BAL-OP4 Well Drilling Program Plan

Ce document confidentiel présente le programme de forage du puits de développement **BAL-OP4** dans le bloc CI-802 en Côte d'Ivoire. Il détaille la planification, les procédures, les risques et les mesures d'atténuation.

Résumé des Informations Générales sur le Puits BAL-OP4

• Opérateur : Eni Côte d'Ivoire Ltd (87.2473%) avec Petroci (12.7527%).
• Localisation : Offshore Côte d'Ivoire, à environ 80 km de la côte.
• Profondeur d'eau : 1346 m.
• Type de puits : Puits de développement en "J" (J-shape) pour la production de pétrole.
• Profondeur totale (TD) : 4634 m MD (3072 m TVD).
• Cible : Réservoir carbonaté de l'Albien.
• Date de début prévue : Q2 2024.
• Durée estimée : 37,3 jours (P50).
• Plateforme de forage : SAIPEM DVD.
• Objectif : Produire du pétrole à partir du réservoir carbonaté de l'Albien. Le puits exploitera la proximité du puits pilote d'OP3, à environ 1300 m, pour la corrélation. La trajectoire finale est prévue avec un azimut de 134° et une inclinaison d'environ 83° au sommet du réservoir, puis une section horizontale de 1250 m à 90° d'inclinaison.
• Évaluation de formation : Utilisation de la diagraphie en cours de forage (LWD) pour l'évaluation de formation et le géochimie afin d'optimiser l'atterrissage et maximiser l'exposition au réservoir.
• Achèvement : Le puits sera complété avec un liner crépiné de 5 ½". Une rentrée future est prévue pour le déploiement de l'arbre de Noël et la complétion haute (tubage de 4 ½").

Planification de l'Ingénierie du Puits

Procédures de Forage

Le forage respectera les politiques et procédures d'Eni, notamment :

• Conception du forage : P-1-M-26536 Rev. 01
• Conception du tubage : P-1-M-26534 Rev. 02
• Opérations de forage : P-1-M-26537 Rev. 03
• Fluides de forage : P-1-M-26550 Rev. 01 et P-1-M-26549 Rev. 01
• Cimentation : P-1-M-26552 Rev. 01
• Maîtrise du puits : STAP-003-P et "Well Control Response Plan"
• Technologies de forage avancées : P-1-M-26532 Rev. 02
• Contrôle directionnel et relevés : P-1-M-26535 Rev. 04
• Gestion du changement (MoC) : P-1-M-27154 Rev. 03
• Abandon de puits : P-1-MG-26521 Rev. 03

Coordonnées du Puits (WGS 84, UTM 30N)

• LAT : 4° 41' 58.933 N
• LONG : 3° 31' 30.779 W
• X : 441 750.94 m Ouest
• Y : 519 492.03 m Nord

Prognose Litho-stratigraphique

Le tableau ci-dessous indique les niveaux stratigraphiques et les profondeurs prévues (MD et TVD) :

Niveau Stratigraphique	MD (m)	TVD (m)
Top Paleocene Eocene	1527.7	1527.6987
Maastrichtian	1992.04	1992.0424
Lower Campanian	2402.32	2400.5044
Santonian Late Coniacian	2783.56	2742.3665
Mid Turonian	2942.31	2866.2471
Late Cenomanian	3011.94	2913.6323
Early Cenomanian	3130.93	2981.6992
Top Albian	3169.61	2999.7832
Top Carbonate Res Bal-OP4	3375.43	3057.8401

Conception du Tubage (Casing Setting Depths)

La conception du tubage vise à atteindre une profondeur totale de 4634 m MD / 3072 m TVD. Les profondeurs réelles peuvent varier selon les conditions géologiques.

Type de Tubage	Profondeur de Scellement (MD)	Diamètre du Trou	Poids de la Boue (sg)	Grad. Frac. Min. (kg/cm²/10m)	Tolerance au Coup de Bélier (m³)
Surface 20"	2128 m	24"	1.03	1.22	12.2 m³
Production 13 5/8"	2793 m	17 1/2"	1.16	1.43	OH (Volume du trou ouvert)
Liner de Production 9 5/8"	3377 m	12 1/4"	1.30	1.41	OH (Volume du trou ouvert)
Trou Ouvert 8 1/2"	4634 m TD	8 1/2"	1.25	1.22 (au sommet)	OH (Volume du trou ouvert)

Estimations de Pression et Température

• Profil PPFG : La pression de pore (PP) devrait augmenter pour atteindre une valeur maximale de ~1.26 sg dans la formation du Cénomanien Supérieur à ~2915 m TVDrkb. Une boue à base d'huile (OBM) de 1.30 sg sera utilisée.
• Température : La température sera surveillée.
  • 17 ½" : 75°C à 2750 m TVD RKB
  • 12 ¼" : 95°C à 3058 m TVD RKB
  • 8 ½" : 100°C à 3072 m TVD RKB
• Stabilité du Puits : Une étude a été réalisée pour déterminer la masse volumique minimale de la boue nécessaire à la stabilité du puits. Les masses volumiques prévues se situent au-dessus des courbes de défaillance par cisaillement (SFG_0 et SFG_90), garantissant la stabilité.

