Ingegneria di completamento

3.7 Ingegneria di completamento 3.7.1 Introduzione Il completamento è una delle attività dell upstream petrolifero, destinata a dotare il pozzo, una volta perforato e rivestito, di tutte le attrezzature necessarie al sollevamento in superficie degli idrocarburi, sia nel caso di erogazione spontanea (fig. 1) sia nel caso di sollevamento artificiale (fig. 2). Un pozzo completato risulta quindi munito dei componenti fondamentali per la produzione, che sono: il tubing di produzione, i sistemi di sicurezza e intercettazione (packer, valvole di sicurezza di pozzo, croce di produzione) e i sistemi accessori (nippli, valvole di circolazione, eventuali sistemi di sollevamento artificiale). L ingegneria di completamento ha i seguenti obiettivi: a) soddisfare le esigenze di portata di produzione/iniezione richieste; b) fornire la configurazione più semplice tra le possibili alternative a parità di funzionalità e risultati; c) soddisfare le esigenze di sicurezza e di rispetto dell ambiente; d) essere sufficientemente flessibile per eventuali modifiche durante la vita produttiva del pozzo; e) soddisfare tutte le esigenze di cui sopra con il minimo costo di investimento e operativo. croce di produzione composta di valvole manuali e automatiche croce di produzione composta di valvole manuali e automatiche con penetrazioni per cavi elettrici valvola di sicurezza di fondo controllata dalla superficie (SCSSV) fluido di isolamento tubing casing cemento packer accessori-nippli casing perforato valvole di sicurezza di fondo controllate dalla superficie (SCSSV) packer con penetrazioni tubing cavo di alimentazione elettrica cemento pompa di fondo motore elettrico casing perforato fig. 1. Pozzo completato con completamento singolo in erogazione spontanea. fig. 2. Pozzo completato con sollevamento artificiale con elettropompa sommersa (ESP, Electric Submersible Pump). VOLUME I / ESPLORAZIONE, PRODUZIONE E TRASPORTO 425

PERFORAZIONE E COMPLETAMENTO DEI POZZI Non sempre tutto ciò è ottenibile, soprattutto per quanto riguarda il basso costo; è quindi importante valutare, anche in presenza di alti costi di investimento, i benefici che si possono ottenere da una configurazione più complessa e costosa in termini sia di maggior produzione (anticipo o aumento), sia di migliore operatività nel tempo (minor ricorso a manutenzioni, più semplice gestione). La funzione di un completamento è quindi quella di mettere in comunicazione il giacimento con la superficie per produrre idrocarburi. Altri obiettivi non meno importanti sono proteggere il casing di produzione dalla pressione e dalla composizione dei fluidi di formazione (corrosione), monitorare i dati di produzione del giacimento, prevenire la formazione di depositi che possono ostruire le vie di flusso, inibire la deposizione di sali e la corrosione dei tubing di produzione, ottimizzare lo sfruttamento del giacimento. A seconda che il giacimento si trovi a terra (onshore) o in mare (offshore), la logica di sviluppo condiziona più o meno pesantemente le modalità della perforazione e del completamento del pozzo sia per quanto riguarda i mezzi che devono essere utilizzati, sia per le tecniche che si devono adottare e per l impatto sull ambiente. Sistemi di sviluppo a terra Sviluppo con pozzi singoli Lo sviluppo a terra con pozzi singoli è quello più semplice da affrontare dal punto di vista del completamento per quanto riguarda le interfacce con le strutture di superficie, poiché si riferisce a pozzi generalmente perforati e completati da piazzole individuali e poi allacciati con condotte (flow lines) singole ai collettori e quindi ai centri di raccolta. Questa configurazione consente di ubicare la postazione nel punto definito dallo studio di giacimento e quindi di perforare il pozzo verticale fino alla sommità del giacimento stesso (a meno di necessità particolari, quali pozzi multidrain o pozzi orizzontali, o necessità di logistica, quali la presenza di centri abitati, parchi, ecc.). Il vantaggio di avere pozzi con foro verticale si traduce in un minor costo di perforazione e di completamento, sia per quanto riguarda i materiali (lunghezze e volumi di pozzo inferiori) sia per i servizi associati (non vengono utilizzati i servizi di perforazione direzionata; essendo i livelli attraversati verticalmente l esecuzione delle aperture dei livelli produttivi è meno costosa). Questo sistema risulta invece il più dispersivo dal punto di vista del monitoraggio e del controllo, in quanto presuppone una rete di controllo per il collegamento dei pozzi a un sistema centrale, in aggiunta a sistemi di sicurezza intrinseca locali. È inoltre soggetto a maggiori rischi incidentali esterni e da questo punto di vista è quindi un sistema molto vulnerabile; risulta comunque il sistema più semplice da gestire in caso di operazioni contemporanee, in quanto ciascun pozzo può ospitare impianti dedicati. Sviluppo da cluster Lo scenario di sviluppo di un giacimento a terra mediante pozzi raggruppati in singola postazione (cluster) determina alcune complicazioni per quanto riguarda sia la dislocazione dei pozzi sia la loro realizzazione. Il cluster (v. cap. 5.1) è di solito costituito da una cantina unica (la cantina è una fossa scavata nella postazione, dove di norma viene alloggiata la testa pozzo di perforazione, per avere un impatto ambientale minore, lasciando fuori dal piano campagna solo la croce di produzione) in cui, opportunamente spaziati, vengono dislocati i pozzi. La logica con cui va costruito e gestito un cluster deve tenere conto di diverse esigenze: la profondità della cantina deve essere tale da poter alloggiare la più alta delle teste pozzo, in configurazione di produzione/iniezione, in modo che un impianto (di perforazione e/o manutenzione) possa scorrervi sopra muovendosi su appositi binari senza richiedere lo smontaggio dell impianto stesso e/o delle croci di produzione; la larghezza deve essere tale che vi sia sufficiente spazio per lavorare in sicurezza durante le operazioni di perforazione, di produzione e di manutenzione; la spaziatura, ovvero la distanza tra gli assi verticali dei pozzi, deve essere tale da permettere la perforazione e il completamento in sequenza, con la possibilità di operare simultaneamente su pozzi adiacenti con impianti di diversa tipologia. Per esempio, si può operare con un impianto di perforazione contemporaneamente a un impianto di manutenzione (workover) o a un attrezzatura senza