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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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Pozzo Cascina Daga 1 Dir
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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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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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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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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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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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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
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
21
Figura 11 : Limite Plio-pleistiocenico
Sant’Andrea 1 Dir ST 1
Cascina Daga 1 Dir
Nervesa 1
Sant’Andrea 1 Dir ST 1
Cascina Daga 1 Dir
Nervesa 1
Figura 12 : Base del Conglomerato del Montello – top Marne di S. Donà
Programma Geologico
e di Perforazione
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
22
Sant’Andrea 1 Dir ST 1
Cascina Daga 1 DirNervesa 1
Sant’Andrea 1 Dir ST 1
Cascina Daga 1 DirNervesa 1
Figura 13 : Top Livello 15
Programma Geologico
e di Perforazione
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
23
Sant’Andrea 1 Dir ST 1
Cascina Daga 1 DirNervesa 1
Sant’Andrea 1 Dir ST 1
Cascina Daga 1 DirNervesa 1
Figura 14 : Base Top Livello 9a
Programma Geologico
e di Perforazione
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
24
Sant’Andrea 1 Dir ST 1
Cascina Daga 1 DirNervesa 1
Sant’Andrea 1 Dir ST 1
Cascina Daga 1 DirNervesa 1
Figura 15 : Top Livello 5
Programma Geologico
e di Perforazione
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
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
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
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
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
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
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
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
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
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
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
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
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
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
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
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
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
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
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
34
Suite 1 – Run 1 – Discesa 2 Combinazione dell’attrezzatura con relative lunghezze e distanza dei sensori dallo zero della combinazione
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
Compact Swivel Head Adaptor
Compact Tool Adaptor
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).
Suite 1 – Run 1 – Discesa 3 Combinazione dell’attrezzatura con relative lunghezze e distanza dei sensori dallo zero della combinazione
MFT/GR (Max OD: 89mm)
HFS: MFT: MCG: SHA: MTA: MCC:
Compact Hole Finder
Compact Repeat Formation Tester
Compact Comms Gamma
Compact Swivel Head Adaptor
Compact Tool Adaptor
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.
Suite 1 – Run 1 – Discesa 4 Combinazione dell’attrezzatura con relative lunghezze e distanza dei sensori dallo zero della combinazione
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
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
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
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
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
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
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
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
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
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
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
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
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
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
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 luca.madeddu@apn-energy.com Leonardo Spicci Direttore Progetto Badile leonardo.spicci@apn-energy.com Francesca Barreca Liaison fb@apn-energy.com Stefano Rossi Ambiente stefano.rossi@apn-energy.com Cesare Introzzi Esplorazione cesare.introzzi@apn-energy.com Daniele Tripone Geofisica daniele.tripone@apn-energy.com
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
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
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
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
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
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E
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S
A
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D
O
N
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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
Ogni 10m D/9-5/8” CSG A/TD
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
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M
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P R O G N O S I
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DEV
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MA
ZIO
NE
LITO
LOG
IA
MA
RK
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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
Ogni 10m D/9-5/8” CSG A/TD
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
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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
Ogni 10m D/9-5/8” CSG A/TD
Conglomerati del Montello
Marne di San Donà
Arenarie e/o Calcareniti
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
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
6,48º
N307,50º
PC7,7 + 61,0
Ghiaie del Piave
Figura 17 : Acquisition Master Plan
Programma Geologico
e di Perforazione
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
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
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
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
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
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
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
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
Gradiente di pressione dei pori stimato = 1.03 kg/cm ² /10m
Sezione da 8 ½ ” Perforazione con fango a base di FW - KC - GL a densità 1. 2 / 1, 3 kg/l
Gradiente di pressione dei pori stimato = 1.03 kg/cm ² /10m
", 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
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
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
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
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
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
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
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
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
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
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
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
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
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
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
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
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
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
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
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
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
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
58
3.2.Velocità di avanzamento
Figura 21 : Curva di avanzamento
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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.
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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.
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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”
3.6.1. Descrizione Schematica
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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”.
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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"
6 ⅝" Reg Pin x Box
2 x aste pesanti 8” 6 ⅝" Reg Pin x Box
1 x Stabilizzatore dia ext 15,91"
6 ⅝" Reg Pin x Box
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
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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
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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.
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3.6.5. Cementazione Casing 13- ⅜"
Dimensione Tipo Intervallo mMD
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.
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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.
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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”
3.7.1. Descrizione Schematica
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.
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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.
8. Assicurarsi che in loco siano disponibili quantità sufficienti di cemento e di
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"
6-⅝" Reg Pin x Box
2 x aste pesanti 8” 6-⅝" Reg Pin x Box
1 x Stabilizzatore dia ext 121/8"
6-⅝" Reg Pin x Box
7 x asta pesante 8” 6-⅝" Reg Pin x Box
Jar idraulico 8” 6-⅝" Reg Pin x Box
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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 .
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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"
Dimensione Tipo Intervallo mMD
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.
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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
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3.7.5. Cementazione Casing 9 ⅝"
Dimensione Tipo Intervallo mMD
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.
2. Montare le linee del cemento.
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).
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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.
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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.
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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”.
10. Assicurarsi che in loco siano disponibili quantità sufficienti di cemento e di
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.
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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”
Dimensione Tipo Intervallo mMD
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.
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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.
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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".
3. Montare le linee del cemento.
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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.
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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.
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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.
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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
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Pozzo Cascina Daga 1 Dir
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
", 47 lb/ft, N80, Metal seal
", 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
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Figura 24 : Profilo di deviazione del pozzo
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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
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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
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Figura 27 : Schema dei B.O.P.
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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
", 47 lb/ft, N80, Metal seal
", 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
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
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
Pozzo Cascina Daga 1 Dir
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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