WELL: EXAMPLE 1 Dir

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PROGRAMMA GEOLOGICO E DI PERFORAZIONE POZZO: VELA 1

SEZ. 1 INFORMAZIONI GENERALI

SEZIONE N° 1 – Informazioni Generali

INDICE

1 INFORMAZIONI GENERALI 3 1.1 DATI GENERALI DEL POZZO 4

1.1.1 TABELLA DATI GENERALI 4 1.1.2 PROFILO POZZO 5 1.1.3 DIAGRAMMA DI AVANZAMENTO 6 1.1.4 PREVISIONI E PROGRAMMI DI ACQUISIZIONE INFORMAZIONI GEOLOGICHE 7

1.2 OBIETTIVO MINERARIO 8 1.3 RACCOMANDAZIONI GENERALI 8 1.4 CARATTERISTICHE GENERALI IMPIANTO, BOP STACK E DOTAZIONI DI SICUREZZA 8 1.5 ELENCO PRINCIPALI CONTRATTISTE 8 1.6 CONTATTI IN CASO DI EMERGENZA 9 1.7 MANUALI DI RIFERIMENTO 14 1.8 UNITÀ' DI MISURA 16

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1 INFORMAZIONI GENERALI

Il prospect VELA è localizzato nell’offshore del Canale di Sicilia, nel Permesso G.R14.AG, dove è presente la J.V. ENI 60 % (Operatore) - EDISON 40 %.

Lo scopo del sondaggio VELA 1 è quello di verificare e quantificare la presenza di gas in corrispondenza degli intervalli individuati come obiettivi minerari del prospect, rappresentati dai livelli porosi intercalati nelle serie argilloso-sabbiose del Pleistocene.

Durante la perforazione del pozzo VELA 1 si prevede di incontrare livelli porosi con una significativa presenza di gas a partire dalla profondità di 1030 m TVDSS e si prevede di attraversare l’obiettivo fino a 1420 m TVDSS, per uno spessore complessivo di 390 m circa.

I principali pozzi di riferimento per la serie plio-pleistocenica che sarà attraversata dal pozzo VELA 1 sono il pozzo Cassiopea 1 dir, ubicato circa 8 km a Nord-Est, mineralizzato a gas, i pozzi Argo 1 e Argo 2, ubicati rispettivamente 14 e 13 km a Nord-Est ed i pozzi Panda 1 e Panda W1, ubicati circa 14 km a Nord-Ovest.

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1.1 DATI GENERALI DEL POZZO

1.1.1 Tabella dati generali

VOCE DESCRIZIONE ANAGRAFICA Distretto geograficamente responsabile DIME

Nome e sigla del pozzo VELA 1

Commessa Perf. / Acc. Min. Da definire Classificazione iniziale NFW (New Field Wildcat) Profondita’ finale prevista 1500 m TVDSS Concessione G.R14.AG Operatore ENI Spa Div. E & P Quote di titolarità ENI 60% – EDISON 40% Capitaneria di porto LICATA Distanza base operativa 33 km (Licata) Zona (pozzi off shore) “G” Distanza dalla Costa (pozzi off shore) 30 Km Fondale (pozzi off shore) 717 m TVDSS OBIETTIVI Linea sismica di riferimento I.L. 2380 – X.L.1400 del 3D “PANDA” Litologia obiettivo principale Sabbia - Strati da sottili a metrici Formazione obiettivo principale F.ne Argo (già RIBERA M.bro Narbone) Profondità top obiettivo principale 1030 m TVDSS RIFERIMENTI TOPOGRAFICI Latitudine di partenza (geografica) N 36° 53’ 16.228’’ N

Longitudine di partenza (geografica) E 13° 40’ 09.553’’ E

Latitudine di partenza (metrica) N 4083323.42 N

Longitudine di partenza (metrica) E 2401419.40 E

Latitudine a TD (geografica) N 36° 53’ 16.228’’ N

Longitudine a TD (geografica) E 13° 40’ 09.553’’ E

Latitudine a TD (metrica) N 4083323.42 N

Longitudine a TD (metrica) E 2401419.40 E

Ellissoide / Geo Datum HAYFORD INTERNATIONAL 1924 / ROMA MM 1940

Tipo di proiezione GAUSS – BOAGA

Semiasse maggiore 6378388

Eccentricità al quadrato (1/F) 0.00672267002 ( 297 )

Central meridian 15° Est Greenwich

Falso Est 2520000 m

Falso Nord 0

Scale Factor 0.9996

Declinazione Magnetica 2.05° 17 Aprile 2009

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1.1.2 Profilo pozzo Si riporta qui di seguito lo schema del pozzo Vela 1 a fine perforazione, con il profilo di tubaggio previsto in caso di esito positivo dell’accertamento minerario dopo la registrazione dei log.


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1.1.3 Diagramma di avanzamento Si riporta di seguito il diagramma di avanzamento previsto per il pozzo Vela 1. Per la stima dei tempi è stato preso in considerazione un impianto Single Activity di tipo ancorato con un’altezza della tavola rotary di 30 m da livello mare. I tempi di ancoraggio (5-8 giorni a seconda dell’impianto) non sono stati considerati. Nella stima dei tempi sono stati considerati i log ma non gli eventuali carotaggi. Inoltre si è fatto riferimento ai pozzi offset Cassiopea 1 Dir e Argo 2 per i valori di Rate of Penetration (ROP). Infine non sono stati considerati i tempi per eventuali operazioni di temporary abandon del pozzo. Per la definizione dei tempi calcolati con metodo probabilistico si è utilizzato il software aziendale AWAREtm applicato al sistema Well Cost.

Time vs Depth

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

16000 5 10 15 20 25

Days

Dep

th

P90P50

P10

TIME [days]

P10 P50 P90 Phases description Cumulated

0,8 1,40,9Jetting del Conductor Pipe 36” @ 800 m 1,2 2,21,4Perforazione drill ahead fase 24” per Casing Superficiale 20” @ 1000 m 2,6 4,22,9Discesa e cementazione Casing Superficiale 20” 4,2 6,34,7Discesa BOP stack & latch BOP su Wellhead Housing 6,1 9,46,8Perforazione fase 16” per Casing di Produzione 13 ⅜” @ 1180 m 8,0 13,09,7Registrazione Log 8,7 14,110,5Discesa e cementazione Casing di Produzione 13 3/8” 9,5 15,211,4Pressure test BOP

12,1 18,414,1Perforazione fase 12 ¼” per Liner di Produzione 9 5/8” @ 1530 m 14,0 22,117,0Registrazione Log 14,7 23,217,8* Discesa, fissaggio e cementazione Liner di Produzione 9 5/8”

* Operazioni da eseguire in caso di accertamento minerario positivo da verificare a seguito della registrazione dei log.


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1.1.4 Previsioni e programmi di acquisizione informazioni geologiche


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1.2 OBIETTIVO MINERARIO L’obiettivo minerario del pozzo VELA 1 è rappresentato dai livelli porosi intercalati nelle serie argilloso – sabbiose del Pleistocene, appartenenti alla formazione Argo.

Per ulteriori specifiche si faccia riferimento alla Sez.2 - Programma Geologico.

1.3 RACCOMANDAZIONI GENERALI Durante l’attraversamento delle zone obiettivo, mantenere una velocità di avanzamento tale da permettere un corretto monitoraggio delle manifestazioni di idrocarburi e creare una condizione di foro ottimale per l’acquisizione dei log di valutazione mineraria.

In caso di risultato positivo del pozzo, per facilitare la correlazione con il log CCL durante le operazioni di sparo per l’apertura degli intervalli da completare, inserire uno o più spezzoni di casing con lunghezze diverse dalla media, da posizionare in corrispondenza dei livelli mineralizzati. Inoltre verrà valutata l’opportunità di introdurre nei collari dei casing/liner, uno o più “marker” radioattivi da posizionare circa 50 metri al di sopra dei livelli da completare.

1.4 CARATTERISTICHE GENERALI IMPIANTO, BOP STACK E DOTAZIONI DI SICUREZZA

L’impianto da utilizzare per la perforazione del pozzo Vela 1 è da definire. E’ comunque previsto l’impiego di un Single Activity Moored Rig.

1.5 ELENCO PRINCIPALI CONTRATTISTE Tutti i vari servizi sono da definire.

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1.6 CONTATTI IN CASO DI EMERGENZA Per i contatti di emergenza e per l'organizzazione relativa alle situazioni di emergenza in caso di Blow Out si dovrà fare riferimento unicamente al “PIANO GENERALE DI EMERGENZA DISTRETTO MERIDIONALE (PEM-INT-07-01 Rev.2)” del 15/11/2011.

Lo stesso sarà disponibile sull’impianto dall’inizio delle operazioni.

Di seguito si riporta un estratto di tale piano:


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1.7 MANUALI DI RIFERIMENTO La manualistica base di riferimento è la seguente:

Le operazioni saranno condotte in ottemperanza con le disposizioni contenute nel Documento Sicurezza e Salute Coordinato (DSSC). Lo stesso sarà disponibile sull’impianto dall’inizio delle operazioni.

Nell’ambito del DSSC, le operazioni di perforazione e completamento saranno espletate in accordo con le disposizioni contenute nei seguenti manuali:

STAP-P-1-M-20742 Rev B del 16/02/2012

(Best Practices for Drilling, Completion and Production Optimization Activities)

STAP-P-1-M-6100 Rev. C del 01-12-2012

(Drilling Design Manual)

STAP-P-1-M-6110 Rev. C del 24-05-2011

(Casing Design Manual)

STAP-P-1-M-6120 Rev. C del 24-05-2010

(Directional Control & Surveying Procedures Manual)

STAP-P-1-M-6140 Rev. C del 01-01-2005

(Drilling Procedures Manual)

STAP-P-1-M-6150 Rev. C del 19-01-2007

(Well Control Policy Manual)

SGI-PEM-INT-07-01 del 15/11/2011 rev. 2

Piano Generale di Emergenza Distretto Meridionale

STAP-P-1-M-7100 – Rev. 1 del 01/01/2005

(Completion Design Manual)

STAP-P-1-M-7120 – Rev. 2 del 01/01/2005

(Completion Procedures Manual)

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STAP-P-1-M-7110 – Rev. 1 del 01/01/2005

(General Wire Line Procedures Manual)

STAP-P-1-M-7130 – Rev. 1 del 01/01/2005

(Well Test Procedures Manual)

STAP-P-1-M-21837 del 07/08/2009

(Kick Tolerance Guidelines)

STAP-P-1-M-22385 del 18/06/2010

(Wellbore Inflow Test Guideline for Deepwater Operations)