impianto (rigless). Lo sviluppo da cluster è confrontabile, con meno vincoli di spazio, allo sviluppo offshore da piattaforma, sia per quanto riguarda la vicinanza delle condotte sia per la gestione del sistema di sicurezza e la traiettoria dei pozzi, che dovranno essere deviati per raggiungere obiettivi lontani qualche chilometro in pianta dalla verticale del cluster stesso. La possibilità di concentrare i sistemi di controllo e protezione dell area rappresenta un notevole vantaggio, in quanto consente un impatto ambientale minore. Sistemi di sviluppo a mare Sistemi con teste pozzo in superficie Gli scenari offshore sono diversi a seconda della profondità dell acqua (v. cap. 5.2). In ordine di profondità crescente i principali sistemi di sviluppo sono: a) barges o isole artificiali (meno di 10 m di acqua); b) monopode (piattaforma a una sola gamba) o tripode (a tre gambe) per basse profondità di acqua (35-40 m al massimo); c) piattaforme con strutture reticolari o a gravità, in cui in genere il numero di gambe varia in funzione sia della profondità dell acqua (150 m al massimo) sia del peso che devono sostenere; d) piattaforme 426 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

INGEGNERIA DI COMPLETAMENTO con strutture in cemento armato (fino a 350 m); e) Tension Leg Platform (TLP), ossia piattaforme galleggianti ancorate al fondo del mare mediante tensionatori metallici (fino a 350-400 m); f) sistemi galleggianti (impianti semisommergibili o navi) collegati a sistemi di produzione sottomarini in varie configurazioni. Nel caso di teste pozzo in superficie il problema si riduce a considerare tutte le interfacce di superficie, esasperando quelli che sono i vincoli di spazio e di sicurezza relativi all esecuzione di operazioni simultanee in spazi ristretti. Gli aspetti da considerare sono: a) la scelta degli impianti e il loro utilizzo; b) le interfacce strutturali dei pozzi con le strutture di superficie (spaziatura delle teste pozzo e dei pozzi nella pianta dei vari livelli della piattaforma, in funzione della dimensione del sistema pozzo); c) l installazione di conductor pipes (tubi di protezione ambientale che collegano la testa pozzo sottomarina con la testa pozzo sulla piattaforma) e la loro centralizzazione all interno della struttura reticolare di sostegno della piattaforma (jacket); d) il progetto del sistema di tieback, ovvero il reintegro delle colonne di produzione dei pozzi, eseguito nella fase di pre-drilling (perforazione anticipata), da fondo mare (v. par. 3.7.2), e della testa pozzo di perforazione; e) i movimenti relativi dei pozzi rispetto alle strutture fisse (progetto del sistema di incuneamento della testa pozzo; f) la determinazione dei movimenti verticali della testa pozzo rispetto al tubo guida per variazioni di temperatura durante la produzione e relativi movimenti delle flow lines rispetto alla struttura della piattaforma); g) l integrazione dei sistemi di controllo e sicurezza. Sistemi con teste pozzo sottomarine In questo caso, ai normali problemi di pozzo si aggiungono quelli di progetto e di installazione del sistema di produzione sottomarina, che riguardano: a) la scelta degli impianti (in genere galleggianti ancorati o a controllo dinamico della posizione); b) la discesa del completamento; c) la fase di apertura dei livelli (messa in comunicazione dei livelli produttivi con il pozzo); d) la fase di erogazione per lo spurgo; e) la fase di installazione della testa pozzo; f) la fase di installazione della/delle flow lines; g) la fase di installazione del cavo ombelicale di controllo delle funzioni della testa pozzo sottomarina; h) la fase di trasferimento del sistema di controllo a una stazione remota; i) le fasi di manutenzione del pozzo durante la sua vita produttiva effettuate con un impianto simile a quello che esegue l installazione iniziale o con impianti appositamente dedicati allo scopo. Progetto del completamento Gli studi che si effettuano per realizzare il completamento del pozzo si dividono in: prefattibilità, fattibilità e studi di dettaglio. Normalmente i progetti di prefattibilità e fattibilità hanno lo scopo di fornire al management dati economici accurati sullo sviluppo per poter dare inizio al progetto di sviluppo stesso. Lo studio di dettaglio ha invece lo scopo di preparare le specifiche di acquisto di tutti i materiali e dei servizi indispensabili alla realizzazione del progetto esecutivo. Dati necessari per il progetto di sviluppo Vengono di seguito riassunti i dati da considerare nel preparare i documenti che definiscono i requisiti di base e gli obiettivi dello sviluppo di un giacimento di cui i pozzi sono parte integrante (statement of requirement). Tali dati riguardano: a) le caratteristiche PVT (Pressione, Volume, Temperatura) dei fluidi prodotti, ovvero le densità e viscosità (variabili in funzione di pressione e temperatura) e i relativi diagrammi di stato; b) i dati di giacimento, riguardanti il numero dei livelli produttivi; c) la sequenza di produzione programmata; d) i volumi di idrocarburi in posto per ciascun livello; e) il tipo di meccanismo di spinta (water drive, solution-gas drive, gas-cap drive); f) le portate per pozzo previste e i contributi dei singoli livelli se in produzione simultanea; g) la previsione dell evoluzione della portata e delle frazioni dei fluidi prodotti; h) la previsione dell andamento della pressione statica (SBHP, Static BottomHole Pressure) rispetto a quella iniziale del giacimento; i) la pressione minima di erogazione (cioè la pressione all abbandono) per ciascun pozzo. Devono inoltre essere individuati, per meglio definire il profilo di perforazione: a) la dislocazione dei pozzi sul tetto del reservoir; b) i dati geologici che definiscono le caratteristiche petrofisiche e la loro distribuzione spaziale; c) la resistenza meccanica delle rocce attraversate; d) la mappa strutturale del giacimento; e) i contatti tra i fluidi; f) la profondità dei livelli produttivi e i relativi gradienti di pressione; g) i dati di perforazione (dai pozzi esplorativi/appraisal), che consentono di conoscere i gradienti di pressione e temperatura incontrati; h) le eventuali discontinuità; i) le sovrapressioni e i potenziali problemi. 3.7.2 Configurazione del completamento La configurazione del completamento segue lo schema della fig. 3 nel quale sono identificate dapprima le operazioni in riferimento all interfaccia foro-formazione, poi quelle relative all interfaccia tra tubing di produzione e casing di rivestimento del foro e infine il numero di livelli che devono essere messi in produzione, la sequenza di produzione e/o l eventualità di produzione simultanea da più livelli. Interfaccia foro-formazione L interfaccia foro-formazione è diversa a seconda che i pozzi siano verticali o deviati (fino a 60-70 di VOLUME I / ESPLORAZIONE, PRODUZIONE E TRASPORTO 427

