da perforare con avanzamento controllato.

Problemi di sovratiri e di frane potrebbero essere attesi durante la fase deviata da

12-1/4” dovuto all’intersezione con orizzonti di conglomerati poco cementati al

contatto con le marne (vedi capitolo 2.6. Rischi).

2.9.8. Attrezzature dei BOP e Test.

Uno schema dello stack dei BOP è riportato alle pagine 89 e 90.

Il sistema BOP include le seguenti attrezzature di controllo pozzo:

VOCE DESCRIZIONE

Diverter (type) Hydrill MSP Diverter (size & working pressure) 21-1/4” – 2000 psi B.O.P. (type) Hydril Anular B.O.P. (size & working pressure) 13-⅝” - 5M B.O.P. (type) Cameron “U” Doppio Ram B.O.P. (size & working pressure) 13-⅝” - 5M B.O.P. (type) Cameron “U” Singolo Ram B.O.P. (size & working pressure) 13-⅝” - 5M Choke Manifold (size & working pressure) 3”- 1/16” - 10000 psi Kill Lines (size & working pressure) 2” - 5000 psi Choke Lines (size & working pressure) 3” - 5000 psi coflexip Pannello Controllo B.O.P. n. 1 Ubicato sull'accumulatore: KOOMEY Pannello Controllo B.O.P. n. 2 Ubicato sul piano sonda Inside B.O.P. (type) Upper & Lower Kelly Cocks 10000 psi W.P. Inside B.O.P. (ubicazione) Installati su asta motrice Inside B.O.P. (type) Testina di circolazione Inside B.O.P. (ubicazione) Piano sonda Inside B.O.P. (type) Gray valve Inside B.O.P. (ubicazione) Piano sonda Inside B.O.P. (type) Drill Pipe Float Valve Inside B.O.P. (ubicazione) BHA

Programma Geologico

e di Perforazione


54

Il sistema di BOP verrà ricollaudato (test di pressione e funzionamento) nelle seguenti

situazioni:

• Dopo l’installazione della testa pozzo e del sistema BOP dopo la discesa del casing prima di perforare fuori scarpa.

• Ogni 14 giorni. • Prima di perforare in zone in cui ci si attende presenza di idrocarburi e di

sovrappressioni. • Prima delle prove di produzione in cui i BOP restano in posizione sopra la

testa pozzo. • In qualsiasi momento in cui si valuta possibile una compromissione

dell’integrità dello stack (es. a seguito di riparazioni, ecc).

Programma Geologico

e di Perforazione


55

2.9.9. Calcoli Di Resistenza Del Pozzo e Tolleranza ad un Kick

Controllo del Pozzo in Caso di Kick alla Quota della Scarpa da 13-⅜" del Casing con Entrata Improvvisa di Gas.

13" shoe depth 1049 ft

Well Name : Casina Daga 1 Dir

KICK TOLERANCE WORKSHEET Report No :

Date : 15/10/2013

WEAK POINT (present casing shoe depth) SOLUTION

TVD WP 1049 ft Height of Influx (HOI) 328 ft

Leak off (EQM) 12,0 ppg Volume of Influx @ BHL 27,4 bbl

Leak off (gradient) 0,624 psi/ft

Leak off (pressure) 655 psi Volume of Influx @ Weak Point 39,8 bbl

Safety margin 0 psi Vol. of Influx at BHL conditions 12,2 bbl

Pmax (EQM) 12,0 ppg

Pmax (gradient) 0,624 psi/ft Max Kick Tolerance: 12,2 bbl

Pmax (pressure) 655 psi 1,9 m3

GENERAL (next casing / OH depth) ppge K.T.

TVD BHL 4265 ft 8,6 49,3

Mud weight 9,6 ppg 8,8 39,7

Mud weight (gradient) 0,499 psi/ft 9 30,6

Mud Hydrostatic 2129 psi 9,2 21,8

BHL (pressure) 2129 psi 9,4 13,4

BHL (EQM) 9,6 ppg 9,6 5,4

BHL (gradient) 0,499 psi/ft 9,8

Gradient of Influx (GOI) 0,100 psi/ft 10

Casing ID 12,70 in 10,2

Hole ID 12,25 in 10,4

DC OD 8,00 in 10,6

DC Length 350 ft 10,8

DC - Open hole capacity 0,0836 bbl/ft

DP OD 5 in

DP Length below WP 2866 ft

DP - Open hole capacity 0,1215 bbl/ft

COMMENTS

Programma Geologico

e di Perforazione


56

Controllo del Pozzo in Caso di Kick alla Scarpa 9⅝" del Casing con Entrata Improvvisa di Gas .

9⅝" casing shoe 4265 ft

Well Name : Cascina Daga 1 Dir

KICK TOLERANCE WORKSHEET Report No :

Date : 15/10/2013

WEAK POINT (present casing shoe depth) SOLUTION

TVD WP 4265 ft Height of Influx (HOI) 887 ft

Leak off (EQM) 12,2 ppg Volume of Influx @ BHL 28,6 bbl

Leak off (gradient) 0,634 psi/ft

Leak off (pressure) 2706 psi Volume of Influx @ Weak Point 28,6 bbl

Safety margin 0 psi Vol. of Influx at BHL conditions 21,7 bbl

Pmax (EQM) 12,2 ppg

Pmax (gradient) 0,634 psi/ft Max Kick Tolerance: 21,7 bbl

Pmax (pressure) 2706 psi 3,5 m3

GENERAL (next casing / OH depth) ppge K.T.

TVD BHL 6560 ft 8,6 49,3

Mud weight 10,4 ppg 8,8 39,7

Mud weight (gradient) 0,542 psi/ft 9 30,6

Mud Hydrostatic 3558 psi 9,2 21,8

BHL (pressure) 3558 psi 9,4 13,4

BHL (EQM) 10,4 ppg 9,6 5,4

BHL (gradient) 0,542 psi/ft 9,8

Gradient of Influx (GOI) 0,100 psi/ft 10

Casing ID 8,54 in 10,2

Hole ID 8,50 in 10,4

DC OD 6,25 in 10,6

DC Length 590 ft 10,8

DC - Open hole capacity 0,0322 bbl/ft

DP OD 5 in

DP Length below WP 1705 ft

DP - Open hole capacity 0,0322 bbl/ft

COMMENTS

Programma Geologico

e di Perforazione


57

3. PROCEDURE OPERATIVE

3.1. Riassunto delle Operazioni

Pozzo Cascina Daga 1 Dir Terra Expl/ApprData: 15-ott-13Preparato da: Tripone M. Test senza Rig

PozzoTD (mMDRT) 2054TD (mTVDRT) 2000

PROFONDITA' CASINGConductor Pipe 3013 3/8" 3209 5/8" 13467" liner 2044

Avanzamento presunto

Foro 16" avanzamento (m/hr) Media 6.0Foro 12 1/4" avanzamento (m/hr) Media 6.0Foro 8 1/2" avanzamento (m/hr) Media 9.0

STIMA TEMPI media Cum. Giorni ProfonditàRig Move 12 12 0 12 Rig MovePERFORAZIONER/U to Spud 0.00 0.00 0P/U 16" bit,Perforare fino a 320 m, Circ., POOH 3.16 3.16 320Disceso 13 3/8" casing, ultimo giunto in circolazione. Set shoe & circ. 0.39 3.56 320Cementato 13 3/8 " casing, montato testa pozzo e BOP 2.96 6.51 320 6.5 Fase 16"Disceso bit 12 1/4" perforato cmt e 5 m in formazione eseguito FIT 0.46 6.97 325Perforato foro deviato 12 1/4" fino a 784 m 0.81 7.78 405Manovra per cambio scalpello 0.62 8.40 405Perforato in deviazione foro 12 1/4" a TD 1490m MD 1281m VD POOH 7.92 16.32 1346Disceso casing 9 5/8" ultimo giunto in circolazione, circolato 1.28 17.60 1346Cementato 9 5/8 " casing, montato testa pozzo e test BOP 1.25 18.85 1346 12.3 Fase 12 1/4"Disceso bit 8 1/2" perf. Cemento e 5 m di formazione, FIT 1.48 20.33 1351Perforato foro 8 1/2" con rientro in verticale a 1674 m MD 1462m VD 4.12 24.45 2054Perforato foro verticale 8 1/2" fino a 2209m MD 1997m VD 0.00 24.45 2054Circolato e survey 0.05 24.50 2054 5.6 Fase 8 1/2"POOH and perform logging 2.94 27.44 2054Wiper trip e disceso liner 7" 1.90 29.34 2054Cementato liner 7" e test BOP 0.91 30.25 2054Disceo scraper 7" circolato spiazzato brine e sdoppiato aste 1.58 31.83 2054CBL VDL liner 7" 0.34 32.16 2054 7.7 Logs + Liner