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1.8 UNITÀ' DI MISURA

GRANDEZZA UNITA’ DI MISURA

PROFONDITA’ m

PRESSIONI atm oppure psi oppure kg/cm2

GRADIENTI DI PRESSIONE atm/10m oppure kg/cm2/10m

TEMPERATURE °C

PESI SPECIFICI kg/l oppure g/l

LUNGHEZZE m

PESI t

VOLUMI m3 oppure l

DIAMETRI BIT & CASING inch

PESO MATERIALE TUBOLARE lb/ft oppure kg/m

VOLUME DI GAS Sm3

PLASTIC VISCOSITY cP

YIELD & GEL g/100cm2

SALINITA’ ppm oppure g/l di NaCl

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SEZIONE 2 - POZZO: VELA 1

PROGRAMMA GEOLOGICO

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INDICE

1 - DATI GENERALI

1.1 Dati generali pozzo

2 - PROGRAMMA GEOLOGICO PRELIMINARE

2.1 Ubicazione geografica del prospect

2.2 Inquadramento geologico

2.3 Interpretazione sismica

2.4 Obiettivi del pozzo

2.5 Rocce madri

2.6 Rocce di copertura

2.7 Profilo litostratigrafico previsto

2.8 Pozzi di riferimento

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PROGRAMMA GEOLOGICO

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1 - DATI GENERALI

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PROGRAMMA GEOLOGICO

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1.1 Dati Generali Pozzo

Nome e sigla del pozzo VELA 1 Classificazione iniziale NFW

Profondità finale prevista verticale 1500 m TVDSS Permesso G.R14.AG Operatore ENI

Quote di titolarità ENI 60%, EDISON 40% Capitaneria di porto LICATA Zona G Distanza dalla costa 30 Km Distanza dalla base operativa 33 Km (Licata) Fondale* - 717 m Linee sismiche di riferimento testa pozzo I.L. 2380 - X.L.1400 del 3D “PANDA” Litologia obiettivi Sabbia - Strati da sottili a metrici Formazione obiettivi F.ne Argo (già RIBERA M.bro Narbone) Profondità Top obiettivo, verticale 1030 m TVDSS Latitudine - Longitudine di partenza (geografica)* 36° 53’ 16,228” - 13° 40’ 09,553” Lat. - Long. a fondo pozzo (geografica)* 36° 53’ 16,228” - 13° 40’ 09,553” Latitudine / Longitudine di partenza (metrica)* 4083323.42 N - 2401419,40 E Lat. - Long. a fondo pozzo (metrica)* 4083323.42 N - 2401419,40 E Proiezione Gauss-Boaga Ellissoide Hayford 1909/ Internazionale Datum Monte Mario 1940 Semiasse maggiore 6378388.000 Eccentricità al quadrato 0.00672267002 1/F 297.00 Meridiano Centrale 15° Est Greenwich Falso Est 2520000 m

Falso Nord 0. Fattore di Scala 0.9996 Latitudine origine 0.

* dati provvisori da confermare dopo W.S.S.

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2 - PROGRAMMA GEOLOGICO

2.1 Ubicazione geografica del prospect

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Il prospect VELA è localizzato nell’offshore del Canale di Sicilia, nel Permesso G.R14.AG, dove è presente la J.V. ENI 60 % (Operatore) - EDISON 40 % (figura 1). Il permesso è attualmente nel terzo periodo di vigenza, che prevede la perforazione di due pozzi esplorativi entro il 25.05.2014, da perforare nel permesso G.R13.AG oppure nel permesso G.R14.AG, sui prospect migliori definiti dall’ interpretazione dei rilievi sismici, come previsto dal programma lavori unificato per il terzo periodo esplorativo. Gli obblighi di perforazione del primo periodo di vigenza dei due permessi sono stati assolti con la perforazione dei pozzi Panda 1, Panda W1 e Argo 1; quelli del secondo periodo di vigenza sono stati assolti con la perforazione dei pozzi Cassiopea 1 dir e Argo2. L’ubicazione del pozzo VELA 1 ricade all’esterno delle istanze di concessione richieste nell’ambito dello sviluppo dei campi a gas di Panda e Argo-Cassiopea (figura 2). 2.2 Inquadramento geologico Dal punto di vista geologico l’area ricade nel settore centrale del Bacino di Avanfossa plio-pleistocenico che si estende sia nell’offshore del Canale di Sicilia che nell’onshore da Gela fino a Catania. Il substrato del bacino è costituito dalle serie stratigrafiche messiniane e pre-messiniane appartenenti alle F.ni Gessoso Solfifera e Tellaro. In figura 3 è riportato uno schema strutturale regionale relativo alla Sicilia ed alle aree limitrofe, in cui sono visibili i principali bacini pleistocenici di avanfossa ed i loro rapporti con le aree di catena. Nella parte settentrionale del permesso è presente la falda alloctona denominata “Falda di Gela” che coinvolge successioni appartenenti al Miocene e al Plio-Pleistocene. L’area del permesso in esame è caratterizzata dalla sequenza litostratigrafica schematizzata nella Fig 4. Dal Triassico superiore fino al Retico p.p. si è avuta la deposizione, in ambiente da subtidale a sopratidale, delle dolomie della F.ne Sciacca passanti a calcari ed argille della F.ne Noto. Durante il Retico p.p. - Hettangiano la fase di rifting legata all’ apertura della Tetide produce uno smembramento della piattaforma norica, con la formazione di un bacino euxinico rapidamente subsidente in cui si depositano potenti coltri di argille nere e calcari con livelli basaltici della F.ne Streppenosa. La deposizione di questa formazione si arresta alla fine dell’Hettangiano quando una brusca regressione provoca il prograding della piattaforma della F.ne Inici sulle zone meno profonde del bacino.

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Il margine occidentale del bacino della F.ne Streppenosa non è ben conosciuto per mancanza di pozzi. Interpretazioni sismiche regionali individuano l’esistenza del bacino nel permesso G.R13.AG e ad Est di questo, mentre si ritiene che il margine più occidentale sia ubicato nell’area del permesso G.R14.AG. Più ad Ovest, durante il Trias superiore – Hettangiano, si sono avute solo condizioni di piattaforma permanente. Nel Lias - Dogger la piattaforma liassica subisce un generale smembramento con successivo annegamento a causa di una intensa fase tettonica distensiva con orientamento NO - SE e NE – SO. Nella zona si instaurano condizioni di mare profondo con la deposizione di calcari e marne appartenenti alla F.ne Rosso Ammonitico. La batimetria si uniforma durante il Malm ed il Cretaceo inf. con la deposizione di sedimenti carbonatici di ambiente marino profondo appartenenti alle F.ni Lattimusa ed Hybla. Gli elementi paleogeografici creatisi durante il Cretaceo inferiore persistono anche nel Cretaceo superiore – Eocene, con la sedimentazione dei calcari con selce della F.ne Scaglia. La serie oligo-miocenica, che inizia con la deposizione della F.ne Ragusa, poggia in discordanza sulla serie carbonatica sottostante; l’ambiente di deposizione è meno profondo di quello della F.ne Scaglia. Durante il Tortoniano avviene la deposizione della F.ne Tellaro. Nel Messiniano l’area subisce una profonda variazione paleogeografica con la deposizione delle evaporiti della F.ne Gessoso Solfifera. Durante il Pliocene inferiore-medio si verifica una ingressione marina che porta alla deposizione di sedimenti marnosi e argillosi della F.ne Trubi (già F.ne Ribera M.bro Trubi). Successivamente, in seguito all’avanzamento verso Sud della Falda neogenica, al passaggio Plio-Pleistocene si instaura un ambiente torbiditico con deposizione delle argille e delle sabbie delle F.ni Ponte Dirillo, Sabbie di Irene e Argo (già F.ne Ribera M.bro Narbone). I possibili reservoir a gas biogenico ed i relativi play esplorativi del bacino di avanfossa plio-pleistocenico sono inquadrati nell’ambito di una serie di sequenze deposizionali che dal basso stratigrafico verso l’alto sono: La sequenza S1, che comprende la F.ne Trubi, costituita da marne e marne argillose, che rappresentano una serie trasgressiva condensata. Va segnalato che i Trubi si trovano localmente in discordanza anche sopra la Falda alloctona, indicando che questa era già formata ed attiva a partire dal Messiniano post-evaporitico. Questa sequenza è divisa in due parti. La parte inferiore corrisponde ad una fase d’emersione dell’avampaese e si prolunga dal Messiniano post evaporitico fino alla parte bassa del Pliocene inferiore. La parte più recente (Pliocene medio) corrisponde ad una fase di sedimentazione generalizzata di argille e marne marine in un bacino poco profondo.

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La sequenza S2 comprende le argille condensate di avampaese. Il limite basale è legato probabilmente ad una fase tettonica di sovrascorrimento della Falda. La sequenza S2X corrisponde alla fase deformativa di maggior entità, del Plio-Pleistocene, che porta all’individuazione del bacino di avanfossa ibleo. L’evento deformativo è concomitante ad una importante fase di traslazione della Falda alloctona verso l’avampaese. La successione è estesamente interessata da un’intensa attività tettonica sindeposizionale. L’attività deformativa compressiva e transpressiva è testimoniata dalla presenza di diverse discordanze angolari e da fault-bend fold e faglie transtensive ad alto angolo. La distribuzione delle facies torbiditiche, desunta dai dati di pozzo disponibili, è compatibile con un entry-point torbiditico principale collocato lungo il margine interno del bacino, nell’area dei pozzi Penelope1-Irene1 oppure nella parte onshore, con paleocorrenti longitudinali da NE (figura 5). In questa sequenza sono presenti le principali mineralizzazioni a gas riscontrate nei pozzi Panda 1 e Panda W1. Le geometrie deposizionali sono quelle tipiche dei cunei torbiditici di avanfossa con geometrie di progressivo riempimento per aggradazione con orizzonti sismici piano paralleli. Al margine interno dell’avanfossa gli orizzonti s’interrompono prevalentemente contro la base delle Falde neogeniche, mentre al margine esterno l’interruzione è per onlap contro la rampa d’avampaese (figura 6). La parte inferiore della sequenza è prevalentemente argillosa, l’avampaese e la rampa sono interessati da una fase di non deposizione che si prolunga dal Pliocene medio fino a buona parte del Pliocene superiore. La sedimentazione riprende alla fine del Pliocene superiore con la deposizione di una successione condensata a cui segue un’importante fase di sedimentazione torbiditica sabbiosa corrispondente alla F.ne Sabbie di Irene, ultima fase di deposizione della sequenza S2X. La durata di deposizione è di circa 800.000 anni. Le Sabbie di Irene hanno facies di lobo nell’area perforata dai pozzi Irene 1 e Penelope 1 e di piana bacinale confinata in quella dei pozzi Palma 1 e Panda; ad Ovest di Panda una sella morfologica ne limita la deposizione. Il limite della sequenza S2A corrisponde ad una fase di intensa deformazione compressiva che interessa la successione torbiditica della F.ne Sabbie di Irene (Sequenza S2X) con importanti implicazioni di tipo minerario in tutta l’area di studio. Nell’area di studio è riconoscibile anche una deformazione probabilmente di tipo transtensivo legata alla riattivazione di faglie ad alto angolo dei sottostanti carbonati. Il trend ha direzione NW-SE.