PERFORAZIONE E COMPLETAMENTO DEI POZZI configurazione completamento interfaccia pro-formazione numero di livelli interfaccia tubing-casing pozzi orizzontali pozzi verticali/ deviati senza packer packer polished bore receptacle ancorato poco profondo liner hangers foro scoperto foro scoperto con liner non cementato foro tubato non ancorato profondo casing tubo fessurato convenzionale senza tubing controllo sabbia esterno stimolazione fratturazione utilizzo filtri controllo sabbia in foro tubato fig. 3. Configurazione del completamento. inclinazione), oppure siano suborizzontali od orizzontali (inclinazione maggiore di 70 ). I pozzi verticali hanno una configurazione telescopica delle colonne di rivestimento e utilizzano un numero maggiore di colonne per profondità maggiori a parità di diametro finale del casing di produzione; i pozzi orizzontali hanno in genere il foro che si sviluppa all interno dello stesso reservoir. Pozzi verticali Nei pozzi verticali le opzioni di interfaccia possono essere distinte in tre categorie principali: foro scoperto (open hole), foro scoperto con liner non cementati, foro tubato (cased hole). Nel caso di foro scoperto la scarpa del casing di produzione viene fissata al tetto dell orizzonte produttivo che è perforato successivamente e lasciato in foro scoperto. Viene di solito scelta questa opzione in presenza di un unico orizzonte mineralizzato quando il reservoir è costituito da rocce dure con porosità secondaria. Il limite maggiore di questo tipo di completamento è l impossibilità di produrre selettivamente più livelli e di escludere la presenza di fluidi indesiderati (acqua o gas). Nel caso di foro scoperto con liner non cementati si distinguono tre possibilità: uso di tubi fessurati non cementati (slotted liners): questa scelta si attua in formazioni consolidate (carbonatiche, arenarie) che producono prevalentemente per reti di fratture o che sono caratterizzate da strati sottili, difficili da identificare con i log. Gli intervalli mineralizzati vengono perforati dopo aver calato e cementato il casing/liner di produzione al tetto del reservoir. Il completamento può prevedere un liner finestrato (tubo con fresature longitudinali) quando si temano possibili collassi del foro per instabilità meccanica della roccia al diminuire della pressione di strato; uso di controllo della sabbia con filtri in foro scoperto (open hole screens): questa opzione viene impiegata in presenza di formazioni non consolidate per gestire il trascinamento, da parte dei fluidi prodotti, di sabbia ed eventuali argille interstiziali che, accumulandosi in pozzo, ridurrebbero la produzione fino a bloccarla. Il controllo della sabbia si può effettuare o producendo la sabbia con portate al di sotto di quella critica (tollerando quindi la sua produzione in quantitativi minimi), oppure filtrandola con mezzi meccanici (filtri doppi) attorno a cui la sabbia si autocompatta durante la produzione; uso di controllo della sabbia con filtri in sabbia in foro scoperto (open hole gravel pack): questo schema si adotta quando non si vuole far muovere la sabbia in formazione. Il controllo della sabbia avviene attraverso il pompaggio in pozzo di sabbia a granulometria controllata, che funge da filtro naturale per la sabbia di formazione, abbinato all installazione di filtri meccanici semplici (gravel pack). Per garantire un 428 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

INGEGNERIA DI COMPLETAMENTO adeguato volume di sabbia interposto tra formazione e filtri, di norma si esegue un allargamento del foro sotto la scarpa dell ultima colonna. Nel caso di foro tubato, che è il più diffuso perché permette una miglior gestione del pozzo, per quanto riguarda sia la selettività dei livelli, sia la facilità di controllo e sicurezza, è necessario: a) determinare il numero di intervalli da aprire alla produzione, utilizzando fucili e cariche esplosive adatti a perforare il casing di produzione e il cemento e seguendo le relative procedure, in depressione (underbalance) o sovrapressione (overbalance); b) scegliere fluidi di completamento adatti per minimizzare il danneggiamento e quindi valutare la necessità di stimolazioni; c) definire la qualità delle cementazioni attraverso l interpretazione di grafici di pozzo specifici (log di cementazione); d) accertarsi sul reale isolamento dei livelli. I completamenti in foro tubato possono essere suddivisi in: convenzionale: tale schema di completamento viene utilizzato quando le formazioni sono stabili; la perforazione del casing va eseguita con una adeguata scelta delle cariche esplosive, ad alta penetrazione in caso di forti danneggiamenti della formazione indotti dai fluidi di perforazione ed eventualmente con l uso di tecniche underbalance per rimuovere gli effetti del danneggiamento; con fratturazione della formazione: in questo caso, data la permeabilità molto bassa della formazione, la produttività viene migliorata attraverso la creazione di fratture indotte; per questo scopo viene iniettata una soluzione acida ad alta pressione nella formazione e si perfora una minima parte del livello in modo da concentrare l effetto della pressione; sono necessarie cariche esplosive ad alta penetrazione ed è importante che la cementazione sia ottima per confinare la frattura; con controllo della sabbia tramite filtri in sabbia in pozzo (cased hole gravel pack): questo schema viene utilizzato per il controllo della produzione di sabbia in fori tubati; si utilizzano cariche esplosive in grado di aprire fori di una certa dimensione nel casing (diametro interno, Internal Diameter, ID 0,7'') per favorire il passaggio della sabbia a granulometria controllata pompata in formazione. È molto efficace la tecnica di pompaggio della sabbia in regime di fratturazione (frac-pack). Pozzi orizzontali Gli schemi di completamento attuabili nei pozzi orizzontali possono essere riconducibili a quelli in pozzi verticali, ma in questo caso diversi fattori ne complicano la gestione. Normalmente i pozzi orizzontali hanno sezioni del livello produttivo molto lunghe (in quanto