Master MEDEA. LA TECNOLOGIA LEAN PROFILE Aspetti economici di un breaktrough tecnico nel drilling design

Transcript

1 Master MEDEA Management ed Economia dell Energia e dell Ambiente LA TECNOLOGIA LEAN PROFILE Aspetti economici di un breaktrough tecnico nel drilling design Supervisori Ing. Angelo Calderoni Dott. Fabrizio Zausa Soroush Adim Anis Dughri Carmela Mancini Luca Particelli Johanes Sare Eleonora Sormani Anjin Wang Anno Accademico 2006/2007 1

2 INDICE Introduzione Descrizione dei pozzi oggetto di analisi Pozzo Lean Pozzo non-lean Tecnologie impiegate Tecnologia tradizionale Rhino Reamer Tecnologia Lean Profile SDD Autotrack Lay out del project- work Analisi dei costi Casing Attrezzature di perforazione Fango Cemento Cuttings Analisi del rischio Analisi qualitativa Analisi quantitativa Conclusioni Bibliografia

3 Introduzione I primi pozzi ad olio furono perforati a percussione battendo uno strumento coassiale nel terreno. Subito dopo, tali strumenti sono stati rimpiazzati da strumenti rotativi che consentivano di perforare a profondità nettamente maggiori in minor tempo. I pozzi moderni perforati tramite rotary tool possono raggiungere profondità di metri (38000 piedi). Fino agli anni 70, la maggior parte dei pozzi erano verticali (nonostante litologie differenti ed imperfezioni meccaniche causino alla maggio parte dei pozzi di deviare almeno leggermente dalla verticale). Le moderne tecnologie di drilling direzionale, invece, consentono pozzi fortemente deviati che possono, data una sufficiente profondità e gli adatti strumenti, diventare praticamente orizzontali. Questo è un grande valore poiché le rocce dei giacimenti che contengono idrocarburi sono solitamente orizzontali o sub-orizzontali; un foro orizzontale posizionato in una zona produttiva ha una superficie di contatto con la zona di produzione maggiore rispetto ad un pozzo verticale, consentendo un recupero di idrocarburi maggiori. L uso di drilling deviato ed orizzontale ha inoltre reso possibile raggiungere distanze di molti chilometri dalla locazione del pozzo consentendo la produzione di idrocarburi al di sotto di alcune zone abitate, zone nelle quali è difficile collocare il pozzo o zone sensibili da un punto di vista ambientale. La disponibilità di sistemi di drilling che automaticamente controllano la traiettoria del pozzo, stanno comportando un cambiamento radicale nelle performance di perorazione. Nel 1996 lo Straight hole Drilling Device (SDD), uno strumento di drilling capace di mantenere un controllo accurato della verticale, consentì l adozione di alcune tecniche di drilling durante le operazioni che altrimenti non sarebbero state possibili. Infatti, uno dei vantaggi dell SDD è la possibilità di perforare più di un pozzo da un singolo rig site (piattaforma o campo), anche in aree dove le formazioni tenderebbero a deviare severamente la traiettoria dalla verticale e dove i kick-off points sono situati a metri. 3

4 Lean Profile: una nuova tecnologia di perforazione Lo sviluppo di nuove tecnologie di perforazione per i pozzi deviati o orizzontali ha l'obiettivo di migliorare la capacità di perforare raggiungendo maggiori profondità, con un sempre minore volume di roccia perforata, con conseguente riduzione di tempi operativi e impatto ambientale. Eni ha in questo campo una lunga tradizione. Nel 1993 ha conquistato un record con la perforazione del primo pozzo orizzontale in acque profonde (Aquila 2, 820 metri di profondità) e nel 1994 del più profondo pozzo orizzontale onshore al mondo (Trecate 14, metri di profondità). Dal 1997 ha introdotto la tecnologia Lean Profile, sviluppata e brevettata da Eni, e da allora costantemente migliorata. Questa tecnologia è impiegata nella perforazione dei pozzi profondi, verticali e deviati, ad alta difficoltà operativa (alta pressione e alta temperatura). Il pozzo ottenuto utilizzando questa tecnologia è di alta qualità con riduzione del rischio minerario. La tecnologia consiste nel ridurre al minimo la tolleranza tra il diametro del pozzo e le colonne di rivestimento mantenendo inalterato il casing di produzione. 17 1/2 Tradizionale (BP) Casing 13 5/8 17 1/2 (BP) Tradizionale Casing 13 5/8 16 (Lean ( Lean) Pozzo perforato secondo la tecnologia tradizionale e Lean Profile Quest ultimo concetto può essere chiarito tramite le due sezioni qui riportate. In quella a sinistra il diametro in giallo rappresenta il foro mentre il diametro il celeste corrisponde al casing. Nella figura di destra il casing è colorato in viola e la tolleranza tra foro e casing risulta minore; è evidente come il materiale rimosso sarà inferiore con l uso della tecnologia lean con effetti positivi per lo smaltimento dei materiali. 4

5 Molti altri sono i vantaggi della tecnologia lean e tra questi annoveriamo: Migliore performance di drilling Questa è una diretta conseguenza della minore quantità di volume di roccia coinvolti nel processo di perforazione. L esperienza (e sarà testimoniato anche dalle valutazioni fatte in questo lavoro) ci dice che sia possibile ridurre i volumi di drilling fino al 40%. Minore consume di materiale Un profile più snello consente l uso di minori quantità di materiali per i casing, i fluidi di perforazione, cementi e additivi. Minore impatto ambientale Minori quantità di fluidi usati nella perforazione comportano minori quantità di rifiuti da trattare (includendo una riduzione nei trasporti richiesti). Migliore cementazione questa è una conseguenza del foro perforato di minori dimensioni; i problemi di allargamento del foro in questa condizioni sono infatti meno frequenti. Maggiore sicurezza Avere un pozzo verticale lean consente un environment migliore per le operazioni di controllo in quanto la posizione e la profondità del pozzo sono definite accuratamente Ridotto rischio di of stuck pipe Perforare in un pozzo verticale con una BHA (Bottom hole assembly) comprendente solo uno o due stabilizzatori, reduce il rischio di stuck pipe in quanto viene ridotto il contatto tra la batteria di perforazione e l pareti del pozzo. Anche nell eventualità del collasso del foro (ad esempio nel caso di forti perdite di circolazione),ci sarà una minore probabilità di cuttimgs/caving formanti uno sticking point attorno ad alcune restrizioni tra la batteria ed il foro, sempre grazi al limitato numero di stabilizzatori. Ridotto rischio di fallimento Questa è una conseguenza della mancata rotazione della batteria. 5