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La deposizione della successione di avanfossa è seguita dalla migrazione progressiva della Falda neogenica e da una strutturazione della successione di avanfossa. La subsidenza tettonica crea un nuovo depocentro del bacino di avanfossa in posizione più esterna. Le mappe isopache prodotte per le sequenze bacinali confermano il progressivo spostamento dei depocentri verso SSE. Si può ipotizzare, per la sequenza S2A e per la successiva S3, che il contenuto di sabbia sia maggiore nelle aree di deposizione più depocentrali. Questo modello è stato di recente verificato dalla perforazione del pozzo Argo1, che ha effettivamente riscontrato, in questa sequenza stratigrafica in posizione prossima al depocentro, la presenza di fitte alternanze sabbia-argilla di origine torbiditica, con intervalli a sabbia fine centimetrico-decimetrici e raramente metrici, mentre la stessa sequenza è risultata più argillosa in posizione marginale, in corrispondenza dei pozzi Panda 1 e Panda W1. In questa sequenza sono presenti le principali mineralizzazioni a gas riscontrate nel pozzi Argo 1 e Cassiopea 1 dir. Nella sequenza S2A sono presenti anche corpi più o meno caotici argilloso-sabbiosi, probabilmente deposti in massa, ad opera di processi gravitativi provenienti dalla Falda di Gela. La sequenza S3 comprende il primo cuneo sedimentario in on-lap sulla Falda che chiude l’ultima significativa fase deformativa. Questa sequenza presenta intervalli tabulari a strati sottili sviluppati nelle aree distali – depocentrali e intervalli prevalentemente argillosi e caotici posti in prossimità della Falda. In prossimità o in on-lap sull’alloctono è anche possibile ipotizzare la presenza di corpi sabbiosi relativamente più spessi e probabilmente canalizzati. La sequenza S4 si sviluppa nella parte finale del Pleistocene, Le facies sono prevalentemente rappresentate da sedimenti argilloso-siltosi spesso caoticizzati (figura 6). I livelli caotici sono molto frequenti in tutta l’area. Si tratta di depositi della sequenza S4 e della precedente sequenza S3 depositati sul fronte della Falda e nelle adiacenti aree bacinali che sono stati interessati in ambiente sottomarino da imponenti fenomeni di scivolamento gravitativo verso le aree bacinali. Particolarmente imponente risulta la frana sottomarina attraversata dai pozzi Panda la cui lunghezza è di oltre 13 km. La sequenza S5 registra l’ultimo evento deposizionale della successione, costituito dalla progressiva progradazione dei sistemi marginali interni.

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L’obiettivo minerario principale nell’area è il tema a gas biogenico nelle sequenze stratigrafiche clastiche del Pleistocene. L’interesse minerario è dato dai livelli porosi presenti nelle sequenze sedimentarie plio-pleistoceniche descritte. Al momento attuale le sequenze S2X, S2A e S3 sono sede dei migliori reservoir attraversati dai pozzi presenti nel bacino di avanfossa, si ritiene peraltro che nell’area del prospect VELA anche le sequenze più alte possano contenere reservoir di buona qualità ricchi in sabbie, legate all’avanzamento verso sud delle aree depocentrali del bacino. Per la tipologia di reservoir presente nell’area si possono citare come pozzi di riferimento Panda 1, Panda W1, Argo 1, Argo 2, Cassiopea 1 dir, Irene 1, Penelope 1, Gela 110 Dir e in parte Palma 1. Anche i pozzi Patty Est 1, Genziana 1 hanno attraversato nel “sotto falda” le sequenze bacinali più profonde del bacino. La presenza di gas biogenico è stata confermata dai pozzi Panda 1, Panda W1, Argo 1, Argo 2 e Cassiopea 1 dir.

2.3 Interpretazione sismica L’interpretazione è stata eseguita sul volume sismico 3D acquisito nel 2003/2004, con un’estensione di circa 800 kmq, ubicato a circa 20 km dalla costa, nell’offshre di Licata. In figura 2 è visibile il limite dell’area coperta dal dato 3D. Il dato sismico, che presenta un bin di dimensioni 12.5 m in direzione In-line e 18.75 m in direzione Cross-line, con copertura 4000%, si è rivelato di ottima qualità. L’analisi dei dati è stata rivolta soprattutto alle sequenze stratigrafiche plio-pleistoceniche presenti nel bacino di avanfossa già descritte nei paragrafi precedenti, ed in particolare è stata mirata all’ individuazione e valutazione delle anomalie di ampiezza sismiche, ponendo come obiettivo esplorativo primario la ricerca di accumuli di gas biogenico all’interno della serie di avanfossa. A partire dal modello geologico regionale e dai pozzi disponibili, sono stati interpretati un certo numero di orizzonti, con lo scopo di definire le anomalie di ampiezza sismiche in termini di top e bottom, entità dell’anomalia, struttura interna, presenza di chiusure strutturali. Inizialmente sono stati interpretati gli orizzonti Fondomare, Top F.ne Gessoso Solfifera e Top F.ne Trubi per definire i limiti superiore ed inferiore del bacino di avanfossa. Successivamente sono stati considerati otto orizzonti all’interno della serie pleistocenica, ricadenti negli intervalli stratigrafici S2X,S2A ed S3, in corrispondenza dei quali sono state

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individuate la maggior parte delle anomalie di ampiezza e ai quali appartengono i livelli a gas rinvenuti nei pozzi Argo 1, Argo 2 e Cassiopea 1 dir (figura 6). E’ stato inoltre interpretato l’orizzonte Near-Top sabbie di Irene, che corrisponde al top della sequenza S2X, alla quale appartengono i reservoir a gas rinvenuti nei pozzi Panda 1, Panda W1 e negli intervalli più profondi del pozzo Cassiopea 1 dir. Si è passati quindi alla messa in profondità di questi orizzonti utilizzando dati provenienti dai pozzi e dalle analisi di velocità di dettaglio utilizzate per la fase di Pre-stack time migration del volume 3D. Infine, sono state ricavate le mappe isopache dei principali intervalli stratigrafici. Lo studio ha portato ad individuare un certo numero di anomalie significative. La successiva analisi di dettaglio delle caratteristiche geofisiche e geologiche delle anomalie e la stima dei valori di GOIP hanno condotto ad una positiva valutazione del prospect VELA, ubicato nella porzione meridionale del permesso G.R14.AG. Il prospect si presenta abbastanza semplice dal punto di vista strutturale, come visibile nelle figure 6 e 7. La trappola si sviluppa principalmente per chiusura su quattro vie generata dal drappeggio dei depositi torbiditici pleistocenici sul sottostante alto strutturale ben visibile a livello delle F.ni Gessoso Solfifera e Trubi. Il fianco meridionale e occidentale del prospect risulta limitato da una chiara faglia normale, che rappresenta la naturale prosecuzione della faglia principale che ha generato l’horst sottostante. Gli obiettivi sono costituiti dalle alternanze sabbie-argille della F.ne Argo. Queste alternanze sono state attraversate in posizione depocentrale dai pozzi Cassiopea 1 dir, Argo1 e Argo2, che hanno verificato la presenza di livelli sabbiosi da centimetrici a metrici, composti da sabbie quarzose da fini a finissime. Esiste una buona corrispondenza tra chiusura strutturale ed anomalia sismica (figura 8). La chiusura per pendenza su quattro vie è valutata in circa 8 m, con una superficie di 4.5 kmq. La probabile presenza di gas è supportata anche dal positivo risultato dell’analisi di pseudogradiente AVO eseguita sul volume sismico 3D e dagli effetti di pull-down, presenti in particolare nella porzione inferiore della struttura.

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2.4 Obiettivi del pozzo Lo scopo del sondaggio VELA 1 è quello di verificare e quantificare la presenza di gas in corrispondenza degli intervalli individuati come obiettivi minerari del prospect, rappresentati dai livelli porosi intercalati nelle serie argilloso-sabbiose del Pleistocene. Questi livelli dovrebbero presentarsi con spessori relativamente sottili, da centimetrici a metrici, con valori medi di porosità del 35%. Il gas è generato da processi di tipo biogenico. Per la mitigazione del rischio minerario è stato eseguito uno studio di variazione dell’ampiezza con l’offset sul volume sismico 3D, che mostra una risposta AVO positiva per il prospect in oggetto. L’ubicazione del pozzo è definita all’incrocio tra la Inline 2380 e la Cross Line 1400 del volume sismico “Panda 3D”, in un punto con profondità d’acqua di circa 717 m. Nelle figure 9 e 10 è riportato il tracciato del pozzo lungo la inline 2380 e la crossline 1400, che attraversano il prospect in corrispondenza del suo culmine strutturale. Durante la perforazione del pozzo VELA 1 si prevede di incontrare livelli porosi con una significativa presenza di gas a partire dalla profondità di 1030 mTVDSS (indicata come “Top anomalia” nelle figure 9 e 10) e si prevede di attraversare l’obiettivo fino a 1420 mTVDSS, per uno spessore complessivo di 390 m circa. La perforazione si dovrà concludere all’interno della F.ne Trubi alla profondità di 1500 m TVDSS, corrispondente sulla sismica a circa 1830 ms TWT. Come dimostrato dai pozzi Cassiopea 1 dir, Argo 1, Argo 2, Panda 1 e Panda W1, nelle serie stratigrafiche che il pozzo attraverserà sono presenti sovrappressioni.

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2.5 Rocce madri

Sono stati svolti negli ultimi anni alcuni studi geochimici nell’area di questo bacino, con lo scopo di determinare la possibilità di generazione di idrocarburi gassosi e la loro modalità di accumulo nelle strutture della serie plio-pleistocenica. Gli studi geochimici effettuati hanno permesso di segnalare una consistente generazione di gas biogenico con possibilità di un intrappolamento nei livelli sabbiosi torbiditici. Il gas biogenico proviene dall’azione di batteri anaerobi sulla materia organica presente nei livelli più argillosi dei depositi sedimentari torbiditici. Il gas campionato nel campo di Panda e nei pozzi Argo 1, Argo 2 e Cassiopea 1 dir è composto prevalentemente da metano (99,6 %) e si ritiene che lo stesso tipo di gas possa essersi accumulato nella struttura di VELA. 2.6 Rocce di copertura Le rocce di copertura nell’area sono date dai livelli d’argilla interposti tra gli eventi sabbiosi e siltosi. Essi costituiscono contemporaneamente sia la roccia madre che la copertura.