Stima tempi "Dry Hole" 32.2 Metri/Giorno 63.86

Pozzo completato, spurgo/ Rig Release 7.5

Stima tempo completamento 7.5Tempo totale stimato per la perforazione e completa mento 39.67

Cascina Daga 1 Dir stima tempo

Programma Geologico

e di Perforazione


58

3.2.Velocità di avanzamento

Figura 21 : Curva di avanzamento

Programma Geologico

e di Perforazione


59

3.3. Commenti Generali

1. Prima dell’inizio della perforazione, alla presenza di tutti i contrattisti, verrà

tenuto un incontro per trattare i seguenti argomenti:

(i) Verifica e discussione dettagliata del programma;

(ii) Salute e sicurezza e altri argomenti specifici del sito;

(iii) Punti sensibili per quanto riguarda sicurezza e questione ambientale.

2. Dopo il montaggio, il Responsabile della Perforazione, il Supervisore alla

Perforazione, entrambi di Apennine-Energy insieme al Responsabile della

Perforazione della Società Contrattista ispezioneranno fisicamente il sito per

assicurarsi che tutti gli aspetti legati a sicurezza e ambiente siano stati trattati

adeguatamente. Le operazioni non inizieranno fino a quando tale ispezione

non sarà stata eseguita.

3. Il Supervisore alla Perforazione terrà regolarmente un incontro giornaliero con

tutti i Responsabili delle varie società impiegate al fine di verificare e discutere

delle operazioni programmate per le 24 ore successive.

4. Il tiro massimo consentito sulla batteria di perforazione sarà limitato all’80%

della resistenza allo snervamento della batteria in uso. In nessun caso tali limiti

devono essere superati senza l’approvazione del Responsabile della

Perforazione.

5. La conformità con le pratiche raccomandate dal protocollo API 53 è

obbligatoria. I rapporti dei test BOP devono mostrare tutti i risultati (alte e

basse pressioni) e devono essere accompagnati da un grafico pressione -

tempi. Tutti i test BOP devono essere condotti con acqua dolce pulita per

evitare situazioni in cui particelle di fango possano ostruire piccole perdite. Il

test in alta pressione sarà condotto per 10 minuti. Entrambi devono essere

etichettati correttamente e firmati da:

(i) Supervisore alla Perforazione;

(ii) Toolpusher del Contrattista;

(iii) Operatore della Pompa.

Programma Geologico

e di Perforazione


60

6. Le ore di rotazione dei jar non dovranno eccedere il valore di 200.

7. Le batterie di perforazione saranno dotate di adeguate valvole di non ritorno,

ove richiesto.

8. In tutte le flange della testa pozzo saranno utilizzate guarnizioni ad anello

nuove in acciaio inossidabile.

9. Annotare le dimensioni di tutti gli utensili e tubolari prima che gli oggetti entrino

nel pozzo. Devono essere redatti diagrammi di pescaggio per tutte le batterie

di perforazione (BHA).

10. La velocità di avanzamento non deve mai eccedere un valore per cui tutti i

detriti di perforazione possano essere eliminati in modo efficiente dal foro.

3.4. Verifiche Prima della Perforazione

Prima di iniziare la perforazione il Supervisore della Perforazione, come da lista di

controllo di Apennine Energy, condurrà un’ispezione dell’impianto. Quando avrà

firmato l’accettazione dell’impianto di perforazione, le operazioni potranno

cominciare. L’ispezione dell’impianto deve includere quanto segue:

1. Tutte le apparecchiature di controllo eruzioni BOP (diverter 21-¼” e BOP 13-

⅝"), adattatori di testa, raccordi a campana ecc. devono essere calibrati con gli

appositi manicotti di protezione dall’usura.

2. Tutto l’equipaggiamento di comando del pozzo compresi stack BOP, Unità

Koomey, valvola HCR, choke manifold, pannello per il comando in remoto,

ecc.

3. Sistema fanghi in alta pressione, compresi collettore colonna montante, rotary

hose (tubo flessibile tra collettore di sonda e testa d’iniezione) e tutte le relative

valvole.

4. Sistema fanghi di superficie, compreso il sistema miscelatore del fango,

apparecchiature di controllo fango e tutte le valvole.

Programma Geologico

e di Perforazione


61

5. Tutte le apparecchiature in noleggio devono essere consegnate complete di

certificati di controllo. Il Supervisore alla Perforazione deve controllare i

certificati di controllo di tutte le apparecchiature.

6. Le apparecchiature di terzi devono essere controllate e confermate con

riferimento agli elenchi di carico. La funzionalità di tutte le apparecchiature

deve essere controllata.

7. Assicurarsi che i sensori gas del contrattista di perforazione e della Mud

Logging (se applicabile) siano installati correttamente nelle posizioni

concordate, e che ogni sistema sia stato calibrato e testato funzionalmente.

3.5. Tubo Guida 20” (pre-posizionato)

3.5.1. Descrizione Schematica

1. Un conductor pipe da 20" con pareti di spessore 0.635” sarà battuto prima a ±

35 mMD o fino al rifiuto di 1-2 mm per colpo.

2. Saldare una flangia 21 ¼"

3. Montare drilling spool dotato di uscita 8" verso il diverter e di ingresso 2" dalla

linea di iniezione fango (kill line).

4. Connettere il Diverter 21¼" x 2000 psi (138 bar) e controllare e registrare i

tempi di apertura e di chiusura.

5. Installare la linea da 8” del Diverter e linea di iniezione fango, eseguire un test

funzionale.

6. Sottoporre a test di pressione tutte le condutture di superficie, valvole dell’asta

motrice e linee di iniezione del fango a 2000 psi (138 bar) per 10 minuti e

registrare il test su un grafico pressione - tempi.

3.6. Sezione Foro 16”


Programma Geologico

e di Perforazione


62

L’obiettivo è posizionare un casing 13 ⅜" ad una profondità sufficiente da fornire

un controllo adeguato del pozzo nella sezione foro 12 ¼".

1. La profondità totale TD della sezione è programmata a 320 mMD.

2. La sezione sarà perforata verticalmente fino a TD fase e non si prevede la

presenza di gas superficiale.

3. La sezione sarà perforata con un sistema di fanghi a base d’acqua (si veda il

Programma Fluidi di Perforazione per i dettagli).

4. Il casing 13 ⅜" sarà cementato alla superficie per fornire supporto strutturale a

testa pozzo e BOP. Se si dovessero verificare perdite, sarà eseguito il

riempimento dall’alto con cemento.

3.6.2. Preparazione

1. Pre-miscelare 25 m³ di fango per controllo pozzo (1,40 kg/l).

2. Assicurarsi che una valvola di sicurezza (per ogni tipo di collegamento da

inserire nel foro) sia disponibile, in ogni momento, nell’impianto di perforazione.

3. Controllare fisicamente che tutte le apparecchiature dettagliate in un elenco

siano presenti in loco, in buone condizioni e perfettamente funzionanti.

4. Controllare che il casing 13 ⅜", presente in loco, sia sufficiente.

5. Pulire ed effettuare il controllo visivo di tutti i filetti. Tutto il casing deve essere

liberato da detriti interni, calibrato, controllato per verificare eventuali danni

strutturali ed etichettato. Le misurazioni devono essere controllate in modo

indipendente.

6. Installare anelli di arresto sul casing come da programma dei centralizzatori. Il

casing da 13 ⅜” sarà equipaggiato con scarpa di cementazione di tipo “sting-

in”, e con tutti i centralizzatori (come numero e come tipo) ritenuti necessari

alla fine della perforazione della fase da 16”.