6 1. Descrizione dei pozzi oggetto di analisi Nei paragrafi seguenti verranno riassunte le principali informazioni relative ai due pozzi oggetto di analisi, rimandando comunque ai relativi Drilling Program (resi disponibili in formato cartaceo). 1.1 Pozzo Lean Il pozzo oggetto di analisi realizzato con profilo Lean è un pozzo esplorativo verticale, geograficamente localizzato nel Mare Mediterraneo distante circa 25 km dalla costa, in un area caratterizzata da acque profonde approssimativamente pari a 25 m. Il pozzo è stato programmato per essere perforato in sostituzione di un pozzo di seguito indicato come pozzo A, per esplorare le formazioni Lower Oligocene e per valutare gli idrocarburi rinvenuti in un orizzonte incontrato durante le operazioni di perforazione del pozzo di seguito indicato come pozzo B. Il danno avvenuto al casing da 16 del pozzo A ha causato la temporanea sospensione delle operazioni e la necessità di perforare un nuovo pozzo per raggiungere la profondità target. Tale pozzo temporaneamente sospeso, in futuro potrebbe essere ripreso per una possibile conversione come produttore dai livelli S1 e S2 (la fattibilità tecnica dovrà essere valutata ed analizzata). Il profilo del pozzo in esame è stato definito in modo tale da partire dalla stessa localizzazione del pozzo A; la distanza superficiale tra i due pozzi è di circa 3.89 m. Una leggera deviazione è stata pianificata nella parte superiore del profilo per evitare un qualsiasi problema di collisione con il pozzo esistente. Le operazioni di drilling per il pozzo A e il B sono state accuratamente valutate e ciò rappresenterà la base di informazione da applicare nella perforazione del pozzo in esame. Le informazioni precedentemente riportate sono riassunte schematicamente nella seguente tabella: Nome del pozzo Area RKB-MLS Profondità mare DATI GENERALI Pozzo Lean Mar Mediterraneo 34 m 25 m 6

7 RKB- Sea bed 59 m Distanza dalla costa 25 km Well target MK1 & MK2 - Base mid Oligocene Dati generali del pozzo Lean Come è stato ampiamente specificato nel paragrafo precedente tutte le informazioni utilizzate in fase di analisi sono quelle da progetto. Nella tabella seguente si riportano tutti i dati necessari per i calcoli oggetto di analisi nei successivi capitoli: Drilling Phase Csg Depth RKB = 34m Csg/Liner Size Mud Type m MD 30 CP Seawater - Hi-Vis 24 1,122 m MD 20 CSG WBM 17 1/2 2,736 m MD 16 CSG OBM 14 3/4 3,602 m MD 13 3/8 CSG OBM 12 1/4 X 12 7/8 4,036 m MD 11 3/4 LNR OBM 10 7/8 X 12 1/4 4,752 m MD 10 3/4-9 5/8 CSG WBM (HPHT) 8 1/2 5,252 m MD 7 LNR WBM (HPHT) 5 7/8 5,586 m MD Open Hole WBM (HPHT) Dettagli tecnici del pozzo Lean Come riportato nel programma di perforazione, tale pozzo è stato progettato secondo la tecnologia Lean Profile e dunque l uso del VertiTrak è stato pianificato fin dalla fase di inizio della perforazione. La possibilità di perforare un pozzo perfettamente verticale (inclinazione inferiore a 1.0 ) è l aspetto chiave per scendere una colonna di casing con tolleranza ridotta ed evitando di allargare la sezione del foro. Secondo il programma, la tecnologia Extreme Lean Profile (di proprietà Eni - divisione E&P) sarà applicata per scendere l 11 3/4 liner (la sezione 12 1/4 X 12 7/8 sarà perforata utilizzando Expandable NBR VertiTrak). Il pozzo sarà perforato verticalmente fino alla profondità TD pari a 5,586 m MD RKB (5,584 m VD RKB). 7

8 Nel programma di perforazione si specifica che per gestire i ridotti margini tra la pressione dei pori e il gradiente di fratturazione, come già testato con successo durante le operazioni di drilling di un precedente pozzo, è stato pianificato l utilizzo del Continuous Circulating System CCS (contingente nella sezione 10 7/8 X 12 1/4, ma costante per le sezioni 8 1/2 e 5 7/8). Infatti CCS permette una migliore gestione del fango rispetto ad ECD ed evita eventuali effetti transitori di negative down-hole pressure durante le fasi di connessione, mantenendo una circolazione e una pressione superficiale costante. Inoltre vengono evidenziati in fase preliminare i seguenti problemi che si potrebbero presentare durante la fase di drilling, in funzione della profondità di perforazione (e dunque della formazione attraversata): Top (m ssl) Seabed Eventuali problemi durante la fase di drilling Perdite di circolazione, bit ballino e accumuli di argillite in superficie 626 m Perdite di circolazione, bit ballino e accumuli di argillite in superficie 960 m Perdite di circolazione, argille reattive 2,695 m Formazioni dure, basso ROP (Anidrite, Sale) 3,030 m Argille ad alta pressione e possibili lenti sabbiose deplete 3,173 m Argille in pressione e lenti sabbios 3,308 m Alta pressione e formazione resistente 3,413 m 3,845 m 4,500 m 5,150 m Livello ad alta pressione - margine ridotto tra pressione dei pori e gradiente di fratturazione Livello ad alta pressione - margine ridotto tra pressione dei pori e gradiente di fatturazione Livello ad alta pressione - margine ridotto tra pressione dei pori e gradiente di fatturazione Livello ad alta pressione - margine ridotto tra pressione dei pori e gradiente di fatturazione Rischi potenzialmente riscontrabili nella perforazione del pozzo Lean I tempi di perforazione per il pozzo in esame sono stati calcolati assumendo come riferimento pozzi con simili peculiarità e realizzati con la stessa tecnologia. Il tempo 8

9 complessivo necessario per portare a completamento il pozzo è riassunto nella tabella sottostante, includendo un 10% di contingency nelle sezioni più superficiali ed invece un 30% in corrispondenza delle fasi più profonde: Preparation Drilling Evaluation Suspension Well Lean time time time time time Well [gg] [gg] [gg] [gg] [gg] J/U ENDURER 0.60% 71.40% 16.80% 11.20% % Stima dei tempi per il pozzo Lean Anche la stima dei costi totali da sostenere per la realizzazione del pozzo in esame contiene un 10% di contingency: Lean Budget Well Cost Buget Well Time Total Depth Well [USD] [gg] [m MD RKB] J/U ENDURER 59,158, ,586 m Dati generali per il pozzo Lean Budget Breakdown: Preparation Drilling Evaluation Suspension Budget Lean cost cost cost cost Well Well [USD] [USD] [USD] [USD] [USD] J/U 156,912 42,645,363 10,914,936 5,441,271 59,158,481 ENDURER 0.30% 72.10% 18.50% 9.20% % Stima dei costi per il pozzo lean Il costo di utilizzo giornaliero del drilling rig (jack up) è pari a 148,500 USD. (Si precisa che nelle analisi si è ipotizzato l uso del medesimo impianto per entrambi i pozzi). Nella pagina seguente è riportato lo schema semplificato del pozzo in esame. 9