2.7 Profilo litostratigrafico previsto Sulla base dei dati geologici disponibili, delle analisi di velocità sismiche e delle informazioni estrapolabili dai pozzi dell’area, si prevede di attraversare la seguente successione stratigrafica (figura 11): Il datum di riferimento è il livello mare - (m TVDSS) da 717 m (f.m.) a 870 m: F.ne Argo (Pleistocene) Argilla grigia siltosa con sottili intercalazioni di sabbia fine da 870 m a 1030 m: F.ne Argo (Pleistocene)

Argilla grigia siltosa con livelli di sabbia quarzosa fine. Questo intervallo è probabilmente caotico e costituisce una paleofrana.

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da 1030 m a 1420 m: F.ne Argo (Pleistocene) Argilla grigia siltosa con frequenti intercalazioni di livelli di

sabbia fine quarzosa da centimetrici a decimetrici. Questo intervallo costituisce l’obiettivo del pozzo in quanto le

diffuse anomalie di ampiezza sismica lasciano presumere la presenza di gas nei livelli sabbiosi.

da 1420 m a 1480 m : F.ne Argo (Pleistocene) Intercalazioni di sabbie quarzose da medio fini a fini in livelli da

sottili a metrici, e argilla grigia. da 1480 m a 1500 m (F.P.): F.ne Trubi (Pliocene inferiore-medio) Marne grigio-biancastre, tenere, fossilifere. In figura 12 è riportato il diagramma tempi-profondità atteso per il pozzo VELA 1, comparato con quello misurato nel pozzo Cassiopea 1 dir.

2.8 Pozzi di riferimento

I principali pozzi di riferimento per la serie plio-pleistocenica che sarà attraversata dal pozzo VELA 1 sono il pozzo Cassiopea 1 dir, ubicato circa 8 km a Nord-Est, e mineralizzato a gas principalmente all’interno della sequenza S2A, i pozzi Argo 1 e Argo 2, ubicati rispettivamente 14 e 13 km a Nord-Est, ed i pozzi Panda 1 e Panda W1, ubicati circa 14 km a Nord-Ovest.

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Figure

Fig.1 - Sicilia - Carta dei titoli minerari

Fig.2 - Ubicazione pozzo Vela 1

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Fig.3 - Modello strutturale regionale

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Fig.4 - Inquadramento stratigrafico e minerario dell’area di avanfossa

Fig.5 - Distribuzione delle facies sedimentarie pleistoceniche nel bacino di avanfossa

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Fig.6 - Traversa sismica tra il prospect Vela e il pozzo Cassiopea 1 dir

Fig.7 - Traversa sismica attraverso il prospect Vela

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Fig.8 - Mappa profondità assestata all’orizzonte Hor4 con ampiezze RMS tra Hor1 e Hor4

Fig.9 - Inline 2380

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Fig.10 - Crossline 1400

Fig.11 - Profilo litostratigrafico previsto

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Fig.12 - Diagramma tempi - profondità

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eni S.p.A. e&p Division GEOES/ME

Programma Geologia Operativa Pozzo: VELA 1

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INDICE

SEZIONE 3 - PROGRAMMA DI GEOLOGIA OPERATIVA .....................................................1

3.1 SURFACE LOGGING ................................................................................................3

3.2 CAMPIONAMENTI.....................................................................................................5

3.2.1 Cutting.....................................................................................................................5

3.2.2 Carote di Fondo ......................................................................................................7

3.2.3 Carote di Parete .....................................................................................................7

3.2.4 Fluidi.......................................................................................................................7

3.3 ACQUISIZIONE LOG ELETTRICI..............................................................................8

3.3.1 Logging While Drilling ..............................................................................................8

3.3.2 Wireline logging........................................................................................................9

3.3.3 Acquisizione sismica di pozzo...............................................................................10

3.4 WIRELINE TESTING ...............................................................................................11

3.5 TESTING .................................................................................................................11

3.6 STUDI ED ELABORATI ...........................................................................................11

Previsioni e Programmi………………………………………………………...........................12

N.B.: Tutte le profondità indicate di seguito saranno riferite ad una PTR di 30 m se non diversamente specificato

Sez. 3 - Programma di Geologia Operativa




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3.1 SURFACE LOGGING

Compagnia di servizio: da assegnare E’ previsto l’inizio del servizio Mud Logging a partire della fase 36” (fondo mare) e sono richiesti i servizi come di seguito riportato: - “Operating Service“ con squadra al completo (4 operatori) durante le fasi di perforazione; - “Reduced Service“ con due operatori nelle fasi di accertamento o chiusura mineraria

(su richiesta di ARPO/ME). Optionals: cromatografo ad alta risoluzione (in perforazione da 950mMD a T.D.); altri optional potrebbero essere richiesti in seguito. Il numero di sensori di esplosività (gas metano) e delle barre ADF acustico-luminose verrà stabilito successivamente, sulla base di quanto verrà riportato nell’Ordine di Servizio e delle disposizione che verranno impartite dal Direttore responsabile della sicurezza. L'unità dovrà essere conforme alle specifiche tecniche eni (in possesso della Compagnia di Servizio) e dovrà assicurare l'esecuzione di tutte le operazioni previste dal contratto. Particolare cura dovrà essere posta all’installazione, calibrazione e manutenzione della strumentazione di detezione delle manifestazioni gassose (portata di aspirazione costante, pulizia frequente della gas trap, controllo giornaliero delle linee gas, etc.) essendo questo un valido strumento di valutazione degli intervalli mineralizzati. Viene richiesta inoltre la massima attenzione per quanto concerne la calibrazione e la manutenzione dei sensori di monitoraggio dei parametri di sicurezza. Il personale operante in cantiere dovrà essere in regola con le specifiche contrattuali e con quanto dichiarato nel D.S.S. / D.S.S.C. Prima dell’inizio del servizio il Assistente Geologico di cantiere verificherà l’efficienza e il corretto funzionamento della strumentazione redigendo il “Verbale di Accettazione”. La documentazione di carattere geologico prodotta in cantiere dovrà essere compilata con tempestività, in modo da disporre sempre di dati e grafici aggiornati, in particolare:

il rapporto geologico giornaliero deve comprendere le operazioni ed i dati salienti raccolti dalle 00:00 alle 24:00 del giorno precedente, con un flash su quanto accaduto dalla mezzanotte alle 07:00 del mattino. Il rapporto deve essere consegnato all’Assistente Geologico o, in sua assenza, al responsabile ARPO/ME




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ed inviato giornalmente tramite “WellView” - Peloton (o via Fax, in caso di mancanza del collegamento) a GEOES/ME.

il Master Log, aggiornato il più spesso possibile, deve essere allegato giornalmente come File.pdf in “FTP_Cantieri “ (o inviato via Fax a GEOES/ME, in caso di mancanza del collegamento di rete). Una copia aggiornata dovrà essere disponibile in qualsiasi momento, sulla base delle esigenze operative (individuazione di passaggi formazionali, casing point, logs elettrici, ecc.). A fine pozzo dovranno essere consegnate n. 4 copie complete.

E’ inoltre richiesto l’inserimento giornaliero in “FTP_Cantieri “ dei Files.zip dei dati su base profondità (frequenza ogni 0,2 m) e su base tempo (frequenza ogni 5 sec). I file dovranno essere denominati nel modo seguente: Dati Depth: VELA_1_d_(top)_(bottom). Dati Time: VELA_1_t_(aaaammgg).

i dati “Well PC” per DBC vanno inseriti quanto prima, compatibilmente con le esigenze di lavoro, e in ogni caso con un ritardo di massimo 6 ore.

A fine pozzo dovranno essere inviate a DIME-GEOES/ME quattro copie complete del Rapporto Finale del pozzo, con gli allegati e il CD-ROM con tutti i file relativi a diagrammi, elaborati e dati su base “Time” e “Depth”.

Il controllo del servizio di Surface logging dovrà essere effettuato dall’Assistente Geologico mediante verifiche periodiche sulla qualità dei dati forniti, sulle caratteristiche del personale, sulla modalità di svolgimento delle operazioni e su quant’altro sia stato richiesto o segnalato nelle specifiche contrattuali.




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3.2 CAMPIONAMENTI

3.2.1 Cutting

E’ previsto il campionamento dal primo ritorno del fango ai vibrovagli. Cutting lavati ed asciugati Prelevare n°3 serie di cutting da conservare in bustine di plastica, su cui dovrà essere riportato il nome del pozzo, la profondità e il tipo di campione. Due serie sono destinate a GEOLAB presso i laboratori di Milano. La terza serie dovrà essere inviata al partner “Edison”. La frequenza di campionamento dipenderà dalla velocità d’avanzamento, ma in linea di massima dovrà essere la seguente: Dal primo ritorno ai vagli, inizio fase 16”, fino a 1530mMD (TD) ogni 5 - 20 metri (in base ROP). La quantità di cutting da raccogliere ai vibrovagli non dovrà essere inferiore a 100 gr per serie. Particolare attenzione dovrà essere posta alle dimensioni delle maglie dei vagli, considerata la granulometria fine delle sabbie dei livelli obiettivi. Campioni lavati con H2O2

Non sono richiesti campioni di cutting lavati con “acqua ossigenata”: il servizio e’ contingent a specifica richiesta di stratigrafi (se presenti). Non lavati / non asciugati (Source rock) Richieste n° 3 serie (di cui 1 per Edison). Questi campioni non lavati (previa eliminazione del fango in eccesso) dovranno essere esposti all’aria per circa 10 minuti e quindi conservati in buste di plastica chiuse ermeticamente. Specificare, oltre al nome del pozzo e alla profondità, anche il tipo di campione: “Source Rock”. Il campionamento inizierà a partire dal primo ritorno di fango ai vibrovagli, con la stessa frequenza dei cutting “Lavati e asciugati” cioè ogni 5-20 metri ( in base ROP ). su tutto l’intervallo perforato.




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Campioni di tipo Head Space Analysis La serie di campioni per HSA dovrà essere conservata utilizzando le fiale in vetro fornite dalla Committente secondo le modalità indicate da ENI. Questi campioni andranno inviati ai laboratori GEOLAB Bolgiano - San Donato Milanese assieme ai campioni di fango d’inizio e fine fase di perforazione.