la traiettoria del pozzo viaggia volutamente all interno della zona mineralizzata) e sono difficili da gestire in termini di perdite di carico sia nella fase di iniezione sia in quella di produzione. È inoltre estremamente difficile eseguire delle buone cementazioni anche in formazioni consolidate. La stabilità meccanica del foro risulta più sensibile ai carichi geostatici in caso di forti riduzioni della pressione statica di giacimento durante la vita produttiva. Gli schemi di completamento più frequenti sono quindi paragonabili a quelli utilizzati nei pozzi verticali in foro scoperto; tuttavia la lunghezza del tratto orizzontale e l effetto della gravità complicano le procedure di installazione delle apparecchiature (si presentano, per esempio, un forte attrito sulla parte bassa del foro e una difficoltà nel trasferire il moto di rotazione al fondo) e di pompaggio della sabbia a granulometria controllata usata per il controllo della produzione di sabbia. Allo scopo sono state sviluppate tecniche specifiche di controllo della sabbia per pozzi orizzontali o filtri meccanici espandibili in situ, per evitare la necessità di pompaggio di fluidi e di trasporto di solidi. Presenza di più livelli produttivi La determinazione del numero di livelli da completare si pone come esigenza nei pozzi verticali che attraversano reservoir costituiti da più livelli produttivi o che presentano caratteristiche petrofisiche o fluidi di strato diversi. Nei pozzi orizzontali si verificano configurazioni simili quando nel reservoir multistrato (multilayer) si sono utilizzate traiettorie del pozzo a scalini. La configurazione di tipo multilayer in un pozzo orizzontale è molto rara ed è richiesta quando si vuole dividere il tratto orizzontale in diverse sezioni, gestibili poi più o meno singolarmente con valvole controllate dalla superficie sia in fase di produzione (per garantire un drenaggio ottimale del giacimento), sia in fase di iniezione (per garantire la stimolazione e/o l iniettività in caso di pozzi di iniezione d acqua). I tipi di completamenti multilivello sono elencati di seguito. Completamenti per produzione simultanea. In questo caso più livelli produttivi vengono aperti contemporaneamente miscelando la produzione. Sono completamenti molto semplici e vengono impiegati nel caso in cui tutti i livelli abbiano la stessa pressione e simili indici di produttività e contengano idrocarburi simili, altrimenti i livelli più permeabili tenderebbero a erogare meglio degli altri e, talvolta, potrebbero verificarsi travasi da un livello all altro (quando il pozzo viene chiuso e le pressioni al fondo tendono a bilanciarsi). Completamenti per produzione sequenziale. La sequenzialità della messa in produzione dei livelli si ottiene o attraverso interventi sul pozzo, mediante l apertura delle valvole di livello (sliding sleeves), oppure attraverso ricompletamenti, cioè aprendo alla produzione prima un livello (generalmente quello più profondo) poi estraendo la batteria di produzione e quindi ricompletando il pozzo in un livello superiore. VOLUME I / ESPLORAZIONE, PRODUZIONE E TRASPORTO 429

PERFORAZIONE E COMPLETAMENTO DEI POZZI fig. 4. Completamenti con produzione segregata: A, produzione iniziale simultanea; B, produzione sequenziale o alternata; C, tubing paralleli; D, tubing concentrici. singolo tubing doppio tubing A B C D Completamenti singoli con produzione segregata. In questo caso si utilizza un solo tubing di produzione ma i livelli vengono mantenuti separati da packer. Quando già si presume che i livelli inferiori verranno invasi dall acqua prima degli altri e se ne prevede in fase di progetto l esclusione, si può stabilire una produzione simultanea iniziale e successivamente segregata, a mezzo di sliding sleeves o tappi nel tubing (fig. 4 A); oppure una produzione sequenziale dal basso verso l alto o alternata aprendo singolarmente ciascun livello (fig. 4 B). Talvolta si può decidere di aprire alla produzione prima i livelli migliori fino a rendere le condizioni compatibili con quelle degli altri livelli (depletandoli), facendoli poi produrre tutti insieme. Completamenti multipli con produzione segregata. In questo caso i livelli sono fra loro separati da packer, come nel caso precedente, ma vengono utilizzati due o più tubing di produzione per poter realizzare una produzione contemporanea ma segregata da più livelli. Si possono utilizzare tubing paralleli (fig. 4 C) o tubing concentrici (fig. 4 D). Questi schemi di completamento si scelgono in genere quando non si vogliono o non si devono miscelare i flussi delle singole batterie di tubing. Gli schemi delle figg. 4 A e 4 B consentono sia la produzione simultanea (mista), sia la produzione segregata di ciascun singolo livello ma non contemporanea; permettono inoltre di segregare quei livelli che dovessero produrre acqua o gas in volumi indesiderati. Questi tipi di completamento possono anche essere utilizzati in modo creativo, per esempio installando dei regolatori di flusso o sfruttando eventuali livelli a gas per aiutare il sollevamento nei livelli a olio. Gli schemi mostrati nelle figg. 4 C e 4 D vengono utilizzati soprattutto nei giacimenti offshore dove la produzione da un unica string risulterebbe antieconomica, in quanto richiederebbe un numero di pozzi più elevato. Interfaccia tubing-casing L interfaccia tubing-casing, tranne nei completamenti costituiti dal solo tubing (packerless), che sono sempre meno frequenti per la scarsa sicurezza che offrono, è caratterizzata dal sistema packer. Tale sistema fornisce un ancoraggio meccanico del tubing alla parete del casing e una tenuta idraulica per separare fra loro i fluidi sopra e sotto il packer. Il packer è sostanzialmente costituito da cunei e controcunei (con durezza superficiale elevata) che si ancorano meccanicamente sulla parete del casing di produzione incidendolo. Nel movimento relativo tra i componenti durante la messa in presa l elemento di tenuta elastomerico viene compresso ed espanso contro il casing, isolando la zona sotto il packer, contenente idrocarburi, dalla zona sopra il packer, contenente il packer fluid (fig. 5). A seconda delle condizioni di lavoro si possono avere svariati tipi di packer: packer permanenti (retainer), sono usati in ambienti ostili cioè in presenza di alte pressioni, alte temperature e ambienti corrosivi, per completamenti di cunei di ancoraggio meccanico fig. 5. Il sistema packer. annulus con packer fluid connessione tubing/packer elementi di tenuta idraulica volume sotto packer 430 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

