Istanzadipermessodiricerca Carità Pozzo esplorativo Cascina Daga 1 dir Programma Geologico e di Perforazione

Istanzadipermessodiricerca Carità esplorativo Cascina Daga 1 dir Programma Geologico e di Perforazione San Donato Milanese, gennaio 2014

Sommario 1. INFORMAZIONI GENERALI...3 1.1. DATI GENERALI...3 1.1.1. Ubicazione del Permesso...4 1.2. SCOPO DEL SONDAGGIO...7 1.3. UNITÀ DI MISURA UTILIZZATE NEL RAPPORTO...8 2. PROGRAMMA GEOLOGICO...9 2.1. INQUADRAMENTO GEOLOGICO...9 2.1.1. Schema strutturale regionale...9 2.1.2. Assetto strutturale...11 2.1.3. Schema tettonico - stratigrafico...14 2.1.4. Stratigrafia...16 2.1.5. Obiettivi della ricerca...18 2.2. INTERPRETAZIONE SISMICA...19 2.3. OBIETTIVI DEL POZZO...25 2.3.1 PROFONDITA TOTALE...26 2.4. SISTEMA PETROLIFERO...26 2.4.1. Reservoir...26 2.4.2. Rocce madri...26 2.4.3. Coperture...26 2.4.4. Trappole...26 2.5. PROFILO LITOSTRATIGRAFICO PREVISTO...27 2.6. RISCHI IN FASE DI PERFORAZIONE...28 2.7. POZZI DI RIFERIMENTO...29 2.7.1. Dati Raccolti Da Pozzi Limitrofi...30 2.8. GEOLOGIA OPERATIVA...32 2.8.1. Obiettivi...32 2.8.2. Servizi di Monitoraggio Geologico...32 2.8.3. Log...33 2.8.3.1. LWD Logging While Drilling...33 2.8.3.2. WLL Wireline Logging...33 2.8.4. Mud Logging...37 2.8.4.1. Campionamento geologico...37 2.8.4.2. Rilevamento in continuo di sostanze nocive...37 2.8.4.3. Rilevamento e monitoraggio di gas nel flusso di ritorno del fango...38 2.8.5. Carotaggi di Fondo...41 2.8.6. Carotaggi di Parete...41 2.8.7. Prove di Produzione...41 2.8.8. Previsione e Programmi...42 2.8.9. Acquisition Master Plan...43 2.9. INGEGNERIA DI POZZO...44 2.9.1. Riassunto del Progetto del Casing...44 2.9.2. Gradienti di densità dei fanghi...48 2.9.3. Programma Fanghi e Fluidi di Perforazione...49 2.9.4. Temperature...51 2.9.5. Anidride Carbonica...52 2.9.6. Solfuro di Idrogeno....53 2.9.7. Problemi di Perforazione Attesi...53 2.9.8. Attrezzature dei BOP e Test....53 2.9.9. Calcoli Di Resistenza Del e Tolleranza ad un Kick...55 1

3. PROCEDURE OPERATIVE...57 3.1. RIASSUNTO DELLE OPERAZIONI...57 3.2. VELOCITÀ DI AVANZAMENTO...58 3.3. COMMENTI GENERALI...59 3.4. VERIFICHE PRIMA DELLA PERFORAZIONE...60 3.5. TUBO GUIDA 20 (PRE-POSIZIONATO)...61 3.5.1. Descrizione Schematica...61 3.6. SEZIONE FORO 16...61 3.6.1. Descrizione Schematica...61 3.6.2. Preparazione...62 3.6.3. Esecuzione Foro 16"...63 3.6.4. Discesa Casing 13 ⅜"...64 3.6.5. Cementazione Casing 13-⅜"...66 3.6.6. Installazione Testa e BOP...67 3.7. SEZIONE FORO 12 ¼...68 3.7.1. Descrizione Schematica...68 3.7.2. Preparazione...68 3.7.3. Esecuzione Foro 12-¼"...69 3.7.4. Discesa Casing 9-⅝"...71 3.7.5. Cementazione Casing 9 ⅝"...73 3.7.6. Installazione del Casing Hanger e Montaggio BOP...74 3.8. SEZIONE FORO 8-½...75 3.8.1. Descrizione Schematica....75 3.8.2. Preparazione...75 3.8.3. Esecuzione Foro 8-½"...76 3.8.4. Log Elettrici nel Foro 8 ½...77 3.8.5. Esecuzione dei Log...77 3.8.6. Discesa Liner 7...77 3.8.6.1. Posa Liner 7...77 3.8.6.2. Cementazione Liner 7"...79 3.8.7. Esecuzione dei Log...81 3.9. COMPLETAMENTO...81 3.10. PROVE DI PRODUZIONE...83 3.11. CHIUSURA MINERARIA...83 ELENCO DELLE FIGURE...91 ELENCO DEGLI ALLEGATI...91 2

1. INFORMAZIONI GENERALI 1.1.DATI GENERALI Permesso: Titolarità: : Classificazione: Provincia: Regione: Comune: CARITÀ Apennine Energy S.p.A. (50% RU) Apennine Oil & Gas Spa (50%) Appraisal (APS) Treviso Veneto Nervesa della Battaglia Coordinate geografiche di superficie: (Sferoide: Int. 1924; Datum: Roma 1940) Coordinate geografiche di superficie: (Gauss-Boaga; Datum: Roma 1940) Coordinate geografiche di fondo pozzo: (Sferoide: Int. 1924; Datum: Roma 1940) Coordinate geografiche di fondo pozzo: (Gauss-Boaga; Datum: Roma 1940) Quota Piano Campagna: Quota Tavola Rotary: LONG. LAT. X Y LONG. LAT. X Y 61 m slm 68.71 m slm -0 12'04,72" 45 47'58,98" 1752652 me 5076958 mn -0 12'17,31" 45 48'06,31" 1752371 me 5077173 mn Obiettivo: Miocene (Tortoniano) Profondità finale: 1931,15 mtvdss /1999,86 mtvd / 2053,74 mmd Impianto: Drillmec HH220 3

1.1.1.Ubicazione del Permesso Figura 1 4

SPRESIANO TREVISO Figura 2: Mappa stradale dell area del permesso 5

Figura 3: Ubicazione geografica del sondaggio Il cantiere è ubicato nella zona agricola del Comune di Nervesa della Battaglia pertinente alle zone dedicate all attività estrattiva, circa 3,8 Km dal centro urbano, con accesso dalla S.S. N. 13 poi in via Busco e successivamente via Santi, fino al cancello di accesso delle cave; la viabilità è strutturata per il traffico pesante dato che è utilizzata per i mezzi di trasporto di inerti. 6

1.2.SCOPO DEL SONDAGGIO Il sondaggio ha lo scopo di investigare una struttura (denominata Nervesa) ubicata all estremità settentrionale della pianura Veneta, ad una ventina di km a Nord di Treviso. In particolare il sondaggio attraverserà una serie di livelli di arenarie della Formazione delle Marne di San Donà (Tortoniano) già evidenziate mineralizzate a gas nei pozzi Nervesa 1 e Nervesa 1 Dir A. Gli obiettivi a gas mappati presenti nelle Marne di San Donà, evidenziano una struttura profonda a partire dai 1400 m costituita da un anticlinale allungata in direzione NNW-SSE, limitata sul fianco orientale da una faglia inversa e sul fianco occidentale dalla sua back, a Nord un altra faglia inversa la separa dalla culminazione denominata S.Andrea. L insieme di strutture delinea un sistema compressivo/transpressivo, innalzato rispetto all area circostante. Il sondaggio si fermerà alla profondità di 1931,15mTVDSS / 1999,86mTVD / 2053,74 mmd. 7

1.3.UNITÀ DI MISURA utilizzate nel rapporto Le unità di misura utilizzate per la compilazione del programma, qualora non specificato diversamente sono le seguenti: GRANDEZZA Profondità Pressioni UNITÁ DI MISURA m bar oppure psi Gradienti di pressione kg/cm 2 /10m Temperature C Pesi specifici Lunghezze Pesi Volumi Diametri bit & casing Peso materiale tubolare Volume di gas Plastic viscosity kg/l oppure g/l m tons oppure ql m 3 oppure l Inches lb/ft oppure Kg/m Smc Centipoise Yeld & gel g/100cm 2 Salinità Profondità misurata (Measured Depth) da Tavola Rotary Profondità Verticale Vera (True Vertical Depth) da Tavola Rotary Profondità Verticale Vera sotto il livello del mare (True Vertical Depth Subsea) ppm oppure g/l di NaCl Equivalente mmd mtvd mtvdss 8

2.PROGRAMMA GEOLOGICO 2.1.INQUADRAMENTO GEOLOGICO 2.1.1.Schema strutturale regionale L area in esame (figure 1 e 2) è una porzione della pianura veneto - friulana che rappresenta la superficie di riempimento di età terziaria e quaternaria di un bacino deposizionale situato all estremità nord-orientale della microplacca adriatica. Si tratta dell avampaese condiviso fra il settore orientale delle Alpi meridionali e quello degli Appennini settentrionali. Il primo corrisponde ad una catena a thrust con vergenza meridionale, sviluppatosi a partire dal Paleogene, mentre il secondo è una catena a thrust con vergenza nord - orientale formatasi dal Neogene (Massari, 1990; Doglioni, 1993). Il fronte alpino più meridionale è sepolto sotto la piana alluvionale pedealpina. Il settore più meridionale della pianura veneta, invece, è stato influenzato fin dal Miocene superiore dall attività di espansione verso nord dell avampaese appenninico, i cui thrust più esterni si trovano sepolti al di sotto dell attuale corso del fiume Po. In posizione inferiore rispetto ai sovrascorrimenti che hanno generato la cosiddetta flessura frontale, che costituisce la prima fascia del rilievo prealpino, si trova la prima linea di thrust sepolti al disotto della pianura, cui appartiene la struttura di Nervesa; questo allineamento di strutture sepolte è frazionato e complicato da componenti trascorrenti lungo le faglie di svincolo (tear fault) che frazionano il fronte del sovrascorrimento. 9

Figura 4: Schema regionale 10

2.1.2.Assetto strutturale La struttura di Nervesa si presenta come una anticlinale allungata in senso N-S, con l asse principale coniugato a basso angolo con la tear fault principale che costituisce lo svincolo tra le strutture avanzate di Arcade / Nervesa orientata NNW- SSE. All interno della struttura si evidenziano faglie inverse di minore entità parallele all asse principale ed immergenti verso lo stesso, a delineare una flower structure non pienamente espressa che potrebbe rappresentare l evoluzione di una drag fold (figure 5 e 6). Figura 5: Assetto strutturale. A tratteggio si evidenzia il margine della Piattaforma Friulana 11

Figura 6: Assetto strutturale In una struttura di questo tipo l orientamento del vettore di stress principale (sigma1) appare perpendicolare alla direzione di massimo allungamento della struttura, quindi E-W. 12

Figura 7: Linea sismica 303-77 Figura 8: Schema interpretativo 13

2.1.3. Schema tettonico - stratigrafico La storia geologica dell area del permesso è stata caratterizzata e condizionata da diversi cicli tettonici legati alle fasi distensive del Mesozoico e a quelle compressive del Terziario e del Pleistocene: 1. L area poggia su un basamento metamorfico di età Ercinica correlabile all episodio metamorfico Panafricano del Cambriano superiore. 2. Durante il Permiano, l inizio della tettonica distensiva provoca la fuoriuscita di magma con la messa in posto del cosiddetto Piastrone Porfirico Atesino. 3. Il Permiano superiore fu caratterizzato da una grande trasgressione marina durante la quale si depositarono sabbie, argille e calcari di mare basso (sedimenti di piattaforma carbonatica). Questa fase durò fino al Carnico inferiore. 4. Nel Norico superiore e nel Retico nella zona bellunese, inizia ad instaurarsi un bacino a direzione N-S. 5. Il Giurassico risente fortemente dell apertura del Bacino Ligure- Piemontese che, grazie agli effetti distensivi, porta anche nelle successioni bacinali regionali alla differenziazione di alti strutturali con permanenza di condizioni di piattaforma (Piattaforma Friulana e Piattaforma Veneta) e bassi strutturali con deposizione di facies bacinali (Bacino di Belluno). 6. Il Cretacico vede la ricomparsa delle piattaforme carbonatiche ma denuncia i prodromi dell orogenesi alpina con le prime facies di flysch mesozoici che avranno la loro massima espressione nel Cenozoico. Con il Toarciano la Piattaforma Veneta passa a piattaforma profonda ed infine a bacino. Quella Friulana invece rimane in condizioni di mare basso. 7. La sedimentazione continua fino all Aptiano superiore quando iniziò il ciclo compressivo alpino. Sulla piattaforma Friulana proseguiva la sedimentazione carbonatica con ambienti di reef, back reef e fore reef mentre nel bacino e sulla piattaforma Veneta i sedimenti cominciano ad avere un contenuto pelitico per tutto il Cretaceo. 14

8. Con il Paleocene anche la piattaforma Friulana annegò e su tutta l area si depositarono dei sedimenti prevalentemente marnosi. 9. Nell Eocene medio si depositarono, nella zona orientale, il Flysch di Belluno mentre nell area occidentale si hanno le effusioni vulcaniche dei Colli Euganei. 10. Nell Oligocene la successione fin qui descritta, era ormai emersa o in fase di emersione a seguito delle spinte orogenetiche delle fasi eo-mesoalpine. In questa fase si depositarono le Glauconie di età cattiana. 11. La sedimentazione riprendeva nell Aquitaniano (Miocene inferiore) con sedimenti terrigeni di mare basso. 12. La riduzione del livello del mare fino al suo ritiro definitivo è documentata da una potente sequenza di marne siltose del Serravalliano e delle successive alternanze di areniti e siltiti del Tortoniano. 13. Oltre alle deformazioni tettoniche, l evoluzione plio - quaternaria è stata fortemente influenzata dall evento Messiniano (circa 5 milioni di anni fa) che, in risposta all abbassamento del livello del Mediterraneo, causò l emersione dell area e l azione di notevoli processi erosivi fluviali. Questi portarono alla riorganizzazione del reticolo fluviale e diedero origine a molte delle principali valli alpine e delle maggiori depressioni esistenti nel substrato della pianura. Tali elementi hanno poi guidato la sedimentazione marina pliocenica e quella marina e alluvionale quaternaria (Fig. 3). 14. Prevalenti conglomerati poligenici ed eterometrici a clasti di natura carbonatica e subordinate siltiti ed arenarie chiudono, nel Messiniano, la successione colmando l avanfossa e testimoniando l emersione definitiva dell intera catena. 15