Vial 20 ml Head Space

(

Salt Water NaCl 100 g/l

Cuttings & Mud

IMPORTANT:Maximum level Water plus Sample

HEAD SPACE SAMPLINGRecommended Levels for Correct

Anche eventuali additivi e battericidi del fango andranno campionati ed inviati unitamente ai campioni HSA. Le fiale per la conservazione dei campioni non devono mai essere riempite oltre i 2/3 per evitare il danneggiamento dell’attrezzatura automatica di laboratorio. E’ previsto il prelievo di un campione ogni 20 m dal primo ritorno fino a m 1050 e un campione ogni 5-10 m da m 1050 fino a TD. Campioni di tipo “Vacuum” I campioni di gas dovranno essere prelevati direttamente dalla linea collegata alla “Gas trap”, utilizzando le apposite provette sottovuoto ("Vacutainer test tube") che saranno fornite direttamente dalla Committente. Il campionamento dovrà essere eseguito in corrispondenza degli head space a partire dal primo ritorno ai vagli fino a TD ogni 10 m, e inoltre in corrispondenza di manifestazione di gas rilevanti (valori maggiori di almeno tre volte il background gas). Su ogni campione dovrà essere riportato: il n° campione, la profondità e i valori del gas letti al “Gas Detector” e al “Cromatografo”. E’ buona norma segnalare i punti di prelievo sul Masterlog. Questi campioni andranno inviati ai laboratori GEOLAB Bolgiano - San Donato Milanese assieme ai campioni HSA. Se ritenuto necessario, l’Assistente Geologico eni potrà tuttavia variare la frequenza e le modalità di campionamento di cuttings e gas, in base a specifiche esigenze operative (cambi litologici, drilling break o in presenza di indizi minerari). Tutti i campioni dovranno essere disposti in ordine di prelievo in cassette apposite, corredate di dati generali ed indirizzo del destinatario. I campioni di pertinenza eni, dovranno essere spediti all’attenzione di:




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Sig. Michele Impalà eni S.p.A. Servizi GEOLAB Laboratori eni di BOLGIANO Via Maritano, 26 20097 SAN DONATO Milanese (MI) I campioni per Edison dovranno essere spediti all’attenzione di: Sig. V. Chiavaroli EDISON S.p.A. Via Aterno, 49 C.da Dragonara di Sambuceto 66020 S. GIOVANNI TEATINO (CH)

3.2.2 Carote di Fondo

Non è previsto il prelievo di carote di fondo.

3.2.3 Carote di Parete

Non è previsto il prelievo di carote di parete.

3.2.4 Fluidi

Tutti i fluidi che si ritengano provenire dalle formazioni attraversate dal sondaggio durante la perforazione (acqua o fango contaminato) dovranno essere campionati, specificando la profondità da cui si ritiene questi provengano e il punto di prelievo. I campioni, accompagnati dal relativo rapporto e dalla richiesta d’analisi, dovranno essere inviati al Distretto che provvederà a spedirli ai laboratori, dopo aver formulato eventuali altre richieste. A tal proposito, si ricorda di inviare anche i campioni di fango di perforazione e dell’acqua di confezionamento. Dovranno inoltre essere campionati tutti i fluidi di strato recuperati durante eventuali test di produzione.




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3.3 ACQUISIZIONE LOG ELETTRICI

3.3.1 Logging While Drilling

E’ prevista l’acquisizione di un set di log “while drilling” (in real time-memory) di tipo Resistività-GR, lungo tutto il profilo del pozzo (a partire dalla fase da 24” a TD) a scopo minerario, litologico e di correlazione. Verra’ valutata la possibilita’ di acquisire un log specifico per l’individuazione di eventuali zone in sovrappressione. Si fa presente che la registrazione del log di resistività acquisito in modalità while drilling può portare un notevole valore aggiunto in quanto meno affetto da eventuali processi di invasione e/o scavernamento del foro. Inoltre può consentire una prima valutazione mineraria della sequenza perforata oltre ad avere funzione di “insurance log”. Compagnia di servizio: da definire Unità di misura: metri Scala di registrazione: 1:1000 - 1:200 Campionatura: Standard Inizio del servizio: da 800 mMD.

Nei limiti del possibile, è preferibile una configurazione della BHA di perforazione con una distanza fra i punti di lettura (offset) quanto più ravvicinata possibile al bit. Per ogni registrazione, a fine fase, la Compagnia di servizio dovrà fornire: - n. 1 Copia su carta (copie provvisorie); - Files provvisori (real time) in formato PDF/PDS; - Files finali (in “memory”) in formato PDF/PDS. Al termine del lavoro: - n. 4 Copie su carta (copie definitive); - 2 CD-ROM con tutti i dati in formato DLIS, LAS e PDS/PDF; - n. 4 Relazioni finali.




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3.3.2 Wireline logging

Contrattista: da assegnare

Le sigle log indicate nel programma riportato qui di seguito, sono solo indicative del tipo di

acquisizione richiesta e non dell’assegnazione ad una contrattista.

Considerato che l’obiettivo principale del pozzo è costituito da una fitta sequenza di livelli in prevalenza sottili di argille e sabbie/silt dello spessore da pochi centimetri a qualche decimetro, talora anche metrici, è richiesto un set di log completo da acquisire in modalità wireline con la massima risoluzione verticale. Condizione essenziale per assicurare una buona acquisizione dei log elettrici è l’impiego di un fango ad acqua dolce. E’ sempre buona norma monitorare in cantiere la salinità in NaCl eq. del fluido di perforazione mediante continui e sistematici test di resistività del fango e del filtrato, riportando giornalmente nelle novità giornaliere i relativi valori completi, inclusa la temperatura. Per eliminare dal fango di perforazioni eventuali residui ferrosi che possono inficiare i

responsi del tool di risonanza magnetica, predisporre all’uscita del fango il ditch

magnet.

Compagnia di servizio: da definire Unità di misura: metri Scala di registrazione: 1:1000 - 1:200 Campionatura: fitta Programma log da registrare in open hole nella Fase 16” (1000-1180mMD)

1) AIT-DSI-ADT-FMI-SP-GR 2) TLD-APS-GR (High Resolution) (contingent) 3) CMR-MDT-GR (Single Probe/Dual PKR + Pump Out) (Contingent)

Programma log da registrare in open hole nella Fase 12” 1/4 (1180-1530mMD)

1) AIT-DSI-ADT-FMI-SP-GR 2) TLD-APS-GR (High Resolution) (contingent) 3) CMR-MDT-GR (Single Probe/Dual PKR + Pump Out) (Contingent) Temperatura massima prevista a fondo pozzo (1530 m): circa 45° C




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Trattandosi di formazioni soffici, il log sonico dovrà essere registrato con l’acquisizione del Dt shear, per eventuali studi A.V.O. (Amplitude Versus Offset). Sono previsti inoltre dei log in “Cased hole” per la valutazione della cementazione della colonna 13”3/8 e del liner 9”5/8 Log da acquisire: USIT-CBL-VDL-GR-CCL

Per ogni registrazione, la Compagnia di servizio dovrà fornire: - 4 Copie opache a colori; - 2 CD-ROM con relativi dati in formato DLIS, LAS e PDS/PDF.

3.3.3 Acquisizione sismica di pozzo

E’ prevista la registrazione di un Vertical Seismic Profile (VSP) al raggiungimento della TD, a 1530 m MD. Il geofono usato sarà un multireceiver, con intervallo di stazionamento ogni 15 m, da TD a 950 mMD. Il programma dettagliato verrà definito al momento, dai servizi competenti (GEPO).




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3.4 WIRELINE TESTING

E’ prevista l’acquisizione di misure di pressione in corrispondenza dei livelli siltoso-sabbiosi della F.ne Argo al fine di determinare, oltre ai regimi di pressione, anche eventuali trend a gas o acqua di strato. Non è richiesto il campionamento.

3.5 TESTING

Sulla base ai dati acquisiti durante la perforazione e in seguito all’interpretazione petrofisico-mineraria da log, verranno decisi gli intervalli obiettivi più significativi che saranno oggetto di test, al fine di accertare la mineralizzazione e la potenzialità produttiva del reservoir. Le modalità delle prove verranno stabilite dopo l’analisi log di valutazione mineraria dal servizio competente.

3.6 STUDI ED ELABORATI

Sono richiesti i seguenti studi dei servizi tecnici di Distretto, Sede e Laboratori:

Diplog Processing (MSDIP in cantiere) ed eventuale studio strutturale;

“Quicklook Evaluation” dei log di valutazione mineraria ed eventuale CPI;

Analisi dei dati gas durante la perforazione con metodologia “Gas while drilling”;

Studio geochimico dei cuttings, HSA e Vacutainer, in caso di esito positivo del pozzo;

Studio petrografico-stratigrafico delle sequenze attraversate dal sondaggio;

Studio di eventuali prove di produzione per valutare i parametri erogativi del reservoir;

Studio ed elaborazione dei dati sismici di pozzo.




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Previsioni e Programmi

Fig. 1


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SEZ. 4 PROGRAMMA DI PERFORAZIONE

SEZIONE N° 4 – PROGRAMMA DI PERFORAZIONE

INDICE

4 PROGRAMMA DI PERFORAZIONE 3 4.1 SEQUENZA OPERATIVA E PROBLEMATICHE DI PERFORAZIONE 3

4.1.1 INFORMAZIONI PRELIMINARI 3 4.1.2 JETTING DEL CONDUCTOR PIPE 36” @ 800 M TVD 4 4.1.3 FASE 24” (CON DRILL AHEAD TOOL) PER CASING SUPERFICIALE 20” @ 1000 M

TVD 4 4.1.4 FASE 16” PER CASING DI PRODUZIONE 13 3/8” @ 1180 M TVD 5 4.1.5 FASE 12 ¼” PER EVENTUALE LINER DI PRODUZIONE 9 5/8” @ 1530 M TVD 5 4.1.6 WELL TESTING 6 4.1.7 ABBANDONO POZZO 6

4.2 WELL ENGINEERING 7 4.2.1 POZZI DI RIFERIMENTO 7 4.2.2 PREVISIONI SUI GRADIENTI DI PRESSIONE E DI TEMPERATURA 7 4.2.3 SCELTA DEI CASING POINT (FONDO MARE A 747 M PTR) 8 4.2.4 CASING DESIGN 13

4.2.4.1 Sommario colonne di tubaggio 13 4.2.4.2 Risultati casing design 13 4.2.4.3 Casing superficiale 20” 14 4.2.4.4 Casing di produzione 13 3/8” 15 4.2.4.5 Liner di produzione 9 5/8” 16

4.2.5 PROGRAMMA FANGO 17 4.2.6 PROGRAMMA DI CEMENTAZIONE 18

4.2.6.1 Casing superficiale 20” 18 4.2.6.2 Casing di produzione 13 3/8” 19 4.2.6.3 Liner di produzione 9 5/8” 20

4.2.7 SCHEMA POZZO 21

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4 PROGRAMMA DI PERFORAZIONE

4.1 SEQUENZA OPERATIVA E PROBLEMATICHE DI PERFORAZIONE

4.1.1 Informazioni Preliminari

Lo scopo del sondaggio VELA 1 è quello di verificare e quantificare la presenza di gas in corrispondenza degli intervalli individuati come obiettivi minerari del prospect, rappresentati dai livelli porosi intercalati nelle serie argilloso-sabbiose del Pleistocene. Questi livelli dovrebbero presentarsi con spessori relativamente sottili, da centimetrici a metrici, con valori medi di porosità del 35%.