10 Schema semplificato del pozzo Lean 10

11 1.2 Pozzo non-lean Come riportato nel programma di perforazione, il pozzo da realizzare con tecnologia tradizionale (di seguito indicato come pozzo non-lean) viene per conseguire lo sfidante obiettivo di intercettare nuove riserva di gas nell Upper Oligocene; si stima una probabilità di successo pari al 60% e, invece, una probabilità di 1 a 3 di rivenire quantità di gas superiori a 2.0 TCF. Tale pozzo profondo, il più profondo mai perforato in tutto il Delta del Nilo, verrà realizzato in condizioni HPHT (High Pressure High Temperature): si prevede infatti di incontrare pressioni superiori a 19,200 psi e temperature eccedenti i 190 C. DATI GENERALI Nome/tipo di pozzo Pozzo non-lean Area Profondità totale Mar Mediterraneo 6,494 m TVDss Dati generali del pozzo non Lean Il pozzo non-lean è stato progettato come pozzo di esplorazione verticale, basato su un profilo di casing a 7 string, per massimizzare la probabilità di raggiungere il target con una diametria del foro pari a 8 1/2. Tuttavia nel programma si specifica che 4 ulteriori casing strings saranno disponibili per eventuali contingency, oltre ad un expandable Liner. Nella tabella seguente si riportano tutti i dati necessari per i calcoli oggetto di analisi nei successivi capitoli: Drilling Phase Csg Depth Csg/Liner Size cumulative[m] CP CSG 17 1/2 X /8 LNR 16 1/2 X LNR 14 3/4 X /8 CSG 12 1/2 X /4 LNR 10 5/8 X 12 1/ /8 LNR 8 1/ Open Hole Dettagli tecnici del pozzo non-lean 11

12 Nel programma si evidenziano alcuni potenziali rischi, di seguito elencati, che potrebbero avere un impatto importante sulle attività di drilling (nell elenco non sono inclusi i rischi trascurabili): instabilità del foro per profondità comprese tra 235 e 1250 m TV Dss --> rischio alto; perdita di circolazione in sabbie non consolidate per profondità comprese tra 235 e 1250 m TV Dss --> rischio alto; venute di gas in superficie, per blowout sotterraneo --> rischio moderato/alto; sovrapressione per profondità comprese tra 795 e 1200 m TV Dss --> rischio moderato/basso; Nel programma del pozzo non-lean sono stimati i tempi necessari per il completarlo, associando ai valori una probabilità di superamento, come si osserva nella tabella sottostante. Al contrario non sono riportate indicazioni rilevanti sui costi. 12

13 Well timing summary P10 Cum days Mean Cum days P90 Cum days Stima dei tempi per il pozzo non-lean Nelle pagine seguenti sono riportati lo schema semplificato del pozzo in esame e il confronto tra i due profili (il pozzo lean è normalizzato per la lunghezza). 13

14 Schema semplificato del pozzo non lean 14

15 Non lean m Lean 30 eee Conductor Hole - 30 C.P. 26 Hole 22 Csg. 22 Hole /8 Csg Hole 20 Csg. 17 1/2 Hole - 16 Csg. 20 Hole - 16 Csg. 17 1/2 Hole /8 Csg /4 Hole /8 Csg 12 1/4 Hole /4 Csg. 14 Hole /4 Csg. 12 1/4 Hole - 9 7/8 Liner /8 Hole - 9 5/8Liner 8 1/2 Hole - 7 Liner Conventional profile LEAN profile 6560 T.D. 15

16 2. Tecnologie impiegate 2.1 Tecnologia tradizionale Rhino Reamer Il Rhino Reamer ha lo scopo di allargare un foro esistente o pilota fino al 25%. Tre cutter azionati idraulicamente forniscono un foro concentrico di alta qualità. Schematizzazione del Rhino Reamer Cutter diamantati forniscono una struttura durevole sia per gli allargamenti che per il backreaming. Il largo diametro interno dello strumento, consente di utilizzarlo con i moderni motori a fondo pozzo e con i sistemi rotativi. Il Rhino Reamer è progettato per performance durevoli ed affidabili per qualunque applicazione e per numerose formazioni. Caratteristiche e Benefici Una struttura bilanciata elimina le vibrazioni La realizzazione di fori larghi richiede grandi volumi di fluidi Distribuzione ottimizzata dei fluidi tra i bit ed i cutter Un unico corpo consente una sopportazione della tensione e della rotazione migliore Schematizzazione del Rhino Reamer 16

17 Applicazioni Allargamento di fori piloti esistenti in un ampio range di formazioni Simultanea perforazione e allargamento del foro in operazioni dove l affidabilità è critica Operazioni di allargamento con la strumentazione di drilling direzionale Bassa tolleranza del casing design 2.2 Tecnologia Lean Profile Il vantaggio del lean profile deriva da una drastica riduzione della tolleranza tra il casing e il foro del pozzo. Questo è possibile grazie al perfetto controllo verticale offerto dall SDD SDD Lo straighthole device fu sviluppato dall Agip in collaborazione con Baker Hughes Inteq ed è ora parte degli strumenti disponibili nelle operazioni di drilling. Lo scopo dello sviluppo dell SDD è stato quello di fornire uno strumento che consentisse una perforazione continua di un foro verticale e che non richiedesse l intervento di personale specializzato. Più specificamente, alcune delle richieste base erano: Misure continue di qualunque deviazione dalla direzione verticale Continue compensazioni da ogni piccola deviazione Monitoraggio delle manovre in sliding mode continuo del BHA Manovre autonome in pozzo Controllo superficiale della direzione di rotta e funzionalità degli strumenti in pozzo Durabilità per consentire una vita della performance superiore alle ore di funzionamento dello scalpello. La stima di dati direzionali in tempo reale è stata ritenuta necessaria per provvedere un azione di manovra continua. Al fine di evitare la deviazione dal percorso verticale, le misure della deviazione devono essere valutate alquanto frequentemente. Queste non possono essere ottenute con un assemblaggio convenzionale dove il sensore è ruotato durante la perforazione e quindi incapace di effettuare misure corrette. 17