2.1.4. Stratigrafia La successione stratigrafica nell area del permesso è costituita dai carbonati mesozoici di piattaforma (Cretaceo), dalla Formazione Gallare (Oligocene), dalle Glauconie di Cavanella (Miocene inferiore), dalla Formazione delle Marne di San Donà (Tortoniano), dai Conglomerati del Montello (Messiniano) e dalle sequenze conglomeratiche di piana deltizia (Plio-Pleistocene). La Formazione Gallare è, a causa di una fase erosiva, assente sugli alti strutturali, come nell alto di Nervesa e nella parte settentrionale del permesso. Le sequenze mesozoiche nella parte settentrionale del permesso sono riconducibili agli affioramenti dei settori Perialpini, mentre per la parte meridionale si deve far riferimento alle vicine serie appenniniche terziarie. Le sequenze prevalentemente carbonatiche mesozoiche e paleoceniche appartengono al Dominio della Piattaforma Friulana mentre i cicli clastici terziari che si sovrappongono, sono dovuti alla formazione di bacini e avanfosse creatisi con le orogenesi dinarica ed alpina. Dal Pliocene, con fasi alterne, gli innalzamenti dell area alpina hanno determinato una blanda monoclinale con immersione verso il mare Adriatico e con la deposizione di sequenze tipiche del margine padano orientale. I livelli mineralizzati dell area sono costituiti da livelli arenacei (doloareniti) presenti all interno della Formazione delle Marne di San Donà. Questa serie rappresenta, dal punto di vista evolutivo, la colmatazione delle aree depresse che si formarono nel Tortoniano in seguito all avanzamento verso sud del fronte alpino. 16

Figura 9: Profilo litostratigrafico 17

Gli apporti provenienti da nord e diretti verso sud prendevano origine dallo smantellamento dei rilievi alpini. Infatti, salendo nella serie dal basso verso l alto, i sedimenti tendono a diventare sempre meno distali per passare a deltizi nel Messiniano con i Conglomerati del Montello. Dal punto di vista litologico le Marne di San Donà sono costituite da marne ed argille più o meno siltose con livelli di sabbie passanti ad arenarie (doloareniti). 2.1.5. Obiettivi della ricerca La ricerca petrolifera nell area del permesso si è sviluppata perseguendo i temi strutturali nelle serie carbonatico clastiche. Dal 1970 al 1988 sono stati acquisiti circa 800 km di linee sismiche 2D e sono stati eseguiti cinque pozzi per un totale di 13.170 m perforati L esplorazione condotta da ENI ha portato alla scoperta dei giacimenti a gas di Nervesa e Arcade nelle sequenze arenaceo-marnose del Miocene. La struttura di Nervesa era stata perforata dall ENI nel 1985 con due pozzi (Nervesa 1 e Nervesa 1 Dir A) e si è dimostrata mineralizzata a gas in alcuni intervalli di sabbie del Tortoniano (Miocene medio-superiore). La culminazione nord della struttura è stata invece perforata da Apennine Energy nel 2013, modificando e precisando, grazie alle nuove misure di velocità, l interpretazione geofisica e la comprensione della struttura. Rilievi Sismici Acquisiti (km) Anno Esplosivo Vibroseis Hydropulse Totale 1970 5.322 5.322 1971 6.308 6.308 1976 8.621 8.621 1977 6.254 5.405 11.659 1983 26.257 26.257 1986 32.840 32.84 1987 4.306 13.388 17.694 Totale 108.701 18

2.2. INTERPRETAZIONE SISMICA Sono state interpretate alcune linee sismiche (Figura 5). I dati sono di scarsa qualità, ma la presenza di una serie conglomeratica a circa 1200 m al di sopra della Formazione delle Marne di San Donà tende a mascherare il segnale per la notevole variabilità areale sia in termini di spessori che di litologia. Gli orizzonti sismici interpretati corrispondono, dal basso verso l alto: 1. Top carbonati. 2. Top livello 5 3. Top livello 8 4. Top livello 9a 5. Top livello 12 6. Top livello 14a 7. Top livello 15 8. Base dei Conglomerati Del Montello (Messiniano). L ultimo orizzonte corrisponde alla Unconformity principale dell area che culmina nell alto di Nervesa. Con le nuove misure di velocità in foro sono state aggiornate le mappe in profondità (figure 11-15) confermando una interpretazione leggermente differente del rilievo. 19

20 TRV-76-06-V TRV-76-06-V 361 370 380 390 400 410 420 430 440 450 460 470 480 490 500 510 520 525 TV-303-83-V TV-303-83-V 580 590 600 610 620 630 640 650 660 670 680 690 699 TV-363-86-H TV-363-86-H 1000 1010 1020 1030 1040 1050 1060 1070 1080 1090 1100 1110 1120 1130 1140 1150 1160 1170 1180 1190 1200 1210 1220 1230 1240 1250 1260 1270 1280 1290 1300 1310 1320 1330 1340 1350 1360 1370 1380 1390 1400 1410 1420 1430 1440 1450 1460 1470 1480 1490 1500 1510 1520 1530 1540 1550 1560 1570 1580 1590 1600 1610 1620 1630 1640 1650 1660 1670 1680 1690 1700 TV-303-77 TV-303-77 1021 1030 1040 1050 1060 1070 1080 1090 1100 1110 1120 1130 1140 1150 1160 1170 1180 1190 1200 1210 1220 1230 1240 1250 1260 1270 1280 1290 1300 1310 1320 1330 1340 1350 1360 1370 1380 1390 1400 1410 1420 1430 1440 1450 1460 1470 1480 1490 1500 1510 1520 1524 TV-330-86-V TV-330-86-V 1520 1530 1540 1550 1560 1570 1580 1590 1600 1610 1620 1630 1640 1650 1660 1670 1680 1690 1700 1710 1720 1730 1740 1750 1760 1770 1780 1790 1800 1810 1820 1830 1840 1850 1860 1870 1880 1890 1900 TV-332-86-V TV-332-86-V 1741 1750 1760 1770 1780 1790 1800 1810 1820 1830 1840 1850 1860 1870 1880 1890 1900 1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050 2060 2070 2080 2090 2100 2101 TV-351-86-V TV-351-86-V 1901 1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 2030 2040 2050 2060 2070 2080 2090 2100 2110 2120 2130 2140 2150 2160 2170 2180 2190 2200 2210 2220 2230 2240 2250 2260 2270 2280 2290 2300 TRV-76-03-V TRV-76-03-V 450 460 470 480 490 500 510 520 530 540 550 560 570 570 POR-20 scan 130 140 150 160 170 180 190 200 210 220 230 240 250 260 270 TV-304-83-V scan 529 519 509 499 489 479 469 459 449 439 429 419 409 399 389 379 369 Nervesa 01 Nervesa 01 Dir A Nervesa 02 Dir 0 2500 m 500 1000 1500 2000 Scale = 1:40000 285000 290000 5073500 5078500 285000 290000 X/Y: Meters 5073500 5078500 N Figura 10: Volume sismico interpretato

Figura 11: Limite Plio-pleistiocenico Sant Andrea 1 Dir ST 1 Nervesa 1 Figura 12: Base del Conglomerato del Montello top Marne di S. Donà 21

Sant Andrea 1 Dir ST 1 Nervesa 1 Figura 13: Top Livello 15 22

Sant Andrea 1 Dir ST 1 Nervesa 1 Figura 14: Base Top Livello 9a 23

Sant Andrea 1 Dir ST 1 Nervesa 1 Figura 15: Top Livello 5 24

2.3. OBIETTIVI DEL POZZO Il sondaggio ha lo scopo di investigare la parte nord occidentale della struttura di Nervesa. In particolare il sondaggio attraverserà una serie di livelli di arenarie della Formazione delle Marne di San Donà (Tortoniano) già evidenziate mineralizzate a gas nei pozzi Nervesa 1 e Nervesa 1 Dir. In particolare: 1. Verificare l estensione della scoperta a gas, livello 9a, di Nervesa 1 dir entro la formazione miocenica delle Marne di San Donà in una posizione situata a 300 m a NNW del pozzo Nervesa 1 e 800 m a Sud del pozzo Sant Andrea 1Dir. Il Top del livello 9a è previsto a 1818,82mSS 2. Confermare il potenziale minerario dei livelli 12-5, dove si sono avuti notevoli manifestazioni di gas durante la perforazione del pozzo Nervesa 1 dir; il top del livello 12 è previsto a 1628mTVDSS la base del livello 5 è prevista a 1698 mtvdss. 3. Valutare il potenziale minerario dei soprastanti livelli sabbiosi 15-13 delle Marne di San Donà. Il top del livello 15 è previsto a 1551,38-1432 mtvdss. 4. Acquisire dati geologici e di log per determinare le caratteristiche litologiche e petrofisiche delle unità del reservoir. 5. Acquisire dati di pressione dai singoli livelli di sabbia mineralizzata a idrocarburi e determinare il gradiente di pressione per ogni intervallo mineralizzato; misurare il gradiente di pressione nelle sabbie con acquifero dove appropriato e determinare ogni contatto di fluidi nel pozzo. 25

6. Identificare le zone mineralizzate a idrocarburi sfruttabili per l eventuale completamento in pozzo. 2.3.1 PROFONDITA TOTALE Il sondaggio si fermerà alla profondità di 2054 mmd ossia alla profondità di 2000mTVD 1931 m TVDSS. 2.4. SISTEMA PETROLIFERO 2.4.1. Reservoir I reservoir dell area del permesso sono: Le sequenze sabbiose della Formazione delle Marne Di San Donà (Tortoniano) che sono già state individuate nei pozzi Nervesa 1, Nervesa 1 Dir A, Arcade 1 e Sant Andrea 1 dir. 2.4.2. Rocce madri Il gas rinvenuto nei pozzi Nervesa 1, Nervesa 1 Dir A, Arcade 1 e Sant Andrea 1 dir è di origine biogenica generato nei livelli argillosi delle formazioni mioceniche, mentre l olio, che puo essere trovato nei calcari, è di origine più profonda ed è generato nelle formazioni mesozoiche dei Bacini Friulano e Bellunese. 2.4.3. Coperture La copertura dei reservoir è costituita dall ampia presenza di argilla nella sezione miocenica. 2.4.4.Trappole Le trappole previste nell area sono prevalentemente strutturali ma non è esclusa la presenza di trappole stratigrafiche. Infatti i pozzi Nervesa1, Nervesa1 Dir e Sant Andrea 1dir hanno evidenziato la buona correlabilità dei livelli calcarenitici con marcate variazioni di spessore degli orizzonti marnosi e marnoso-argillosi, che contribuiscono a definire la struttura mista delle trappole. Le trappole previste sono di tipo esclusivamente strutturale; tutti i pozzi perforati nel Permesso Carità: Nervesa 1, Nervesa 1 Dir, Sant Andrea 1 dir ST1, Arcade 1 e 26

Cusignana 1 hanno evidenziato una buona correlabilità di tutti i livelli calcarenitici che, seppure con spessori variabili, hanno indicato una estesa e continua deposizione su tutta l area in esame. 2.5. PROFILO LITOSTRATIGRAFICO PREVISTO Il profilo litostratigrafico previsto per il pozzo Cascina Daga 1dir e gli spessori delle diverse formazioni (Fig. 8) sono stati desunti sulla base dell interpretazione sismica, integrata con dati dei pozzi presenti nell'area ed in particolare il pozzo Nervesa 1. Le profondità verticali espresse in metri sono riferite al livello P.C. = + 61,0 m slm. Le profondità dei top formazionali hanno una tolleranza verticale di ± 10 m. PC (m) MD (m) TVD (m) TVDSS (m) Formazione (Età) Descrizione Litologica 0,0 312,3 7,71 320,0 7,71 320,0 68,71 251,3 ALLUVIONE (Pleistocene-Olocene). Ghiaie grossolane, ghiaie grossolane a matrice sabbiosa, ghiaie grossolane a matrice argillosa, argille, livelli conglomeratici. Conoidi alluvionali (megafan) legati al Piave. 312,3 1243,2 320,0 1250,91 320,0 1209,3 251,3 1140,6 CONGLOMERATI DEL MONTELLO (Messiniano). Banchi di ghiaie poligeniche e conglomerati varicolori, con intercalazioni di sabbie da fini a grossolane e argille grigiastre e marroncine; ambiente di conoide e lacustre. 1243,2 2046,0 1250,91 2053,7 1209,3 1999,8 1140,6 1931,0 MARNE DI SAN DONÀ (Tortoniano). Marna grigio chiaro-verdastra e bruno scura talora leggermente siltosa con intercalazioni di calcare arenaceo, grigio chiaro e brunastro. Calcare chalky biancastro e rari livelletti di conglomerato poligenico, di arenarie e di silt. 27

2.6. RISCHI IN FASE DI PERFORAZIONE La traiettoria del pozzo non interseca faglie. I rischi di perforazione sono quindi legati alla presenza dei livelli conglomeratici della formazione del Conglomerato del Montello, che all interfaccia con le intercalazioni marnose risultano poco cementati. Il profilo di deviazione è stato appositamente disegnato al fine di ridurre al minimo tali rischi di instabilità del foro durante l attraversamento della serie conglomeratica e sulla base dell esperienza maturata durante la perforazione del pozzo Sant Andrea 1Dir. Si ritiene pertanto che il profilo di deviazione e le tecniche di perforazione che verranno utilizzate consentano di mitigare in maniera efficace i rischi. mmd mtvd mtvdss Tavola Rotary 0,0 0,0 + 68,7 Piano Campagna 7,7 7,7 + 61,0 20" Tubo Guida 35 35 + 33,7 Livello Mare 68,7 68,7 0,0 Colonna 13-3/8" 320,0 320,0 251,3 Fase 16" 330,0 330,0 261,3 KOP 400,0 400,0 331,3 EOC 1 894,9 881,5 812,8 DOP 1194,9 1157,3 1088,6 TOL 1195,5 1158,9 1090,2 Colonna 9-5/8" 1346,5 1300,0 1231,3 Fase 12-1/4" 1356,5 1309.6 1240,9 EOC 2 1550,0 1499,8 1431,1 Liner 7" 2043,74 1990,8 1921,1 Profondità Finale 2053,74 1999,8 1931,1 MD: Measured Depth: profondità misurata da tavola rotary TVD True Vertical Depth: profondità verticalizzata da tavola rotary TVDSS True Vertical Depth Subsea: profondità verticalizzata da livello mare 28

2.7. POZZI DI RIFERIMENTO Nell area sono stati perforati alcuni pozzi con stratigrafia confrontabile, ma come principale riferimento sono stati utilizzati i pozzi Nervesa 1 e Nervesa 1 Dir A ubicati a circa un centinaio di metri a sud del sondaggio. POZZI PERFORATI NELL AREA Anno Profondità Classe Esito Cusignana 1 1987 2306 m NFW Dry Merlengo 1 1987 2754 m NFW Dry Arcade 1 1986 2300 m NFW Gas Nervesa 1 1985 3754 m NFW Gas Nervesa 1 Dir A 1985 2056 m NFW Gas Sant Andrea 1 dir 2013 2178 m NFW Gas 29