INGEGNERIA DI COMPLETAMENTO fig. 6. Testa pozzo composita. adapter flangiato per equipaggiamento wireline valvola di isolamento superiore cubo raccordo a 4 vie valvola generale asta di blocco elemento di tenuta secondario elemento di tenuta primario cunei elemento di tenuta secondario elemento di tenuta primario valvola braccio erogazione valvola generale automatica elemento di tenuta metallo/metallo tubing/croce tubing hanger corpo alloggiamento tubing hanger corpo di supporto e isolamento casing sezione di perforazione sezione di produzione cunei inversi testa di ancoraggio di base lunga durata e in ricompletamenti pianificati al di sopra della quota del packer, dove possono essere utilizzati come tappi per separare le zone inferiori; packer recuperabili (retrievable), sono generalmente utilizzati in ambienti relativamente poco ostili; vengono impiegati in completamenti di breve durata, in completamenti multilayer per separare i vari livelli e in ricompletamenti pianificati che richiedono accesso completo nel casing di produzione sottostante; packer permanenti recuperabili (permanent-retrievable), sono un ibrido delle configurazioni precedenti che, con l evoluzione della tecnologia, tende a sostituire i packer permanenti in applicazioni particolarmente complesse, soprattutto quando vengono impiegati acciai speciali (che richiederebbero tempi lunghi di fresaggio qualora fossero stati utilizzati packer permanenti). Interfaccia tubing-testa pozzo Pozzi a terra o su piattaforma La testa pozzo di perforazione sostiene e trasferisce al terreno, attraverso i casing superficiali, i carichi che gravano sul pozzo. Invece, la parte di testa pozzo di produzione (tubing spool) sostiene il tubing attraverso il tubing hanger e separa in superficie il flusso nel tubing dall annulus (spazio tra tubing e casing) della colonna di produzione. La testa pozzo può essere di tipo composito (fig. 6) con flange (si tratta della soluzione più economica ma con ingombri superiori), di solito usata per installazioni a terra, o di tipo compatto, tipica per piattaforme o cluster. La costruzione e i tipi di acciai utilizzati sono regolati dalle norme API (American Petroleum Institute) 6A (API, 2004). Il tubing spool sostiene la croce di produzione (christmas tree) che ha lo scopo di evitare la fuoriuscita dei fluidi in ambiente e di controllarne il flusso. La croce può a sua volta essere composita, formata da singole valvole flangiate, o integrale (fig. 7), con un solo o una serie di monoblocchi. La testa pozzo convenzionale (v. ancora fig. 6) può essere a croce od orizzontale; deve garantire la chiusura del pozzo in sicurezza in tutte le fasi della vita produttiva e l accesso in sicurezza al pozzo vivo per interventi attraverso il tubing anche durante l erogazione, per esempio nel caso di installazione di strumenti di fondo per la misurazione dei dati. Pozzi sottomarini Nei pozzi sottomarini la testa pozzo e la croce di produzione sono collocate sul fondo del mare. La testa pozzo durante l installazione è collegata all impianto tramite il VOLUME I / ESPLORAZIONE, PRODUZIONE E TRASPORTO 431

PERFORAZIONE E COMPLETAMENTO DEI POZZI adapter flangiato valvola di isolamento superiore valvola braccio erogazione fig. 7. Croce di produzione integrale. valvola braccio erogazione valvola generale automatica valvola generale manuale attacco per linee di controllo BOP (Blow Out Preventer) stack sottomarino (i BOP sono riuniti in gruppo stack per facilitarne la messa in opera), e a un tubo di collegamento (riser) con l impianto attraverso il sistema di tensionamento e di compensazione del moto ondoso. In funzione della profondità dell acqua, i BOP possono avere cavi guida (guide line; fig. 8) collegati all impianto tramite il telaio di guida posizionato al fondo (guide base), oppure possono esserne privi e utilizzare, durante la discesa e la localizzazione della testa pozzo, transponder acustici e videolocalizzatori (ROV, Remote Operated Vehicle). La testa pozzo di perforazione, la cui discesa avviene in un unica soluzione all inizio della perforazione del pozzo, è del tipo monoblocco a diametro interno costante. I corpi di supporto dei casing (casing hangers) sono posizionati uno sull altro o annidati uno all interno dell altro. Un alloggiamento apposito è dedicato al tubing hanger. Per ulteriori dettagli, v. cap. 3.7. Sistemi di tie-back offshore con testa pozzo su piattaforma. Fase di pre-drilling I pozzi esplorativi perforati con impianto jack-up, ove i BOP sono sull impianto in superficie e sono collegati al pozzo attraverso un tubo (marine riser), prevedono che i casing terminino in una apposita testa pozzo di perforazione posta a fondo mare. Terminata la fase di perforazione e test del pozzo, lo stesso viene sospeso minerariamente e chiuso a fondo mare. In caso di ripresa successiva del pozzo è necessario reintegrare fino in superficie le colonne necessarie almeno la colonna di produzione e il tubo di protezione dagli agenti meteomarini (conductor pipe) e la testa pozzo di reintegro, completa di croce di produzione, viene posizionata sulla struttura di produzione (monopode o piattaforma); tale processo di reintegro viene chiamato tie-back. Nello sviluppo dei giacimenti da piattaforma tale sistema è comunemente adottato quando vengono perforati i pozzi anticipatamente (pre-drilled) con impianti semisommergibili o a gambe estensibili, prima che jacket e piattaforma, pur munita di relativo impianto di perforazione, siano disponibili. Tale processo risulta più economico, perché consente di perforare i pozzi di sviluppo contemporaneamente alla costruzione delle strutture di produzione e quindi permette la messa in produzione del campo in modo più rapido rispetto a uno sviluppo sequenziale, che prevede prima la costruzione della piattaforma e successivamente la perforazione dei pozzi. Per il pre-drilling, fig. 8. Testa pozzo e croce sottomarina, sistema con linee guida (per cortesia Cooper Cameron Corporation, Cameron Division). corpo alloggiamento tubing hanger linea dell intercapedine con relative valvole di controllo modulo di controllo copertura tappo tubing hanger linea di produzione con relative valvole di controllo corpo esterno basamento 432 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