18 Inoltre, il principio operativo di motore manovrabile significa passare dalla modalità sliding per cambiare deliberatamente il foro alla rotazione quando si perfora verticalmente. Un foro nettamente molto più smooth è inoltre raggiunto se le manovre sono realizzate su base continua, di conseguenza sia le misure che le manovre dovrebbero essere realizzate con uno sliding continuo. Per evitare l errore umano e minimizzare la necessità di interazioni superficiali sofisticate con il personale, il controllo delle manovre deve essere un sistema chiuso autonomo a fondo pozzo. Sulla base di questo aggiustamento automatico, il ritardo tra il segnale di misura e la manovra correttiva risulta minimizzato. Nonostante il controllo delle manovre debba essere completamente autonomo, la performance deve essere monitorata dalla superficie. Questo stabilisce un contatto istantaneo e continuo con la compagnia operativa per assicurare una performance libera da problemi sul sistema a fondo pozzo. D altro canto, questa proprietà consente un immediato spostamento del foro nel caso lo strumento non rispettasse le specifiche. Base del funzionamento L SDD (vedi figura sottastante) comprende sostanzialmente un motore di fondo pozzo con un motore modificato comprendente una strumentazione assemblata e computerizzata con l aggiunta di un sistema idraulico. L attrezzatura consiste principalmente di uno statore contenente un motore funzionante per mezzo della potenza del fango per direzionare lo scalpello, uno stabilizzatore per controllare l inclinazione, un sistema per ritrasmettere i dati in superficie e sistemi per la potenza idraulica ed elettronica ed i sensori necessari per Schematizzazione dell'sdd raggiungere la desiderata performance. 18

19 Ogni volta che venga riscontrata una deviazione dal percorso stabilito dai due accelerometri, una forza idraulica compensatrice è generata nella direzione corrispondente. La forza sarà applicata selettivamente ad uno o più dei bracci espandibili e quindi alle pareti del foro. Questa forza correttiva sarà esercitata nella direzione desiderata per il tempo che sarà valutata la deviazione dalla verticale. Posizionando lo stabilizzatore direttamente sopra l SDD, la variazione massima dall asse sarà (ad esempio) 0.6 /10 m per la dimensione del foro da 12 ¼ pollici e 0.8 /10 m per i tool da 16 pollici. Vantaggi dell SDD I vantaggi dell SDD sono: Una migliore ROP (rate of penetration): avere un pozzo verticale è la condizione migliore per l applicazione del peso sul bit (WOB). In queste condizioni infatti, gli effetti di attrito sono minimizzati ed il peso sul decker è pienamente esercitato sullo scalpello. ROP comparison with SDD vs. conventional technologies 19

20 Migliore stabilità del pozzo: Alcuni fattori che condizionano negativamente la stabilità del pozzo possono essere drasticamente ridotti usando l SDD. La conseguenza dell alto grado di accuratezza nel controllo della direzione verticale è l eliminazione delle operazioni di reaming rallentano le operazioni e sono fonte dell instabilità del foro. Inoltre, quando la stabilità del pozzo dipende dal tempo, l uso di un sistema che consente di mantenere la velocità di penetrazione, riduce gli effetti di invecchiamento. L SDD non opera in modo rotativo quindi questo, in aggiunta ai bassi livelli di stabilità del BHA, elimina l impatto meccanico della batteria contro la parete del Caliper log pozzo. Inoltre la qualità dl pozzo che l SDD può fornire in termini di geometria del foro, deve essere tenuta in considerazione. La differenza evidenziata in figura esemplifica il discorso fatto, il foro ottenuto risulta inoltre più stabile di uno irregolare. Minore attrito: limitare l attrito nel pozzo offre la possibilità di operare in maniera più efficiente nelle sezioni profonde. Ad esempio questo consentirà di perforare sezioni orizzontali più profonde o di aumentare la probabilità di successo nelle operazioni di ripescaggio. Minor rischio per i problemi di drilling: questa è una conseguenza della non rotazione richiesta dall SDD. Infatti questo ridurrà il rischio della corrosione dei casing e quello di stuck pipe. Miglioramento delle tecniche di drilling: un perfetto controllo della direzione verticale fornisce l opportunità di cambiare le tecniche di drilling come discusso precedentemente con la clasterizzazione ed il lean profile. Migliore operabilità durante le operazioni di logging: il minor attrito consente migliori operazioni di logging. 20

21 2.2.2 Autotrack Per superare le limitazioni di motori manovrabili si è realizzato un sistema di drilling direzionale steering while rotatine grazie ad una collaborazione ENI con Baker Hughes Inteq. Tale progetto è stato un successo e ha da parecchio tempo superato i metri perforati nei pozzi commerciali ed è noto con il nome di Autotrack. Tale sistema è capace di tracciare un percorso continuando a ruotare la batteria. Gli obiettivi di design stabiliti per il programma di sviluppo dell Autotrack includevano: Il controllo sia dell inclinazione che dell azimuth durante la rotazione Design di strumenti integrati, includenti l unità di manovra e misure MWD complete Strumenti di comunicazione con la superficie Manovre automatiche a fondo pozzo senza l intervento dalla superficie Valutazione della formazione durante la perforazione Design modulare per i miglioramenti futuri Componenti principali dell autotrack Comunicazioni tra superficie e fondo del pozzo La capacità richiesta di comunicazioni nelle due direzioni consente all operatore del sistema di direzionare le attrezzature man mano che studia la posizione corrente ed i dati relativi alla formazione. Solo le trasmissioni dallo strumento By-Pass Actuator 21

22 alla superficie e viceversa durante la perforazione rende questo possibile. Un by-pass actuator devia parte del fango (15%) alla superficie, la corrispondente variazione del flusso è rilevata a fondo pozzo attraverso la variazione di voltaggio generata dall alternatore della turbina a fango. Un computer on-bord nello strumento decifra i dati di comando che possono prevedere un nuovo set di obiettivi per lo strumento, cambi nei parametri ed anche un programma MWD completo. Altri comandi discreti possono azionare o deazionare i moduli elettronici nello strumento di fondo, comunicare una nuova inclinazione e azimuth, aumentare o diminuire le velocità di perforazione. Direcnional steering unit Il cuore dell abilità degli strumenti i fondo pozzo di controllare sia l inclinazione che l azimuth durante la rotazione è l unità di manovra. Questa si basa su un sistema statore rotore che corre attraverso il centro dell unità di manovra dello scalpello. All interno dello statore vi sono il Near Bit inclinometer (NBI), i controlli elettronici delle manovre e l valvole di controllo e gli stabilizzatori espandibili idraulicamente. Il sistema applica una forza idraulica controllata in modo differente su ogni braccio di manovra per creare un vettore risultante delle forze che direzioni il vettore lungo la desiderata traiettoria. La forza laterale del bit ed il vettore di forze controllano la severità dei dogleg e l orientazione della strumentazione. Il sistema elettronico nell attrezzature calcola quanta pressione deve essere applicata ad ogni braccio a seconda della traiettoria desiderata. Directional steering unit 22