2.7.1. Dati Raccolti Da Pozzi Limitrofi Sono stati raccolti i dati dal pozzo Nervesa 1 perforato nel 1985 dall Agip. Le informazioni ricavate non hanno fornito i dati relativi al test di integrità della formazione ed il pozzo è stato perforato con una densità massima di fango pari a 1,23 sg non vi sono indicazioni che lascino presagire regimi di pressione anormali. Gradiente IDRAULICO Liv. 9A (Report Studio Reservoir 1990 pag 13/26): = 0,113 Kg/cm2 a/m Pressione di fratturazione Datum SSL Pressure kg/cm2 kg/cm2 a Roccia impermeabile Roccia permeabile Congl.del Montello 100,0 11,3 12,3 15,6 14,7 200,0 22,6 23,6 32,4 30,2 300,0 33,9 34,9 49,8 46,1 400,0 45,2 46,2 67,5 62,2 500,0 56,5 57,5 85,6 78,6 600,0 67,8 68,8 103,9 95,1 700,0 79,1 80,1 122,3 111,8 800,0 90,4 91,4 140,9 128,6 900,0 101,7 102,7 159,7 145,5 1.000,0 113,0 114,0 178,6 162,4 1.100,0 124,3 125,3 197,6 179,5 Base Congl.del Montello 1.200,0 135,7 136,7 216,7 196,7 Marne di San Donà Liv. 15 1.390,0 157,1 158,1 253,2 229,4 Marne di San Donà Liv. 9A 1.610,0 182,0 183,0 295,9 267,7 Marne di San Donà Liv. 9B 1.616,7 182,8 183,8 297,2 268,9 Marne di San Donà Liv. 5 1.840,0 208,0 209,0 340,9 307,9 TDSS 1.924,0 217,5 218,5 357,4 322,7 30

Figura 16: Pressione Prima di cominciare la perforazione saranno confezionati 25 m³ di fango a base di acqua e a densità 1400 g/l. Essi saranno tenuti come sicurezza del pozzo in fase di perforazione per eventuali manifestazioni. 31

2.8. GEOLOGIA OPERATIVA 2.8.1. Obiettivi Gli obiettivi del programma di Geologia Operativa sono: 1. assicurare che tutte le operazioni inerenti alla Geologia Operativa contemplino e rispettino le norme di sicurezza stabilite dalla Committente; 2. supportare l Unità di Perforazione durante tutte le operazioni di perforazione del pozzo; 3. controllare l efficienza dei servizi che saranno resi alla Geologia Operativa: Surface Logging, Logging While Drilling e Wireline Logging. 4. controllare la qualità (QC) dei dati prodotti sia digitali che cartacei resi alla Geologia Operativa; 5. validare la presenza di idrocarburi e la saturazione negli intervalli di reservoir; 6. determinare la natura e l età della sezione perforata; 7. monitorare i parametri essenziali per il funzionamento in sicurezza del pozzo, specificamente le pressioni della formazione (pressione dei pori); 8. determinare il legame tra i dati sismici e i dati del pozzo. 2.8.2. Servizi di Monitoraggio Geologico Un geologo della Committente sarà presente in loco nei punti critici del pozzo, quali: 1. definire il settaggio delle scarpe delle colonne; 2. monitorare la fase obiettivo con controllo costante del campionamento, delle manifestazioni a gas e della spedizione puntuale della rapportistica di pozzo via posta elettronica. 3. decidere la profondità finale; 4. assistere alla registrazione dei log wireline finali, con particolare attenzione all acquisizione delle misure di pressione, se richieste. Durante tutte le altri fasi della perforazione del pozzo, lo stesso geologo redigerà un Rapporto Geologico Sommario Giornaliero che invierà secondo una lista di 32

distribuzione validata dalla Committente. Sarà anche responsabile della raccolta, validazione e distribuzione di tutti i dati di surface logging, deviazione e quant altro venga prodotto in cantiere e non distribuito dall Unità di Perforazione. Vedere anche figura 17 (Acquisition Master Plan). 2.8.3. Log 2.8.3.1. LWD Logging While Drilling Il servizio sarà espletato durante la perforazione della sezione di foro da 8-½ con l acquisizione in real-time del gamma ray. Raggiunta la profondità finale ed estratta la batteria di perforazione, i dati memory dovranno essere recuperati e messi a disposizione della Committente nel più breve tempo possibile. Lo scopo del servizio è quello di un monitoraggio while drilling dell intera sezione obiettivo ed in particolare della sequenza dei livelli calcarenitici tortoniani. Il sensore gamma ray sarà inserito nell attrezzo MWD della deviazione ed avrà un offset di circa 17m dallo scalpello. La temperatura statica prevista è di 24 C ad inizio fase e di 50 C a fine fase (vedere figura 20). 2.8.3.2. WLL Wireline Logging Il servizio sarà ragionevolmente espletato da Weatherford ed eseguito a conclusone della fase da 8-½. Fase 8-½in da 1356,5mMD/1309,6mTVD a 2053,7mMD/1999,8mTVD (Profondità Finale) Suite 1 Run 1 Discesa 1 Combinazione dell attrezzatura con relative lunghezze e distanza dei sensori dallo zero della combinazione Quad Combo Array MAI/MFE/MSS/MPD/MDN/MCG Max OD: 62mm HFS: MAI: MFE: MSS: SKJ: MPD: MDN: MCG: SHA: MTA: MCC: Compact Hole Finder Compact Induction Compact Focussed Electric Compact Sonic Compact Knuckle Joint Compact Density/Caliper Compact Neutron Compact Comms Gamma Compact Swivel Head Adaptor Compact Tool Adaptor Tension Cablehead 0,24m 3,83m 5,68m 9,50m 10,16m 13,08m 14,61m 17,26m 17,96m 18,43m 19,16m RILD: RILM: VEC0: FEFC: DT35: PDPE: DEN: CLDC: NPRL: CGXT: GRGC: Deep Induction Medium Induction Shallow Induction Shallow FE Compensated Sonic PE Compensated Density Density Caliper Neutron Porosity External Temperature Gamma Ray 0,79m 0,79m 0,79m 4,18m 5,79m 10,33m 10,35m 10,94m 13,15m 14,23m 15,12m MAI è l attrezzo array induction che produce cinque profondità di investigazione a 20in, 30in, 40in, 60in e 85in. MFE è l attrezzo shallow-focused electric che fornisce misure di resistività ad alta risoluzione verticale e bassa profondità di investigazione. MSS è l attrezzo Sonic che misura il ritardo compressionale della formazione a cinque spaziature con 1ft e 2ft di risoluzione verticale. MDP è l attrezzo photodensity che fornisce massa volumetrica, diametro del foro e fattore fotoelettrico (Pe) per determinare la litologia e la porosità. MDN è l attrezzo dual neutron che fornisce la porosità. MCG è l attrezzo gamma ray che combina gamma ray, temperatura e casing-collar locator (CCL). 33

Suite 1 Run 1 Discesa 2 CMI/GR (Max OD: 104mm) Combinazione dell attrezzatura con relative lunghezze e distanza dei sensori dallo zero della combinazione HFS: Pressure Bung + Hole Finder 0,28m GRGC: Gamma Ray 7,92m MIE: Compact Electrode Section 4,53m MIM: Compact Memory Section 5,95m MIS: Compact Inline Bowspring sub 7,69m MCG: Compact Comms Gamma 10,34m SHA: Compact Swivel Head Adaptor 11,04m MTA: Compact Tool Adaptor 11,51m MCC: Tension Cablehead 12,24m CMI è l attrezzo micro imager che acquisisce l immagine elettrica della formazione. L attrezzo dispone di 8 pattini: 4 superiori e 4 inferiori indipendenti. GR è l attrezzo gamma ray ed è usato per correlazione. Nota: la discesa di questo attrezzo è contingente all esito minerario del pozzo e all esigenza di un analisi dipmeter e/o livelli sottili (TLA). Suite 1 Run 1 Discesa 3 MFT/GR (Max OD: 89mm) Combinazione dell attrezzatura con relative lunghezze e distanza dei sensori dallo zero della combinazione Compact Hole Finder 0,24m GR: Gamma Ray Compact Repeat Formation Tester 4,41m CGXT: External Temperature Compact Comms Gamma 7,06m Compact Swivel Head Adaptor 7,76m Compact Tool Adaptor 8,23m Tension Cablehead 8,96m HFS: MFT: MCG: SHA: MTA: MCC: MFT è l attrezzo formation pressure tester che acquisisce misure di pressione della formazione. GR è l attrezzo gamma ray ed è usato per correlazione. L acquisizione delle misure di pressione avverrà in discesa. Il numero e la profondità delle stazioni sarà fornita subito dopo l acquisizione e la valutazione mineraria del log Quad Combo Array. Nota: anche questa discesa è contingente all esito minerario del pozzo ed alla valutazione della permeabilità dei livelli obiettivo. Suite 1 Run 1 Discesa 4 HBC-UGR-CCL (Max OD: 86mm) Combinazione dell attrezzatura con relative lunghezze e distanza dei sensori dallo zero della combinazione Bul Plug 0,05m AM3F: Amplitude 3ft Roller Centralizer 1,42m TM3: Travel Time 3ft Compensated Sonic 6,04m XY5: XY Signature 5ft Roller Centralizer 7,41m GR: Gamma Ray Flexible Joint 8,46m CCL: Collar Locator Gamma Ray 9,86m Communication Cartridge 11,26m Casing Collar Locator 12,18m Swivel Head 13,01m Crossover 13,32m Cablehead 14,05m BUL: CEN: HBB: CEN: FTP: UGR: WCC: CCL: SWH: XOV: CBH: 2,48m 2,48m 2,49m 2,49m 2,79m 9,46m 11,93m HBC è l attrezzo high-resolution borehole compensated sonic che misura la velocità acustica del cemento per una valutazione della cementazione. UGR è l attrezzo universal gamma ray che misura la radioattività naturale in pozzo ed è usato per correlazione. CCL è l attrezzo casing collar locator. La discesa viene effettuata per valutare la cementazione eseguita alle spalle della colonna da 9-⅝in. La registrazione si fermerà dopo 100m dal top del cemento (TOC). Nota: lo stesso attrezzo sarà disceso, in caso di successo minerario del pozzo, per valutare la cementazione del liner da 7in. Suite 1, Run 1, Discesa 5 Combinazione dell attrezzatura con relative lunghezze e distanza dei sensori dallo zero della combinazione VSP Check Shot Il servizio sismica di pozzo sarà eseguito registrando stazioni da fondo pozzo ogni 80m sino alla più superficiale stazione attendibile, con geofono ASR-1 (advanced seismic receiver) in pozzo e vibratore in superficie posto a ± 50m da centro pozzo e con azimuth da valutare in fase di acquisizione. L etichettatura dei file (file labelling) dovrà seguire il seguente criterio: - CD1D_08.50inHole_MAI/MFE/MCG_LogData_0000-0000m - CD1D_08.50inHole_MAI/MFE/MCG_LogPlot_0000-0000m_200MD - CD1D_08.50inHole_MAI/MFE/MCG_LogPlot_0000-0000m_200TVD 34

- CD1D_08.50inHole_MAI/MFE/MCG_LogPlot_0000-0000m_1000MD - CD1D_08.50inHole_MAI/MFE/MCG_LogPlot_0000-0000m_1000TVD Dove: - CD1D è l acronimo del nome del pozzo - 08.50inHole è la diametria del foro - MAI/MFE/MCG è la sigla dei principali log acquisiti - LogData / LogPlot è il tipo di dato - 0000-0000m è l intervallo di registrazione (senza decimali) - 200MD è la scala misurata (Measured Depth) 1:200-200TVD è la scala verticalizzata (True Vertical Depth) 1:200-1000MD è la scala misurata (Measured Depth) 1:1000-1000TVD è la scala verticalizzata (True Vertical Depth) 1:1000 LISTA DI DISTRIBUZIONE DEI DATI WIRELINE LOGGING Log Data Log Plot Destinatario Indirizzo 1 1 1 Apennine Energy Via Angelo Moro, 109 20097 San Donato Milanese MI 2 1 1 Sound Oil Via Angelo Moro, 109 20097 San Donato Milanese MI 3 1 1 UNMIG Bologna Via Zamboni, 1 40125 Bologna BO Dati Log in formato LAS da cantiere e formato DLIS da centro di calcolo Log Plot in formato PDS e/o PDF La presentazione dei log di cantiere (field log) dovrà comprendere le seguenti sezioni: 1. Testata in formato API. 2. Remarks. 3. Tool sketch. 4. Well sketch. 5. Logging Speed. Il controllo della corretta velocità di acquisizione dei vari servizi dovrà essere facilitata da opportune rappresentazioni grafiche (profilo e/o istogramma) inserite nel log di cantiere. 6. Job event summary. In questa sezione, in forma di tabella, saranno raccolti in forma progressiva (data e tempi) le fasi principali della operazione di logging. 35

7. Main log in scala 1:1000 e in scala 1:200. Le curve presentate nei main log, secondo le specifiche del punto 1, dovranno essere chiaramente identificate con i loro acronimi e con le annotazioni First Reading e di Casing Shoe. 8. Curve di controllo di qualità. Potrebbero essere disponibili per alcuni servizi allo scopo di rendere più semplice la valutazione della qualità dei dati acquisiti. Se queste curve (voltaggi interni, correnti, fasi, attenuazioni, conteggi, segnali, ecc.) fossero disponibili dovranno essere presentate come una componente essenziale del log. 9. Parametri, sampling rate e opzioni di filtraggio opzionali. Ogni costante e/o parametro utilizzato durante l acquisizione per il calcolo di curve secondarie, le eventuali informazioni circa le correzioni ambientali effettuate While Drilling dovranno essere chiaramente espressi in una apposita sezione del Field Log. In questa sezione saranno inserite anche le informazioni relative al sampling rate delle curve ed eventuali opzioni di filtraggio. 10. Versione del software di acquisizione. 11. Repeat section in scala 1:200. La repeat section sarà di una lunghezza minima di 200 feet (65 metri), scelta in collaborazione con il cliente, preferibilmente in corrispondenza di un intervallo di foro regolare e comprendente zone di interesse minerario. Le curve acquisite durante la fase di repeat saranno confrontate con le curve main alla scala 1:200. 12. Eventuale re-logging di zone con responsi anomali. Qualsiasi sezione in corrispondenza della quale i valori delle curve log siano considerati anomali dovranno essere ripetute e la causa delle anomalie dovrà essere investigata per tempo in modo che si possano adottare le necessarie decisioni operative. 13. Calibrazioni. Le informazioni sulle calibrazioni dovranno comprendere i dati relativi a Master Calibration (comprese eventuali scadenze delle calibrazioni per i vari attrezzi) e le verifiche Before e After Survey. Qualsiasi parametro che ecceda i limiti di tolleranza specificati per ciascun servizio dovrà essere chiaramente identificato e segnalato per tempo al Geologo di Cantiere. 36