Il sondaggio verrà realizzato perforando un pozzo con profilo verticale fino alla T.D.

Tutte le profondità indicate nel programma di perforazione, se non diversamente specificato, sono riferite ad una misura di 30 m del Piano Tavola Rotary (PTR) dal livello mare.

La profondità d’acqua prevista in loco è 717 m (ssl).

La sequenza operativa prevista per la perforazione del pozzo Vela 1 è la seguente:

• Jetting del Conductor Pipe 36” da 747 m (fondo mare) @ 800 m TVD con drill ahead tool;

• Perforazione drill ahead fase 24” per Casing Superficiale 20” @ 1000 m TVD;

• Discesa e cementazione Casing Superficiale 20”; infissione effettiva della colonna 253 m;

• Discesa BOP stack & latch BOP su Wellhead Housing;

• Pressure test Choke, Kill line, H4 connector e test funzionalità BOP;

• Con batteria di perforazione da 16” fresaggio cemento e scarpa Casing 20” ed esecuzione LOT;

• Perforazione fase 16” per Casing di Produzione 13 ⅜” @ 1180 m TVD;

• Registrazione Log;

• Discesa e cementazione Casing di Produzione 13 3/8”; settaggio well head seal assembly e test;

• Pressure test BOP;

• Con batteria di perforazione da 12 ¼” fresaggio cemento e scarpa Casing 13 3/8” ed esecuzione LOT;

• Perforazione fase 12 ¼” per eventuale Liner di Produzione 9 5/8” @ 1530 m TVD;

• Registrazione Log.

Successivamente alla registrazione ed interpretazione dei log, in caso di esito positivo, sarà disceso e cementato un Liner di Produzione da 9 5/8” per consentire l’esecuzione di un test di produzione. In caso contrario si procederà alla chiusura mineraria del pozzo secondo le procedure da stabilire al momento.

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4.1.2 Jetting del Conductor Pipe 36” @ 800 m TVD

Assemblare il CP 36” ed il Conductor Housing e fissarli sotto la tavola rotary. Discendere all’interno del CP la batteria di Jetting spezzonando opportunamente in modo da lasciare il bit da 24” a circa 5-7” all’esterno della 36” Open End Shoe. Durante la discesa assicurarsi di riempire il CP con acqua di mare. Installare il drill ahead tool.

Con la scarpa del CP a fondo mare, cominciare il Jetting evitando di scaricare peso eccessivo, con portata ridotta nei primi 5 ÷ 6 m di infissione, quindi procedere ad alta portata usando acqua di mare e se necessario pompare cuscini HV.

Negli ultimi 3 ÷ 4 m di Jetting ridurre la portata al fine di evitare un eccessivo lavaggio del foro nella zona della scarpa.

Durante l’operazione controllare con R.O.V. l’inclinazione del CP attraverso lo Slope Indicator: l’inclinazione non dovrà essere superiore ad 1°.

Alla quota scarpa, interrompere il Jetting ed eseguire almeno 4 ore di attesa per soaking della formazione contro il CP da 36”. Se dopo 4 ore si dovesse notare un movimento del CP al rilascio del peso, proseguire l’attesa.

Rilasciare il peso della colonna ed osservare l’inclinazione finale che non dovrà essere superiore ad 1.5°. Se tale condizione è soddisfatta, procedere svincolando il Drill Ahead Tool e proseguire con la perforazione della fase da 24”.

4.1.3 Fase 24” (con Drill Ahead Tool) per Casing Superficiale 20” @ 1000 m TVD

Dopo aver svincolato la batteria dal Drill Ahead Tool, proseguire la perforazione della fase successiva da 24”, programmata per essere condotta in modalità riserless.

Al fondo, pompare un cuscino HV e circolare con acqua di mare fino a completa pulizia del foro e quindi spiazzare l’acqua di mare con pud mud a d = 1.2 kg/l con eccesso pari al 100% del volume foro. Rilevare la deviazione del foro. Estrarre bit senza ruotare la batteria.

Assemblare e discendere la colonna 20” e testare la funzionalità della valvola della scarpa. Discendere la colonna colmatando ed installare sull’ultimo giunto del casing la Well Head Housing 18 ¾ ” 15000 psi (con seat protector installato).

Discendere Inner String composta da drill pipe con bottom a una distanza di circa dalla scarpa da 20”. Proseguire con il riempimento del Csg 20” e della inner string. Discendere la colonna 20” con Landing String e apposito running tool, agganciando il Retainer Ring al Conductor Housing da 36” in circolazione e verificare il ritorno attraverso i fori posizionati sul Conductor Housing (in seguito verificare l’aggancio dell’housing da 18 ¾” con 25 ton di overpull).

Cementare il casing con risalita della malta a fondo mare controllando con ROV il ritorno della stessa.

Svincolare e sollevare il running tool di una lunghezza circa; quindi lavare alla massima portata consentita con acqua di mare ed estrarre l’Inner String. Ripetere l’operazione con le stesse modalità con la Jetting Head.

Discendere il BOP Stack 18 ¾” 15000 psi con il Marine Riser collaudando choke e kill lines ogni 5 giunti. Osservando con ROV, appoggiare il BOP Stack sull’Housing 18 ¾” e controllare il corretto posizionamento del BOP prima di eseguire il latching. Collaudare l’avvenuto aggancio con 30 ton di overpull o secondo le specifiche della casa costruttrice se diversamente specificato.

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Tensionare il Riser come da programma di tensionamento.

N.B.: Prima di discendere il BOP Stack sarà necessario effettuare prove di collaudo alla Max. Pressione Operativa su Test Stump.

I test BOP devono essere ripetuti ogni 21 gg e/o ogni volta che una colonna viene discesa e cementata (Well Control Policy Manual, STAP-P-1-M-6150).

4.1.4 Fase 16” per Casing di Produzione 13 3/8” @ 1180 m TVD

Discendere lo scalpello 16” con BHA stabilizzata, fresare cemento e scarpa con fango FW-EP a d = 1.12 kg/l, perforare 5÷10 m e circolare. A tal punto, eseguire un L.O.T. (per le modalità di esecuzione attenersi strettamente alla specifica STAP-P-1-M-6140 – “Drilling Procedures Manual”).

Perforare fino alla quota prevista di tubaggio csg 13 3/8” quindi circolare un bottom up fino a pulizia foro.

Registrare log come da programma di geologia operativa.

Se necessario eseguire una manovra di controllo foro in scarpa e condizionare il fango.

Assemblare il Casing Hanger 13 3/8” x 18 ¾” al Running Tool inserendo il sistema SSR plug con landing string e stivare in torre. Recuperare il Seat Protector.

Discendere la colonna 13 3/8” e testare la funzionalità della valvola della scarpa. Discendere la colonna colmatando e appoggiare il casing hanger sulla Wellhead Housing con l’ausilio del Motion Compensator. Circolare e condizionare il fango e successivamente cementare la colonna con risalita della malta a 950 m come da programma di cementazione.

Collaudare la colonna al contatto tappi a 100 kg/cm2 (non superare in ogni caso l’ 80% della resistenza del casing a squarciamento pari a 282 kg/cm2). Nel caso non si dovesse raggiungere il contatto tappi, non superare con lo spiazzamento il 50% del volume dello shoe track.

Settare l’Annulus Seal Assembly 13 3/8” x 18 5/8” con 25.000 lb e collaudare con ganasce sagomate chiuse pompando dalla kill molto lentamente facendo attenzione ai volumi pompati (1÷2 bbl) fino ad un valore massimo pari al 80% del valore del Collapse del Csg 13 3/8” (127 kg/cm2).

Svincolare il Running Tool, circolare per pulizia interno housing BOP ed estrarre.

Eseguire i test BOP come da Well Control Policy Manual, STAP-P-1-M-6150:

• Test shear rams

• Discendere testing tool e testare rams e annular BOP

• Testare choke e kill lines

Estrarre testing tool e discendere Seat Protector.

4.1.5 Fase 12 ¼” per eventuale Liner di Produzione 9 5/8” @ 1530 m TVD

Discendere lo scalpello 12 ¼” con nuova BHA, fresare cemento e scarpa, pulire il rat hole. Perforare 5÷10 m e circolare condizionando il fango FW-EP uniformandolo a d = 1.23 kg/l.

A tal punto, eseguire un L.O.T. (per le modalità di esecuzione attenersi strettamente alla specifica STAP-P-1-M-6140 – “Drilling Procedures Manual”).

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Perforare fino alla profondità di 1530 m. A fine fase, circolare fino a pulizia foro.

Registrare log come da programma di geologia operativa.

Successivamente alla registrazione ed interpretazione dei log, in caso di esito positivo, sarà disceso e cementato un Liner di Produzione da 9 5/8” per consentire l’esecuzione di un test di produzione. In caso contrario si procederà alla chiusura mineraria del pozzo secondo le procedure da stabilire al momento.

4.1.6 Well Testing

L’eventuale programma di well testing verrà definito dopo l’analisi dei log.

4.1.7 Abbandono pozzo

Nel caso di risultato negativo, si procederà alla chiusura mineraria e all’abbandono del pozzo. Un programma dettagliato di chiusura mineraria verrà definito al termine della registrazione dei log sulla base delle condizioni del pozzo.

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4.2 WELL ENGINEERING

4.2.1 Pozzi di riferimento

I principali pozzi di riferimento per la serie plio-pleistocenica che sarà attraversata dal pozzo VELA 1 sono il pozzo Cassiopea 1 dir, ubicato circa 8 km a Nord-Est, mineralizzato a gas, i pozzi Argo 1 e Argo 2, ubicati rispettivamente 14 e 13 km a Nord-Est ed i pozzi Panda 1 e Panda W1, ubicati circa 14 km a Nord-Ovest.