23 AutoTrak Non Rotating Steerable Stabiliser Durante alcuni test si è constatato che lo statore compiva approssimatamente una rotazione ogni mezz ora a causa della formazione e dell ROP. Tuttavia la traiettoria di pozzo desiderata può essere mantenuta poiché il circuito elettronico chiuso misura continuamente la posizione relativa dello statore e la forza idraulica applicata ad ogni braccio di manovra è aggiustata automaticamente per compensare questa reazione. Non Rotating Steerable Stabilizer working principle Le misure delle vibrazioni L autotrack ha la capacità di monitorare la vibrazione in tempo reale. La misura della vibrazione secondo i tre assi consente di raggiungere e mantenere una operazione sicura di drilling. La performance viene migliorata attraverso l ottimizzazione dei parametri di 23

24 drilling. Ciò aiuta ad evitare fallimenti della batteria e dei componenti della BHA. I dati possono essere anche usati per predire il cattivo funzionamento dei bit, consentendo l aumento della vita media del bit. Questo produrrà una riduzione del costo totale grazie al ridotto numero di bit usati e di discese in pozzo. Valutazione della formazione Il sistema di valutazione della formazione fornisce all autotrack l abilità di investigare la formazione durante la perforazione, per raccogliere e collezionare una grande quantità di dati petrofisici e di manovra usando la valutazione in tempo reale della struttura del reservoir circostante. Uso optional del motore di fondo L autotrack può essere guidato anche attraverso un motore a fango di fondo pozzo, per fornire una maggiore potenza al bit durante la rotazione della batteria in un ottimo range di valori per ottenere una buona pulizia del foro e minimizzare l usura della batteria e dei casing allo stesso tempo. Benefici dell Autotrack Alcuni semplici calcoli relativi ai benefici di eliminare lo slide drilling sull ROP conducono alla conclusione che questa tecnologia ridurrà notevolmente i costi di drilling. Tuttavia il miglioramento dell ROP è solo uno dei molti benefici dell autotrack. Gli altri includono: Migliorata pulizia del foro dovuta ad una rotazione continua Ridotta frequenza di stuck pipe e severe condizioni del foro Aumentata flessibilità della strumentazione utilizzando la comunicazione tra fondo e superficie Minimizzazione dell attrito e della tortuosità del pozzo dovuti ad un controllo a circuito chiuso dei cambi direzionali Aumentata capacità di raggiungere il target e profili di pozzo più complessi Maggior semplicità nell effettuare logging e completare i pozzi data la ridotta tortuosità del foro La tecnologia RCLS avrà particolare valore in aree dove i costi di drilling sono alti, o dove i reservoir sono difficilmente accessibili o dove è richiesto un profilo di pozzo complicato. 24

25 Una migliore qualità del foro sarà vista nella forma di minori e meno pronunciati doglegs, nell eliminazione di ledges riscontrati principalmente nelle zone di transizione dal drilling rotativo a quello sliding, in fori più puliti data la minore produzione i cuttings, in minori problemi operativi come quello di sticking dovuto alla differenza di pressione e nella riduzione dei problemi relativi ai bit. Si prevede che grazie a queste tecnologie si otterranno migliori produzioni e maggiori quantità con un numero minore di pozzi. 25

26 Profilo non-lean Profilo Lean Struttura dei pozzi analizzati 3. Lay out del project- work Il nostro progetto è incentrato sullo studio di due pozzi off-shore realizzati l uno con tecnologia tradizionale (in figura sulla sinistra), l altro con tecnologia Lean (sulla destra). I due pozzi si distinguono per le tecnologie di perforazione utilizzate: il primo si avvale delle tecniche di drilling convenzionali con l ausilio del rhino reamer, il secondo della tecnologia alquanto innovativa Lean Profile. Lo scopo del lavoro è quello di valutare quale delle due scelte tecniche sia la migliore in termini di costi e sotto il profilo del rischio. Poiché i due progetti si differenziano prevalentemente nel drilling, ci si focalizzerà su questa fase. Tutte le valutazioni fatte si basano su dati di planning in quanto la parte operativa è iniziata quasi contemporaneamente al nostro studio. Affinché l analisi sia consistente, si fanno le seguenti assunzioni: la prima operazione realizzata è la normalizzazione della lunghezza dei due pozzi: quello realizzato secondo la tecnologia Lean presenta infatti una profondità inferiore rispetto a quello non Lean. Facendo il rapporto tra le due dimensioni, si ottiene un parametro correttivo pari a che sarà dunque utilizzato per allineare tutte le misurazioni. Ragionamento parallelo si segue per la stima dei costi: avendo a disposizione solo il report per il profilo Lean, sono stati utilizzati tali costi per le valutazioni economiche. Si è stimato, in pratica, quanto sarebbe costata la realizzazione del pozzo non Lean sfruttando pero le informazioni di costo relative al pozzo Lean. Nella fase centrale del project-work è riportata l analisi dei costi relativamente ai cuttings, ovvero i detriti rimossi durante la perforazione, ai quali sono legate ingenti spese di smaltimento per motivi ambientali; seguono i costi del fango di perforazione per i quali gioca un ruolo cruciale la dimensione del pozzo (che ovviamente è inferiore per nel 26

27 profilo Lean); si passa in seguito agli oneri economici delle attrezzature di perforazione, nello specifico bit (ovvero gli scalpelli), rhino reamer (per profilo non Lean ), vertitrack ed autotrack (attrezzature elettroniche indispensabili per la tecnica lean). Un analisi più concisa, a causa di minori informazioni, è stata condotta per i costi del cemento; infine si sono stimate le spese per i casing che sono di dimensioni e lunghezze differenti nei due progetti. Nell ultima fase si è eseguita l analisi del rischio per i due progetti avvalendosi del giudizio di esperti per la valutazione qualitativa e supportando questa con dati storici per la successiva traduzione in termini quantitativi. Nelle conclusioni sarà riportata una tabella di sintesi che consente di evidenziare le differenze derivanti dalle scelte tecnologiche e dalla quale abbiamo tratto parte delle nostre considerazioni che saranno corredate dai risultati derivanti dall analisi del rischio. 27

28 4. Analisi dei costi 4.1 Casing La drastica riduzione della spaziatura tra casing e foro di perforazione con l utilizzo della tecnologia Lean Profile ha notevoli impatti sulla progettazione del casing stesso. Il profilo più snello dei casing permette di risparmiare materiale utilizzato per costruire i casing stessi, il che si traduce conseguentemente in un costo complessivo inferiore. D altra parte bisogna dire però che come conseguenza del ridotto spazio tra foro e casing, questi non possono avere delle giunture tradizionali ma devono essere flush o semi flush, caratteristica che fa aumentare il costo stesso. In questa parte dell analisi ci focalizzeremo sull impatto delle tecnologie di perforazione adottate nei due profili sui costi totali dei casing. Tale costo può essere ottenuto semplicemente moltiplicando la lunghezza di ogni sezione del casing per il prezzo a metro previsto dalle aziende fornitrici. Costo casing tot(usd)= (Lunghezza casing di ogni sezione(m)x prezzo casing(usd/m)) Calcolo costo profilo Lean Sono presenti otto diverse sezioni di foro nel profilo pozzo Lean con dieci differenti tipi di casing, in un range che varia da una sezione di foro di 36 per un casing conductor da 30 a una sezione di foro di 8,5 per un liner di 7. Dal momento che il pozzo è offshore le misure di profondità sono prese dalla base RKB (Rotary Kelly Bushing). Le sezioni sono: 36 sezione di foro per un conductor da 30 fino a 156m RKB (156m VD (vertical depth) RKB) 24 sezione di foro per un casing da 20 fino a 1,122m RKB (1,120m VD RKB) 17 1/2 sezione di foro per un liner da 16 fino a 2,736m RKB (2,734m VD RKB) 14 ¾ sezione di foro per un casing da 13 3/8 fino a 3,602m RKB (3,600m VD RKB) 12 ¼ x12 7/8 sezione di foro per un liner da 11 3/4 fino a 4,036m RKB (4,034m VD RKB) 28

29 10 5/8 x12 1/4 sezione di foro per un liner da 9 5/8 fino a 4,752m RKB (4,750m VD RKB) 8 1/2 sezione di foro per un liner da 7 fino a 5,252m RKB (5,250m VD RKB) 5 7/8 sezione open hole fino a 5,582 RKB (5,584m VD RKB) Dalla descrizione appena fatta, possiamo ricavare le spaziature (clearance) tra foro e casing per il pozzo Lean Profile: Open Hole Diametro esterno casing Clearance Sezioni con profilo casing Lean Profile Ci sono tre applicazioni del profilo Lean Profile, di cui una extreme-lean Profile nel foro da 12,875. E importante notare che non c è nessun impatto nella progettazione del tubing di produzione o della completion del pozzo, quindi ogni operazione di completamento pozzo può essere svolta normalmente con un approccio standard. In generale i casing per questo pozzo si dividono in due tipologie, di superficie o intermedi. Per ogni casing c è una suddivisione ulteriore basata sul peso, il grado e la connessione, parametri che vanno ad influire sul prezzo di acquisto. A causa del peso e delle dimensioni notevolmente decrescenti all aumentare della profondità è scontato sottolineare come i prezzi dei casing utilizzati tenderanno a diminuire dalla superficie al fondo del pozzo. Una più dettagliata descrizione del casing design è mostrata nella seguente tabella: 29

30 Dati di casing Profondità - MD RKB Casing diametro Lunghezza Prezzo No Tipo di casing esterno (in) Peso (lb/ft) Grado Connessione Da a Lunghezza normalizzata* (USD/m) Costo 0 Conductor Casing x-52 XLF ,080 1 surface casing K-55 BTC , surface casing K-56 XLF 100 1,122 1,022 1, , liner P-110 ANT-BF 0 2,736 2,736 3, ,306, intermediet casing 13 3/8 72 P-110 ANJO 0 3,602 3,602 4, ,209, liner 11 3/4 65 Q-125 ANJO 2,652 4,036 1,384 1, , Intermediet casing 10 3/ P-110 TMS , liner 9 5/ Q-125 TMS 25 2,602 2,577 3, , liner 9 5/ Q-125 ANJO 2,602 4,752 2,150 2, ,696 9 liner 7 35 TN- 150DW TMS 4,602 5, , ,402 16, ,926, FATTORE * Tabella riassuntiva calcolo dei costi casing per il profilo Lean 30

31 Ci sono due valori della lunghezza dei casing mostrati in tabella; il primo valore è la lunghezza effettiva del casing, l altra invece è la lunghezza normalizzata ottenuta moltiplicando i valori del profilo Lean come da programma pozzo per il fattore 1,168, in modo da rendere paragonabile la struttura dei due pozzi ENI. La lunghezza effettiva dei casing da proramma è di m mentre quella normalizzata è pari a m. Moltiplicando le lunghezze normalizzate dei diversi tipi di casing utilizzati, per i corrispondenti prezzi al metro, si è arrivati ad un costo totale di $ per il pozzo Lean. Calcolo costo profilo non Lean Nel pozzo realizzato secondo un profilo tradizionale sono stati ovviamente utilizzati dei casing standard. Nel dettaglio il pozzo è costituito da otto sezioni di foro e sette diversi tipi di casing e liner. I dati disponibili per le sezioni in esame indicano le lunghezze dei casing a partire dal livello SS (sub-sea). Per avere la stessa base di misura rispetto al pozzo realizzato con profilo Lean sono stati convertiti tali dati ad una base RKB aggiungendo la differenza di 134 m edottenendo le seguenti sezioni di foro: 30 sezione di foro per un conductor da 30 fino a 179m RKB 26 sezione di foro per un casing da 22 fino a 1,184m RKB 17 ½ x 22 sezione di foro per un liner da 17 7/8 fino a 2,234m RKB 16 ½ x 19,81 sezione di foro per un liner da 16 fino a 3,514m RKB 14 ¾ x 17 sezione di foro per un casing da 13 5/8 fino a 4,224m RKB 12 ¼ x 14 sezione di foro per un liner da 11 ¾ fino a 4,949m RKB 10 5/8 x 12 ¼ sezione di foro per un liner da 9 7/8 fino a 5,996m RKB 8 ½ open hole La struttura dei casing appena mostrata evidenzia come nel pozzo in esame venga impiegato un numero inferiore di sezioni di casing e più liner (con l obiettivo di utilizzare meno casing possibile). Eccetto il conductor da 30, il casing surface da 22 e il casing intermedio da 13 5/8, gli altri casing utilizzati sono liner. E da notare anche che la maggior parte delle sezioni di foro sono allargate (usando il Rhino reamer) per ridurre la rugosità del pozzo e per offrire maggiore spazio per 31

32 l inserimento successivo dei casing. Solo la sezione da 30 (conductor) e la sezione da 26 sono effettuate infatti senza allargamento. Per calcolare il costo dei casing relativamente al profilo non Lean è stata usata la stessa metodologia precedentemente impiegata: il costo totale è stato ottenuto moltiplicando la lunghezza dei diversi casing per il loro costo al metro. La lunghezza e il costo totale individuati sono rispettivamente di m e di $. Una più dettagliata descrizione del casing design in esame è mostrata nella tabella sottostante: 32

33 Dati casing Profondità - MD RKB No Tipo di casing Diametro esterno casing (in) & conn Peso (lb/ft) Grado Da a Lunghezza Prezzo (USD/m) Costo 0 Conductor Casing x , ,900 1 Surface casing 22 Casing RL-4S 224 X ,184 1, ,500 2 int. Liner 17,875 Liner Hydril X80 1,084 2,234 1, ,500 3 int. Liner 16 Liner Hydril P110 1,034 3,514 2, ,252,400 4 Intermediate 13,625 Casing Hydril SLX 88.2 Q ,224 4, ,224,960 5 drill liner 11,75 Liner Hunting SLSF 65 P110 4,124 4, ,500 6 drill liner 9,875 Liner Hydril 62.8 P110 4,849 5,996 1, ,400 11,040 4,038,160 Tabella riassuntiva calcolo dei costi casing non-lean 33

34 Confronti della performance tra i casing Lean e Non-lean La lunghezza totale normalizzata dei casing per il profilo Lean ( m) è maggiore rispetto a quella del profilo standard/non Lean ( m) in quanto per la realizzazione di quest ultimo è stato usato un numero maggiore di liner mentre nel primo caso sono stati impiegati più casing intermedi, posizionati sin dalla superficie del pozzo. La lunghezza ed il costo totale dei casing sono riassunti in tabella: Pozzo lean (v.n.) Pozzo non-lean Lean/Non lean Tabella di confronto costi casing lean-non lean Dalla differenza tra i prezzi si evince che il costo medio per singolo casing lean è inferiore rispetto a quello non-lean, infatti nonostante la lunghezza dei casing lean sia superiore del 50% rispetto a quella dei casing non lean i costi totali aumentano solo del 20%. 4.2 Attrezzature di perforazione Le differenti tecnologie adottate comportano l uso di attrezzature di perforazione diverse e ciò si ripercuote ovviamente sui costi sostenuti. In particolare si è focalizzata l attenzione sui costi degli scalpelli, del vertitrack ed autotrack e del rhino reamer in quanto gli altri componenti sono sostanzialmente uguali in quantità e tipologia, non apportando quindi rilevanti variazioni nell analisi dei costi. Come sempre, si è proceduto alla normalizzazione della lunghezza del pozzo lean in quanto il numero di bit (scalpelli) di progetto dipende dalla profondità della fase da perforare mentre la tipologia dipende dalla litologia e dalle peculiarità della formazione. Le tipologie e le dimensioni dei bit (anche dei rhino reamer) sono riportati nelle seguenti tabelle: 34

35 ENI bit size [inch] tipo fornitore 26 T11(115) Smith 24 XtC1GS(135) Reed 17 1/2 M616 Smith 14 3/4 T11 (115) Smith 12 1/4 HCR606 Hughes C. 10 5/8 RSX165 Reed 8 1/2 SVH(215) Reed 5 7/8 SL53P(537) Reed Tipologia e dimensione dei bit usati per il pozzo lean Nelle prime due fasi si usano scalpelli a denti mentre per le due seguenti e per l ultima bit diamantati. La fase 12 ¼ prevede bit a sei lame con cutter da 19, quella successiva invece un cutter da 16. BP bit size [inch] tipo Rhino Reamer fornitore 26 GTX/CG1 Hughes C. 17 1/2 CG3 17 1/2*22 Smith 16 1/2 PDC 16*19,8 14 3/4 MA /4*17 Smith 12 1/2 FMH /2*14 Smith 10 5/8 FMH /8*12 1/4 Smith 8 1/2 MA616 Reed Tipologia e dimensione dei bit usati per il pozzo non lean Partendo da queste informazioni, si sono presi i dati relativi ai costi da alcuni cataloghi specifici per gli scalpelli; per il rhino reamer, il vertitrack e l autotrack si avevano a disposizione i costi orari: 75 $/hr per il primo, 750 $/hr per il secondo e 900$/hr per l autotrack. Avendo queste unità di misura per i prezzi si è proceduto al calcolo delle velocità di perforazione: conoscendo i giorni di perforazione per ogni fase ed i metri di ogni fase, si è diviso il secondo valore per il primo e si sono ottenuti i metri perforati al giorno; dividendo il valore per 24 (ore) si è ottenuta la velocità media di perforazione. Considerando questa costante, abbiamo diviso lo spazio (metri perforati) normalizzato per la velocità per ottenere il tempo di drilling normalizzato in modo da procedere con un analisi coerente. Fatto ciò si è ottenuto il costo totale moltiplicando il costo orario per la durata oraria di ogni fase. 35

36 Anche la progettazione del profilo Lean prevede nella penultima fase di avvalersi dell ausilio del rhino reamer il cui costo è però quasi irrilevante se confrontato con gli altri tools. Gli stessi calcoli sono stati realizzati per il profilo non Lean per il quale ovviamente non è stato necessario procedere alla normalizzazione. Ottenute tutte le informazioni necessarie sono state elaborate le tabelle dei costi che riportiamo in seguito: 36

37 Costi delle attrezzature di drilling per pozzo lean Costi delle attrezzature di drilling per pozzo non lean 37

38 Oltre ai costi di pure drilling si sono calcolati i risparmi sui costi di affitto che sono consentiti dalla decisione di adottare la tecnica Lean. Considerando una spesa giornaliera di $, la maggiore velocità di perforazione consentita da tale tecnologia comporta un netto risparmio in termini di tempi che si traduce, dunque, nel risparmio di circa il 40% delle spese di affitto impianto. Costi affitto Costi relativi al "pure" drilling Totale Lean Eni , , ,00 Non-Lean BP , , ,00 Eni Lean (val. (v.n.) nor.) , , ,90 Eni Lean/Non-lean (v.n.)/bp 0,64 2,22 0,74 Costi sostenuti per i due pozzi velocità media di perforazione [m/h] Tempi caratteristici e numero di run per i due pozzi I costi delle attrezzature risultano maggiori più del doppio ma rappresentano circa un decimo delle spese di affitto e ciò si traduce in un risparmio netto del 26% dei costi per la realizzazione del profilo Lean rispetto al tradizionale. giorni drilling numero di run Eni Lean (v.n.) 3,40 98,50 14,00 Non-Lean BP 2,63 155,04 15,00 Lean/Non-lean Eni(v.n.)/BP 1,29 0,64 0, Fango L obiettivo di questa fase è di calcolare il costo sostenuto, in fase progettuale, per il confezionamento del fango utilizzato in fase di drilling. Inizialmente si è calcolato il costo di confezionamento per ogni fase di perforazione per il profilo Lean e sommando i risultati ottenuti si è ricavato il costo totale per il fango. Dividendo poi quest ultimo costo per i volumi di fango utilizzati è stato ricavato un costo medio del fango a metro cubo. Questo dato ci ha permesso di stimare i costi totali per il confezionamento del fango da utilizzare nella realizzazione del profilo non-lean; infatti si hanno a disposizione i volumi utilizzati che, 38