2.8.4. Mud Logging Il servizio sarà espletato per tutta la durata delle operazioni di perforazione del pozzo dalla superficie (fase 16 ) sino alla profondità finale (fase 8½ e comprendera la raccolta di dati e la trasmissione quotidiana all operatore, come qui di seguito riportato: 2.8.4.1.Campionamento geologico Analisi e descrizione dei cutting compreso l esame per luminescenza utilizzando solventi adatti al rilevamento di idrocarburi. Confezionamento ed etichettatura dei campioni. Deve essere tenuto un registro accurato della trasmissione di tutti i campioni spediti dal pozzo. Intervalli di prelievo dei campioni Foro Campione Umido Campione Secco 16in 2 campioni da 250 g ogni 20 m 2 campioni da 100 g ogni 20 m 12-¼in 2 campioni da 250 g ogni 20 m 2 campioni da 100 g ogni 20 m 8-½in 2 campioni da 250 g ogni 10 m 2 campioni da 100 g ogni 10 m La frequenza di campionamento durante la fase da 8-½in potrà essere temporaneamente aumentata in seguito a manifestazioni di idrocarburi significative, a discrezione del geologo della Committente. Conferimento dei campioni LISTA DI DISTRIBUZIONE DEI CAMPIONI Umido Secco Destinatario Indirizzo 1 1 1 Apennine Energy Via Angelo Moro, 109 20097 San Donato Milanese MI 2 1 1 UNMIG Via Angelo Moro, 109 20097 San Donato Milanese MI 2.8.4.2. Rilevamento in continuo di sostanze nocive Per effettuare il monitoraggio delle miscele esplosive verranno utilizzate: n 2 sensori H2S Draeger Polytron (range:0-100 ppm) n 2 sensori HC Draeger (range: 0-99 % LEL) n 2 unità ripetitrici di allarme acustico e luminoso (unità ATEX) installato in campo e collegato al pannello di allarme interno alla unità 37

Parametri di processo: n 1 sensore Block Height (Encoder) per il rilevamento della posizione della taglia n 1 sensore Hook Load Totco per il rilevamento del peso alla taglia n 1 sensore RPM (Rotary speed) di prossimità n 1 sensore di Torsione (pinza amperometrica) n 2 sensori di prossimità per la misurazione dei colpi pompa n 1 sensore di pressione GE Druck (Standpipe Pressure) n 1 sensore per il rilevamento del fango in uscita (Mud Flow Out ad ultrasuoni) n 4 sensori ad ultrasuoni per il rilevamento del livello del fango nelle vasche (compresa Trip Tank) n 2 sensori per il rilevamento della densità del fango (In & out) Altra attrezzatura disponibile: n 3 display a colori per l'ufficio del Company Man, ufficio deviatore e ufficio toolpusher per visualizzazione dati real time. n 1 monitor per il piano sonda Tutti i dati sono registrati e riportati in un grafico continuo in modo che possano essere consultati anche a posteriore per analizzare eventuali problemi accorsi durante tutte le fasi della perforazione del pozzo, e saranno viisonabili da almeno tre postazioni differenti. 2.8.4.3. Rilevamento e monitoraggio di gas nel flusso di ritorno del fango Analisi cromatografica dei gas dal Metano (C 1 ) al Pentano ( n C 5 ). Monitoraggio dei gas nel flusso di ritorno utilizzando dati forniti dalle apparecchiature di perforazione Monitoraggio dei gas totali 38

Raccolta dati di perforazione computerizzati. Utilizzando i dati digitali forniti dal sistema di sensori delle apparecchiature di perforazione: Monitoraggio continuo dei dati del pozzo e di perforazione. Registrazione e memorizzazione dei dati. Monitor di visualizzazione nell unità diagrafia fanghi, nell ufficio del Supervisore della Perforazione, nell ufficio del Responsabile dell Impianto di Perforazione HDI, monitor a prova di esplosione nella console del Perforatore. Stampa delle registrazioni in ordine di tempo. Stampa delle registrazioni in ordine di profondità. Recupero e utilizzo dei dati. Idraulica online (Bingham & Power Law). Calcolo del ritardo online. Preparazione dei rapporti. Il master log, in scala 1:1000MD e 1:1000TVD, includerà le seguenti informazioni: Velocità di avanzamento. Litologia dei cutting in percentuale. Litologia della formazione interpretata. Gas idrocarburi totali. Risultati dell analisi cromatografica. Descrizione dei cutting, litologia e commenti. Dati dello scalpello. Parametri rilevanti di perforazione. Dati di deviazione. Dati sul fluido di perforazione. Intervalli di test e carotaggio. Rapportistica. La Contrattista, fornirà i seguenti rapporti: Master log quotidiano. Descrizione e analisi dei cutting, compreso l esame di luminescenza. 39

Monitoraggio, registrazione e reporting continuo dei gas contenuti nel flusso di ritorno del fango e analisi dei gas da C 1 a nc 5. Monitoraggio, analisi, registrazione e reporting continuo dei volumi dei fanghi e dei parametri di perforazione, inclusa la segnalazione di eventi e tendenze anomale. Correlazione litologica dei cutting, analisi delle registrazioni e valutazione degli idrocarburi con i dati dei pozzi limitrofi forniti dall Operatore. Preparazione e invio di rapporti giornalieri, come richiesto dal personale Apennine Energy in situ. Completamento del registro generale del pozzo, utilizzando il formato di presentazione indicato da Apennine Energy. Fornitura dei servizi di valutazione dei dati di perforazione computerizzati. Preparazione di rapporti post-perforazione del pozzo. Trasmissione dei dati in cantiere Giornalmente, alle ore 06:00, la seguente documentazione dovrà essere preparata e consegnata al Geologo di Cantiere e/o al Supervisore alla Perforazione Documento Scala Formato 1 Rapporto Geologico X 2 Master Log 1:1000 MD / 1:1000 TVD X 3 Gas Ratio Log 1:1000 MD / 1:1000 TVD X 4 Drilling Log 1:1000 MD / 1:1000 TVD X 5 Dati Profondità X 6 Dati Tempo X A fine pozzo dorà essere spedito il Rapporto Finale del (Final Well Report) PDF XLS L etichettatura dei file (file labelling) dovrà seguire il seguente criterio: - CD1D_RG_00_YYYYMMDD - CD1D_MasterLog_0000-0000m_1000MD - CD1D_MasterLog_0000-0000m_1000TVD - CD1D_GasRatioLog_0000-0000m_1000MD - CD1D_GasRatioLog_0000-0000m_1000TVD 40

- CD1D_DrillingLog_0000-0000m_1000MD - CD1D_DrillingLog_0000-0000m_1000TVD - CD1D_DataDepth_0000-0000m - CD1D_DataTime_YYYYMMDD Dove: - CD1D è l acronimo del nome del pozzo - RG è il Rapporto Geologico - 00 è il numero progressivo del Repporto Geologico - 0000-0000m è l intervallo di registrazione (senza decimali) - YYYYMMDD è l anno, il mese, e il giorno di riferimento - 1000MD è la scala misurata (Measured Depth) 1:1000-1000TVD è la scala verticalizzata (True Vertical Depth) 1:1000 Trasmissione dei dati dal Cantiere Giornalmente, alle ore 07:00, i dati dovranno essere spediti agli uffici della Apennine Energy ai seguenti indirizzi di posta elettronica: APENNINE ENERGY S.p.A. Via Angelo Moro, 109 20097 San Donato Milanese MI Nominativo Posizione Indirizzo di Posta Elettronica Luca Madeddu Amministratore Delegato luca.madeddu@apn-energy.com Leonardo Spicci Direttore Progetto Badile leonardo.spicci@apn-energy.com Francesca Barreca Liaison fb@apn-energy.com Stefano Rossi Ambiente stefano.rossi@apn-energy.com Cesare Introzzi Esplorazione cesare.introzzi@apn-energy.com Daniele Tripone Geofisica daniele.tripone@apn-energy.com 2.8.5. Carotaggi di Fondo Non è previsto il prelievo di carote di fondo. 2.8.6. Carotaggi di Parete Non è previsto il prelievo di carote di parete. 2.8.7. Prove di Produzione In caso di riscontro di evidenze di mineralizzazione ad idrocarburi da log e manifestazioni, si confermerà il completamento del pozzo per eseguire le prove di produzione. Obiettivi Gli obiettivi del test saranno: 41

raccogliere campioni rappresentativi degli idrocarburi prodotti; determinare l erogabilità immediata del livello; calcolare le caratteristiche della formazione in termini di permeabilità e danneggiamento. Confermare la pressione statica del livello. Procedure Vedere paragrafo 3.10 2.8.8. Previsione e Programmi Data Depth MD TVD TVDSS Tavola Rotary 0,0 0,0 + 68,7 Piano Campagna 7,7 7,7 + 61,0 20" Tubo Guida 35,0 35,0 + 26,0 Livello Mare 68,7 68,7 0,0 Base Ghiaie del Piave 300,0 300,0 231,3 Colonna 13-3/8" 320,0 320,0 251,3 Fase 16" & KOP 330,0 330,0 261,3 Base Plio-pleistocene 525,7 525,4 456,7 EOC 1 894,9 881,5 812,8 DOP 1194,9 1157,3 1088,6 TOL 1195,5 1158,9 1090,2 Top Marne di San Donà 1250,9 1209.3 1140,6 Colonna 9-5/8" 1346,5 1300,0 1231,3 Fase 12-1/4" 1356,5 1309,6 1240,9 EOC 2 1550,0 1499,8 1431,1 Top Livello 15 1551,4 1500,7 1432,0 Top Livello 14 1581,2 1530,7 1462,0 Top Livello 13 1721,3 1669,7 1601,0 Top Livello 12 1748,8 1696,7 1628,0 Top Livello 9A 1818,8 1766,7 1698,0 Top Livello 7A 1869,4 1816,7 1748,0 Top Livello 6 1916,4 1863,7 1795,0 Top Livello 5 1953,7 1900,7 1832,0 Base Livello 5 1960,4 1906,7 1838,0 Liner 7" 2043,7 1989,8 1921,1 Profondità Finale 2053,7 1999,8 1931,1 MD Measured Depth: profondità misurata da tavola rotary TVD True Vertical Depth: profondità verticalizzata da tavola rotary TVDSS True Vertical Depth Subsea: profondità verticalizzata da livello mare 42

2.8.9. Acquisition Master Plan mmd mtvdss DEVIAZIONE 7,7 + 61,0 35,0 + 38,7 320,0 251,3 330,0 261,3 0,00º 400,0 331,3 N307,47º 23,17º 894,9 812,8 N307,47º 23,17º 1194,9 1088,6 N307,47º 1196,5 1090,2 P R O G N O S I FORMAZIONE C O N G L O M E R A T I d e l M O N T E L L O LITOLOGIA MARKER LWD WLL FORO FANGO PC 20 CP 16 12-1/4 FW-GE-PO (1,05kg/l) 13-3/8 CSG KOP EOC HBC-UGR-CCL FW-KC-PO (1,10-1,15kg/l) TUBAGGIO DOP TOL RIFERIMENTO TR 250 500 750 1000 1250 ACQUISIZIONE DATI SURFACE LOGGING Contrattista: BAKER HUGHES Tipo Frequenza Set Lavati e Asciugati Ogni 20m D/20 CP A/9-5/8 CSG 2 Non Lavati Ogni 20m D/20 CP A/9-5/8 CSG 2 Lavati e Asciugati Ogni 10m D/9-5/8 CSG A/TD 2 Non Lavati Ogni 10m D/9-5/8 CSG A/TD 2 Il campionamento comincierà subito dopo la scarpa del tubo guida da 20. Un infittimento potrebbe essere richiesto durante la perforazione degli obiettivi, in caso di manifestazioni a gas. LOGGING WHILE DRILLING (LWD) Contrattista: WEATHERFORD Sezione Intervallo Sensore 8-1/2 1356,5 2063,7mMD Gamma Ray Il sensore gamma ray è inserito nell attrezzo MDW della deviazione, con lo scopo di controllare la fase 8-1/2 durante la sua perforazione e di definire con precisione la profondità finale. La distanza del sensore gamma ray dallo scalpello è di circa 17m. WIRELINE LOGGING (WLL) Contrattista: WEATHERFORD Sezione Intervallo Attrezzo Quad Combo Array CMI 8-1/2 1356,5 2063,7mMD MFT HBC-UGR-CCL (9-5/8 CSG) Check-shot Il colore rosso evidenzia gli attrezzi che scenderanno in pozzo solo in caso di successo minerario del pozzo. Il log di micro immagini (CMI) e le misure di pressione (MFT) inoltre, saranno registrati/acquisite in funzione dell eventuale analisi per dipmeter e/o livelli sottili e sulla base di una valutazione della permeabilità dei livelli obiettivo. La valutazione della cementazione del liner da 7 verrà eseguta successivamente in fase di completamento. LEGENDA CCL = Casing Collar Locator CMI = Micro Imager HBC = High- Resolution Borehole Compensated Sonic Quad Combo Array (MAI = Induction MFE = Focused Resistivity MSS = Sonic MDP = Density/Caliper MDN = Neutron MCG = Comms Gamma SHA = Swivel Head Adaptor MTA = Tool Adaptor MCC = Tension Cable Head) MFT = Formation Pressure Tester UGR = Universal Gamma Ray 1304,8 1191,5 16,07º 1346,5 1231,3 N307,47º 1356,5 1240,9 9-5/8 CSG M A R N E d i S A N D O N À 6,48º 1551,4 1432,0 N307,50º L15 1581,2 1462,0 Lα-γ 1634,7 1515,0 L14a 1652,8 1533,0 L14b 1688,8 1569,0 1704,3 1584,0 1721,3 1601,0 1748,8 1628,0 1775,5 1655,0 1826,6 1705,0 1859,1 1738,0 1869,3 1748,0 1916,4 1795,0 1953,7 1832,0 2043,7 1921,2 6,48º 2053,7 1931,1 N307,50º L14c L14d L13 L12 L11 Gamma Ray L9a-b L8 L7a-e L6a-d L5 Quad Combo Array / CMI / MFT / HBC-UGR-CCL / Check-shot 8-1/2 FW-KC-GL (1,15-1,25kg/l) TD 2054mMD (2000mTVD, 1931mSS) 7 LNR 1500 1750 2000 Formazioni interessate dalla perforazione Ghiaie del Piave Conglomerati del Montello Marne di San Donà Obiettivi del pozzo, mineralizzati a gas Arenarie e/o Calcareniti Figura 17: Acquisition Master Plan Temperatura statica di fondo pozzo: 50 C (calcolata con un gradiente areale medio di 2,11 C/100m) 43