INGEGNERIA DI COMPLETAMENTO l impianto di perforazione si posiziona sulla verticale di una struttura reticolare di supporto fissata al fondo (template), che è un alloggiamento a protezione di una serie di teste pozzo, assimilabile a un cluster a terra. I pozzi vengono perforati in serie a fasi (stesso diametro di casing su tutti i pozzi), in modo da minimizzare i problemi logistici e ottimizzare quindi i tempi di esecuzione. La perforazione di ogni pozzo viene sospesa con l ultimo casing cementato al tetto del reservoir. Per far questo i BOP vengono spostati da un pozzo all altro sulla template; quindi i pozzi sono lasciati temporaneamente sospesi a fondo mare. Una volta installati il jacket e la piattaforma, ciascun pozzo viene reintegrato fino alla superficie per mezzo del conductor pipe, per la protezione ambientale del pozzo, e del casing di produzione, per fare da sostegno alla testa pozzo che verrà installata sulla piattaforma. La fase di apertura degli intervalli produttivi e la relativa messa in produzione vengono eseguite con l impianto costruito per la piattaforma. Criteri di progettazione della testa pozzo Le caratteristiche di una testa pozzo vengono definite in base alla classe di pressione (rating), alla specifica di prodotto (PSL, Product Specification Level), cioè al tipo di acciaio usato e alla classe di temperatura (TC, Temperature Class), secondo la normativa 6A dell API e ISO 10423:2003 (ISO, 2003). Classe di pressione. La pressione di esercizio (WP, Working Pressure) viene definita come la massima pressione cui il singolo elemento, in questo caso la testa pozzo, può essere soggetto durante la vita produttiva. Esistono sei classi di pressione operativa per le teste pozzo definite in modo convenzionale dall API: a) la prima per operare fino a 2.000 psi (13,8 MPa); b) la seconda per operare fino a 3.000 psi (20,7 MPa); c) la terza per operare fino a 5.000 psi (34,5 MPa); d) la quarta per operare fino a 10.000 psi (69 MPa); e) la quinta per operare fino a 15.000 psi (103,5 MPa); f) la sesta per operare fino a 20.000 psi (138 MPa). L aumento di classe si riflette in un aumento di costo, per questo la determinazione del rating adeguato riveste grande importanza. In mancanza di misure delle pressioni massime a testa pozzo, si assume come pressione di esercizio la pressione statica a fondo pozzo (SBHP, Static Bottom Hole Pressure), si pone cioè: WP SBHP. Questo approccio è evidentemente cautelativo e porta a sovradimensionamenti del sistema, critici quando ci si avvicina ai limiti tecnologici di costruzione (oggi intorno a 20.000 psi, cioè a 138 MPa), e di forte impatto sui costi. È opportuno quindi eseguire misure delle pressioni di testa durante i test sui pozzi esplorativi e porre WP STHP max SF, dove STHP max è la pressione statica massima di testa pozzo (STHP, Static Tubing Head Pressure) misurata e SF (Safety Factor) il coefficiente di sicurezza, scelto in base al margine di incertezza sulle misure, definito dalla compagnia (usualmente: SF 1,1 per pozzi a gas; SF 1,3 per pozzi a olio). Questo criterio prende in considerazione la pressione statica di testa pozzo, misurata durante un test dopo una chiusura del pozzo di una certa durata, che è equivalente alla pressione statica di fondo pozzo diminuita della pressione idrostatica generata dalla colonna di fluidi contenuti nel tubing (P idr ) e cioè: STHP SBHP P idr. Se il fluido contenuto nel tubing è un gas secco, quindi non soggetto a ulteriori cambiamenti di fase durante il periodo di misura (tipicamente 48 ore), si può assumere un valore del coefficiente di sicurezza (1,1) inferiore a quello che si assume nel caso di olio (1,3). L olio infatti, che in pozzo libera gas e quindi passa normalmente a uno stato bifase, durante la chiusura del pozzo tende a segregarsi nel tubing (con le parti pesanti al fondo e le parti leggere in testa). Poiché la dinamica di questo fenomeno può non essere conclusa al momento della misura, le pressioni misurate possono essere inferiori a quelle reali; per questo motivo si preferisce assumere un SF più alto per la determinazione del rating e un valore medio stimato di densità del fluido bifase nel tubing. Specifica di prodotto. È costituita da un range di valori (da 1 a 4) che definisce l insieme dei controlli di qualità cui i materiali devono essere sottoposti durante progettazione, costruzione e test; il valore massimo è quello che si applica per le condizioni di installazione più severe. La specifica di prodotto (PSL, Product Specification Level) dell equipaggiamento viene stabilita in base a un processo logico che valuta il livello di pressione di esercizio previsto e il contenuto eventuale di idrogeno solforato (H 2 S), composto altamente corrosivo per gli acciai e letale per le persone; nel caso in cui sia presente H 2 S, il PSL valuta anche le condizioni ambientali in termini di vicinanza a strutture civili e l applicabilità della specifica NACE (National Association of Corrosion Engineering) per la selezione dei materiali (standard MR 01-75; NACE, 2001). Lo scopo di questa valutazione di ambiente è quello di indicare al fabbricante criteri di progetto e costruzione (il PSL) adeguati alle diverse installazioni, per le reali condizioni di esercizio in base a una valutazione di rischio. Classe di temperatura. Definisce i limiti di applicabilità all interno di una delle classi a cui corrisponde poi la scelta dei tipi di acciaio. È frequente che una testa pozzo debba soddisfare più classi di temperatura simultaneamente e quindi la scelta dei relativi materiali deve essere molto oculata (per esempio in condizioni subartiche con variazioni di temperature da 40 C a 140 C). 3.7.3 Fluidi presenti in pozzo Fluido di completamento È il fluido presente in pozzo durante l installazione o la rimozione del completamento. Un buon fluido di completamento deve avere una densità tale da assicurare VOLUME I / ESPLORAZIONE, PRODUZIONE E TRASPORTO 433