39 moltiplicati per il costo medio precedentemente individuato, consentono di determinare il costo totale. Per il pozzo non-lean si è deciso di non procedere con la stessa metodologia utilizzata per il calcolo dei costi da sostenere nella realizzazione del pozzo Lean sopra descritta (costo di confezionamento per ogni fase) ma, al contrario, di adottare una procedura più approssimata. Tale decisione è motivata dal forte peso che le scelte ambientali (indipendenti dalle scelte tecnologiche oggetto dell analisi) avrebbero avuto sui costi totali. Infatti nel progetto del pozzo non- Lean si prevede di utilizzare dalla terza all ultima fase fanghi a base olio; per il profilo Lean, invece, a causa di scelte di tipo ambientale è previsto per le ultime tre fasi l utilizzo di fanghi a base acqua ad altissima concentrazione. Quest ultima proprietà è raggiunta con l uso di notevoli quantità di barite e altri componenti che aumentano considerevolmente il costo di confezionamento del fango, superando di molto le spese preventivate per la realizzazione del profilo non-lean con i fanghi ad olio. Ai fini della presente analisi, il cui obiettivo è il confronto dell impatto delle due tecnologie di perforazione (Lean profile - Tradizionale con Rhino Reamer) sui costi ad esse associati, cercando di non considerare, anzi di depurare, tutti quegli aspetti che potrebbero influire sui costi ma che dipendono da scelte di natura non-tecnologica, non sarebbe stato corretto considerare scelte legate al puro impatto ambientale. Utilizzando invece il costo medio del fango per metro cubo del profilo Lean e moltiplicandolo per i volumi di fango previsti nel programma di perforazione del profilo non-lean (parametro che è fortemente influenzato dalla scelta della tecnologia di perforazione) si è trovato un costo del fango perfettamente comparabile perchè associato esclusivamente alle tecnologie di perforazione in esame. Calcolo costo profilo Lean Per il calcolo dei costi di confezionamento del fango nel profilo Lean sono state inizialmente individuate per ogni fase di perforazione le quantità dei singoli componenti che da progetto dovrebbero essere utilizzate per ottenere il fango con le caratteristiche richieste. Per ogni componente è stato poi determinato da listini di società fornitrici nella zona dei due pozzi analizzati, il costo per fusto (drum) o per tonnellata (a seconda che il materiale considerato sia rispettivamente in forma liquida o solida). Si è poi moltiplicato questo costo per i fusti o tonnellate indicati nel programma di perforazione e si è ottenuto così il costo complessivo per ogni fase. 39

40 Di seguito viene riportata la tabella che riassume il procedimento svolto, con il dettaglio fase per fase dei costi sostenuti per componente e la somma di tali costi per ottenere il costo a fase. 40

41 ,5 14 3/4 12 7/8 12 1/4 8,5 5 7/8 Componente unità di Costo per quantità quantità quantità quantità quantità quantità quantità quantità misura ton / drum (tons/drum) costo (tons/drum) costo (tons/drum) costo (tons/drum) costo (tons/drum) costo (tons/drum) costo (tons/drum) costo (tons/drum) costo Bentonite ton 422,22 14,4 6'080,00 44,00 18'577,78 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 Caustic soda ton 720,00 0,4 288,00 1,80 1'296,00 0,00 0,00 0,00 1,40 1'008,00 0,60 432,00 0,40 288,00 Soda ash ton 660,00 0,4 264,00 1,80 1'188,00 0,00 0,00 0,00 0,70 462,00 0,30 198,00 0,20 132,00 PAC L ton 5400,00 0,00 2,60 14'040,00 0,00 0,00 0,00 5,70 30'780,00 2,50 13'500,00 1,90 10'260,00 Asphasol D ton 4088,89 0,00 5,30 21'671,11 0,00 0,00 0,00 8,50 34'755,56 4,20 17'173,33 3,20 13'084,44 KCl ton 360,00 0,00 44,00 15'840,00 0,00 0,00 0,00 35,50 12'780,00 14,10 5'076,00 10,50 3'780,00 XP-20 ton 4088,89 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 10,60 43'342,22 4,20 17'173,33 3,20 13'084,44 Resinex ton 2311,11 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 7,10 16'408,89 2,80 6'471,11 2,10 4'853,33 Duovis ton 11880,00 0,27 3'207,60 1,32 15'681,60 0,00 0,00 0,00 1,06 12'592,80 0,42 4'989,60 0,32 3'801,60 Spersene ton 1120,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 7,10 7'952,00 2,82 3'158,40 2,10 2'352,00 CaCO3 ton 160,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 21,29 3'406,40 8,46 1'353,60 6,30 1'008,00 Tannathin ton 1688,89 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 7,10 11'991,11 3,38 5'708,44 2,52 4'256,00 Base Oil drum 45,50 0,00 0,00 407,70 18'551,48 182,80 8'317,91 58,40 2'657,36 0,00 0,00 0,00 Water drum 0,00 0,00 0,00 105,00 0,00 45,00 0,00 14,40 0,00 0,00 0,00 0,00 Invermul drum 6,55 0,00 0,00 3,70 24,23 1,70 11,13 0,50 3,27 0,00 0,00 0,00 Geltone ton 1555,56 0,00 0,00 6,20 9'644,44 2,80 4'355,56 0,90 1'400,00 0,00 0,00 0,00 Duratone ton 1866,67 0,00 0,00 9,30 17'360,00 4,20 7'840,00 1,30 2'426,67 0,00 0,00 0,00 Barascav L drum 380,00 0,00 0,00 3,10 1'178,00 1,40 532,00 0,40 152,00 0,00 0,00 0,00 Rheology modif drum 650,00 0,00 0,00 6,00 3'900,00 3,00 1'950,00 1,00 650,00 0,00 0,00 0,00 Lime ton 96,00 0,00 0,00 10,50 1'008,00 4,80 460,80 1,50 144,00 0,00 0,00 0,00 CaCl2 ton 560,00 0,00 0,00 37,10 20'776,00 16,90 9'464,00 5,40 3'024,00 0,00 0,00 0,00 Barite ton 89,10 0,00 187,50 16'706,25 507,80 45'244,98 313,30 27'915,03 87,30 7'778,43 908,50 80'947,35 399,00 35'550,90 297,80 26'533,98 TOT 9'839,60 105'000,74 117'687,13 60'846,42 18'235,73 256'426,33 110'784,72 83'433,80 Tabella calcolo costi fango per sezione del profilo Lean 41