2.9. INGEGNERIA DI POZZO 2.9.1. Riassunto del Progetto del Casing Conductor pipe da 20 fino a ± 35 mmd Il conductor pipe (tubo guida) da 20 verrà disceso fino a 35 m dal piano campagna oppure fino a rifiuto pari a 1-2 mm per colpo. Lo scopo del conductor pipe è quello di fornire un supporto alla formazione e per evitare frane in caso di assorbimenti e proteggere le formazioni superficiali dall invasione dei fluidi di perforazione. Casing da 13-⅜ fino a ± 320 mmd Lo scopo di tale casing è quello di isolare strati superficiali non consolidati, isolare acquiferi superficiali e raggiungere una profondità tale da garantire un integrità sufficiente per le fasi successive. Il casing verrà cementato a giorno. Casing da 9-⅝ fino a ± 1346 mmd / ± 1300 mtvd Lo scopo di questo casing è quello di isolare formazioni intermedie e di raggiungere una formazione con integrità sufficiente per garantire la perforazione delle formazioni del Miocene nella fase da 8-½ con potenziali leggere sovrappressioni. Idealmente la scarpa del casing dovrà essere discesa fino alla quota di inizio rientro della deviazione alla quota di ± 1346 mmd / ± 1300 mtvd. Posizionando il casing a tale profondità si permetterà l investigazione dell intera sezione del Miocene, che ha mostrato manifestazioni di gas nel pozzo Nervesa 1 e Sant Andrea 1 Dir 44

Liner da 7 fino a ± 2043,7 mmd / ± 1990 mtvd (TOL ± 1195,5 mmd / ± 1158,9 m TVD) Il foro da 8-½ rientrerà fino ad una inclinazione di 6,8 al top del livello 15 e intersecherà tutti gli obiettivi del pozzo mantenendo la stessa inclinazione. La discesa del liner da 7 sarà connessa ai risultati dei log elettrici. Il liner verrà disceso solamente qualora si evidenziasse interesse ad eseguire delle prove di produzione in un qualsiasi orizzonte produttivo individuato nella sezione da 8- ½. Il liner verrà disceso con una sovrapposizione di circa 140 m nella scarpa del casing da 9-⅝ e verrà cementato completamente fino al punto più elevato del liner. Progetto del Casing. I parametri di progetto utilizzati sono la combinazione di raccomandazioni API per i fattori di Cedimento e Collasso, oltre a numerose altre raccomandazioni da parte di autori vari ed aziende operative in materia di Tensione. Inoltre, viene eseguito un controllo per garantire che il casing possa sopportare 50,000 kgf di sovratiro ed essere ancora il 10% al di sotto del limite di snervamento minimo. Fattori di Sicurezza del Progetto Resistenza allo Schiacciamento 1.11 Resistenza ai Giunti 1.75 Resistenza allo Snervamento 1.75 Resistenza allo Snervamento Interno 1.11 45

Casing Modalità dell Anomalia Proprietà Meccaniche Fattore di Sicurezza 13-⅜", 54.5#/ft, K55, BTC 320 mmd/320 mtvd 9-⅝", 47#/ft, N80, Metal seal 1346 mmd/1300 mtvd 7", 29#ft, N80, Metal seal 1195,5 mmd/1158,9 mtvd 2043,7 mmd/1990 mtvd Cedimento 18,9 MPa 5,10 Collasso 7,8 MPa 1,68 Tensione 380.000 dan 7,26 Cedimento 47,3 MPa 2,.00 Collasso 32,8 MPa 1,45 Tensione 483.000 dan 2,84 Cedimento 56,3 MPa 2,62 Collasso 48,4 MPa 2,07 Tensione 301.000 dan 3,67 Né i calcoli relativi al cedimento né i calcoli relativi al collasso tengono conto di carichi di backup. I calcoli relativi al cedimento presuppongono una colonna piena di fango nel casing e l intercapedine piena d aria. I calcoli relativi al collasso presuppongono una colonna piena di fango nell intercapedine e il casing pieno d aria. I calcoli relativi alla tensione presuppongono il peso totale in sospensione del casing sul giunto superiore in aria, carico da colpo e pressione di prova tenuta. Per i casing 9-⅝" e 7 i calcoli sono stati eseguiti considerandoli di produzione. 46

parete 20", 0.625, X52, saldatura 20 a 35 m M D TR Sezione da 16 Perforazione con fango a base di FW - GE - PO a densità 1.1 kg/l Gradiente di pressione dei pori stimato = 1.03 kg/cm ² /10m 13 3 / 8 ", 54.5 lb/ft, K55, BTC sotto la parte alta del casing 1 3 3 / 8" a 320 m MD PTR Sezione da 12 ¼ Perforazione con fango a base di FW - KC - PO a densità 1,15 / 1.2 kg/l Gradiente di pressione dei pori stimato = 1.03 kg/cm ² /10m 9 5 / 8 ", 47 lb/ft, N80, Metal seal 9 5 / 8 a 1346 m MD 1300 m T VD TOL parte alta del liner 1200 mmd 11 62 m T VD Sezione da 8 ½ Perforazione con fango a base di FW - KC - GL a densità 1. 2 / 1, 3 kg/l Gradiente di pressione dei pori stimato = 1.03 kg/cm ² /10m Eventuale Liner Metal Seal 7", 29 lb/ft, N80 7" a 2044.0m MD 1990 m TVD TD 20 5 4m MD 20 00 m TVD Figura 18: Schema 47

2.9.2. Gradienti di densità dei fanghi 0 200 400 CSG 13-3/8" a 320,0mMD Foro 16" a 330,0mMD 600 800 mtvd 1000 1200 1400 CSG 9-5/8" a 1346,5mMD Foro 12-1/4" a 1356,5mMD 1600 1800 Gradiente Previsto 2000 Densità del Fango PT 2063,7mMD Densità del Fango SA1DST G = 1,00 G = 1,10 G = 1,20 G = 1,30 2200 0 50 100 150 200 250 300 Kg/cmq Figura 19: Gradiente di densità dei fanghi 48

2.9.3. Programma Fanghi e Fluidi di Perforazione Verrà utilizzato un fango inibitore a base di polimeri KC, in quanto presenta i seguenti vantaggi in rapporto ad altri fanghi a base d acqua: Proprietà inibitorie migliori in argille molto reattive La copertura di glicole dell acciaio previene l imballamento dello scalpello Più elevate performance con scalpelli PDC Migliore stabilità del foro Migliore potere lubrificante Il programma fanghi completo è riportato in allegato. Dopo aver battuto un CP da 20 alla profondità di circa 35 mmd si procederà con la perforazione del pozzo in oggetto con un profilo a tre sezioni 16, 12 ¼ e 8 ½ fino alla profondità finale di circa 2054 mmd / 2000 mtvd con fluidi di perforazione di tipo inibenti, come richiesto nei documenti di gara, quindi si è previsto l utilizzo di sistemi non dispersi, che saranno da noi formulati per essere ambientalmente compatibili ed idonei a garantire lubricità, pulizia e stabilità del foro. Fase da 16" a 330 mmd per Casing da 13 ⅜ Per la perforazione di questa fase verrà utilizzato un fango bentonitico FW-GE-PO a densità 1,05 kg/l. Prima di iniziare la perforazione si confezioneranno 25 m 3 di Kill Mud a densità 1,40 kg/l. 49

Fase da 12-¼ a 1356.5 mmd / 1309,6 per Casing da 9 ⅝ Per la perforazione di questa fase, che prevede l attraversamento dei Conglomerati del Montello, sarà utilizzato un fluido di perforazione a base acqua di tipo inibente, FW-KC-PO a densità 1,10-1,15 kg/l. Si prevede il KOP a circa 400 m MD con un incremento dell angolo 1.405 x 30 m (DLS) fino a raggiungere un angolo massimo di 23.17 alla profondità di 895 m MD/ 881.5 m VD che sarà mantenuto fino alla profondità di 1195,0 mmd / 1157,4 mtvd, a tale quota comincerà il rientro con 1.405 x 30 m fino alla parte alta della Formazione delle Marne di San Donà ad una profondità di 1356.5 mmd / 1309,6 mtvd con un angolo residuo di 16. Fase da 8-½ a 2053,7 mmd / 1999,8 mtvd per Liner da 7 Per la perforazione di questa fase, che prevede il raggiungimento degli obiettivi primari nelle Marne di San Donà Miocene medio - superiore, sarà utilizzato un fluido di perforazione a base acqua di tipo inibente, FW-KC-GL a densità 1,15-1,25 kg/l. Si prevede di ridurre l inclinazione fino a 6,8 al top del livello 15 e intersecherà tutti gli obiettivi del pozzo mantenendo la stessa inclinazione fino alla profondità di circa 2053,7 mmd / 1999,8 mtvd risultante la TD del pozzo. Completamento a 2054,0 mmd / 2000,0 mtvd Per il completamento, necessario per l esecuzione delle prove di produzione, verrà utilizzato un brine NaCl a densità 1,20 kg/lt il quale verrà trattato in ultima circolazione con anticorrosivo. Quote casing: CONDUCTOR PIPE DA 20 @ 35 mmd CASING DA 13-⅜ @ 320 mmd CASING DA 9-⅝ @ 1346 mmd / 1300 mtvd LINER DA 7 @ 2044 mmd / 1990 mtvd 50

Caratteristiche previste: Fase: Foro da 16 Fluido utilizzato: FW-GE-PO Motivazione dell utilizzo del fluido: Facile gestione, pulizia foro ed economico Prodotti chiave: Soda caustica, Bentonite, CMC-HV Fase: Foro da 12-¼ Fluido utilizzato: FW-KC-PO Motivazione dell utilizzo del fluido: Sistema fango di tipo inibitivo Prodotti chiave: Potassium Chloride, EZ-MUD, DEXTRID LTE Fase: Foro da 8-½ Fluido utilizzato: FW-KC-GL Motivazione dell utilizzo del fluido: Buona capacità inibente Prodotti chiave: Potassium Chloride, EZ-MUD, GEM SP (glicole) Fase: Completamento Fluido utilizzato: NaCl Brine + inibitore di corrosione Motivazione dell utilizzo del fluido: Economico, facile gestione Prodotti chiave: BARACOR 100 Profindità (mmd) Foro (Inch) Densità (kg/l) Viscosità (sec/l) Filtrato (API) YP (gr/100cm) Sistema 320,0 16 1,05-1,10 50-60 < 10 10-12 FW-GE-PO 1346 12-¼ 1,10-1,15 50-60 < 5 12-16 FW-KC-PO 2054 8-½ 1,15-1,25 50-60 < 5 10-14 FW-KC-GL 2054 Completamento 1,18-1,22 N/A N/A N/A NaCl brine 2.9.4. Temperature Il gradiente termico sul pozzo Sant Andrea 1 Dir è stato calcolato a 2,6 o C / 100m. La temperatura SBHT calcolata sul pozzo Sant Andrea 1, a 2163 MD 2000 TVD m, è di 51 o C (SBHT=Static Bottom Hole Temperature - Temperatura statica di fondo pozzo) 51

Figura 20: andamento della temperatura in funzione della profondità 2.9.5. Anidride Carbonica Non si prevede la presenza di CO 2. 52

2.9.6. Solfuro di Idrogeno. Non si prevede la presenza di H 2 S. 2.9.7. Problemi di Perforazione Attesi Non sono previsti particolari problemi di perforazione; possibili perdite parziali nella fase da 16 che sarà da perforare con avanzamento controllato. Problemi di sovratiri e di frane potrebbero essere attesi durante la fase deviata da 12-1/4 dovuto all intersezione con orizzonti di conglomerati poco cementati al contatto con le marne (vedi capitolo 2.6. Rischi). 2.9.8. Attrezzature dei BOP e Test. Uno schema dello stack dei BOP è riportato alle pagine 89 e 90. Il sistema BOP include le seguenti attrezzature di controllo pozzo: VOCE Diverter (type) Diverter (size & working pressure) B.O.P. (type) B.O.P. (size & working pressure) B.O.P. (type) B.O.P. (size & working pressure) B.O.P. (type) B.O.P. (size & working pressure) Choke Manifold (size & working pressure) Kill Lines (size & working pressure) Choke Lines (size & working pressure) Pannello Controllo B.O.P. n. 1 Pannello Controllo B.O.P. n. 2 Inside B.O.P. (type) Inside B.O.P. (ubicazione) Inside B.O.P. (type) Inside B.O.P. (ubicazione) Inside B.O.P. (type) Inside B.O.P. (ubicazione) Inside B.O.P. (type) Inside B.O.P. (ubicazione) DESCRIZIONE Hydrill MSP 21-1 / 4 2000 psi Hydril Anular 13-⅝ - 5M Cameron U Doppio Ram 13-⅝ - 5M Cameron U Singolo Ram 13-⅝ - 5M 3-1 / 16-10000 psi 2-5000 psi 3-5000 psi coflexip Ubicato sull'accumulatore: KOOMEY Ubicato sul piano sonda Upper & Lower Kelly Cocks 10000 psi W.P. Installati su asta motrice Testina di circolazione Piano sonda Gray valve Piano sonda Drill Pipe Float Valve BHA 53

Il sistema di BOP verrà ricollaudato (test di pressione e funzionamento) nelle seguenti situazioni: Dopo l installazione della testa pozzo e del sistema BOP dopo la discesa del casing prima di perforare fuori scarpa. Ogni 14 giorni. Prima di perforare in zone in cui ci si attende presenza di idrocarburi e di sovrappressioni. Prima delle prove di produzione in cui i BOP restano in posizione sopra la testa pozzo. In qualsiasi momento in cui si valuta possibile una compromissione dell integrità dello stack (es. a seguito di riparazioni, ecc). 54

2.9.9. Calcoli Di Resistenza Del e Tolleranza ad un Kick Controllo del in Caso di Kick alla Quota della Scarpa da 13-⅜" del Casing con Entrata Improvvisa di Gas. 13" shoe depth 1049 ft WEAK POINT KICK TOLERANCE WORKSHEET Report No : (present casing shoe depth) SOLUTION TVD WP 1049 ft Height of Influx (HOI) 328 ft Well Name : Casina Daga 1 Dir Date : 15/10/2013 Leak off (EQM) 12,0 ppg Volume of Influx @ BHL 27,4 bbl Leak off (gradient) 0,624 psi/ft Leak off (pressure) 655 psi Volume of Influx @ Weak Point 39,8 bbl Safety margin 0 psi Vol. of Influx at BHL conditions 12,2 bbl Pmax (EQM) 12,0 ppg Pmax (gradient) 0,624 psi/ft Max Kick Tolerance: 12,2 bbl Pmax (pressure) 655 psi 1,9 m3 GENERAL (next casing / OH depth) ppge K.T. TVD BHL 4265 ft 8,6 49,3 Mud weight 9,6 ppg 8,8 39,7 Mud weight (gradient) 0,499 psi/ft 9 30,6 Mud Hydrostatic 2129 psi 9,2 21,8 BHL (pressure) 2129 psi 9,4 13,4 BHL (EQM) 9,6 ppg 9,6 5,4 BHL (gradient) 0,499 psi/ft 9,8 Gradient of Influx (GOI) 0,100 psi/ft 10 Casing ID 12,70 in 10,2 Hole ID 12,25 in 10,4 DC OD 8,00 in 10,6 DC Length 350 ft 10,8 DC - Open hole capacity 0,0836 bbl/ft DP OD 5 in DP Length below WP 2866 ft DP - Open hole capacity 0,1215 bbl/ft COMMENTS 55

Controllo del in Caso di Kick alla Scarpa 9⅝" del Casing con Entrata Improvvisa di Gas. 9⅝" casing shoe 4265 ft WEAK POINT KICK TOLERANCE WORKSHEET Report No : (present casing shoe depth) SOLUTION TVD WP 4265 ft Height of Influx (HOI) 887 ft Well Name : Date : 15/10/2013 Leak off (EQM) 12,2 ppg Volume of Influx @ BHL 28,6 bbl Leak off (gradient) 0,634 psi/ft Leak off (pressure) 2706 psi Volume of Influx @ Weak Point 28,6 bbl Safety margin 0 psi Vol. of Influx at BHL conditions 21,7 bbl Pmax (EQM) 12,2 ppg Pmax (gradient) 0,634 psi/ft Max Kick Tolerance: 21,7 bbl Pmax (pressure) 2706 psi 3,5 m3 GENERAL (next casing / OH depth) ppge K.T. TVD BHL 6560 ft 8,6 49,3 Mud weight 10,4 ppg 8,8 39,7 Mud weight (gradient) 0,542 psi/ft 9 30,6 Mud Hydrostatic 3558 psi 9,2 21,8 BHL (pressure) 3558 psi 9,4 13,4 BHL (EQM) 10,4 ppg 9,6 5,4 BHL (gradient) 0,542 psi/ft 9,8 Gradient of Influx (GOI) 0,100 psi/ft 10 Casing ID 8,54 in 10,2 Hole ID 8,50 in 10,4 DC OD 6,25 in 10,6 DC Length 590 ft 10,8 DC - Open hole capacity 0,0322 bbl/ft DP OD 5 in DP Length below WP 1705 ft DP - Open hole capacity 0,0322 bbl/ft COMMENTS 56

3. PROCEDURE OPERATIVE 3.1. Riassunto delle Operazioni stima tempo Terra Expl/Appr Data: 15-ott-13 Preparato da: Tripone M. Test senza Rig TD (mmdrt) 2054 TD (mtvdrt) 2000 PROFONDITA' CASING Conductor Pipe 30 13 3/8" 320 9 5/8" 1346 7" liner 2044 Avanzamento presunto Foro 16" avanzamento (m/hr) Media 6.0 Foro 12 1/4" avanzamento (m/hr) Media 6.0 Foro 8 1/2" avanzamento (m/hr) Media 9.0 STIMA TEMPI media Cum. Giorni Profondità Rig Move 12 12 0 12 Rig Move PERFORAZIONE R/U to Spud 0.00 0.00 0 P/U 16" bit,perforare fino a 320 m, Circ., POOH 3.16 3.16 320 Disceso 13 3/8" casing, ultimo giunto in circolazione. Set shoe & circ. 0.39 3.56 320 Cementato 13 3/8 " casing, montato testa pozzo e BOP 2.96 6.51 320 6.5 Fase 16" Disceso bit 12 1/4" perforato cmt e 5 m in formazione eseguito FIT 0.46 6.97 325 Perforato foro deviato 12 1/4" fino a 784 m 0.81 7.78 405 Manovra per cambio scalpello 0.62 8.40 405 Perforato in deviazione foro 12 1/4" a TD 1490m MD 1281m VD POOH 7.92 16.32 1346 Disceso casing 9 5/8" ultimo giunto in circolazione, circolato 1.28 17.60 1346 Cementato 9 5/8 " casing, montato testa pozzo e test BOP 1.25 18.85 1346 12.3 Fase 12 1/4" Disceso bit 8 1/2" perf. Cemento e 5 m di formazione, FIT 1.48 20.33 1351 Perforato foro 8 1/2" con rientro in verticale a 1674 m MD 1462m VD 4.12 24.45 2054 Perforato foro verticale 8 1/2" fino a 2209m MD 1997m VD 0.00 24.45 2054 Circolato e survey 0.05 24.50 2054 5.6 Fase 8 1/2" POOH and perform logging 2.94 27.44 2054 Wiper trip e disceso liner 7" 1.90 29.34 2054 Cementato liner 7" e test BOP 0.91 30.25 2054 Disceo scraper 7" circolato spiazzato brine e sdoppiato aste 1.58 31.83 2054 CBL VDL liner 7" 0.34 32.16 2054 7.7 Logs + Liner Stima tempi "Dry Hole" 32.2 Metri/Giorno 63.86 completato, spurgo/ Rig Release 7.5 Stima tempo completamento 7.5 Tempo totale stimato per la perforazione e completamento 39.67 57

3.2.Velocità di avanzamento Figura 21: Curva di avanzamento 58

3.3. Commenti Generali 1. Prima dell inizio della perforazione, alla presenza di tutti i contrattisti, verrà tenuto un incontro per trattare i seguenti argomenti: (i) Verifica e discussione dettagliata del programma; (ii) Salute e sicurezza e altri argomenti specifici del sito; (iii) Punti sensibili per quanto riguarda sicurezza e questione ambientale. 2. Dopo il montaggio, il Responsabile della Perforazione, il Supervisore alla Perforazione, entrambi di Apennine-Energy insieme al Responsabile della Perforazione della Società Contrattista ispezioneranno fisicamente il sito per assicurarsi che tutti gli aspetti legati a sicurezza e ambiente siano stati trattati adeguatamente. Le operazioni non inizieranno fino a quando tale ispezione non sarà stata eseguita. 3. Il Supervisore alla Perforazione terrà regolarmente un incontro giornaliero con tutti i Responsabili delle varie società impiegate al fine di verificare e discutere delle operazioni programmate per le 24 ore successive. 4. Il tiro massimo consentito sulla batteria di perforazione sarà limitato all 80% della resistenza allo snervamento della batteria in uso. In nessun caso tali limiti devono essere superati senza l approvazione del Responsabile della Perforazione. 5. La conformità con le pratiche raccomandate dal protocollo API 53 è obbligatoria. I rapporti dei test BOP devono mostrare tutti i risultati (alte e basse pressioni) e devono essere accompagnati da un grafico pressione - tempi. Tutti i test BOP devono essere condotti con acqua dolce pulita per evitare situazioni in cui particelle di fango possano ostruire piccole perdite. Il test in alta pressione sarà condotto per 10 minuti. Entrambi devono essere etichettati correttamente e firmati da: (i) Supervisore alla Perforazione; (ii) Toolpusher del Contrattista; (iii) Operatore della Pompa. 59

6. Le ore di rotazione dei jar non dovranno eccedere il valore di 200. 7. Le batterie di perforazione saranno dotate di adeguate valvole di non ritorno, ove richiesto. 8. In tutte le flange della testa pozzo saranno utilizzate guarnizioni ad anello nuove in acciaio inossidabile. 9. Annotare le dimensioni di tutti gli utensili e tubolari prima che gli oggetti entrino nel pozzo. Devono essere redatti diagrammi di pescaggio per tutte le batterie di perforazione (BHA). 10. La velocità di avanzamento non deve mai eccedere un valore per cui tutti i detriti di perforazione possano essere eliminati in modo efficiente dal foro. 3.4. Verifiche Prima della Perforazione Prima di iniziare la perforazione il Supervisore della Perforazione, come da lista di controllo di Apennine Energy, condurrà un ispezione dell impianto. Quando avrà firmato l accettazione dell impianto di perforazione, le operazioni potranno cominciare. L ispezione dell impianto deve includere quanto segue: 1. Tutte le apparecchiature di controllo eruzioni BOP (diverter 21-¼ e BOP 13- ⅝"), adattatori di testa, raccordi a campana ecc. devono essere calibrati con gli appositi manicotti di protezione dall usura. 2. Tutto l equipaggiamento di comando del pozzo compresi stack BOP, Unità Koomey, valvola HCR, choke manifold, pannello per il comando in remoto, ecc. 3. Sistema fanghi in alta pressione, compresi collettore colonna montante, rotary hose (tubo flessibile tra collettore di sonda e testa d iniezione) e tutte le relative valvole. 4. Sistema fanghi di superficie, compreso il sistema miscelatore del fango, apparecchiature di controllo fango e tutte le valvole. 60

5. Tutte le apparecchiature in noleggio devono essere consegnate complete di certificati di controllo. Il Supervisore alla Perforazione deve controllare i certificati di controllo di tutte le apparecchiature. 6. Le apparecchiature di terzi devono essere controllate e confermate con riferimento agli elenchi di carico. La funzionalità di tutte le apparecchiature deve essere controllata. 7. Assicurarsi che i sensori gas del contrattista di perforazione e della Mud Logging (se applicabile) siano installati correttamente nelle posizioni concordate, e che ogni sistema sia stato calibrato e testato funzionalmente. 3.5. Tubo Guida 20 (pre-posizionato) 3.5.1. Descrizione Schematica 1. Un conductor pipe da 20" con pareti di spessore 0.635 sarà battuto prima a ± 35 mmd o fino al rifiuto di 1-2 mm per colpo. 2. Saldare una flangia 21 ¼" 3. Montare drilling spool dotato di uscita 8" verso il diverter e di ingresso 2" dalla linea di iniezione fango (kill line). 4. Connettere il Diverter 21¼" x 2000 psi (138 bar) e controllare e registrare i tempi di apertura e di chiusura. 5. Installare la linea da 8 del Diverter e linea di iniezione fango, eseguire un test funzionale. 6. Sottoporre a test di pressione tutte le condutture di superficie, valvole dell asta motrice e linee di iniezione del fango a 2000 psi (138 bar) per 10 minuti e registrare il test su un grafico pressione - tempi. 3.6. Sezione Foro 16 3.6.1. Descrizione Schematica 61

L obiettivo è posizionare un casing 13 ⅜" ad una profondità sufficiente da fornire un controllo adeguato del pozzo nella sezione foro 12 ¼". 1. La profondità totale TD della sezione è programmata a 320 mmd. 2. La sezione sarà perforata verticalmente fino a TD fase e non si prevede la presenza di gas superficiale. 3. La sezione sarà perforata con un sistema di fanghi a base d acqua (si veda il Programma Fluidi di Perforazione per i dettagli). 4. Il casing 13 ⅜" sarà cementato alla superficie per fornire supporto strutturale a testa pozzo e BOP. Se si dovessero verificare perdite, sarà eseguito il riempimento dall alto con cemento. 3.6.2. Preparazione 1. Pre-miscelare 25 m³ di fango per controllo pozzo (1,40 kg/l). 2. Assicurarsi che una valvola di sicurezza (per ogni tipo di collegamento da inserire nel foro) sia disponibile, in ogni momento, nell impianto di perforazione. 3. Controllare fisicamente che tutte le apparecchiature dettagliate in un elenco siano presenti in loco, in buone condizioni e perfettamente funzionanti. 4. Controllare che il casing 13 ⅜", presente in loco, sia sufficiente. 5. Pulire ed effettuare il controllo visivo di tutti i filetti. Tutto il casing deve essere liberato da detriti interni, calibrato, controllato per verificare eventuali danni strutturali ed etichettato. Le misurazioni devono essere controllate in modo indipendente. 6. Installare anelli di arresto sul casing come da programma dei centralizzatori. Il casing da 13 ⅜ sarà equipaggiato con scarpa di cementazione di tipo stingin, e con tutti i centralizzatori (come numero e come tipo) ritenuti necessari alla fine della perforazione della fase da 16. 62

7. I primi tre giunti di casing saranno bloccati utilizzando un composto tipo Thread-lock sui filetti prima del serraggio. 8. Assicurarsi che sia disponibile una serie di tubi da 1,9 per eventuale cementazione dell intercapedine 13 ⅜ x 20 dall alto, qualora non si verifichi il ritorno di cemento a giorno. 9. Assicurarsi che in loco siano disponibili quantità sufficienti di cemento e di additivi per cemento, anche nel caso in cui si dovessero rendere necessari eventuali riempimenti dall alto. 10. Preparare composti ad alta viscosità adatti, per aiutare nella pulizia del foro, se necessario. 11. Essere pronti a pompare miscele colmatanti (LCM) se si verificano perdite. 12. Assicurarsi che il sistema di monitoraggio del gas e del flusso del fango siano perfettamente funzionanti. Il personale del contrattista di Mud Logging dovrà controllare tali sensori ogni ora durante la perforazione. 3.6.3. Esecuzione Foro 16" 1. Per la perforazione della fase da 16 la batteria sarà composta come da tabella sotto riportata: Scalpello da 16" BHA Ner Bit Stabilizzatore dia ext 15,91" con ring Totco 1 x asta pesante 8" Non-Magnetica 1 x Stabilizzatore dia ext 15,91" 7 ⅝" Reg Pin Connessione 7 ⅝" Reg Box x 6-⅝" Box 6 ⅝" Reg Pin x Box 6 ⅝" Reg Pin x Box 2 x aste pesanti 8 6 ⅝" Reg Pin x Box 1 x Stabilizzatore dia ext 15,91" 6 ⅝" Reg Pin x Box 7 x asta pesante 8 6 ⅝" Reg Pin x Box Jar idraulico 8 6 ⅝" Reg Pin x Box 1 x asta pesante 8 6 ⅝" Reg Pin x Box 63