Programme Opératoire du Puits

Séquence Opératoire Résumée

1. Positionnement et déplacement de la plateforme de forage sur le site du puits Bal-OP4.
2. Dégagement et amarrage du bloc d'obturation de puits (BOP) sur la tête de puits.
3. Mise en place de l'outil de test BOP et test du BOP et du tubage de surface de 20".
4. Mise en place de l'assemblage de fonds de puits (BHA) de forage de 17 ½".
5. Marquage du sommet du ciment (TOC) et déplacement du puits vers l'OBM.
6. Forage du patin de tubage et du rat hole tout en conditionnant la boue.
7. Forage de la section de 17 ½" jusqu'à 2793 m MD / 2750 m TVD rkb.
8. Retrait du BHA de forage de 17 ½".
9. Récupération du protecteur d'alésage de 18 ¾".
10. Descente du tubage de 13 5/8" avec la colonne de raccordement.
11. Atterrissage du cintre de tubage sur la tête de puits.
12. Cimentation du tubage de 13 5/8". Vitesse élevée et test de l'ensemble d'étanchéité.
13. Test de pression du BOP.
14. Mise en place du wear bushing de 13 5/8".
15. Mise en place du BHA de forage de 12 ¼".
16. Marquage du TOC, forage du patin de tubage et du rat hole + 3-5 m de nouvelle formation.
17. Réalisation du test d'intégrité de la formation (FIT).
18. Forage de la section de 12 ¼" jusqu'à 3377 m MD / 3058 m TVD rkb jusqu'au sommet du réservoir.
19. Retrait du BHA de forage de 12 ¼".
20. Descente du liner de 9 5/8" avec le cintre de liner sur la colonne de raccordement.
21. Marquage de la profondeur totale (TD) et remontée de 1-2 m, puis cimentation du liner de 9 5/8".
22. Activation et test de pression du packer du liner. Remontée de l'outil de cimentation.
23. Test de pression du BOP.
24. Descente du BHA de forage de 8 ½". Test de pression et d'entrée du liner de 9 5/8" + tubage de 13 5/8" et de l'ensemble d'étanchéité.
25. Marquage du TOC, forage du patin de tubage et du rat hole. Hors ligne : déplacement du puits vers le fluide DIF.
26. Forage de la section de réservoir de 8 ½" jusqu'à la profondeur totale du puits, 4634 m MD / 3072 m TVD rkb.
27. Retrait du BHA de forage de 8 ½".

Risques de Forage et Mesures d'Atténuation

Les puits de la Phase 1 de Baleine servent de référence. L'expérience d'Eni sera utilisée pour réduire les problèmes et les temps non productifs.

• Présence de H2S et CO2 : Des capteurs de détection seront installés et régulièrement testés, bien qu'aucune présence ne soit prévue.
• Risques Peu Profonds (Shallow Hazard) : Une étude a été menée. Le puits est situé dans le talweg d'un canyon, à 191 m d'un flanc modérément incliné. Le risque de gaz peu profond est négligeable à l'emplacement du puits.
• Remontées de Pression Anormales : La masse volumique de la boue et la réponse du trou seront étroitement surveillées. Le document prévoit une augmentation de la pression hydrostatique jusqu'à 1.04 sg dans la partie inférieure de la section de surface (environ 1800 m - 2000 m MD).
• Formations Dures – ROP Faible – Collages : Une sélection de trépans optimisée et une hydraulique adaptée seront utilisées pour atténuer ces risques.
• Resserrements (Pack-Offs) : Des procédures de connexion de tubage et de nettoyage du trou seront suivies. La technologie de circulation continue e-CD d'Eni est prévue.
• Zones de Failles : Des paramètres contrôlés seront utilisés pour maintenir la maîtrise du puits.
• Formation d'Hydrates : Un système de déviation des gaz au fond de l'eau et des ROV équipés pour pomper du glycol et du méthanol sont prévus pour atténuer ce risque.

Profondeur d'eau & Bathymétrie

• Profondeur : 1345.38 m bmsl.
• Localisation : Le puits est situé dans le talweg du canyon, à 240 m du flanc droit. La pente est d'environ 2° à l'emplacement du puits.
• Risque : Le risque de gaz peu profond est faible à négligeable.

Programme des Fluides de Forage (Mud Program)

La sélection des fluides de forage est basée sur l'expérience et vise à adresser les préoccupations clés en eaux profondes.