PERFORAZIONE E COMPLETAMENTO DEI POZZI pozzo in completamento pozzo in produzione pozzo dopo controllo fluidi prima dell installazione BOP A BOP B testa pozzo C tappo nel tubing hanger 1 valvola 2 valvola di sicurezza 3 tubing 4 casing 5 cemento 6 packer fluid 7 fluido di completamento 8 packer barriera statica annulus 1(B) 4 5 6 tubing A 4 5 6 barriera dinamica A 4 5 7 barriera statica B 3(2) 8(6) 4 5 barriera statica C 3(2) 8(6) 4 5 fig. 9. Barriere di sicurezza. una pressione idrostatica superiore (di almeno 300 psi) a quella della formazione, contenere una quantità minima di solidi di appesantimento e, nel caso contenga solidi, generare un filtrato tale da non danneggiare i livelli mineralizzati. Deve inoltre avere una viscosità sufficiente a garantire la capacità di trascinamento. Si utilizzano raramente fanghi di perforazione a base di olio e, più comunemente, soluzioni saline (brine), pesanti o schiume. Per maggiori approfondimenti, v. cap. 3.5. Fluido di riempimento dell annulus (packer fluid) È il fluido statico presente nell annulus tra tubing e casing di produzione durante la vita del completamento. Può essere sia lo stesso fluido di completamento, sia un fluido appropriato, che deve garantire il mantenimento nel tempo della densità per bilanciare la pressione statica di giacimento a fondo pozzo (kill fluid), ovvero che deve, nel caso di perdita, rottura o rilascio della barriera costituita dal packer e dal tubing, essere in grado di colmatare il pozzo. In pozzi ad alta pressione e alta temperatura, ove i criteri di dimensionamento di tubing e casing sono tali per cui si è vicini al limite di accettabilità dei coefficienti di sicurezza, può essere raccomandabile avere un fluido non colmatante (a peso). In tali pozzi infatti l elevato carico idrostatico di un fluido con le caratteristiche di densità definite sopra (cioè con un gradiente di pressione maggiore di 1,8-2 bar/10 m), unito all accumulo di alta pressione alla testa dell annulus di produzione, causato da una possibile perdita del tubing, potrebbe provocare a fondo pozzo lo squarciamento del casing o il collasso del tubing, con conseguenze più critiche di quelle che si vogliono fronteggiare con la contropressione dovuta al packer fluid. Quest ultimo non è comunque mai da considerarsi una barriera di sicurezza. 3.7.4 Influenza della sicurezza sullo schema di completamento Qualunque sia il tipo di completamento da progettare, esistono dei requisiti minimi che vanno rispettati per garantire la sicurezza dell installazione nei confronti dell ambiente circostante e la sicurezza del personale che opera direttamente sul pozzo durante le operazioni di installazione, produzione e manutenzione, nonché per assicurare l incolumità di cose e persone che si trovano nelle vicinanze. Nelle diverse fasi sono presenti misure di sicurezza attive e passive. Per misure di sicurezza attive si intendono quelle gestite o gestibili durante l operazione (barriera dinamica); per misure di sicurezza passive quelle che devono garantire il contenimento dei fluidi a prescindere da interventi esterni (barriera statica; fig. 9). Il criterio normalmente accettato è quello di prevedere due barriere indipendenti, testabili separatamente, per avere un progetto sicuro. Barriera statica (primaria) La barriera statica è un elemento in grado di contenere il fluido e di isolarlo dall ambiente circostante senza la necessità di un intervento esterno. L attivazione della barriera può avvenire tramite la chiusura della valvola di sicurezza di fondo (fail safe) qualora, rimosso accidentalmente o volutamente (fail) l elemento di controllo (la 434 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

INGEGNERIA DI COMPLETAMENTO pressione idraulica), la barriera assuma la posizione di chiusura (safe). La barriera è tale solo se agisce nella direzione del flusso che si vuole ostruire. Per esempio il tubing da solo non costituisce una barriera ma lo diventa quando è collegato a un packer di fondo e se alla sua estremità vengono installate valvole di chiusura (tappi wireline, valvole christmas tree). Essa può essere testata sia in pressione sia in depressione. La downhole safety valve, inserita nel tubing, non viene normalmente considerata una barriera, in quanto opera come sicurezza in un solo senso, mentre nell altro senso consente il passaggio di fluido che eventualmente viene pompato in pozzo. Essa è tuttavia una sicurezza supplementare di emergenza imposta dalla politica di sicurezza della compagnia, in quanto agisce come risorsa di emergenza in caso di perdita accidentale della testa pozzo e quindi di possibile fuga del fluido di strato nell ambiente esterno. Nel presupposto delle due barriere indipendenti non viene quindi considerata. Barriera dinamica (secondaria) La barriera dinamica è un elemento in grado di contenere il fluido e di isolarlo dall ambiente circostante mediante il suo utilizzo in ambiente controllato; non è una barriera classica in quanto non le si può applicare il concetto di aperto/chiuso ed è difficile testarne l efficacia. Per esempio il fluido di completamento, più denso, è una barriera dinamica in quanto serve a contenere il fluido di giacimento grazie alla differenza di pressione che la diversa densità dei fluidi genera. In un intervallo aperto alla produzione garantisce la tenuta solo quando i due fluidi sono in equilibrio statico; in caso contrario, quando cioè la formazione assorbe il fluido di completamento, l equilibrio diventa instabile e il pozzo può cominciare a erogare, se non controllato, pompando nuovo fluido a peso in pozzo. Questo perché in seguito all assorbimento il livello nel tubing si abbassa e, se non compensato, causa a sua volta una riduzione di pressione sulla formazione e quindi può consentire l ingresso di idrocarburi in pozzo. Il fluido di completamento può essere considerato una barriera dinamica in quanto, per brevi periodi e sotto stretto controllo e osservazione, se ne possono sfruttare gli effetti durante le operazioni di sostituzione del tubing, in presenza della barriera statica fornita dal BOP. Il packer fluid invece, una volta installato, rimane statico durante la vita produttiva del pozzo fino alla prima manutenzione; così non può essere considerato una barriera perché, anche se ha densità tale da essere in grado di controllare il pozzo, nel tempo può subire un degrado delle proprie caratteristiche reologiche e quindi la sua densità può venire alterata. Scelta dei sistemi di sicurezza Fatte salve tutte le considerazioni precedenti sulle definizioni di barriera, la configurazione di sicurezza di cui si vuole sia equipaggiato un pozzo dipende dalle scelte del paese in cui si opera e della compagnia che lo gestisce e quindi non è assolutamente generalizzabile. Per esempio nelle tabb. 1 e 2 vengono riferiti alcuni criteri minimi cui il progettista si deve attenere qualunque sia l area geografica del mondo in cui si opera. Questi criteri minimi impongono l uso di valvole di sicurezza di fondo pozzo in modo da fornire una barriera di emergenza in caso di erogazione incontrollata