Xover sub 6 ⅝" Reg Pin x 4½" IF Box 12 HWDP 5 4 ½" IF Pin x Box aste di perforazione 4 ½" IF Pin x Box 5" 19,5 lb/ft 2. Una valvola di non ritorno deve essere inserita nella batteria nel raccordo dello scalpello. 3. Con scalpello da 16 ripulire l interno del conductor pipe fino alla scarpa dello stesso. 4. Mantenere peso sullo scalpello, portate di fango e giri della batteria bassi per i primi 20 m sotto la scarpa da 20, per minimizzare il rischio di dilavamento della formazione. In seguito aumentare gradualmente le portate. 5. Perforare un foro 16" a ± 320 mmd. Pompare fluido ad alta viscosità se necessario per mantenere la pulizia del foro. 6. Se si incontrano formazioni a rapida perforazione, controllare la velocità di avanzamento ROP per impedire l accumulo di detriti nell intercapedine. Se necessario, sollevare la batteria dal fondo pozzo e circolare per pulire il foro. 7. Alla profondità totale prevista per la sezione, circolare abbondantemente il volume del foro. 8. Estrarre batteria. 3.6.4. Discesa Casing 13 ⅜" Dimensione Tipo Intervallo mmd Coppia di serraggio da N.m 54,5 lb/ft K55 BTC Superficie 320 mmd vedere nota sottostante 13 ⅜" Tipo centralizzatore Centralizzatori A molle elicoidali Rigido Rigido 2 per giunto sui primi 3 + 1 ogni due fino a 60 m 1 a 30 mmd a 3 m sotto la testa pozzo Il casing BTC deve essere serrato fino alla base del triangolo. Per migliorare le prestazioni durante la discesa, la coppia di serraggio media deve essere osservata durante la posa dei primi dieci giunti del casing serrati correttamente alla base del triangolo (escludere i giunti serrati con composto sigillante 64

Thread-lock). Questa coppia di serraggio media può poi essere utilizzata per la discesa della restante parte del casing. Se necessario una cravatta di sicurezza deve essere utilizzata sul casing fino a che non viene esercitato un peso sufficiente sui cunei di tenuta per garantire la presa corretta. Registrare il peso ogni 5 giunti durante la discesa in pozzo. Una riunione del personale coinvolto nelle seguenti attività sarà tenuta per pianificare le operazioni e discutere della sicurezza e delle procedure. 1. Preparare le attrezzature per la discesa del casing da 13 ⅜. Controllare che una testa di circolazione sia disponibile sul piano sonda e pronta all uso nel caso in cui sia necessario circolare durante la discesa del casing. 2. Equipaggiare la scarpa con due centralizzatori tra gli anelli di arresto. Controllare la valvola di non ritorno. 3. Eseguire discesa casing da 13 ⅜ come segue : (i) 1 giunto con due centralizzatori installati tra gli anelli di arresto. (ii) 2 giunti con due centralizzatori installati tra gli anelli di arresto. (iii) Bloccare i primi tre giunti con composto Thread-lock. Ciò è essenziale per prevenire potenziali svitature durante la successiva fresatura della scarpa. (iv) Discendere tanti giunti di casing 13 ⅜ quanti sono necessari per raggiungere la profondità di posa richiesta installando i centralizzatori come da programma. (v) Durante la discesa riempire il casing con fango dopo ogni giunto. (vi) Installare un centralizzatore rigido alla base del CP 20 ± 30m e 3m sotto il fondo della cantina. (vii) Installare il raccordo di posa finale (landing joint). (viii) Posizionare il casing in assetto finale, montare testa di cementazione. Circolare il volume dell intercapedine + 20%. (ix) Smontare la testa di circolazione. (x) Discendere nel pozzo con stinger e centralizzatore 13 ⅜ x 5 1,5m. 65

3.6.5. Cementazione Casing 13-⅜" Dimensione Tipo Intervallo mmd Eccesso Foro Scoperto 54,5 lb/ft K55 BTC Superficie 320 mmd 100% Malta Volume SG Composizione Primo cuscino 11,0 m³ 1,0 Acqua pulita 13 ⅜ Cemento 17,0 m³ 1,5 API Classe G + gel preidratato 3% Cemento 8,0 m³ 1,9 Pura API Classe G Spiazzamento 2,8 m³ 1,0 Acqua pulita 1. Montare testa di cementazione sull asta di perforazione. 2. Montare le linee del cemento. 3. Sottoporre a test di pressione le condotte del cemento a 500 psi (34 bar) x 10 min e 2000 psi (138 bar) x 10 min. Iniziare la circolazione. 4. Circolare il fondo del foro a giorno. Controllare i ritorni e verificare eventuali perdite. Stabilire la portata ottimale. 5. Pompare 11 m³ di acqua dolce come primo cuscino. 6. Miscelare e pompare la malta di cemento secondo il Programma di Cementazione. 7. Monitorare il ritorno dei fluidi durante lo spiazzamento. Se in superficie si vede il ritorno del cuscino d acqua dopo 5 m³ cominciare a pompare la malta tal quale, è possibile ridurre il solo volume della malta di testa. Registrare eventuali perdite. 8. Spiazzare il cemento con 2,8 m³ di acqua dolce. 9. Registrare la pressione di pompaggio finale (utilizzare questa per stimare il TOC se non c è ritorno di cemento a giorno). 10. Rilasciare la pressione. Verificare eventuale ritorno. 66

11. Sollevare e attendere che l eventuale eccesso di malta cada dall asta pesante. 12. Circolare per pulire lo stinger e la batteria. Estrarre batteria di cementazione. 13. Durante l attesa presa cemento (campioni di superficie siano induriti) preparare per il taglio delle colonne. 14. Tagliare il conductor pipe 20 e il casing 13 ⅜" ad altezza giusta per installare la sezione A della testa pozzo, smontare il sistema diverter Riempimento dall alto di cemento (top job) Se non si e verificato il ritorno della malta a giorno, sarà necessario procedere al riempimento dall alto. È importante eseguire un buon riempimento dall alto per fornire supporto strutturale alla testa pozzo e conseguentemente alle colonne del casing. Il riempimento dall alto sarà eseguito nell intercapedine 20 x 13-⅜" a cuscini di malta, fino quando ci sarà cemento a giorno. Sarà utilizzata una malta a presa rapida come da Programma di Cementazione. 3.6.6. Installazione Testa e BOP 1. Installare la sezione A della testa pozzo secondo la procedura descritta nel documento Wellhead Running Procedure. 2. Chiudere l intercapedine 20 x 13-⅜ tramite saldatura di due semicorone, di cui una equipaggiata con un connettore da ½ che permetta l installazione di un misuratore di pressione e di una valvola. 3. Montare stack BOP 13 ⅝" x 5000/10000 psi come da disegno allegato con inserite le ganasce trancianti, le linee choke e kill, provare le funzionalità. 4. Installare il tappo di prova (test plug) aprendo la valvola laterale della sezione A della testa pozzo (utilizzare il cup-tester se non c è il test plug). 5. Provare il preventer anulare a 250 psi per 5 minuti e a 1400 psi per 10 minuti, pipe shear rams a 250 psi per 5 minuti e a 1500 psi per 10 minuti. Nota: la massima pressione applicabile al casing 13 ⅜ è di 2370 psi. 67

6. Eseguire test di tutte le linee di superficie, della Kelly cocks, delle linee choke e kill a 250 psi per 5 minuti e a 2000 psi per 10 minuti (1500 psi se si usa il cup tester). 7. Estrarre il tappo di prova. 8. Tutti i test vanno registrati su relativo grafico e sul modulo di Prova BOP. 3.7. Sezione Foro 12 ¼ 3.7.1. Descrizione Schematica L obiettivo è posizionare il casing 9-⅝" ad una profondità sufficiente da fornire un controllo adeguato del pozzo nella perforazione della sezione finale del foro. 1. La profondità totale TD della sezione è programmata a 1356 mmd / 1310 mtvd. 2. La sezione sarà perforata con un foro da 12-¼ verticale fino alla profondità di 400 m MD da dove inizia la deviazione con un incremento dell angolo 1.405 x 30 m (DLS) fino a raggiungere un angolo massimo di 23.17 alla profondità di 895 m MD/881,5 TVD che sarà mantenuto fino alla profondità di 1195 mmd / 1157,4 mtvd, a tale quota comincerà il rientro con 1.405 x 30 m fino alla parte alta della Formazione delle Marne di San Donà ad una profondità di ± 1356 mmd / 1310 mtvd con un angolo residuo di 16. 3. La sezione sarà perforata con scalpelli ad inserti PDC (Polycrystalline Diamond Compact) o con triconi ad inserti tipo IADC codice 434. 3.7.2. Preparazione 1. Assicurarsi che una valvola di sicurezza per ogni tipo di connessione da utilizzare nel foro sia disponibile in ogni momento sull impianto di perforazione. 2. Controllare fisicamente che tutte le attrezzature/apparecchiature dettagliate nell elenco delle apparecchiature siano presenti in loco, in buone condizioni e perfettamente funzionanti. 68

3. Controllare che il casing 9 ⅝" in loco sia sufficiente. 4. Pulire ed effettuare il controllo visivo di tutti i filetti. Tutto il casing deve essere liberato da detriti interni, calibrato, controllato per verificare eventuali danni strutturali ed etichettato. Le misurazioni devono essere controllate in modo indipendente. 5. Installare anelli di arresto sul casing come da programma centralizzatori. 6. Installare la scarpa del casing con doppia valvola di non ritorno. Sigillare i giunti al serraggio utilizzando composto Thread-lock sui primi due giunti da scendere in pozzo. 7. Assicurarsi che la testa di cementazione sia controllata e verificata. 8. Assicurarsi che in loco siano disponibili quantità sufficienti di cemento e di additivi per cemento. 9. Preparare cuscini ad alta viscosità in quantità adeguata da circolare per aiutare nella pulizia del foro, se necessario. 3.7.3. Esecuzione Foro 12-¼" 1. Per la perforazione della fase da 12 ¼ fino a 400 m la batteria sarà composta come da tabella sotto riportata: Scalpello da 16" BHA 12¼ Ner Bit Stabilizzatore dia ext 12 1 / 8 " con ring Totco 1 x asta pesante 8" Non-Magnetica 1 x Stabilizzatore dia ext 12 1 / 8 " 6-⅝" Reg Pin Connessione 6-⅝" Reg Box x 6-⅝" Box 6-⅝" Reg Pin x Box 6-⅝" Reg Pin x Box 2 x aste pesanti 8 6-⅝" Reg Pin x Box 1 x Stabilizzatore dia ext 12 1 / 8 " 6-⅝" Reg Pin x Box 7 x asta pesante 8 6-⅝" Reg Pin x Box Jar idraulico 8 6-⅝" Reg Pin x Box 69

1 x asta pesante 8 6-⅝" Reg Pin x Box Xover sub 6-⅝" Reg Pin x 4½" IF Box 12 HWDP 5 4-½" IF Pin x Box aste di perforazione 5" 19,5 lb/ft 4-½" IF Pin x Box 1. Scendere in foro e fare attenzione nel toccare il top del cemento. 2. Prima di fresare il cemento, chiudere BOP anulare e sottoporre a test di pressione il casing 13 ⅜" a 1000 psi (140 bar). Registrare i volumi e le pressioni per confronto con il successivo test FIT (Test di Integrità della Formazione). 3. Fresare il cemento la scarpa da 13 ⅜, pulire il foro da 16 sotto la scarpa e perforare almeno 5 m di nuovo foro. 4. Circolare e condizionare i fanghi. Continuare a circolare fino a che il fango avrà densità costante. 5. Ritirare lo scalpello nel casing da 13 ⅜. 6. Eseguire il Test di Integrità della Formazione (FIT). Pompare a incrementi di 0,5 bbls. Registrare e plottare la pressione stabilizzata dopo ogni incremento. Comunicare il gradiente di Leak Off (se raggiunto) al Responsabile della Perforazione. Il gradiente di fratturazione deve essere segnalato sul Rapporto Giornaliero di perforazione. Deve essere preparato un rapporto dettagliato sul test FIT, che includa dettagli di profondità foro, dimensioni, pressioni, volumi pompati, ecc. ed il grafico di pressione superficiale - volume pompato. 7. Ricalcolare la tolleranza al kick. 8. Perforare il foro da 12 ¼" verticalmente fino alla profondità di 400 m. 9. Circolare ed estrarre lo scalpello utilizzato per perforare la scarpa. 70

10. Discendere lo scalpello PDC con la batteria di deviazione ed iniziare il foro deviato da 400 m fino alla profondità totale della sezione a 1356 mmd / 1310 mtvd. Il foro sarà eseguito deviato con un angolo massimo di 23. 11. Alla profondità totale TD della sezione, circolare 2 volte il volume del foro ed eseguire una manovra corta (5 lunghezze) per verificare la presenza di eventuali detriti a fondo foro, di sovratiri e assorbimenti. 12. Discendere a fondo pozzo. Annotare eventuali assorbimenti. Circolare. 13. Estrarre batteria di perforazione misurando ciascuna lunghezza per riferimento. 14. Eseguire, se necessario e come da programma, i log WLL. 3.7.4. Discesa Casing 9-⅝" Dimensione Tipo Intervallo mmd 47 lb/ft N80 Metal seal 0-1346 mmd Coppia di serraggio dan.m 9 ⅝" Tipo centralizzatore A molle elicoidali Rigido Centralizzatori Un calcolo di stand-off verrà eseguito per decidere il numero di centralizzatori necessari. 1. Il casing Metal seal deve essere serrato ad una coppia raccomandata per il tipo di filetto. 2. Una cravatta di sicurezza deve essere utilizzata sul casing fino a che non viene esercitato un peso sufficiente sui cunei di tenuta per garantire la presa corretta. 3. Registrare il peso ogni 5 giunti durante la discesa in pozzo. 4. Una riunione del personale coinvolto nelle seguenti attività sarà tenuta per pianificare le operazioni e discutere la sicurezza delle procedure. 5. Preparare una testina di sicurezza prima di eseguire l operazione. 71

6. Montare l attrezzatura per la discesa del casing 9 ⅝". 7. Discendere il giunto con la scarpa. Assicurarsi che la scarpa sia funzionante e che sia possibile la circolazione attraverso la stessa. Installare un centralizzatore tra gli anelli di arresto. 8. Sigillare i primi 3 giunti con composto Thread-lock. Installare i centralizzatori tra gli anelli di arresto come da schema precedente, montare il float collar. 9. Eseguire un test di circolazione dopo 5 giunti a 3 diverse portate per verificare il flusso e la relativa caduta di pressione dovuti alla valvola di non ritorno e alla scarpa. 10. Continuare la discesa del casing 9 ⅝", riempire ogni giunto durante la discesa. Installare i centralizzatori come da schema sovrastante. 11. Installare il giunto finale (landing joint). 12. Circolare durante il posizionamento finale del casing se le condizioni del foro lo richiedono. 13. Eseguire circolazione completa dei volumi dell intercapedine più il 20%. Muovere leggermente il casing verticalmente durante la circolazione fin quando non si vi sono sovratiri. 14. Ripetere il test di circolazione con le stesse portate usate in precedenza e calcolare la caduta di pressione nell intercapedine che sarà applicata alla formazione durante lo spiazzamento del cemento. Confrontare le pressioni di spiazzamento con il gradiente di fratturazione. 15. Condizionare il fango in preparazione della cementazione. 72