• Inhibition des schistes : Le système OBM (Oil-Based Mud) sera utilisé pour minimiser le gonflement.
• Stabilité du trou : Une densité de boue appropriée et des pratiques de manœuvre dédiées seront mises en œuvre.
• Pertes de circulation : Des pilules de LCM (Lost Circulation Material) et un plan de gestion des pertes seront préparés. Des produits pour les boues à base d'eau seront disponibles en cas de pertes totales.
• Formation d'hydrates : L'utilisation d'OBM est privilégiée pour atténuer ce problème.

Section	Trou Ouvert	Type de Boue	Masse Volumique (kg/l)	Problèmes Potentiels
17 ½"	13 5/8"	LT-IE OBM	1.16	Instabilité du trou, resserrements, pertes
12 ¼"	9 5/8"	LT-IE OBM	1.30	Resserrements, nettoyage du trou, pertes
8 ½"	Non applicable	LT-IE DIF	1.25	Resserrements, nettoyage du trou, pertes

Plan de Gestion des Pertes de Circulation

• Non-réservoir : Utilisation de pilules de LCM avec différentes concentrations de Safe Carb, Mix II Fine/Medium, Nut Plug Medium. En cas de pertes totales, la priorité est de maintenir le trou plein pour éviter un afflux.
• Réservoir : Utilisation de Safe Carb (40, 250, 500) à différentes concentrations. En cas de pertes totales, une pilule spécialisée "Form-A-Blok" ou un bouchon de ciment soluble à l'acide pourrait être utilisé.
• Produits de Contingence : Des scavenger H2S et CO2, du graphite résilient, des agents de nettoyage de tubage, des agents mouillants, un antimousse, un tampon pH et un ensemble de solution acide seront disponibles.
• Bouchon de Baryte : Formulation d'eau douce avec baryte pour sceller temporairement le fond du puits.
• Bouchon de Ciment : Approche à double coulis (coulis de tête léger suivi d'un coulis de queue plus lourd) ou approche conventionnelle avec un seul coulis.

Programme de Cimentation

Les estimations des opérations de cimentation sont fournies. Les détails finals seront ajustés après les tests en laboratoire.

• 13 5/8" : Coulis de queue de 1.90 kg/l pour isoler le sabot de tubage (TOC à 150 m MD au-dessus du sabot). Coulis de tête de 1.56 kg/l jusqu'à 2327 m MD (~200 m sous le sabot du tubage de 20").
• 9 5/8" (Liner) : Double coulis (queue à 1.90 kg/l, tête à 1.56 kg/l) pour ne pas induire de pertes.
• Standard : Les coulis devront avoir une faible perte de fluide (API FL < 50 ml) et des propriétés anti-migration de gaz (SGSA < 45 min). La rotation est recommandée pendant le déplacement.
• ECD : L'équivalent de densité de circulation (ECD) sera maintenu sous le gradient de fracturation. L'ECD maximal est de 1.289 sg pour le tubage de 13 5/8" et 1.405 sg pour le liner de 9 5/8".

Schémas de Barrières de Puits

Les barrières primaires et secondaires sont définies pour chaque phase de forage (17 ½", 13 5/8", 12 ¼", 9 5/8", 8 ½").

Planification Directionnelle

• Trajectoire : Le puits sera foré vers l'Est-Sud-Est. L'inclinaison augmentera jusqu'à environ 83° en haut du réservoir, puis le forage horizontal de 8 ½" se poursuivra à environ 90° d'inclinaison.
• Analyse Anti-Collision : Aucune analyse anti-collision n'est requise car c'est le premier puits foré dans la zone.
• Puits de secours (Relief Well) : Un emplacement préliminaire de puits de secours a été identifié à moins de 1 km du puits Bal-OP4.

Sélection des Trépans et Trains de Tiges de Forage (Drilling Strings)

• Trépans : Des trépans PDC (Polycrystalline Diamond Compact) de NOV et Baker Hughes sont prévus pour les sections de 17 ½", 12 ¼" et 8 ½".
• Configuration BHA : Les configurations détaillées des BHA avec les outils de MWD/LWD sont présentées. Les calculs hydrauliques et de torque/drag ont été effectués.

Données de l'Unité de Forage (SAIPEM DVD)

La plateforme SAIPEM DVD est un drillship en eaux ultra-profondes, capable de positionnement dynamique DP3 et d'activité double.

• Capacités de charge du derrick : 1 133 tonnes (statique).
• Capacité de stockage : Plus de 1000 m³ de boue liquide et 450 m³ de ciment.
• Profondeur d'eau maximale : 3 657 m.
• Système d'alimentation électrique : 6 générateurs diesel (Total 45600 KW).
• Pompes à boue : 5 pompes NOV 14-P-220 (2 200 HP chacune, 7 500 psi).
• Système BOP : 18 ¾", 15 000 psi, conforme aux normes API 16-A.
• Système de circulation et de contrôle : Multiplex (Hydril), conforme API 16-D.

KPI de Forage

Les indicateurs de performance clés (KPI) et les durées spécifiques pour chaque section sont basés sur l'expérience des puits précédents dans le gisement de Baleine.