Analisi dell'evoluzione dell' indice di iniettività dei pozzi dell'impianto di stoccaggio gas di Cornegliano Laudense (Pianura Padana, Italia Settentrionale)

The Cornegliano Laudense field (Lodi), discovered by AGIP in 1951 and decommissioned as a production field in 1997, was converted starting in 2016 into an underground gas storage facility operated by IGS S.p.A. The proper functioning of a gas storage facility largely depends on well performance, as wells represent the elements through which gas injection and production operations are carried out. For this reason, assessing well performance is essential to ensuring the operational capacity, safety, and reliability of the entire system. This thesis fits within this context and is characterized by a strongly applied approach. Through the analysis of the available operating data, an assessment of the performance of individual wells was carried out, with particular focus on their injection capacity, in order to characterize their behavior and support more efficient management of storage operations. Although wells represent the elements through which storage operations are performed, their behavior is closely related to the characteristics of the reservoir system as a whole. After introducing the study area, with particular emphasis on the geological, structural, and stratigraphic characteristics of the Cornegliano Laudense reservoir, the methodologies adopted for data collection and analysis are described. The datasets include several operating parameters, such as flow rate, pressure, and gas volumes. Particular attention is devoted to the determination of the Injectivity Index and the main operating variables used to assess well performance during injection operations. The Injectivity Index represents a fundamental parameter for evaluating the ability of a well to inject natural gas under given operating conditions. This parameter relates the injection rate (Q) to the pressure difference between the bottomhole and the reservoir (∆p), thereby providing an indication of the efficiency of the injection process and the response of the well–reservoir system. To calculate the Injectivity Index for each well from the data available in the corresponding datasets, automated procedures were developed and implemented using VBA macros in Microsoft Excel. The adopted procedure also offers the advantage of being easily repeatable and standardized, making it potentially applicable to the determination and analysis of additional operating parameters related to the wells. The results of the analysis are presented through graphs showing the evolution of the Injectivity Index over the different injection seasons considered. In particular, the analysis focused on the summer period, from June to August, during which the injection campaigns for the years 2023, 2024, and 2025 were considered. A further stage of the analysis involved comparing the individual wells based on the Injectivity Index and the Gas Inventory, defined as the cumulative volume of gas stored in the reservoir. Finally, a statistical analysis based on linear regression was performed to investigate the existence of a direct correlation between the two parameters, Injectivity Index and Gas Inventory, identifying the wells in which this relationship is most evident. From a future perspective, the analysis could be further developed by integrating the correlation between the parameters considered with additional operating variables and the dynamic characteristics of the reservoir. This would provide a better understanding of the interactions between the wells and the reservoir and contribute to improving the control, monitoring, and management of the facility.

Il giacimento di Cornegliano Laudense (Lodi), scoperto da AGIP nel 1951 e dismesso come giacimento di produzione nel 1997, è stato convertito a partire dal 2016 in un impianto di stoccaggio sotterraneo gestito dalla società IGS S.p.A. Il corretto funzionamento di un impianto di stoccaggio dipende in larga misura dalle prestazioni dei pozzi, che rappresentano l'elemento attraverso cui avvengono le operazioni di iniezione e produzione del gas. Per questo motivo, la valutazione della loro efficienza costituisce un aspetto fondamentale per garantire la capacità operativa, la sicurezza e l'affidabilità dell'intero sistema. In tale contesto si colloca il presente lavoro di tesi, che si caratterizza per un marcato approccio applicativo. Mediante l'analisi dei dati di esercizio disponibili, è stata condotta una valutazione delle prestazioni dei singoli pozzi, con particolare riferimento alla loro capacità di iniezione, al fine di caratterizzarne il comportamento e supportare una gestione più efficiente durante lo stoccaggio. I pozzi rappresentano gli elementi attraverso cui avvengono le operazioni di stoccaggio, ma il loro comportamento è strettamente legato alle caratteristiche del sistema serbatoio nel suo complesso. Dopo aver introdotto l'area di studio, in particolare le caratteristiche di carattere geologico, strutturale e stratigrafico del reservoir di Cornegliano, si descrivono le metodologie adottate per la raccolta e l'analisi dei dati, contenenti parametri di esercizio come portata, pressione, volumi di gas ecc. In particolare attenzione è dedicata alla determinazione dell'Indice di Iniettività e delle principali variabili operative utilizzate per valutarne il comportamento dei pozzi durante le attività di iniezione. L’Indice di Iniettività rappresenta un parametro fondamentale per la valutazione della capacità del pozzo di iniettare gas naturale a determinate condizioni operative. Tale parametro correla la portata di iniezione (Q) alla differenza di pressioni tra fondo pozzo e reservoir (∆p), fornendo quindi un’indicazione dell’efficienza del processo di iniezione e della risposta del sistema pozzo-serbatoio. Per il calcolo dell’Injectivity Index di ciascun pozzo, a partire dai dati disponibili nei relativi dataset, sono state sviluppate e utilizzate procedure automatizzate mediante macro VBA in ambiente Microsoft Excel. La procedura adottata presenta inoltre il vantaggio di essere facilmente ripetibile e standardizzabile, rendendola potenzialmente applicabile anche alla determinazione e all’analisi di ulteriori parametri di esercizio relativi ai pozzi. I risultati dell’analisi sono rappresentati attraverso grafici che mostrano l’evoluzione dell’Injectivity Index nel corso delle diverse stagioni di iniezione considerate. In particolare, l’analisi è stata concentrata sul periodo estivo, compreso tra i mesi di giugno e agosto, durante il quale sono state considerate le campagne di iniezione relative agli anni 2023, 2024 e 2025. Un’ulteriore fase dell’analisi ha riguardato il confronto tra i singoli pozzi sulla base dell’Injectivity Index e del Gas Inventory, ovvero il volume cumulativo di gas immagazzinato nel reservoir. Per concludere, è stata fatta un'analisi statistica, tramite regressione lineare al fine di trovare una correlazione diretta tra i due parametri, Injectivity index e Gas Inventory, individuando i pozzi nei quali la relazione risulta maggiormente evidente. In prospettiva futura, l’analisi potrà essere approfondita integrando la correlazione tra i parametri considerati con ulteriori variabili operative e con le caratteristiche dinamiche del reservoir. Questo permetterà di comprendere meglio le interazioni tra pozzo e reservoir e di migliorare il controllo, il monitoraggio e la gestione dell’impianto.