3.7.5. Cementazione Casing 9 ⅝" Dimensione Tipo Intervallo mmd Eccesso Foro Scoperto 47 lb/ft N80 Metal seal Superficie 1346 mmd 25% Malta Volume SG Composizione Cuscino 10m³ 1,00 Acqua pulita 9 ⅝" Cemento 29,0m³ 1,50 API Classe G + gel preidratato 3% Cemento 16,3m³ 1,90 Pura API Classe G Spiazzamento 49,6m³ 1,15 Fanghi 1. Montare la testa di cementazione con i tappi superiore e inferiore installati. 2. Montare le linee del cemento. 3. Sottoporre a test di pressione le linee del cemento a 500 psi (34 bar) x 10 min e 3000 psi (207 bar) x 10 min. Iniziare la circolazione. 4. Circolare il fondo a giorno, controllare il flusso di ritorno e verificare eventuali assorbimenti. Stabilire la portata ottimale. 5. Pompare 10 m³ di cuscino di acqua pulita. Rilasciare il tappo di cementazione inferiore. 6. Pompare malta di cemento secondo il Programma di Cementazione. 7. Monitorare il ritorno durante la cementazione. Registrare eventuali assorbimenti. Se si osservano assorbimenti durante la fase di spiazzamento ridurre le portate. 8. Rilasciare il tappo di cementazione superiore e spiazzare il cemento con 49,6 m³ di fango. 9. Registrare la pressione finale di pompaggio (da usare per stimare la posizione del top del cemento nel caso in cui non si abbia cemento a giorno). 73

10. Ridurre la portata di spiazzamento a 0,5 bbl/min prima di avere il contatto tappi. Eseguire contatto tappi. Aumentare la pressione a 2000 psi. Mantenerla per 10 minuti. 11. Rilasciare lentamente la pressione e verificare il flusso di ritorno per controllare la tenuta delle valvole. 12. Attesa presa cemento per 4 6 ore dopo il contatto tappi o finché i campioni di superficie non si siano induriti. 13. Svitare il tubo di manovra del casing (landing joint). 3.7.6. Installazione del Casing Hanger e Montaggio BOP 1. Scollegare e sollevare lo stack BOP, monitorare l intercapedine. 2. Posizionare i cunei di tenuta del casing 9-⅝" e procedere al suo taglio. 3. Installare la sezione B come procedura di installazione testa pozzo, si veda il documento Wellhead Running Procedure. Testare la guarnizione a 1000 psi. 4. Rimontare lo stack BOP 13-⅝"x 5000/10000 psi, completo di linee choke e kill ed eseguire test funzionale. 5. Installare il tappo di prova (test plug) aprendo la valvola laterale della sezione A della testa pozzo (utilizzare il cup-tester se non c è il test plug). 6. Eseguire test di pressione delle pipe rams e BOP anulare a 250 psi per 5 minuti e a 3000 psi per 10 minuti. Nota: la massima pressione applicabile al casing 9-⅝ è di 6870 psi. 7. Eseguire test di tutte le linee di superficie, della Kelly cocks, delle linee choke e kill a 250 psi per 5 minuti e a 3000 psi per 10 minuti. 8. Estrarre il tappo di prova. 9. Testare le shear rams a 250 psi per 5 minuti e a 2000 psi per 10 minuti. 10. Tutti i test devono essere registrati su un grafico e riportati su un modulo di test BOP. 74

3.8. Sezione Foro 8-½ 3.8.1. Descrizione Schematica. 1. L obiettivo è penetrare le sabbie (calcarenite) delle formazioni del Miocene in situazione di trappola. 2. Il foro sarà perforato con rientro a 6,8 prima del livello 15 a 1551,38 mmd / 1500,7 mtvd e poi perforato mantenendo l angolo fino a TD. 3. Questa sezione sarà perforata con uno o più scalpelli ad inserti PDC. 4. Sarà utilizzato un fluido di perforazione per minimizzare l invasione di formazioni potenzialmente produttive in modo da ridurre il danneggiamento. 5. I log elettrici ed un Checkshot Survey saranno registrati una volta raggiunta la profondità finale. 3.8.2. Preparazione 1. Assicurarsi che una valvola di sicurezza, adeguata ad ogni tipo di connessione, sia disponibile in ogni momento sull impianto di perforazione. 2. Controllare fisicamente che tutte le apparecchiature dettagliate in un elenco siano presenti in loco, in buone condizioni e perfettamente funzionanti. 3. Assicurarsi che i vibrovagli siano dotati delle reti corrette. 4. Controllare che il casing 7" in loco sia sufficiente. 5. Verificare che il liner hanger con la sua attrezzatura di fissaggio siano stati preassemblati e pronti per essere inviati in loco. 6. Pulire ed effettuare il controllo visivo di tutti i filetti. Tutti i giunti di casing devono essere puliti da detriti, calibrati e controllati per eventuali danni strutturali ed ai filetti e registrati. Le misurazioni devono essere controllate in maniera indipendente. 7. Il casing va equipaggiato con scarpa, collare e i vari centralizzatori programmati. 75

8. Installare float shoe, float collar e landing collar. Utilizzare un composto Thread-lock per sigillare i filetti dei primi tre giunti da scendere in pozzo. 9. Assicurarsi che la testina di cementazione sia disponibile e funzionante. Il Responsabile della Perforazione dovrà assistere al posizionamento della hanger setting ball e del drill pipe pump down plug. 10. Assicurarsi che in loco siano disponibili quantità sufficienti di cemento e di additivi per cemento. 11. Preparare composti ad alta viscosità utili se necessario a pulire il foro. 3.8.3. Esecuzione Foro 8-½" 1. Montare scalpello da 8 ½" al BHA per la deviazione e proseguire la perforazione riducendo la deviazione fino a 6,8 per poi proseguire mantenendo l angolo fino a TD 2054 m MD/ 2000 m VD 2. Scendere in pozzo la batteria di perforazione con aste da 5, registrare la profondità del top del cemento. 3. Fresare collare, cemento e scarpa, pulire il foro da 12 ¼" sotto la scarpa e perforare circa 5m di nuovo foro. 4. Circolare e condizionare fango fino a che la densità sia uniforme. 5. Ritirare lo scalpello dentro la scarpa da 9 ⅝". 6. Eseguire il Test di Integrità della Formazione (FIT). Pompare a incrementi di 0.5 bbls. Registrare e plottare la pressione stabilizzata dopo ogni incremento. Il gradiente di fatturazione deve essere segnalato sul Rapporto Giornaliero di Perforazione. Deve essere preparato un rapporto dettagliato sul test FIT che includa dettagli di profondità foro, dimensioni, pressioni, volumi pompati, ecc. e il grafico di pressione superficiale - volume pompato. 7. Perforare in deviato riducendo l inclinazione fino a 6,8 al top del livello 15 e intersecare tutti gli obiettivi del pozzo mantenendo la stessa inclinazione fino alla profondità di circa 2054 mmd / 2000 mtvd risultante la TD del pozzo. 76

8. Alla profondità totale della sezione, circolare 2 volte il volume del foro e eseguire uno short trip di 5 lunghezze controllando eventuali riempimenti, sovratiri e assorbimenti. 9. Circolare per pulire il foro, pompare al fondo un cuscino di fango ad alta viscosità. 10. Estrarre batteria di perforazione misurando ciascuna lunghezza. 3.8.4. Log Elettrici nel Foro 8 ½ I dettagli operativi del programma di acquisizione log dipendono dalle manifestazioni incontrate durante la perforazione. In ogni caso si procederà come segue: Assicurarsi che il contrattista per la registrazione dei log abbia a disposizione le attrezzature di pescaggio adatte a tutti gli strumenti da scendere in foro. Una manovra di pulizia dovrà essere effettuata tra le varie registrazioni se le condizioni del foro lo richiederanno. 3.8.5. Esecuzione dei Log 1. Montare le attrezzature di superficie ed eseguire i log come da programma. 2. Terminati i log eseguire discesa con scalpello da 8 -½ per controllo foro. Circolare e condizionare fango. Estrarre batteria. 3.8.6. Discesa Liner 7 3.8.6.1. Posa Liner 7 Dimensione Tipo Intervallo mmd 29 lb/ft N80 Metal seal 2044-1196 mmd Coppia di Serraggio da Nm 7" Tipo centralizzatore A molle elicoidali A molle elicoidali Rigido Centralizzatori 2 per giunto sui primi 2 giunti posati 1 su ogni giunto 1 all interno della scarpa 9-⅝" Il casing metal seal deve essere serrato alla coppia raccomandata dal tipo di filettatura. 77

Una cravatta di sicurezza deve essere utilizzata sul casing fino a che non viene esercitato un peso sufficiente sui cunei di tenuta per garantire la presa corretta. Registrare il peso ogni 5 giunti nel discendere nel pozzo. 1. Una riunione del personale coinvolto nelle attività sarà tenuta per pianificare le operazioni e discutere la sicurezza delle procedure. 2. Tenere sul piano sonda una valvola di sicurezza sempre pronta per eventuale circolazione. 3. Montare l attrezzatura per la discesa del liner 7. 4. Preparare il giunto di scarpa. Assicurarsi che la valvola di non ritorno sia funzionante e che la circolazione attraverso la scarpa sia possibile. Installare i centralizzatori tra gli anelli di arresto come da schema sovrastante. 5. Discendere il liner come segue: Float shoe. 3 giunti di casing 7. Landing collar. Giunti di casing 7 sufficienti a posizionare il liner hanger ± 150 m all interno della scarpa del casing 9-5/8. liner hanger completo di packer integrale. 6. Sigillare i filetti delle prime tre connessioni con composto Therad-lock. Installare i centralizzatori tra gli anelli di arresto. 7. Eseguire un test di circolazione dopo 5 giunti a 3 diverse portate per verificare la circolazione e le corrispondenti pressioni. 8. Continuare la discesa del casing 7", riempiendo ogni giunto durante la discesa stessa. Installare i centralizzatori come indicato nello schema sovrastante. 9. Montare il liner hanger, il packer del liner e la batteria di installazione del liner. 78

10. Ripetere quanto fatto al punto 7. 11. Continuare discesa del liner con aste da 5", fino a fondo pozzo, controllando che l interno delle aste sia libero con un calibro. 12. Circolare durante la discesa dell ultimo giunto secondo le condizioni del foro. 13. Circolare il volume interno del liner 7 + 20%. Muovere verticalmente il liner durante la circolazione fino a che non ci siano più sovrattiri. 14. Ripetere il test di circolazione alle stesse portate usate in precedenza e calcolare la caduta di pressione nell intercapedine, che sarà esercitata sulle formazioni durante lo spiazzamento del cemento. Confrontare le pressioni di spiazzamento con il gradiente di fratturazione. 15. Condizionare il fango in preparazione per la cementazione. 3.8.6.2. Cementazione Liner 7" Dimensione Tipo Intervallo mmd Eccesso foro Scoperto 29 lb/ft N80 Metal seal 2044-1196 mmd 20% del risultato del caliper Malta Volume SG Composizione Cuscino 6,0 m³ 1,50 Acqua pulita + mud flush 7" Cemento 13,5 m³ 1,85 Spiazzamento Liner API Classe G + gasblock +antischiuma + disperdente + ritardante 15,5 m³ 1,20 Fanghi Spiazzamento DP 11,0 m³ 1,20 Fanghi I volumi e il tipo di malta definitivi verranno calcolati e definiti dopo i log elettrici. 1. Montare testa di cementazione con sfera di settaggio e wiper dart installati. 2. Iniziare la circolazione e posizionare il liner in modo che la sua parte alta sia +/-150 m sopra la scarpa 9⅝". 3. Montare le linee del cemento. 79

4. Sottoporre a test di pressione le linee del cemento a 500psi (34 bar) x 10min e a 3000psi (207 bar) x 10min. 5. Posizionare il liner hanger come da istruzioni del responsabile del servizio e fissarlo. Nota: se vi dovessero essere ritardi nell inizio della cementazione, continuare a circolare. 6. Pompare 3m³ di acqua cuscino più 3m³ di mud flush. Rilasciare il tappo di cementazione inferiore. 7. Confezionare e pompare la quantità di malta programmata. 8. Rilasciare il tappo superiore e spiazzare il cemento. Monitorare il ritorno dei fluidi. Registrare eventuali assorbimenti. Se si osservano assorbimenti ridurre la portata di spiazzamento. 9. Registrare la pressione finale di pompaggio. (Utilizzare questa per stimare il TOC se non c è ritorno di cemento in superficie.) 10. Ridurre la portata a 0.5 bbl/min prima del contatto tappi. Eseguire contatto tappi. Aumentare la pressione a 2000 psi. Mantenerla per 10 minuti. 11. Rilasciare lentamente la pressione. Controllare il flusso di ritorno. 12. Svincolare il setting tool del liner hanger. Fissare il packer superiore del liner come indicato dal responsabile del servizio. 13. Eseguire circolazione inversa del contenuto delle aste + 20%, monitorando eventuali ritorni di cemento. Scartare eventuale cemento circolato. 14. Estrarre setting tool controllando che lo stesso sia in ordine. 15. Montare scalpello da 6 con relativo scraper rotativo per casing da 7, 2 giunti di drill collars da 4 ¾ jars, 2 giunti di drill collars da 4¾ e aste da 3 ½ per tutta la lunghezza del liner da 7, e discendere al fondo con batteria mista 3 ½-5. 16. Pulire il liner fino al top del landing collar. Circolare abbondantemente per pulire il foro. 80

17. Spiazzare il fango con brine di completamento. Controllare che il livello del fluido in pozzo sia statico. 18. Estrarre la batteria sdoppiando le aste di perforazione. 3.8.7. Esecuzione dei Log 1. Montare le attrezzature di superficie ed eseguire i log. 2. Eseguire le misurazioni. 3. Terminati i log estrarre i tool. 3.9. Completamento Qualora il pozzo sia positivo si procederà al completamento, con una stringa singola selettiva, fino ad un massimo di 4 completamenti selettivi, al fine di assicurare la corretta gestione della vita produttiva dei livelli. Al termine del completamento sarà eseguito un primo spurgo con le valvole di circolazione aperte, fino a registrare condizioni erogative anidre, installando le necessarie attrezzature (separatore, misuratori, serbatoio per il brine di completamento recuperato, manifold) nell area di cantiere. Il Programma di Completamento definitivo, elaborato al termine della valutazione dei log, sarà in ogni caso sottoposto ad UNMIG. 81

5 Level 15 #S Sel Level 14alfa Level 14 beta Level 14 Y Level 14a Level 14b 4 Level 14c Level 14d Level 13 Level 12 #S Sel 3 #S Sel Level 11 Level 9a 2 Level 9b #S Sel Level 8 Level 7a Level 7b Level 7c Level 7d Level 7e Level 6a Level 6b 1 Level 6c #S Main Level 6d Level 5 Figura 22: Schema concettuale di completamento; a destra il composite log di Nervesa 1 dir. 82