4.2.2 Previsioni sui Gradienti di Pressione e di Temperatura

Gradiente dei Pori Lo studio del gradiente dei pori è stato eseguito dall’unità GEOPR presso Headquarter sulla base dei dati sismici e dei dati dei pozzi di riferimento.

Si prevede lo sviluppo delle sovrapressioni a partire da circa 1000 m con un incremento graduale fino a 1.19 kg/cm²/10 m a TD (1530 m).

Gradiente di Overburden Il gradiente di Overburden è stato anch’esso calcolato sulla base dei dati sismici e dei dati dei pozzi di riferimento.

Gradiente di Fratturazione Il gradiente di fratturazione è da considerarsi un valore conservativo e si basa sulla relazione:

Gf = Gi + K * ( Gov - Gi ) con:

Gf = Gradiente di fratturazione

Gi = Gradiente interstiziale dei pori

Gov = Gradiente integrato dei sedimenti (Overburden)

K = Fattore di Compattazione ( costante) = 0.67

Gradiente di Temperatura Dalle prove eseguite nei pozzi di riferimento la temperatura massima prevista al fondo dovrebbe essere di circa 30 – 32°C.

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4.2.3 Scelta dei Casing Point (fondo mare a 747 m PTR)

Conductor Pipe 36” – 282,4 lb/ft – X52 a 800 m La colonna sarà discesa in jetting. Con il C.P. 36” sarà disceso il Conductor Housing che costituirà il sostegno principale della testa pozzo in quanto accoglierà la Well Head Housing 18 ¾” 15000 psi sulla quale verrà connesso il BOP Stack e il Riser.

Casing superficiale 20” – 133 lb/ft – X56 a 1000 m Il casing 20” sarà disceso a 1000 m (253 m di infissione effettiva) e posizionato sopra il top del primo target. Consentirà l’installazione del BOP Stack e del riser. Infatti, con questa colonna sarà discesa la Well Head Housing 18 ¾” 15000 psi. La colonna verrà cementata con risalita a fondo mare.

Casing di produzione 13 3/8” – 68 lb/ft – L80 a 1180 m Il casing 13 3/8” sarà disceso a 1180 m e cementato in singolo stadio con risalita della malta a circa 950 m.

Liner di produzione 9 5/8” – 53,5 lb/ft – L80 1530 m Il liner 9 5/8” sarà disceso, in caso di accertamento minerario positivo, per coprire le eventuali zone mineralizzate di interesse e permettere l’esecuzione di prove di produzione in foro tubato di tali livelli.

Verrà cementato con risalita della malta a top liner, 1110 m.

Nelle tabelle che seguono sono riportati i profili dei gradienti di pressione utilizzati per la definizione dei casing point.

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Fase

VDm

G.Porekg/cm2/10m

G.Mudkg/l

G.Overbkg/cm2/10m

G.Fracturekg/cm2/10m

Chocke Marginkg/cm2

Diff. Press.kg/cm2

72

1 747,00 1,030 1,050 1,030 1,030 0,00 0,00 10,001 750,00 1,029 1,050 1,034 1,032 0,00 0,00 10,081 760,00 1,029 1,050 1,047 1,041 0,00 0,00 10,351 770,00 1,029 1,050 1,059 1,049 0,00 0,00 10,621 780,00 1,029 1,050 1,072 1,058 0,00 0,00 10,891 790,00 1,029 1,050 1,084 1,066 0,00 0,00 11,161 800,00 1,029 1,050 1,096 1,074 0,00 0,00 11,432 801,00 1,029 1,060 1,097 1,075 1,17 2,48 11,462 810,00 1,030 1,060 1,107 1,082 1,17 2,43 11,702 820,00 1,030 1,060 1,118 1,089 1,17 2,46 11,972 830,00 1,030 1,060 1,129 1,096 1,17 2,49 12,242 840,00 1,030 1,060 1,140 1,104 1,17 2,52 12,512 850,00 1,030 1,060 1,150 1,110 1,17 2,55 12,782 860,00 1,030 1,060 1,160 1,117 1,17 2,58 13,052 870,00 1,030 1,060 1,169 1,123 1,17 2,61 13,322 880,00 1,030 1,060 1,179 1,130 1,17 2,64 13,592 890,00 1,030 1,060 1,188 1,136 1,17 2,67 13,862 900,00 1,031 1,060 1,197 1,142 1,17 2,61 14,132 910,00 1,031 1,060 1,206 1,148 1,17 2,64 14,402 920,00 1,031 1,060 1,215 1,154 1,17 2,67 14,672 930,00 1,031 1,060 1,223 1,160 1,17 2,70 14,942 940,00 1,031 1,060 1,232 1,166 1,17 2,73 15,212 950,00 1,031 1,060 1,240 1,171 1,17 2,76 15,482 960,00 1,031 1,060 1,248 1,176 1,17 2,78 15,752 970,00 1,031 1,060 1,256 1,182 1,17 2,81 16,022 980,00 1,032 1,060 1,263 1,187 1,17 2,74 16,292 990,00 1,032 1,060 1,271 1,192 1,17 2,77 16,562 1000,00 1,001 1,060 1,241 1,162 1,17 5,90 16,833 1001,00 1,001 1,120 1,241 1,162 4,16 11,90 16,863 1010,00 1,001 1,120 1,248 1,166 4,16 11,98 17,103 1020,00 1,002 1,120 1,255 1,171 4,16 12,07 17,373 1040,00 1,009 1,120 1,269 1,183 4,16 11,54 17,913 1060,00 1,021 1,120 1,284 1,197 4,16 10,47 18,453 1080,00 1,033 1,120 1,297 1,210 4,16 9,35 18,993 1100,00 1,045 1,120 1,310 1,223 4,16 8,28 19,533 1120,00 1,059 1,120 1,323 1,236 4,16 6,85 20,073 1140,00 1,076 1,120 1,334 1,249 4,16 5,03 20,613 1160,00 1,089 1,120 1,345 1,261 4,16 3,59 21,153 1180,00 1,098 1,120 1,357 1,271 4,16 2,56 21,69

Temp.

°C


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Fase

VDm

G.Porekg/cm2/10m

G.Mudkg/l

G.Overbkg/cm2/10m

G.Fracturekg/cm2/10m

Chocke Marginkg/cm2

Diff. Press.kg/cm2

78Temp.

°C

4 1181,00 1,098 1,230 1,358 1,272 4,97 15,55 21,724 1200,00 1,105 1,230 1,367 1,280 4,97 15,04 22,234 1230,00 1,119 1,230 1,383 1,296 4,97 13,65 23,044 1260,00 1,132 1,230 1,398 1,310 4,97 12,30 23,854 1290,00 1,145 1,230 1,411 1,323 4,97 11,00 24,664 1320,00 1,154 1,230 1,425 1,336 4,97 10,01 25,474 1350,00 1,162 1,230 1,438 1,347 4,97 9,23 26,284 1380,00 1,167 1,230 1,451 1,357 4,97 8,68 27,094 1410,00 1,172 1,230 1,463 1,367 4,97 8,24 27,904 1440,00 1,176 1,230 1,475 1,376 4,97 7,78 28,714 1470,00 1,180 1,230 1,486 1,385 4,97 7,29 29,524 1500,00 1,186 1,230 1,498 1,395 4,97 6,63 30,334 1530,00 1,192 1,230 1,510 1,405 4,97 5,79 31,14


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Tem

p. °

C70

0

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

1600 0

50°C


GR

AD

IEN

TI D

I PR

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ON

E (E

.M.W

.)70

0

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

1600

0,80

1,00

1,20

1,40

1,60

1,80

2,00

2,20

2,40

kg/c

m2 /1

0mG.P

ore

MW

G.F

ract

.G

.Ove

rb.

All

deph

s ar

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PTR

Cho

cke

Mar

gin

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

1600

02

46

Diff

eren

tial P

ress

ure

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

1600 0

510

1520

kg/c

m2

kg/c

m2

CA

SIN

G

20

13,3

75

9,62

5

020

4060

80

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4.2.4 Casing Design

Di seguito si riportano le tabelle riassuntive relative al profilo di tubaggio previsto per il pozzo Vela 1 ed i risultati del casing design.

4.2.4.1 SOMMARIO COLONNE DI TUBAGGIO

La tabella riportata di seguito riassume il profilo di tubaggio definito tramite il casing design per il pozzo Vela 1.

Hanger Shoe TOC

1 36" Conductor Casing Jetting 747 800 747 1,05

2 20" Surface Casing 24 747 1000 747 1,06

3 13 3/8" Production Casing 16 747 1180 950 1,12

4 9 5/8" Production Liner 12 1/4 1110 1530 1110 1,23

Hole Size [in] Mud at Shoe [sg]Measured Depths [m]OD [in] Name Type

4.2.4.2 RISULTATI CASING DESIGN

La tabella riportata di seguito, riassume le caratteristiche dei casing e delle connessioni scelte per il profilo di tubaggio del pozzo Vela 1.

I safety factor risultanti dal casing design rientrano nei valori accettati dalle policy (Casing Design Manual - STAP-P-1-M-6110 Rev. C del 24-05-2011).

Lenght Drift Dia.

Top Btm [m] [in] Burst Collapse Axial Triaxial

1 Conductor Casing 36", 282,40 ppf, X-52 RL-4 747 800 53 34,313 N/A N/A N/A N/A

2 Surface Casing 20", 133,00 ppf, X-56 RL-3-M 747 1000 253 18,543 1,5 10,34 -20,07 1,87

3 Production Casing 13 3/8", 68,00 ppf, L-80 Tenaris Blue 747 1180 433 12,259 3,89 1,2 7,77 3,39

4 Production Liner 9 5/8", 53,50 ppf, L-80 Tenaris Blue 1110 1530 420 8,500 A 6,64 2,47 14,42 3,63

C Conn CriticalA Alternate Drift(-) Compression

String OD/Weight/Grade Connection Measured Depths [m] Minimum Safety Factor (Abs)


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4.2.4.3 CASING SUPERFICIALE 20”


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4.2.4.4 CASING DI PRODUZIONE 13 3/8”


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4.2.4.5 LINER DI PRODUZIONE 9 5/8”


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4.2.5 Programma Fango

Si riportano di seguito le tabelle riassuntive e le linee guida relative al programma dei fluidi di perforazione da impiegare per il pozzo Vela 1, distinguendo le fasi condotte senza e con il Marine Riser.

CARATTERISTICHE DEL FANGO

FASE 36" 24" 24" 16" 12 1/4" COMPL.Profondità md 800 1000 1000 1180 1530 1530Profondita vd 800 1000 1000 1180 1530 1530Tipo di fango SW+PILL SW+PILL PAD MUD FW-EP FW-EP BRINEDensità kg/l 1,05 1,06 1,15 - 1,20 1,12 1,23 1,25Viscosità sec/l 80-120 80-100 80-100 50-60 50-60PV Cp <25 15-25 15-25YP gr/100cm2 10-12 14-18 12-15Gel 10" gr/100 cm2 3-4 3-4 2-4Gel 10’ gr/100 cm2 8-10 8-10 6-8pH 9-10 9-10 9-10 9-10 9-10Filtrato cc/30' 5-6 3-4L.G.S. %Vol < 5 < 5Sabbia %Vol < 1 < 1MBT * Kg/mc < 30 < 30Solidi tot %Vol 10-15 10-15* Dipendente dal sistema fango che verrà utilizzato

VOLUMI

FASE 36" 24" 24" 16" 12 1/4" COMPL.Profondità m 800 1000 1000 1180 1530 1530Tipo di fango SW+Hi-Vis PILL* SW+Hi-Vis PILL* PAD MUD** FW-EP FW-EP BRINEVol. foro (mc) 40 120 175 47 40Vol. csg (mc) - - 29 45 34 44Vol. riser ID 21" (mc) - - - 167 167 167Vol. superficie (mc) 100 100 120 120 120 120Vol. diluizione (mc) - - - 80 80Vol. da fase prec. (mc) - - - - 320volume da confez. (mc) 140 220 528 459 121 331* Considerato Vol. Hi-Vis Pill 8-10 mc ogni 1/2 lunghezza perforata + Vol. 15-20 mc a TD** Considerato eccesso volume O.H. del 200% + spiazzamento Pad Mud n°2 volte in O.H.-csg


• Confezionare un volume minimo di Kill Mud di 70 mc a d=1,4 Kg/l da stoccare durante la perforazione delle fasi superficiali senza BOP stack installato (come da STAP P-1-M-20742)• Il programma fango dettagliato verrà compilato dalla compagnia di servizio ed ufficializzato dal reparto ingegneria. • Il sistema fango indicato nel programma è indicativo.• Le profondità sono riferite al PTR• I volumi sono calcolati senza considerare eventuali perdite di circolazione, ma considerando i seguenti scavernamenti: - fase 16": 100% O.H. - fase 12"1/4: 50% O.H.

di servizio • La denominazione del tipo di fango è indicativa e può variare in funzione della compagnia

Riser-Less (Jetting mode) Riser mode

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4.2.6 Programma di Cementazione

Si riporta di seguito un programma preliminare di cementazione per il casing superficiale da 20”, il casing di produzione da 13 3/8” e l’eventuale liner di produzione da 9 5/8”. Il programma finale sarà definito in fase operativa, quando sarà possibile valutare l’opportunità di utilizzare anche delle malte leggere speciali.

4.2.6.1 CASING SUPERFICIALE 20”

Cementazione casing 20" - 133# a m 1000Risalita Cemento a m 747 (sea bed)

EQUIPAGGIAMENTO CASINGStand-off Spacing da m a m Centralizz. Tipo Stop Collar Raschiat.

TOC MALTA AMD 747VD 747

TOTALE 0

SPACER: acqua di mare

VOLUME FOROÆ foro/csg Æ ester.csgVol. annulus l/m m Volume m3

Intercap. 24 20 89,22 200 17,8CSG 36" Intercap. 36 (ID 33") 20 349,12 53 18,5MD 800 int.csg 20 177,7 12 2,1VD 800 Maggiorazione su foro scoperto 150 % 26,8

VOLUME TOTALE 65,2

VOLUME TOTALE MALTA A m3 40,8malta a densità = 1.4 kg/l

TOC CEMENTOMALTA B G q/m3 7,0 x m3 40,8 q 286MD 900 Spherelite 25,0 % sul cemento Kg 7148VD 900 ACQUA dolce l/m3 528,0 x m3 41 m3 21,6

CSG VOLUME TOTALE MALTA B m3 24,4MD malta a densità = 1.90 kg/lVD CEMENT 3


O G q/m 13,0 x m3 24,4 q 317CaCl2 1,0 % sul cementoACQUA dolce l/q 45,0 x q 317 m3 14,3

NOTE: - Eseguire cementazione con stinger.- Volume spacer e composizione-densità-volume malte saranno meglio definite in fase operativa.- Specifici test di laboratorio, GFP e simulazioni di idraulica saranno effettuati dalla compagnia

di servizio.

GFP al bottom: 1 (None)

1000

20"1000

NOTE:

POMPABILITA' richiesta 320-340 min.

NOTE:BHST= 18°CPOMPABILITA' richiesta 220-240 min.

Sea bed temperature=10°C

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4.2.6.2 CASING DI PRODUZIONE 13 3/8”

Cementazione Casing 13 3/8" - 68# a m 1180Risalita Cemento a m 950 MD

EQUIPAGGIAMENTO CASINGSpacing da m a m Centralizz. Tipo Stop Collar O.D.

2C1 1180 1168 2 Solid 4 15"3/41C2 1168 950 9 Solid 18 15"3/4

MD 950 TOTALE 11 22VD 950

SPACER: densità 1,3 Kg/lCSGMD 1000VD 1000 VOLUME FORO

Ø foro/csg (") Ø est.csg (") Annulus l/m m Volume m3

Intercap. 16 13 3/8 39,2 180 7,1Intercap. 20 13 3/8 86,93 50 4,3Iint.csg 13 3/8 78,06 12 0,9Maggiorazione su foro scoperto 70 % 4,9

VOLUME TOTALE 17,3MD

VD VOLUME TOTALE MALTA m3 17,3malta a densità = 1.6 kg/lCEMENTO G q/m3 9,2 x m3 17,3 q 159Spherelite 25,0 % sul cemento kg 3970Microblock 20,0 % sul cemento l 3176ACQUA dolce l/ m3 195,3 x m3 17,3 m


3 3,4

CSG

NOTE:BHST= 23°CPOMPABILITA' richiesta 260 - 280 min. MALTA GAS BLOCK A RIDOTTO FILTRATO

MDVD P. fratturazione atm/10m 1,271 x m 1180 kg/cm2 150

P. idr. a fine spiazz. (1,6*230)/10+(1,3*150)/10+(1,12*800)/10 kg/cm2 146P. Risultante P.fratt. - P.idr. a fine spiazz. kg/cm2 4,1P. formazione atm/10m 1,098 x m 1180 kg/cm2 130P. idr. durante WOC (1*230)/10+(1,3*150)/10+(1,12*800)/10 kg/cm2 132

Situazione di OVERBALANCE di 2,5 atm a m 1180 VD

Margine alla fratturazion 4,1 atm a m 1180 VD

- Gradiente di fratturazione al fondo 1,271 atm - Gradiente con malta all'annulus 1,236 atm - Gradiente dei pori previsto 1,098 atm - Gradiente durante WOC 1,119 atm

NOTE: Simulazione di stand-off e T&D saranno eseguiti dalla compagnia fornitrice dei centralizzatori.Volume spacer e composizione-densità-volume malta sarà meglio definito in fase operativa.Specifici test di laboratorio, GFP e simulazioni di idraulica saranno effettuati dalla compagnia di servizio.

13,375"11801180

GFP al bottom: 2 (Low)

T.O.C.

1060

1060

20"

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4.2.6.3 LINER DI PRODUZIONE 9 5/8”

Cementazione LINER 9 5/8" 53,5 # a m 1530Risalita Cemento a m 1110 MD (T.O.L.)

EQUIPAGGIAMENTO CASINGSpacing da m a m Centralizz. Tipo Stop Collar Raschiat.

2C1 1530 1506 4 Solid 8 12"1C2 1506 1110 17 Solid 34 12"

TOTALE 21 42

SPACER: densità 1,3 Kg/l

TOC/TOLMD 1110 VOLUME FOROVD 1110 Ø foro/csg (") Ø est.csg (") Annulus l/m m Volume m3

Intercap. 12 1/4 9 5/8 28,93 350 10,1Intercap. 13 3/8 9 5/8 30,98 70 2,2

CSG 13 3/8 Iint.csg 9 5/8 36,89 24 0,9MD 1180 Maggiorazione su foro scoperto 35 % 3,5VD 1180 VOLUME TOTALE 16,7

VOLUME TOTALE MALTA LEAD m3 9,9malta a densit 1,45 kg/lCEMENTO G q/m3 7,1 x m3 9,9 q 70Spherelite 25,0 % sul cemento q 17Microblock 15,0 % sul cemento m3 1ACQUA dolce l/m3 419,0 x m3 10 m3 29,5

MD 1380

VD 1380 VOLUME TOTALE MALTA TAIL m


3 6,8MD malta a densit 1,7 kg/lVD CEMENTO G q/m3 10,7 x m3 6,8 q 73

Spherelite 25,0 % sul cemento q 18Microblock 20,0 % sul cemento m3 1,45ACQUA dolce l/m3 61,2 x m3 7 m3 0,42

MD 1530VD 1530

P. fratturazione atm/10m 1,404 x m 1530 kg/cm2 215P. idr. a fine spiazz. (1,70*150)/10+(1,45*270)/10+(1,3*150)/10+(1,23* kg/cm2 202P. Risultante P.fratt. - P.idr. a fine spiazz. kg/cm2 12,6P. formazione atm/10m 1,192 x m 1530 kg/cm2 182P. idr. durante WOC (1*150)/10+(1,45*270)/10+(1,23*1110)/10 kg/cm2 191

Situazione di OVERBALANCE di 8,3 atm a m 1530 VD

12,6 atm a m 1530 VD 0

- Gradiente di fratturazione al fondo 1,404 atm - Gradiente con malta all'annulus 1,322 atm - Gradiente dei pori previsto 1,192 atm - Gradiente durante WOC 1,246 atm

NOTE Simulazione di stand-off e T&D saranno eseguiti dalla compagnia fornitrice dei centralizzatori.Volume spacer e composizione-densità-volume malte saranno meglio definite in fase operativa.Specifici test di laboratorio, GFP e simulazioni di idraulica saranno effettuati dalla compagnia di servizio.

Margine alla fratturazione

GFP al bottom: 2 (Low)

Lnr 9 5/8"NOTE:

MALTA GAS BLOCK A RIDOTTO FILTRATO

NOTE:BHST= 34°CPOMPABILITA' richiesta 275-300 min. MALTA GAS BLOCK A RIDOTTO FILTRATO

BHST= 34°CPOMPABILITA' richiesta 175-200 min.

TOC Tail

14501450

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4.2.7 Schema pozzo

Si riporta qui di seguito lo schema del pozzo Vela 1 a fine perforazione, con il profilo di tubaggio previsto in caso di esito positivo dell’accertamento minerario dopo la registrazione dei log.


WELL: EXAMPLE 1 Dir

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