Programma Geologico

e di Perforazione


63

7. I primi tre giunti di casing saranno bloccati utilizzando un composto tipo

Thread-lock sui filetti prima del serraggio.

8. Assicurarsi che sia disponibile una serie di tubi da 1,9” per eventuale

cementazione dell’intercapedine 13 ⅜” x 20” dall’alto, qualora non si verifichi il

ritorno di cemento a giorno.

9. Assicurarsi che in loco siano disponibili quantità sufficienti di cemento e di

additivi per cemento, anche nel caso in cui si dovessero rendere necessari

eventuali riempimenti dall’alto.

10. Preparare composti ad alta viscosità adatti, per aiutare nella pulizia del foro, se

necessario.

11. Essere pronti a pompare miscele colmatanti (LCM) se si verificano perdite.

12. Assicurarsi che il sistema di monitoraggio del gas e del flusso del fango siano

perfettamente funzionanti. Il personale del contrattista di Mud Logging dovrà

controllare tali sensori ogni ora durante la perforazione.

3.6.3. Esecuzione Foro 16"

1. Per la perforazione della fase da 16” la batteria sarà composta come da tabella

sotto riportata:

BHA Connessione

Scalpello da 16" 7 ⅝" Reg Pin

Ner Bit Stabilizzatore dia ext 15,91" con ring Totco

7 ⅝" Reg Box x 6-⅝" Box

1 x asta pesante 8" Non-Magnetica

6 ⅝" Reg Pin x Box

1 x Stabilizzatore dia ext 15,91"


2 x aste pesanti 8” 6 ⅝" Reg Pin x Box

1 x Stabilizzatore dia ext 15,91"


7 x asta pesante 8” 6 ⅝" Reg Pin x Box

Jar idraulico 8” 6 ⅝" Reg Pin x Box

1 x asta pesante 8” 6 ⅝" Reg Pin x Box

Programma Geologico

e di Perforazione


64

Xover sub 6 ⅝" Reg Pin x 4½" IF Box

12 HWDP 5” 4 ½" IF Pin x Box

aste di perforazione 5" – 19,5 lb/ft

4 ½" IF Pin x Box

2. Una valvola di non ritorno deve essere inserita nella batteria nel raccordo dello

scalpello.

3. Con scalpello da 16” ripulire l’interno del conductor pipe fino alla scarpa dello

stesso.

4. Mantenere peso sullo scalpello, portate di fango e giri della batteria bassi per i

primi 20 m sotto la scarpa da 20”, per minimizzare il rischio di dilavamento

della formazione. In seguito aumentare gradualmente le portate.

5. Perforare un foro 16" a ± 320 mMD. Pompare fluido ad alta viscosità se

necessario per mantenere la pulizia del foro.

6. Se si incontrano formazioni a rapida perforazione, controllare la velocità di

avanzamento ROP per impedire l’accumulo di detriti nell’intercapedine. Se

necessario, sollevare la batteria dal fondo pozzo e circolare per pulire il foro.

7. Alla profondità totale prevista per la sezione, circolare abbondantemente il

volume del foro.

8. Estrarre batteria.

3.6.4. Discesa Casing 13 ⅜"

Dimensione Tipo Intervallo mMD

Coppia di serraggio da N.m

54,5 lb/ft K55 BTC Superficie – 320 mMD vedere nota sottostante

13 ⅜" Tipo centralizzatore Centralizzatori

A molle elicoidali

Rigido Rigido

2 per giunto sui primi 3 + 1 ogni due fino a 60 m 1 a 30 mMD

a 3 m sotto la testa pozzo

• Il casing BTC deve essere serrato fino alla base del triangolo. Per migliorare le

prestazioni durante la discesa, la coppia di serraggio media deve essere

osservata durante la posa dei primi dieci giunti del casing serrati correttamente

alla base del triangolo (escludere i giunti serrati con composto sigillante

Programma Geologico

e di Perforazione


65

Thread-lock). Questa coppia di serraggio media può poi essere utilizzata per la

discesa della restante parte del casing.

• Se necessario una cravatta di sicurezza deve essere utilizzata sul casing fino a

che non viene esercitato un peso sufficiente sui cunei di tenuta per garantire la

presa corretta.

• Registrare il peso ogni 5 giunti durante la discesa in pozzo.

Una riunione del personale coinvolto nelle seguenti attività sarà tenuta per pianificare

le operazioni e discutere della sicurezza e delle procedure.

1. Preparare le attrezzature per la discesa del casing da 13 ⅜”. Controllare che

una testa di circolazione sia disponibile sul piano sonda e pronta all’uso nel

caso in cui sia necessario circolare durante la discesa del casing.

2. Equipaggiare la scarpa con due centralizzatori tra gli anelli di arresto.

Controllare la valvola di non ritorno.

3. Eseguire discesa casing da 13 ⅜” come segue :

(i) 1 giunto con due centralizzatori installati tra gli anelli di arresto.

(ii) 2 giunti con due centralizzatori installati tra gli anelli di arresto.

(iii) Bloccare i primi tre giunti con composto Thread-lock. Ciò è essenziale per

prevenire potenziali svitature durante la successiva fresatura della

scarpa.

(iv) Discendere tanti giunti di casing 13 ⅜” quanti sono necessari per

raggiungere la profondità di posa richiesta installando i centralizzatori

come da programma.

(v) Durante la discesa riempire il casing con fango dopo ogni giunto.

(vi) Installare un centralizzatore rigido alla base del CP 20” ± 30m e 3m sotto

il fondo della cantina.

(vii) Installare il raccordo di posa finale (landing joint).

(viii) Posizionare il casing in assetto finale, montare testa di cementazione.

Circolare il volume dell’intercapedine + 20%.

(ix) Smontare la testa di circolazione.

(x) Discendere nel pozzo con stinger e centralizzatore 13 ⅜” x 5” 1,5m.

Programma Geologico

e di Perforazione


66

3.6.5. Cementazione Casing 13- ⅜"


Eccesso Foro Scoperto

54,5 lb/ft K55 BTC Superficie – 320 mMD 100%

Malta Volume SG Composizione

Primo cuscino 11,0 m³ 1,0 Acqua pulita

Cemento 17,0 m³ 1,5 API Classe G + gel preidratato 3%

Cemento 8,0 m³ 1,9 Pura API Classe G

13 ⅜”

Spiazzamento 2,8 m³ 1,0 Acqua pulita

1. Montare testa di cementazione sull’asta di perforazione.

2. Montare le linee del cemento.

3. Sottoporre a test di pressione le condotte del cemento a 500 psi (34 bar) x 10

min e 2000 psi (138 bar) x 10 min. Iniziare la circolazione.

4. Circolare il fondo del foro a giorno. Controllare i ritorni e verificare eventuali

perdite. Stabilire la portata ottimale.

5. Pompare 11 m³ di acqua dolce come primo cuscino.

6. Miscelare e pompare la malta di cemento secondo il Programma di

Cementazione.

7. Monitorare il ritorno dei fluidi durante lo spiazzamento. Se in superficie si vede

il ritorno del cuscino d’acqua dopo 5 m³ cominciare a pompare la malta tal

quale, è possibile ridurre il solo volume della malta di testa. Registrare

eventuali perdite.

8. Spiazzare il cemento con 2,8 m³ di acqua dolce.

9. Registrare la pressione di pompaggio finale (utilizzare questa per stimare il

TOC se non c’è ritorno di cemento a giorno).

10. Rilasciare la pressione. Verificare eventuale ritorno.

Programma Geologico

e di Perforazione


67

11. Sollevare e attendere che l’eventuale eccesso di malta cada dall’asta pesante.

12. Circolare per pulire lo stinger e la batteria. Estrarre batteria di cementazione.

13. Durante l’attesa presa cemento (campioni di superficie siano induriti) preparare

per il taglio delle colonne.

14. Tagliare il conductor pipe 20” e il casing 13 ⅜" ad altezza giusta per installare

la sezione “A” della testa pozzo, smontare il sistema diverter

Riempimento dall’alto di cemento (top job)

Se non si e’ verificato il ritorno della malta a giorno, sarà necessario procedere

al riempimento dall’alto. È importante eseguire un buon riempimento dall’alto

per fornire supporto strutturale alla testa pozzo e conseguentemente alle

colonne del casing. Il riempimento dall’alto sarà eseguito nell’intercapedine 20”

x 13-⅜" a cuscini di malta, fino quando ci sarà cemento a giorno. Sarà

utilizzata una malta a presa rapida come da Programma di Cementazione.

3.6.6. Installazione Testa Pozzo e BOP

1. Installare la sezione A della testa pozzo secondo la procedura descritta nel

documento Wellhead Running Procedure.

2. Chiudere l’intercapedine 20” x 13-⅜” tramite saldatura di due semicorone, di

cui una equipaggiata con un connettore da ½” che permetta l’installazione di

un misuratore di pressione e di una valvola.

3. Montare stack BOP 13 ⅝" x 5000/10000 psi come da disegno allegato con

inserite le ganasce trancianti, le linee choke e kill, provare le funzionalità.

4. Installare il tappo di prova (test plug) aprendo la valvola laterale della sezione

“A” della testa pozzo (utilizzare il cup-tester se non c’è il test plug).

5. Provare il preventer anulare a 250 psi per 5 minuti e a 1400 psi per 10 minuti,

pipe shear rams a 250 psi per 5 minuti e a 1500 psi per 10 minuti. Nota: la

massima pressione applicabile al casing 13 ⅜” è di 2370 psi.

Programma Geologico

e di Perforazione


68

6. Eseguire test di tutte le linee di superficie, della Kelly cocks, delle linee choke e

kill a 250 psi per 5 minuti e a 2000 psi per 10 minuti (1500 psi se si usa il cup

tester).

7. Estrarre il tappo di prova.

8. Tutti i test vanno registrati su relativo grafico e sul modulo di Prova BOP.

3.7. Sezione Foro 12 ¼”


L’obiettivo è posizionare il casing 9-⅝" ad una profondità sufficiente da fornire un

controllo adeguato del pozzo nella perforazione della sezione finale del foro.

1. La profondità totale TD della sezione è programmata a 1356 mMD / 1310

mTVD.

2. La sezione sarà perforata con un foro da 12-¼” verticale fino alla profondità di

400 m MD da dove inizia la deviazione con un incremento dell’angolo 1.405° x

30 m (DLS) fino a raggiungere un angolo massimo di 23.17° alla profondità di

895 m MD/881,5 TVD che sarà mantenuto fino alla profondità di 1195 mMD /

1157,4 mTVD, a tale quota comincerà il rientro con 1.405° x 30 m fino alla

parte alta della Formazione delle Marne di San Donà ad una profondità di ±

1356 mMD / 1310 mTVD con un angolo residuo di 16°.

3. La sezione sarà perforata con scalpelli ad inserti PDC (Polycrystalline

Diamond Compact) o con triconi ad inserti tipo IADC codice 434 .

3.7.2. Preparazione

1. Assicurarsi che una valvola di sicurezza per ogni tipo di connessione da

utilizzare nel foro sia disponibile in ogni momento sull’impianto di perforazione.

2. Controllare fisicamente che tutte le attrezzature/apparecchiature dettagliate

nell’elenco delle apparecchiature siano presenti in loco, in buone condizioni e

perfettamente funzionanti.

Programma Geologico

e di Perforazione


69

3. Controllare che il casing 9 ⅝" in loco sia sufficiente.

4. Pulire ed effettuare il controllo visivo di tutti i filetti. Tutto il casing deve essere

liberato da detriti interni, calibrato, controllato per verificare eventuali danni

strutturali ed etichettato. Le misurazioni devono essere controllate in modo

indipendente.

5. Installare anelli di arresto sul casing come da programma centralizzatori.

6. Installare la scarpa del casing con doppia valvola di non ritorno. Sigillare i

giunti al serraggio utilizzando composto Thread-lock sui primi due giunti da

scendere in pozzo.

7. Assicurarsi che la testa di cementazione sia controllata e verificata.


additivi per cemento.

9. Preparare cuscini ad alta viscosità in quantità adeguata da circolare per aiutare

nella pulizia del foro, se necessario.

3.7.3. Esecuzione Foro 12-¼"

1. Per la perforazione della fase da 12”¼ fino a 400 m la batteria sarà composta

come da tabella sotto riportata:

BHA 12¼” Connessione

Scalpello da 16" 6-⅝" Reg Pin

Ner Bit Stabilizzatore dia ext 121/8" con ring Totco

6-⅝" Reg Box x 6-⅝" Box

1 x asta pesante 8" Non-Magnetica

6-⅝" Reg Pin x Box

1 x Stabilizzatore dia ext 121/8"


2 x aste pesanti 8” 6-⅝" Reg Pin x Box

1 x Stabilizzatore dia ext 121/8"


7 x asta pesante 8” 6-⅝" Reg Pin x Box

Jar idraulico 8” 6-⅝" Reg Pin x Box

Programma Geologico

e di Perforazione


70

1 x asta pesante 8” 6-⅝" Reg Pin x Box

Xover sub 6-⅝" Reg Pin x 4½" IF Box

12 HWDP 5” 4-½" IF Pin x Box

aste di perforazione 5" – 19,5 lb/ft

4-½" IF Pin x Box

1. Scendere in foro e fare attenzione nel toccare il top del cemento.

2. Prima di fresare il cemento, chiudere BOP anulare e sottoporre a test di

pressione il casing 13 ⅜" a 1000 psi (140 bar). Registrare i volumi e le

pressioni per confronto con il successivo test FIT (Test di Integrità della

Formazione).

3. Fresare il cemento la scarpa da 13 ⅜”, pulire il foro da 16” sotto la scarpa e

perforare almeno 5 m di nuovo foro.

4. Circolare e condizionare i fanghi. Continuare a circolare fino a che il fango avrà

densità costante.

5. Ritirare lo scalpello nel casing da 13 ⅜”.

6. Eseguire il Test di Integrità della Formazione (FIT). Pompare a incrementi di

0,5 bbls. Registrare e plottare la pressione stabilizzata dopo ogni incremento.

Comunicare il gradiente di Leak Off (se raggiunto) al Responsabile della

Perforazione.

� Il gradiente di fratturazione deve essere segnalato sul Rapporto

Giornaliero di perforazione. Deve essere preparato un rapporto dettagliato

sul test FIT, che includa dettagli di profondità foro, dimensioni, pressioni,

volumi pompati, ecc. ed il grafico di pressione superficiale - volume

pompato.

7. Ricalcolare la tolleranza al kick.

8. Perforare il foro da 12 ¼" verticalmente fino alla profondità di 400 m.

9. Circolare ed estrarre lo scalpello utilizzato per perforare la scarpa .

Programma Geologico

e di Perforazione


71

10. Discendere lo scalpello PDC con la batteria di deviazione ed iniziare il foro

deviato da 400 m fino alla profondità totale della sezione a 1356 mMD / 1310

mTVD. Il foro sarà eseguito deviato con un angolo massimo di 23°.

11. Alla profondità totale TD della sezione, circolare 2 volte il volume del foro ed

eseguire una manovra corta (5 lunghezze) per verificare la presenza di

eventuali detriti a fondo foro, di sovratiri e assorbimenti.

12. Discendere a fondo pozzo. Annotare eventuali assorbimenti. Circolare.

13. Estrarre batteria di perforazione misurando ciascuna lunghezza per

riferimento.

14. Eseguire, se necessario e come da programma, i log WLL.

3.7.4. Discesa Casing 9- ⅝"


Coppia di serraggio daN.m

47 lb/ft N80 Metal seal 0-1346 mMD

Tipo centralizzatore Centralizzatori 9 ⅝" A molle elicoidali

Rigido Un calcolo di stand-off verrà eseguito per

decidere il numero di centralizzatori necessari.

1. Il casing Metal seal deve essere serrato ad una coppia raccomandata per il

tipo di filetto.

2. Una cravatta di sicurezza deve essere utilizzata sul casing fino a che non

viene esercitato un peso sufficiente sui cunei di tenuta per garantire la presa

corretta.

3. Registrare il peso ogni 5 giunti durante la discesa in pozzo.

4. Una riunione del personale coinvolto nelle seguenti attività sarà tenuta per

pianificare le operazioni e discutere la sicurezza delle procedure.

5. Preparare una testina di sicurezza prima di eseguire l’operazione.

Programma Geologico

e di Perforazione


72

6. Montare l’attrezzatura per la discesa del casing 9 ⅝".

7. Discendere il giunto con la scarpa. Assicurarsi che la scarpa sia funzionante e

che sia possibile la circolazione attraverso la stessa. Installare un

centralizzatore tra gli anelli di arresto.

8. Sigillare i primi 3 giunti con composto Thread-lock. Installare i centralizzatori

tra gli anelli di arresto come da schema precedente, montare il float collar.

9. Eseguire un test di circolazione dopo 5 giunti a 3 diverse portate per verificare

il flusso e la relativa caduta di pressione dovuti alla valvola di non ritorno e alla

scarpa.

10. Continuare la discesa del casing 9 ⅝", riempire ogni giunto durante la discesa.

Installare i centralizzatori come da schema sovrastante.

11. Installare il giunto finale (landing joint).

12. Circolare durante il posizionamento finale del casing se le condizioni del foro lo

richiedono.

13. Eseguire circolazione completa dei volumi dell’intercapedine più il 20%.

Muovere leggermente il casing verticalmente durante la circolazione fin

quando non si vi sono sovratiri.

14. Ripetere il test di circolazione con le stesse portate usate in precedenza e

calcolare la caduta di pressione nell’intercapedine che sarà applicata alla

formazione durante lo spiazzamento del cemento. Confrontare le pressioni di

spiazzamento con il gradiente di fratturazione.

15. Condizionare il fango in preparazione della cementazione.

Programma Geologico

e di Perforazione


73

3.7.5. Cementazione Casing 9 ⅝"


Eccesso Foro Scoperto

47 lb/ft N80 Metal seal Superficie – 1346 mMD 25%

Malta Volume SG Composizione

Cuscino 10m³ 1,00 Acqua pulita

Cemento 29,0m³ 1,50 API Classe G + gel preidratato 3%

Cemento 16,3m³ 1,90 Pura API Classe G

9 ⅝"

Spiazzamento 49,6m³ 1,15 Fanghi

1. Montare la testa di cementazione con i tappi superiore e inferiore installati.


3. Sottoporre a test di pressione le linee del cemento a 500 psi (34 bar) x 10 min

e 3000 psi (207 bar) x 10 min. Iniziare la circolazione.

4. Circolare il fondo a giorno, controllare il flusso di ritorno e verificare eventuali

assorbimenti. Stabilire la portata ottimale.

5. Pompare 10 m³ di cuscino di acqua pulita. Rilasciare il tappo di cementazione

inferiore.

6. Pompare malta di cemento secondo il Programma di Cementazione.

7. Monitorare il ritorno durante la cementazione. Registrare eventuali

assorbimenti. Se si osservano assorbimenti durante la fase di spiazzamento

ridurre le portate.

8. Rilasciare il tappo di cementazione superiore e spiazzare il cemento con 49,6

m³ di fango.

9. Registrare la pressione finale di pompaggio (da usare per stimare la posizione

del top del cemento nel caso in cui non si abbia cemento a giorno).

Programma Geologico

e di Perforazione


74

10. Ridurre la portata di spiazzamento a 0,5 bbl/min prima di avere il contatto

tappi. Eseguire contatto tappi. Aumentare la pressione a 2000 psi. Mantenerla

per 10 minuti.

11. Rilasciare lentamente la pressione e verificare il flusso di ritorno per controllare

la tenuta delle valvole.

12. Attesa presa cemento per 4 – 6 ore dopo il contatto tappi o finché i campioni di

superficie non si siano induriti.

13. Svitare il tubo di manovra del casing (landing joint).

3.7.6. Installazione del Casing Hanger e Montaggio BOP

1. Scollegare e sollevare lo stack BOP, monitorare l’intercapedine.

2. Posizionare i cunei di tenuta del casing 9-⅝" e procedere al suo taglio.

3. Installare la sezione B come procedura di installazione testa pozzo, si veda il

documento Wellhead Running Procedure. Testare la guarnizione a 1000 psi.

4. Rimontare lo stack BOP 13-⅝"x 5000/10000 psi, completo di linee choke e kill

ed eseguire test funzionale.

5. Installare il tappo di prova (test plug) aprendo la valvola laterale della sezione

“A” della testa pozzo (utilizzare il cup-tester se non c’è il test plug).

6. Eseguire test di pressione delle pipe rams e BOP anulare a 250 psi per 5

minuti e a 3000 psi per 10 minuti. Nota: la massima pressione applicabile al

casing 9-⅝” è di 6870 psi.

7. Eseguire test di tutte le linee di superficie, della Kelly cocks, delle linee choke e

kill a 250 psi per 5 minuti e a 3000 psi per 10 minuti.

8. Estrarre il tappo di prova.

9. Testare le shear rams a 250 psi per 5 minuti e a 2000 psi per 10 minuti.

10. Tutti i test devono essere registrati su un grafico e riportati su un modulo di test

BOP.

Programma Geologico

e di Perforazione


75

3.8. Sezione Foro 8-½”

3.8.1. Descrizione Schematica.

1. L’obiettivo è penetrare le sabbie (calcarenite) delle formazioni del Miocene in

situazione di trappola.

2. Il foro sarà perforato con rientro a 6,8° prima del livello 15 a 1551,38 mMD /

1500,7 mTVD e poi perforato mantenendo l’angolo fino a TD.

3. Questa sezione sarà perforata con uno o più scalpelli ad inserti PDC.

4. Sarà utilizzato un fluido di perforazione per minimizzare l’invasione di

formazioni potenzialmente produttive in modo da ridurre il danneggiamento.

5. I log elettrici ed un Checkshot Survey saranno registrati una volta raggiunta la

profondità finale.

3.8.2. Preparazione

1. Assicurarsi che una valvola di sicurezza, adeguata ad ogni tipo di

connessione, sia disponibile in ogni momento sull’impianto di perforazione.

2. Controllare fisicamente che tutte le apparecchiature dettagliate in un elenco

siano presenti in loco, in buone condizioni e perfettamente funzionanti.

3. Assicurarsi che i vibrovagli siano dotati delle reti corrette.

4. Controllare che il casing 7" in loco sia sufficiente.

5. Verificare che il liner hanger con la sua attrezzatura di fissaggio siano stati

preassemblati e pronti per essere inviati in loco.

6. Pulire ed effettuare il controllo visivo di tutti i filetti. Tutti i giunti di casing

devono essere puliti da detriti, calibrati e controllati per eventuali danni

strutturali ed ai filetti e registrati. Le misurazioni devono essere controllate in

maniera indipendente.

7. Il casing va equipaggiato con scarpa, collare e i vari centralizzatori

programmati.

Programma Geologico

e di Perforazione


76

8. Installare float shoe, float collar e landing collar. Utilizzare un composto

Thread-lock per sigillare i filetti dei primi tre giunti da scendere in pozzo.

9. Assicurarsi che la testina di cementazione sia disponibile e funzionante. Il

Responsabile della Perforazione dovrà assistere al posizionamento della

“hanger setting ball” e del “drill pipe pump down plug”.


additivi per cemento.

11. Preparare composti ad alta viscosità utili se necessario a pulire il foro.

3.8.3. Esecuzione Foro 8-½"

1. Montare scalpello da 8 ½" al BHA per la deviazione e proseguire la

perforazione riducendo la deviazione fino a 6,8° per poi proseguire

mantenendo l’angolo fino a TD 2054 m MD/ 2000 m VD

2. Scendere in pozzo la batteria di perforazione con aste da 5”, registrare la

profondità del top del cemento.

3. Fresare collare, cemento e scarpa, pulire il foro da 12 ¼" sotto la scarpa e

perforare circa 5m di nuovo foro.

4. Circolare e condizionare fango fino a che la densità sia uniforme.

5. Ritirare lo scalpello dentro la scarpa da 9 ⅝".

6. Eseguire il Test di Integrità della Formazione (FIT). Pompare a incrementi di

0.5 bbls. Registrare e plottare la pressione stabilizzata dopo ogni incremento.

� Il gradiente di fatturazione deve essere segnalato sul Rapporto Giornaliero

di Perforazione. Deve essere preparato un rapporto dettagliato sul test FIT

che includa dettagli di profondità foro, dimensioni, pressioni, volumi

pompati, ecc. e il grafico di pressione superficiale - volume pompato.

7. Perforare in deviato riducendo l’inclinazione fino a 6,8° al top del livello 15 e

intersecare tutti gli obiettivi del pozzo mantenendo la stessa inclinazione fino

alla profondità di circa 2054 mMD / 2000 mTVD risultante la TD del pozzo.

Programma Geologico

e di Perforazione


77

8. Alla profondità totale della sezione, circolare 2 volte il volume del foro e

eseguire uno short trip di 5 lunghezze controllando eventuali riempimenti,

sovratiri e assorbimenti.

9. Circolare per pulire il foro, pompare al fondo un cuscino di fango ad alta

viscosità.

10. Estrarre batteria di perforazione misurando ciascuna lunghezza.

3.8.4. Log Elettrici nel Foro 8 ½”

I dettagli operativi del programma di acquisizione log dipendono dalle

manifestazioni incontrate durante la perforazione. In ogni caso si procederà come

segue:

� Assicurarsi che il contrattista per la registrazione dei log abbia a disposizione

le attrezzature di pescaggio adatte a tutti gli strumenti da scendere in foro.

� Una manovra di pulizia dovrà essere effettuata tra le varie registrazioni se le

condizioni del foro lo richiederanno.

3.8.5. Esecuzione dei Log

1. Montare le attrezzature di superficie ed eseguire i log come da programma.

2. Terminati i log eseguire discesa con scalpello da 8”-½ per controllo foro.

Circolare e condizionare fango. Estrarre batteria.

3.8.6. Discesa Liner 7”

3.8.6.1. Posa Liner 7”


Coppia di Serraggio da Nm

29 lb/ft N80 Metal seal 2044-1196 mMD

Tipo centralizzatore Centralizzatori 7" A molle elicoidali A molle elicoidali

Rigido

2 per giunto sui primi 2 giunti posati 1 su ogni giunto

1 all’interno della scarpa 9-⅝"

� Il casing metal seal deve essere serrato alla coppia raccomandata dal tipo di

filettatura.

Programma Geologico

e di Perforazione


78

� Una cravatta di sicurezza deve essere utilizzata sul casing fino a che non

viene esercitato un peso sufficiente sui cunei di tenuta per garantire la presa

corretta.

� Registrare il peso ogni 5 giunti nel discendere nel pozzo.

1. Una riunione del personale coinvolto nelle attività sarà tenuta per pianificare le

operazioni e discutere la sicurezza delle procedure.

2. Tenere sul piano sonda una valvola di sicurezza sempre pronta per eventuale

circolazione.

3. Montare l’attrezzatura per la discesa del liner 7”.

4. Preparare il giunto di scarpa. Assicurarsi che la valvola di non ritorno sia

funzionante e che la circolazione attraverso la scarpa sia possibile. Installare i

centralizzatori tra gli anelli di arresto come da schema sovrastante.

5. Discendere il liner come segue:

� Float shoe.

� 3 giunti di casing 7”.

� Landing collar.

� Giunti di casing 7” sufficienti a posizionare il liner hanger ± 150 m

all’interno della scarpa del casing 9-5/8”.

� liner hanger completo di packer integrale.

6. Sigillare i filetti delle prime tre connessioni con composto Therad-lock.

Installare i centralizzatori tra gli anelli di arresto.

7. Eseguire un test di circolazione dopo 5 giunti a 3 diverse portate per verificare

la circolazione e le corrispondenti pressioni.

8. Continuare la discesa del casing 7", riempiendo ogni giunto durante la discesa

stessa. Installare i centralizzatori come indicato nello schema sovrastante.

9. Montare il liner hanger, il packer del liner e la batteria di installazione del liner.

Programma Geologico

e di Perforazione


79

10. Ripetere quanto fatto al punto 7.

11. Continuare discesa del liner con aste da 5", fino a fondo pozzo, controllando

che l’interno delle aste sia libero con un calibro.

12. Circolare durante la discesa dell’ultimo giunto secondo le condizioni del foro.

13. Circolare il volume interno del liner 7” + 20%. Muovere verticalmente il liner

durante la circolazione fino a che non ci siano più sovrattiri.

14. Ripetere il test di circolazione alle stesse portate usate in precedenza e

calcolare la caduta di pressione nell’intercapedine, che sarà esercitata sulle

formazioni durante lo spiazzamento del cemento. Confrontare le pressioni di

spiazzamento con il gradiente di fratturazione.

15. Condizionare il fango in preparazione per la cementazione.

3.8.6.2. Cementazione Liner 7"

Dimensione Tipo Intervallo mmD Eccesso foro Scoperto

29 lb/ft N80 Metal seal 2044-1196 mMD 20% del risultato del

caliper Malta Volume SG Composizione

Cuscino 6,0 m³ 1,50 Acqua pulita + mud flush

Cemento 13,5 m³ 1,85 API Classe G + gasblock +antischiuma +

disperdente + ritardante

Spiazzamento Liner 15,5 m³ 1,20 Fanghi

7"

Spiazzamento DP 11,0 m³ 1,20 Fanghi

I volumi e il tipo di malta definitivi verranno calcolati e definiti dopo i log elettrici.

1. Montare testa di cementazione con sfera di settaggio e wiper dart installati.

2. Iniziare la circolazione e posizionare il liner in modo che la sua parte alta sia

+/-150 m sopra la scarpa 9⅝".


Programma Geologico

e di Perforazione


80

4. Sottoporre a test di pressione le linee del cemento a 500psi (34 bar) x 10min e

a 3000psi (207 bar) x 10min.

5. Posizionare il liner hanger come da istruzioni del responsabile del servizio e

fissarlo. Nota: se vi dovessero essere ritardi nell’inizio della cementazione,

continuare a circolare.

6. Pompare 3m³ di acqua cuscino più 3m³ di mud flush. Rilasciare il tappo di

cementazione inferiore.

7. Confezionare e pompare la quantità di malta programmata.

8. Rilasciare il tappo superiore e spiazzare il cemento. Monitorare il ritorno dei

fluidi. Registrare eventuali assorbimenti. Se si osservano assorbimenti ridurre

la portata di spiazzamento.

9. Registrare la pressione finale di pompaggio. (Utilizzare questa per stimare il

TOC se non c’è ritorno di cemento in superficie.)

10. Ridurre la portata a 0.5 bbl/min prima del contatto tappi. Eseguire contatto

tappi. Aumentare la pressione a 2000 psi. Mantenerla per 10 minuti.

11. Rilasciare lentamente la pressione. Controllare il flusso di ritorno.

12. Svincolare il setting tool del liner hanger. Fissare il packer superiore del liner

come indicato dal responsabile del servizio.

13. Eseguire circolazione inversa del contenuto delle aste + 20%, monitorando

eventuali ritorni di cemento. Scartare eventuale cemento circolato.

14. Estrarre setting tool controllando che lo stesso sia in ordine.

15. Montare scalpello da 6” con relativo scraper rotativo per casing da 7”, 2 giunti

di drill collars da 4”¾ jars, 2 giunti di drill collars da 4¾” e aste da 3”½ per tutta

la lunghezza del liner da 7”, e discendere al fondo con batteria mista 3”½-5”.

16. Pulire il liner fino al top del landing collar. Circolare abbondantemente per

pulire il foro.

Programma Geologico

e di Perforazione


81

17. Spiazzare il fango con brine di completamento. Controllare che il livello del

fluido in pozzo sia statico.

18. Estrarre la batteria sdoppiando le aste di perforazione.

3.8.7. Esecuzione dei Log

1. Montare le attrezzature di superficie ed eseguire i log.

2. Eseguire le misurazioni.

3. Terminati i log estrarre i tool.

3.9. Completamento

Qualora il pozzo sia positivo si procederà al completamento, con una stringa

singola selettiva, fino ad un massimo di 4 completamenti selettivi, al fine di

assicurare la corretta gestione della vita produttiva dei livelli. Al termine del

completamento sarà eseguito un primo spurgo con le valvole di circolazione

aperte, fino a registrare condizioni erogative anidre, installando le necessarie

attrezzature (separatore, misuratori, serbatoio per il brine di completamento

recuperato, manifold) nell’area di cantiere.

Il Programma di Completamento definitivo, elaborato al termine della valutazione

dei log, sarà in ogni caso sottoposto ad UNMIG.

Programma Geologico

e di Perforazione


82

5

Level 15 #S Sel

Level 14alfa

Level 14 beta

Level 14 Y

Level 14a

Level 14b

4

Level 14c #S Sel

Level 14d

Level 13

3

Level 12 #S Sel

Level 11

Level 9a 2

Level 9b #S Sel

Level 8

Level 7a

Level 7b

Level 7c

Level 7d

Level 7e

Level 6a

Level 6b 1

Level 6c #S Main

Level 6d

Level 5

Figura 22 : Schema concettuale di completamento; a destra il composite log di Nervesa 1 dir.

Programma Geologico

e di Perforazione


83

3.10. Prove di Produzione

Saranno eseguite prove di produzione che potranno riguardare uno o più dei

completamenti realizzati. Indicativamente per ogni completamento si procederà ad

un clean-up dedicato, fino alla registrazione di parametri erogativi stabili ed

erogazione di flusso anidro, ad una successiva chiusura con risalita di pressione e

installazione dei memory gauge a fondo per la durata prevista di circa 10-12 ore. In

seguito saranno effettuate almeno 2 erogazioni isocrone a portata crescente di

circa 7 ore ciascuna. A seguire una build up finale di almeno 16 ore.

Verrà mantenuto un tandem di memory gauge al fondo pozzo per il rilievo di

pressione e temperatura in continuo.

Lo stesso programma verra' ripetuto eventualmente per gli altri completamenti

selettivi che si deciderà di testare individualmente e che potrebbero essere eseguiti

in un tempo successivo, senza impianto, avendo già confermato il risultato

minerario del pozzo.

La decisione se effettuare o meno un lavaggio dei fori per eliminare l’eventuale

skin dovuto al brine di completamento e a residui di fluido di perforazione, nonché

il programma dettagliato (dusi, durata delle fasi, volumi erogabili ecc.) delle prove

di produzione saranno confermati per tempo all’ufficio UNMIG in base ai dati

misurati durante lo spurgo.

Verranno utilizzate le medesime attrezzature (separatore, misuratori, serbatoio per

il brine di completamento recuperato, manifold).

3.11. Chiusura Mineraria

In caso di esito negativo delle prove si procederà alla chiusura mineraria del

pozzo. Indicativamente saranno ricostituiti gli orizzonti impermeabili tra i vari livelli

mediante l’iniezione dei tappi di cemento, e il volume tra un tappo e l’altro sarà

riempito di fango a densità appropriata (vedi Fig. 27). La parte terminale del casing

Programma Geologico

e di Perforazione


84

sarà tagliata e fondellata e si procederà al tappo di cemento terminale e alla

ricostituzione degli orizzonti superficiali.

Il progetto di chiusura mineraria dovrà essere presentato ad UNMIG e sottoposto

ad approvazione definitiva.

Figura 23 : Schema di chiusura mineraria

20” a 3 5m MD PTR

1 3 3 / 8 " a 320 m MD PTR

9 5 / 8" a 1 3 4 6 m MD TR

7 " a 2 0 44 m MD TR


", 54.5 lb/ft, K55, BTC

20", parete 0.625”, X52, saldatura

Tappi di cemento a copertura di qualsiasi

zona contenente idrocarburi

Tappo di cemento da 1 5 00 a 1 4 0 0 m

Tappo di cemento da 100m al la

superficie

TD 2000 m TVD

9 5/ 8

1 3 3 / 8

Programma Geologico

e di Perforazione


85

Figura 24 : Profilo di deviazione del pozzo

Programma Geologico

e di Perforazione


86

Figura 25 : Tabella di cementazione

Foro Casing Prof. (m BRT)

BHT (Deg C)

TOC ( m ) Cemento Eccesso Tipo

Fango Peso

Fango Schema Fondo Pozzo

in. in. MD TVD BHCT Testa Coda ( % ) (sg)

20 35

Bat

tuto

16 13⅜ 320 30

Su

per

ficie

23

1.5

0 s

g

1.9

2 s

g

100

%

FW

- G

E

1.05

12¼ 9⅝ 1346 45 15

0

45

1.5

0 s

g

1.9

2 s

g

20

%

FW

-C-P

O

1.1

0 /

1.1

5

8½ 7 2054 51 1100 51 n/a

1.8

5 sg

20 %

FW

-KC

.PO

1.15

/ 1

.25

Programma Geologico

e di Perforazione


87

4" 1/8 - 3 K

4" 1/16 - 5 K

Test N°

0 All valves in Open Position

1

2

3

45

Test N°0 All valves in Open Position12345 8.9.11.12.13.14 17.15.3.4.6.2.7.5 500 & 3000 psi Choke Open

16.1.3.4.6 17.15 500 & 5000 psi16.1.2.7.10.5 17.15.3.4.6 500 & 5000 psi

17 500 & 5000 psi Test Line16.15 17.15 500 & 5000 psi

TEST CHOKE MANIFOLD (With Test Pump Unit)Valves Closed & Tested Valves Opened Pressure Comment

Flush Lines and Fill Choke manifold to Valve 16

500 & 5000 psi

500 & 5000 psi

500 & 3000 psi500 & 3000 psi

Pressure

Choke Open

3.6.4.15

2.7.10.5.16.17

8.9.1112.13.14

1

1.15.3.6.4

1.15.3.6.4.16.171.15.3.6.4.16.17.8.9.11

TEST CHOKE MANIFOLD (Through Choke Line)Valves Closed & Tested Valves Opened

1 500 & 5000 psi

Comment

Flush Lines and Fill Choke manifold to Valve 17 or 16

Test Line

1

2 3 4 5

6

7

8 9 10 11

12

13

FiaccolaVascone

Poor boy

Choke

14

15

16 17

Test Pump

Figura 26 : Choke manifold

Programma Geologico

e di Perforazione


88

Figura 27 : Schema dei B.O.P.

Programma Geologico

e di Perforazione


89

Figura 28 : Schema di chiusura mineraria

20” a 3 5m MD PTR

1 3 3 / 8 " a 320 m MD PTR

9 5 / 8 " a 1 3 4 6 m MD TR

7 " a 2 0 44 m MD TR


", 54.5 lb/ft, K55, BTC

20", parete 0.625”, X52, saldatura

Tappi di cemento a copertura di qualsiasi

zona contenente idrocarburi

Tappo di cemento da 1 5 00 a 1 4 0 0 m

Tappo di cemento da 100m al la

superficie

TD 2000 m TVD

9 5 / 8

1 3 3 / 8

P

rogramm

a Geologico

e di Perforazione

Po

zzo C

ascina D

aga 1 D

ir

90

1 TO CHANGE CASE, JUST SELECT ONE OF THE 3 OPTIONS

FIELD:WELLNAME: Cascina Daga 1 DirESTIMATOR: TriponeWELLNAME: AFE by PHASE - P90 Case

AFE Number: 1 12,0 Days 6,5 Days 12,3 Days 6,9 Days 5,6 Days 7,5 Days 5 0,8 Days

RIG:

101 570.000,00 - - - - - 570.000,00 102 - 143.000,00 270.600,00 151.800,00 123.200,00 165.000,00 853.600,00 103 12.200,00 11.927,50 22.570,50 12.661,50 10.276,00 13.762,50 83.398,00 105 2.080,00 6.760,00 12.792,00 7.176,00 5.824,00 4.050,00 38.682,00 106 - 34.122,60 40.308,10 - 32.521,60 - 106.952,30 107 600,00 325,00 615,00 345,00 280,00 375,00 2.540,00 108 2.500,00 1.218,75 2.306,25 1.293,75 1.050,00 - 8.368,75 109 1.925,00 2.145,00 3.382,50 1.138,50 770,00 - 9.361,00 110 - - - - - - - 112 2.160,00 1.170,00 2.214,00 1.242,00 1.008,00 1.350,00 9.144,00 113 - - - - - - - 115 27.300,00 30.225,00 69.495,00 38.985,00 31.640,00 34.875,00 232.520,00 309 - - 86.181,68 57.724,64 - - 143.906,32 118 - - - - - - - 119 - 72.735,58 145.023,14 98.008,40 27.750,00 14.800,00 358.317,12 120 434.060,00 - - - - - 434.060,00 121 - - - - - - - 122 30.000,00 - - - - - 30.000,00 123 - - - - - 136.700,00 136.700,00 124 15.000,00 - - - - - 15.000,00 126 6.000,00 3.250,00 6.150,00 3.450,00 2.800,00 3.750,00 25.400,00 201 - 4.100,00 43.320,00 13.240,00 2.484,00 - 63.144,00 202 - 15.000,00 100.000,00 100.000,00 - 15.000,00 230.000,00 203 4.500,00 29.250,00 55.350,00 31.050,00 25.200,00 33.750,00 179.100,00 205 9.591,00 47.339,70 190.504,40 - 117.755,00 155.260,00 520.450,10 206 - 16.400,00 15.000,00 - 22.000,00 - 53.400,00 207 - 3.801,00 14.693,00 - - 88.219,00 106.713,00 210 - - - - - - - 211 - - - - - 118.311,15 118.311,15 301 - - - - 184.975,70 103.152,69 288.128,39 303 - - 35.039,21 - 31.974,11 115.145,28 182.158,59 304 - - - - - - - 305 - 8.450,00 8.450,00 8.450,00 8.450,00 8.450,00 42.250,00 306 - 11.308,57 - - 1.330,00 - 12.638,57 307 - - - - - - - 308 - - - - - - - 310 43.700,00 3.277,00 - - - - 46.977,00 314 - - - - 28.030,00 - 28.030,00 315 - - - - - - - 402 - - - - 128.500,00 - 128.500,00

1.161.616,00 445.805,70 1.123.994,78 526.564,79 787.818,41 1.011.950,62 5.057.750,2958.080,80 22.290,29 56.199,74 26.328,24 39.390,92 50.597,53 252.887,51

1.219.696,80 468.095,99 1.180.194,52 552.893,03 827.209,33 1.062.548,15 5.310.637,81 #

PRE-SPUD + 20" drived to 30m

TOTAL COST DIRECTIONAL DRILLING (Weatherford)TOTAL COST RIG SUPERVISION

TOTAL COST AIRCRAFT

TOTAL COST CIVIL WORKS (FURIA - RAM POWER- ….)

TOTAL COST CUSTOM AND TRANSIT AGENCY

TOTAL COST SITE RESTORATION

TOTAL COST WASTE MANAGEMENT

TOTAL COST TESTING SERVICES

TOTAL ESTIMATED TO

COMPLETE (all phases)

TOTAL RIG DAYRATE (Hydrodrilling)

TOTAL COST WATER SUPPLYTOTAL SOLID CONTROL HALLIBURTON

COMPLETION & CLEAN UP16 " HOLE

13 3/8" Csg

TOTAL COST MOBILISATION (Hydrodrilling)

TOTAL COST MUD LOGGING (Baker)

12 1/4" HOLE 9 5/8" Csg

8 1/2" HOLE Final LOGS 7"

Liner

DRILLING

TOTAL COST RUNNING CASING & TUBING (Weatherford)

TOTAL COST CASING, TUBING AND ACCESSORIES (Da fare gara)

TOTAL COST WELLHEAD & XMAS TREE (FMC)

TOTAL COSTS TRANSPORT AND CRANES

Total Cumulative

Total by Phase

TOTAL COST DOWNHOLE RENTAL TOOLS (Weatherford)

TOTAL COST ABANDON PLUGSTOTAL COST FISHING SERVICES & EQUIPMENT (Weatherford)

TOTAL COST HEADQUARTERS

TOTAL COSTS OTHER SERVICES

5% Contingency

TOTAL COST ENGINEERING SERVICES (Schlumberger - SIVAM - FMC)TOTAL COST CORING

TOTAL COST CEMENT & ADDITIVES (Halliburton)

TOTAL COST TEMP; WAREHOUSE AND STORAGE

TOTAL COST FUEL

TOTAL COST OTHER MATERIALS

TOTAL COST DRILLING MANAGEMENTTOTAL COST BITS (SMITH)

TOTAL COST MUD & CHEMICALS (Halliburton)

TOTAL COST HSE SERVICES

TOTAL COST INSPECTION & REFURBISHMENT

TOTAL COST COMPLETION EQUPMENT (SIVAM)TOTAL COST ELECTRIC LOGGING SERVICES (Weatherford)

COMMUNICATIONS AND DATA - DMS

SAP ACCOUNT

CODE

DETAIL OF CONTRACT SERVICES/EQUIPMENT PROVIDED

Lump Sum - Day Rate

DISCOUNT

TOTAL COST OTHER CONTRACTS

TOTAL COST- MUD ENGINEERING (Halliburton)

TOTAL COST DRILLING BASE

Unit

TOTAL COST CEMENTING SERVICES (Halliburton)

Figura 29

: AF

E A

uthorization for Expenditure

Programma Geologico

e di Perforazione


91

Elenco delle figure

Figura 1 ................................................................................................................................. 4

Figura 2: Mappa stradale dell’area del permesso .................................................................. 5

Figura 3 : Ubicazione geografica del sondaggio ..................................................................... 6

Figura 4: Schema regionale ................................................................................................ 10

Figura 5: Assetto strutturale. A tratteggio si evidenzia il margine della Piattaforma Friulana 11

Figura 6 : Assetto strutturale................................................................................................. 12

Figura 7 : Linea sismica 303-77............................................................................................ 13

Figura 8 : Schema interpretativo........................................................................................... 13

Figura 9 : Profilo litostratigrafico ........................................................................................... 17

Figura 10 : Volume sismico interpretato................................................................................ 20

Figura 11 : Limite Plio-pleistiocenico .................................................................................... 21

Figura 12 : Base del Conglomerato del Montello – top Marne di S. Donà............................. 21

Figura 13 : Top Livello 15 ..................................................................................................... 22

Figura 14 : Base Top Livello 9a ............................................................................................ 23

Figura 15 : Top Livello 5 ....................................................................................................... 24

Figura 16 : Pressione ........................................................................................................... 31

Figura 17 : Acquisition Master Plan ........................................................................................ 1

Figura 18 : Schema Pozzo ................................................................................................... 47

Figura 19 : Gradiente di densità dei fanghi ........................................................................... 48

Figura 20 : Andamento della temperatura in funzione della profondità.................................. 52

Figura 21 : Curva di avanzamento........................................................................................ 58

Figura 22 : Schema concettuale di completamento; a destra il composite log di Nervesa 1 dir................................................................................................................................................ 1

Figura 23 : Schema di chiusura mineraria ............................................................................ 84

Figura 24 : Profilo di deviazione del pozzo ........................................................................... 85

Figura 25 : Tabella di cementazione..................................................................................... 86

Figura 26 : Choke manifold................................................................................................... 87

Figura 27 : Schema dei B.O.P. ............................................................................................. 88

Figura 28 : Schema di chiusura mineraria ............................................................................ 89

Figura 29 : AFE Authorization for Expenditure...................................................................... 90

Elenco degli allegati

Programma Fanghi Halliburton Programma deviazione Weatherford Piano di Gestione dei rifiuti di estrazione Piano Operativo di Emergenza Inquadramento generale - -scala 1:2.000 Ubicazione del cantiere – inquadramento catastale - scala 1:1.000

Programma Geologico

e di Perforazione


92

Layout Generale Impianto – scala 1:500 Layout Generale Drillmec HH220 – scala 1:200 Raggio di caduta del Mast – scala 1:200 Drillmec HH220 Zone Pericolose– scala 1:200

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