del pozzo. Tali valvole devono essere del tipo fail safe, comandate dalla superficie, normalmente installate nei tubing di produ- tab. 1. Selezione delle valvole di sicurezza: applicazioni Tipi di valvole Valvola con meccanismo di chiusura a ciabatta recuperabile installata nel tubing Valvola a ciabatta recuperabile controllata dalla superficie installata con sistema wireline (WRSV, Wireline Retrievable Surface controlled flapper Valve) Storm chokes (valvole di sicurezza non controllate dalla superficie) Sistema di sicurezza anulare Valvole di iniezione recuperabili installate con sistema wireline Applicazioni Pozzi in piattaforme offshore Pozzi sottomarini Pozzi in presenza di H 2 S o CO 2 Pozzi con temperatura di superficie in erogazione maggiore di 130 C Come valvola inserita nel tubing per il sistema di valvole SCSSV recuperabili Come alternativa alla WRSV, quando c è un malfunzionamento nella linea di controllo; installata nel nipplo sottostante, con wireline Pozzi in gas lift Pozzi con ESP con scarico di gas Pozzi con pompe a getto (sotto le pompe) Tutti i pozzi chiusi VOLUME I / ESPLORAZIONE, PRODUZIONE E TRASPORTO 435

PERFORAZIONE E COMPLETAMENTO DEI POZZI tab. 2. Criteri di selezione delle valvole di sicurezza Tipi di pozzi Produzione di olio Produzione di gas Stoccaggio di gas Iniezione di gas Iniezione di acqua Sollevamento artificiale H 2 S nei fluidi prodotti Criteri Tutti i nuovi sviluppi offshore Tutti i pozzi a terra in erogazione spontanea Tutti i pozzi da ricompletare Tutti i pozzi isolati Tutti i nuovi sviluppi offshore Tutti i pozzi da ricompletare Tutti i pozzi Tutti i pozzi Tutti i pozzi Tutti i pozzi in gas lift, annulus del tubing Pozzi ESP al tubing, anche annulus in caso di evacuazione gas Tutti i pozzi zione e devono avere la stessa classe di pressione definita per tubing e croce di produzione. 3.7.5 Selezione dei materiali Note le caratteristiche di corrosività dei fluidi, è necessario procedere alla selezione dei tipi di acciai. È fondamentale iniziare questa attività con largo anticipo perché i test di controllo sui materiali esistenti o i test di qualifica di nuovi materiali, qualora necessari, richiedono tempi molto lunghi. La selezione dei materiali è fondamentale per la vita del pozzo perché possono essere presenti, oltre agli idrocarburi, H 2 S e/o CO 2, cloruri (Cl ), ossigeno (O 2 ), flora batterica aerobica e/o anaerobica. Quindi tubing, liner e croce di produzione, nonché il casing di produzione e la testa pozzo, devono essere resistenti al fenomeno corrosivo. Un oculata scelta degli acciai deve tenere conto della durata prevista per il completamento, che vengano effettuati o meno workover durante tutta la vita produttiva, e dei costi di investimento e operativi connessi a tale scelta. Metodi per ovviare alla corrosione in pozzo I metodi di controllo della corrosione possono includere una o più delle seguenti opzioni a seconda dell incidenza sul costo che il progetto può sopportare e delle strategie di sviluppo utilizzate: a) realizzazione del progetto prevedendo metalli con sovraspessore e pianificando gli interventi di sostituzione; b) scelta di acciai appropriati resistenti alla corrosione; c) riduzione delle tensioni; d) eliminazione delle piegature a corto raggio (sharp bends); e) eliminazione dei carichi impulsivi e/o delle vibrazioni; f) inibizione chimica mediante l uso di sequestranti (scavengers) di O 2 e/o H 2 S, il controllo del ph e l uso di inibitori; g) applicazione di rivestimenti interni; h) utilizzo di tubing in acciaio al carbonio con rivestimenti interni e/o inserti non metallici. La strategia di utilizzare metalli in sovraspessore si applica dove esistono condizioni di corrosione generalizzata negli acciai al carbonio, ovvero si selezionano tubing di spessore maggiorato; si prevede quindi la sostituzione del tubing a intervalli di tempo noti, per esempio quando si presume che dopo un certo periodo sarà necessario intervenire sul pozzo per problemi di giacimento. Le opzioni c, d ed e hanno lo scopo di eliminare lo stress in situazioni di SSC (Sulphide Stress Cracking). Esse sono legate alla configurazione e non sono sempre attuabili; possono comunque portare ad adottare sezioni miste ovvero sezioni di tubing in acciaio nobile (CRA, Corrosion Resistant Alloys) nelle zone più sollecitate e acciai al carbonio limitatamente alle zone meno sollecitate. La loro applicazione richiede un adeguata valutazione degli stati di stress lungo il tubing. L inibizione chimica con sequestranti è tipica di processi limitati nel tempo, per esempio durante la perforazione, oppure si applica ai fluidi in condizioni statiche, per esempio i packer fluids, onde evitare che nel tempo possano causare danni dovuti all azione dell ossigeno o della flora batterica. Per i fluidi di produzione/iniezione invece si fa uso di inibitori di corrosione, sostanze normalmente a base di ammina (v. cap. 5.4) che limitano o rallentano la corrosione, rivestendo con un sottile film la parete del tubing; in genere essi sono un complemento all utilizzo del sovraspessore. Gli inibitori sono normalmente aggiunti in piccole quantità (ppm) nei fluidi acidi prodotti, e in diversa concentrazione in tutti i fluidi iniettati. Ci sono vari metodi d uso degli inibitori nei pozzi produttori: a cuscini (batch treatment), iniettati in formazione (squeeze treatment), o lasciati a fondo pozzo in modo che vengano nel tempo trascinati dal fluido prodotto, oppure con iniezione continua. In quest ultimo caso per il loro trasporto al fondo si richiede l installazione di tubi di piccolo diametro (chemical injection lines) agganciati al tubing di produzione. L iniezione degli inibitori deve sempre essere abbinata a un sistema di rilevamento della corrosione in superficie per valutarne l efficacia durante la vita produttiva del pozzo, per esempio mediante provini con perdita di peso. Il costo specifico degli inibitori e il loro costo di gestione vanno attentamente valutati in sede di progetto, in quanto nel lungo termine possono essere comparabili con scelte apparentemente più costose quali l utilizzo di acciai nobili. I rivestimenti interni consistono nel foderare le pareti interne del tubing di produzione con resine bicomponente epossidiche polimerizzate a caldo. A tale riguardo esistono resine con resistenza agli aggressivi chimici di pozzo e alle alte temperature (130 C) che offrono una adeguata 436 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI