IT201700011264A1 - Metodo ed apparato per la determinazione della permeabilita’ di una frattura in un giacimento di idrocarburi - Google Patents
Metodo ed apparato per la determinazione della permeabilita’ di una frattura in un giacimento di idrocarburiInfo
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Description
“METODO ED APPARATO PER LA DETERMINAZIONE DELLA
PERMEABILITA’ DI UNA FRATTURA IN UN GIACIMENTO DI IDROCARBURI”
DESCRIZIONE
[CAMPO DELLA TECNICA]
La presente invenzione ha per oggetto un metodo ed un apparato per la caratterizzazione di una zona fratturata nel sottosuolo, ed in particolare per la determinazione della permeabilità di tale zona fratturata in un giacimento di idrocarburi.
[ARTE NOTA]
Com’è noto, i giacimenti di idrocarburi sono bacini di accumulo di idrocarburi contenuti in formazioni di rocce porose o fratturate. Gli idrocarburi sono intrappolati in tali formazioni da altre formazioni o configurazioni geologiche aventi minore permeabilità e la zona all’interno della quale sono contenuti gli idrocarburi è solitamente denominata “reservoir”.
In corrispondenza del reservoir possono formarsi una o più fratture. Per frattura si intende una spaccatura o rottura nella roccia di cui il giacimento è costituito, che non sia stata causata da fenomeni di foliazione o sfaldamento.
La conoscenza delle caratteristiche e della conformazione del reservoir e delle relative fratture permette di gestire in maniera adeguata l’attività di esplorazione e/o ottimizzare lo sviluppo del giacimento.
La presenza di fratture è associata ad un cambiamento significativo delle proprietà fluidodinamiche del reservoir a causa di una maggiore permeabilità, e/o di una maggiore porosità, e/o di variazioni anisotrope delle stesse. Tipicamente la presenza di fratture può avere un impatto significativo sulla permeabilità della roccia, poiché promuove la connessione reciproca delle strutture porose facenti parte della roccia stessa. Il fluido contenuto nelle strutture porose delle rocce è definito fluido di formazione.
La permeabilità è la capacità di una roccia di permettere il flusso di un fluido. Viene solitamente misurata in darcy (o nel sottomultiplo millidarcy).
La permeabilità di una frattura (cioè della roccia in cui la frattura è formata) può contribuire all'entità del flusso di idrocarburo. La determinazione della permeabilità di una frattura diventa quindi importante per una gestione opportuna del giacimento.
Ad oggi sono noti sostanzialmente due metodi per la determinazione della permeabilità di una frattura.
Un primo metodo prevede lo svolgimento di un’operazione di carotaggio, cioè l’estrazione dal reservoir di un campione sostanzialmente cilindrico di roccia, che viene poi analizzato una volta in superficie. Gli inconvenienti principali di questa tecnica consistono nel fatto che, per poterla attuare, è necessario fermare le operazioni di perforazione, dedicare l’impianto di perforazione ad operazioni di carotaggio, e predisporre (acquistare o noleggiare) la strumentazione ed i relativi servizi per l’estrazione del campione. Quindi a tali operazioni di carotaggio sono associati sia i costi diretti per lo svolgimento delle stesse, che i costi indiretti associati al costo intrinseco dell’impianto di perforazione per tutta la durata delle stesse. La Richiedente ha inoltre notato che il prelevamento di un campione da analizzare comporta necessariamente una perturbazione del sistema che si intende misurare, rendendo quindi la misura intrinsecamente imprecisa ed inaffidabile.
Un secondo metodo prevede lo svolgimento di un’acquisizione di dati di fondo del pozzo per mezzo di strumenti dedicati alla misurazione (p.e. tramite raggi gamma, misure di resistività, ecc.) delle caratteristiche della roccia ivi presente (cosiddetto “log di fondo pozzo”). Anche in questo caso sono inevitabili gli inconvenienti legati ai rischi operativi e costi associati al fermo dell’impianto e alla necessità di disporre di strumentazione adeguata.
[OBIETTIVI E SINTESI DELL’INVENZIONE]
Scopo della presente invenzione è quindi mettere a disposizione una tecnica di determinazione della permeabilità di una zona fratturata nel sottosuolo, in particolare in un giacimento di idrocarburi, che possa essere eseguita in modo semplice ed economico.
Un altro scopo dell’invenzione è fornire una tecnica di determinazione della permeabilità di una zona fratturata nel sottosuolo, in particolare in un giacimento di idrocarburi, che sia affidabile e che possa essere svolta senza interrompere l’attività di perforazione.
Questi ed altri scopi ancora sono sostanzialmente raggiunti da un metodo ed un apparato secondo quanto descritto nelle unite rivendicazioni.
[BREVE DESCRIZIONE DEI DISEGNI]
Ulteriori caratteristiche e vantaggi appariranno maggiormente dalla descrizione dettagliata di forme di esecuzione preferite ma non esclusive dell’invenzione.
Tale descrizione è fornita qui di seguito con riferimento alle unite figure, anch’esse aventi scopo puramente esemplificativo e pertanto non limitativo, in cui:
- la figura 1 mostra un impianto presso il quale l’invenzione può essere attuata;
- la figura 2 mostra un grafico rappresentativo di un transitorio della grandezza impiegata nella presente invenzione;
- la figura 3 mostra uno schema a blocchi di un apparato in accordo con l’invenzione;
- la figura 4 mostra un diagramma funzionale rappresentativo di un metodo in accordo con l’invenzione.
[DESCRIZIONE DETTAGLIATA DELL’INVENZIONE]
Il metodo in accordo con la presente invenzione viene utilizzato nell’ambito della realizzazione e dello sviluppo di pozzi per l’estrazione di idrocarburi.
In particolare, il metodo viene utilizzato quando viene realizzato almeno un pozzo W per accedere agli idrocarburi presenti in un giacimento.
Nella presente descrizione e nelle successive rivendicazioni, per “frattura” si intende una spaccatura o rottura nella roccia di cui il giacimento è costituito, che non sia stata causata da fenomeni di foliazione o sfaldamento.
Nella presente descrizione e nelle successive rivendicazioni, per “zona fratturata” si intende una porzione di formazione rocciosa in cui è presente almeno una frattura, cioè una frattura o un sistema di fratture.
Il pozzo W è realizzato tramite un impianto 1 di tipo noto (figura 1), comprendente una struttura di supporto 10 ed un motore 20 montato su tale struttura di supporto. In particolare, il motore 20 può essere vincolato alla struttura di supporto 10 tramite un gancio (cosiddetto “hook”) che ne consente la traslazione lungo un asse sostanzialmente verticale. Il moto rotatorio generato dal motore 20 viene trasferito ad una trivella 40 tramite una struttura ad aste 30. Le aste 30 sono costituite da spezzoni di tubolare filettate alle estremità e che essendo assemblate secondo un prefissato sviluppo longitudinale, permettono alla trivella 40 di raggiungere profondità di alcune migliaia di metri, continuando a ruotare intorno ad un proprio asse longitudinale.
L’insieme delle aste 30 e della trivella 40 viene indicato nel seguito e nelle successive rivendicazioni come “attrezzatura di perforazione”.
Allo scopo di eseguire la perforazione, un fango viene alimentato all’attrezzatura di perforazione che raggiunge la trivella 40 essendo pompato all’interno delle suddette aste 30. Il fango, una volta erogato in corrispondenza della parte terminale della trivella 40 ad una determinata pressione, risale poi attraverso il pozzo W, tornando all’apertura di sommità localizzata in corrispondenza della struttura di supporto 10.
In figura 1, le frecce rivolte verso il basso presenti sulle aste 30 rappresentano il flusso di fango alimentato alla trivella 40, mentre le frecce rivolte verso l’alto, all’esterno delle aste, rappresentano il flusso di fango di ritorno verso la superficie.
Si noti che la figura 1 rappresenta gli elementi sopra descritti in modo schematico, senza necessariamente rispettare le reali proporzioni tra le dimensioni di tali elementi.
Il metodo in accordo con l’invenzione prevede innanzitutto una fase di rilevare almeno un valore DFm di una grandezza caratteristica DF dipendente dalle operazioni associate alle operazioni di perforazione del pozzo W.
Tale grandezza caratteristica DF è vantaggiosamente rappresentativa di una differenza di portata tra un flusso di fango alimentato all’attrezzatura di perforazione 30, 40, ed un flusso di fango di ritorno in uscita dal pozzo W.
Questa grandezza è nota in letteratura come “delta flow” e, in presenza di una zona fratturata, assume un andamento rappresentato schematicamente in figura 2. Sull’asse delle ascisse è rappresentata la differenza tra la portata del fango alimentato all’impianto e la portata del fango che ritorna in superficie; sull’asse delle ordinate è rappresentato il tempo.
L’intero sistema si può considerare, in prima approssimazione, un sistema chiuso; pertanto, sostanzialmente tutto il fango che viene erogato tramite la trivella ritorna poi in superficie. In queste condizioni la pressione del fango è sostanzialmente in equilibrio con la pressione del fluido di formazione. Questo comporta che il “delta flow” sia sostanzialmente pari a zero.
Durante la perforazione, quando il pozzo W incontra una zona fratturata F, il fango continua ad arrivare alla trivella 40 sostanzialmente con la medesima portata (scorrendo all’interno delle aste, non viene influenzato dalla presenza della zona fratturata), ma non ritorna più completamente in superficie, poiché parte del fango stesso scorre nella zona fratturata F invece di restare all’interno del pozzo W. Pertanto, in questa circostanza il “delta flow” presenta valori marcatamente diversi da zero, variando nel tempo ad esempio secondo il transitorio rappresentato in figura 2. Secondo tale transitorio è possibile distinguere una prima fase ed una seconda fase. Nella prima fase il sistema viene perturbato, ovvero una quantità di fango non torna in superficie a causa di una combinazione di fattori, tra cui ad esempio la maggiore pressione del fango rispetto alla pressione del fluido di formazione, all’effetto della velocità del fango in uscita dalla trivella 40, etc. Nella seconda fase il sistema tende a riequilibrarsi, ovvero il delta flow tende verso valori simili a zero, ad esempio a causa del riequilibramento delle pressioni del fango e del fluido di formazione.
I valori di differenza di portata possono essere rilevati/misurati con qualunque metodo noto, purché idoneo alla determinazione di questa grandezza.
Il metodo in accordo con l’invenzione prevede poi l’utilizzo di un modello matematico MM, descrittivo della suddetta grandezza caratteristica DF e dipendente almeno dalla permeabilità della zona fratturata.
In maggiore dettaglio, il suddetto modello matematico MM esprime una relazione tra il “delta flow” e la permeabilità della zona fratturata.
Preferibilmente, tale modello matematico MM prende in considerazione anche altri parametri di ingresso IP, come per chiarezza sono qui raggruppati in tre principali famiglie: parametri di perforazione P1, parametri di sistema P2, e parametri di circolazione P3 (questi ultimi noti in letteratura come “lagged paramenters”).
I parametri di perforazione P1 sono tipicamente acquisiti in tempo reale da un sistema di acquisizione di dati e possono includere, ma non sono limitati a, uno o più tra i seguenti:
- Hook Height (HH), cioè la posizione dell’hook rispetto al piano sonda H0 (cioè la superficie sulla quale è montata la superficie di supporto 10, e dalla quale si sviluppa il pozzo W), e le grandezze che possono esserne derivate come:
- Rate of Penetration (ROP), cioè la variazione nel tempo dell’Hook Height, che corrisponde alla velocità di avanzamento della trivella 40 durante la perforazione; - Weight on hook (WOH), cioè la forza complessiva diretta verso il basso esercitata sul gancio che mantiene il motore 20 e l’attrezzatura di perforazione 30, 40 vincolati alla struttura di supporto 10;
- Weight on bit (WOB), cioè la forza complessiva in direzione verticale, diretta verso il basso, esercitata dalla punta della trivella 40 nel corso della perforazione;
- Standpipe pressure (SPP), cioè la pressione del fango alimentato all’attrezzatura di perforazione;
- Revolutions per minute (RPM), cioè la velocità di rotazione della trivella 40 intorno al proprio asse verticale, espressa in giri al minuto;
- Torque (TQ), cioè la coppia applicata alla trivella 40 per causarne la rotazione.
I parametri di sistema P2 possono comprendere ogni parametro che può essere utilizzato per la descrizione del sistema di circolazione, ovvero delle caratteristiche del fango e delle sue condizioni fluidodinamiche durante la circolazione dalla superficie, alla trivella 40, e di nuovo in superficie. Pertanto possono includere, ma non sono limitati a, uno o più tra i seguenti:
- Mud Weight (MW), cioè il peso specifico del fango utilizzato durante la perforazione;
- Rheology Parameters (RP), cioè parametri che descrivono delle caratteristiche reologiche rappresentative del fluido e del suo comportamento fluidodinamico come ad esempio la viscosità.
I parametri di circolazione P3 fanno riferimento a dati che possono essere acquisiti solo con un certo ritardo, dovuto al tempo è necessario per circolare il fango ed il materiale di risulta trasportato in sospensione a quest’ultimo dal fondo del pozzo alla superficie. Pertanto i parametri di circolazione P3 possono includere, ma non sono limitati a, uno o più tra i seguenti:
- Total Gas (TG), cioè la quantità di gas che viene disciolto nel fango durante la circolazione dal fondo del pozzo alla superficie e che viene liberato e misurato da apparecchiature preposte;
- Gas Chromatography (GS - p.e. C1, C2, ecc.), cioè le frazioni dei gas idrocarburi contenuti nel gas liberato in superficie dopo la circolazione a fondo pozzo;
- XRF data, cioè la composizione chimica del materiale di risulta recuperato in superficie e trasportato dal fango durante la perforazione;
- XRD data, cioè la determinazione delle fasi cristalline costituenti il materiale di risulta, e relative frazioni quantitative.
I valori dei parametri di ingresso IP vengono rilevati/misurati e forniti in ingresso al modello matematico MM per ottenere una dipendenza parametrica della grandezza caratteristica DF rispetto alla permeabilità della zona fratturata.
Vantaggiosamente il modello matematico MM è memorizzato nella memoria 110 di un apparato 100, impiegato per lo svolgimento del metodo secondo l’invenzione e schematicamente mostrato in figura 3.
Il modello matematico MM può basarsi su, o essere ottenuto da, per esempio, le seguenti equazioni:
in cui:
η è la diffusività della pressione in una massa di fluido di formazione della zona fratturata;
η<*>è il rapporto di diffusività relativa del fluido di formazione della zona fratturata (parametro adimensionale); rwè il raggio del pozzo W;
β è un fattore temporale;
rDè il raggio adimensionale;
pDè la pressione adimensionale;
w è l’ampiezza idraulica della frattura;
ΔpΔè la sovrappressione di perforazione;
μpè la viscosità plastica del fango di perforazione.
L’ampiezza idraulica w della frattura è poi correlata con la permeabilità della frattura stessa.
Si noti che, laddove sono state indicate grandezze adimensionali, si tratta di un’operazione analitica atta a svincolare il modello matematico dalle grandezze assolute del pozzo, in modo tale che il modello stesso possa essere applicato a pozzi aventi dimensioni differenti o sia soggetto a forze differenti.
Il metodo secondo l’invenzione prevede inoltre che, tramite un processore 120, vengano svolte le seguenti operazioni:
- viene ottenuto almeno un valore calcolato DFc della grandezza caratteristica DF (“delta flow”) tramite il modello matematico MM;
- tale almeno un valore calcolato DFc viene confrontato con il valore rilevato DFm;
- in funzione di tale confronto, viene calcolato un valore di permeabilità FP della zona fratturata F;
- viene poi generato un segnale di output OS rappresentativo di tale valore di permeabilità FP.
Per ottenere il valore calcolato DFc della grandezza caratteristica DF, possono essere utilizzati anche valori rilevati/misurati dei suddetti parametri di ingresso IP, cioè le grandezze considerate nel modello matematico MM, diverse dalla permeabilità della zona fratturata e dalla differenza di portata del flusso di fango. Per quanto riguarda la permeabilità della zona fratturata, può essere utilizzato un valore iniziale FP1, impiegato come riferimento e, come sarà più chiaro in seguito, progressivamente corretto.
Utilizzando quindi il valore iniziale FP1 della permeabilità della zona fratturata ed il valori rilevati/calcolati dei parametri di ingresso IP, viene calcolato tramite il modello matematico MM un valore DFc (denominato “valore calcolato”) della grandezza caratteristica DF.
Il valore calcolato DFc della grandezza caratteristica DF viene quindi confrontato con quello rilevato DFm, cioè quello “reale” determinato misurando i flussi di fango.
In funzione della differenza tra il valore calcolato DFc ed il valore rilevato DFm, viene determinato il valore della permeabilità FP della zona fratturata.
In maggiore dettaglio, la differenza tra tali valori viene impiegata per correggere il suddetto valore iniziale FP1 della permeabilità della zona fratturata.
Il valore corretto FP2 viene nuovamente inserito nel modello matematico MM, preferibilmente lasciando invariati gli altri parametri. Viene quindi ottenuto un nuovo valore calcolato DFc per la grandezza caratteristica DF. Tale nuovo valore viene confrontato con quello rilevato DFm e, in funzione del confronto, il valore della permeabilità può essere ulteriormente corretto.
In sintesi, viene effettuata una correzione progressiva ed iterativa del valore della permeabilità FP della zona fratturata, fino a quando la differenza tra il valore calcolato DFc della grandezza caratteristica DF ed il valore rilevato DFm della medesima grandezza non scende al di sotto di una soglia preimpostata.
Quando il valore calcolato DFc della grandezza caratteristica DF è sufficientemente vicino al valore rilevato DFm, significa che il valore della permeabilità inserito nel modello matematico MM è sostanzialmente quello reale.
La figura 4 rappresenta schematicamente l’elaborazione che viene eseguita nell’ambito del trovato, a partire dal valore iniziale FP1 della permeabilità della zona fratturata; utilizzando il metodo matematico MM, al quale sono forniti anche i parametri di ingresso IP, viene determinato il valore calcolato DFc della grandezza caratteristica DF; confrontando il valore calcolato (“comparison”) DFc con il valore rilevato (misurato) DFm, si ottiene un valore X per la correzione (“correction”) del valore di permeabilità, arrivando quindi al valore corretto FP2. Quest’ultimo viene poi inserito nuovamente nel modello matematico MM, così da eseguire la progressiva correzione iterativa sopra descritta.
Come detto, il metodo in accordo con l’invenzione può essere attuato tramite un apparato 100, dotato della memoria 110 e del processore 120.
Il processore 120 riceve, tramite un’interfaccia 130, il valore rilevato DFm della grandezza caratteristica DF. Tramite tale interfaccia 130 il processore 120 può inoltre ricevere i parametri di ingresso IP. Si noti che l’interfaccia 130 può rappresentare una connessione hardware con altri dispositivi, in grado di fornire i dati sopra indicati e/o una connessione logica con moduli software, adatti a calcolare e/o preprocessare i dati di interesse.
Attingendo poi alla memoria 110, il processore 120 ottiene il modello matematico MM e svolge il metodo sopra descritto.
Il segnale di output OS generato dal processore 120 può essere, per esempio, nella forma di file elettronico, archiviato nella memoria 110 e/o in altra area di archiviazione; in aggiunta o in alternativa, il segnale di output OS può provocare la visualizzazione su un monitor 140 del valore di permeabilità FP ottenuto tramite l’elaborazione sopra descritta.
L’invenzione consegue importanti vantaggi.
Innanzitutto la determinazione della permeabilità di una zona fratturata secondo il presente trovato può essere eseguita in modo semplice ed economico, poiché è basata su una tecnica non invasiva che non necessita di strumentazione ad hoc e che si basa sostanzialmente su parametri che vengono comunque monitorati durante la perforazione.
Inoltre, l’attuazione dell’invenzione non richiede un fermo impianto per effettuare i rilevamenti delle grandezze da misurare.
Claims (12)
- RIVENDICAZIONI 1. Metodo per la determinazione della permeabilità di una zona fratturata (F) nel sottosuolo, in cui almeno un pozzo (W) è realizzato, tramite una attrezzatura di perforazione (30, 40), incontrando detta zona fratturata (F), detto metodo comprendendo: a) rilevare almeno un valore (DFm) di una grandezza caratteristica (DF) associata a detto pozzo (W); b) prelevare da una memoria (110) un modello matematico (MM), descrittivo di detta grandezza caratteristica (DF) e dipendente almeno dalla permeabilità di detta zona fratturata (F); c) attivare un processore (120) per: i. ottenere almeno un valore calcolato (DFc) di detta grandezza caratteristica (DF) tramite detto modello matematico (MM); ii. confrontare detto valore calcolato (DFc) con detto valore rilevato (DFm); iii. calcolare un valore di permeabilità (FP) di detta zona fratturata (F) in funzione di detto confronto; iv. generare un segnale di output rappresentativo di detto valore di permeabilità (FP).
- 2. Metodo secondo la rivendicazione 1 in cui la zona fratturata (F) è localizzata in un giacimento di idrocarburi.
- 3. Metodo secondo la rivendicazione 1 in cui detta grandezza caratteristica (DF) è rappresentativa di una differenza di portata tra un flusso di fango alimentato a detta attrezzatura di perforazione, ed un flusso di fango di ritorno in uscita da detto pozzo (W).
- 4. Metodo secondo la rivendicazione 1 o 2 in cui detto modello matematico (MM) dipende inoltre da uno o più parametri di ingresso (IP), comprendenti almeno uno tra: hook height (HH); rate of penetration (ROP); weight on hook (WOH); weight on bit (WOB); standpipe pressure (SPP); revolutions per minute (RPM); torque (TQ); mud weight (MW); rheology parameters (RP); total gas (TG); gas chromatography (C1, C2, ecc.); XRF data; XRD data.
- 5. Metodo secondo la rivendicazione 3 in cui i valori di detti parametri di ingresso (IP) vengono rilevati e forniti in ingresso a detto modello matematico (MM) per ottenere una dipendenza parametrica di detta grandezza caratteristica (DF) rispetto alla permeabilità di detta zona fratturata (F).
- 6. Metodo secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti in cui ottenere il valore calcolato (DFc) di detta grandezza caratteristica (DF) comprende fornire in ingresso a detto modello matematico (MM) un valore iniziale (FP1) della permeabilità di detta zona fratturata (F).
- 7. Metodo secondo la rivendicazione 5 in cui calcolare il valore di permeabilità comprende correggere detto valore iniziale (FP1) in funzione di detto confronto, ottenendo un valore iniziale corretto (FP2).
- 8. Metodo secondo la rivendicazione 6 in cui il valore iniziale corretto (FP2) viene fornito in ingresso a detto modello matematico (MM) per aggiornare il valore calcolato (DFc) di detta grandezza caratteristica (DF).
- 9. Metodo secondo la rivendicazione 7 in cui il valore calcolato aggiornato di detta grandezza caratteristica (DF) viene confrontato con detto valore rilevato (DFm) per correggere ulteriormente il valore iniziale corretto.
- 10. Metodo secondo la rivendicazione 8 in cui la correzione del valore di permeabilità (FP) in funzione del confronto tra il valore rilevato (DFm) della grandezza caratteristica (DF) ed il valore (DFc) della grandezza caratteristica (DF) calcolato sulla base del precedente valore di permeabilità viene ripetuto in modo iterativo fino a quando la differenza tra il valore rilevato (DFm) della grandezza caratteristica (DF) ed il valore calcolato (DFc) della grandezza caratteristica (DF) è minore di una soglia preimpostata.
- 11. Apparato (100) per la determinazione della permeabilità di una zona fratturata (F) nel sottosuolo, in cui almeno un pozzo (W) è realizzato tramite una attrezzatura di perforazione (30, 40), incontrando detta zona fratturata (F), in cui detto apparato (100) comprende: a) un’interfaccia (130) per ricevere almeno un valore rilevato (DFm) di una grandezza caratteristica (DF) di detto giacimento; b) una memoria (110) in cui è archiviato un modello matematico (MM) descrittivo di detta grandezza caratteristica (DF) e dipendente almeno dalla permeabilità di detta zona fratturata (F); c) un processore configurato (120) per: i. ottenere almeno un valore calcolato (DFc) di detta grandezza caratteristica (DF) tramite detto modello matematico (MM); ii. confrontare detto valore calcolato (DFc) con detto valore rilevato (DFm); iii. calcolare un valore di permeabilità (FP) di detta zona fratturata (F) in funzione di detto confronto; iv. generare un segnale di output (OS) rappresentativo di detto valore di permeabilità (FP).
- 12. Apparato secondo la rivendicazione 10 in cui detta grandezza caratteristica (DF) è rappresentativa di una differenza di portata tra un flusso di fango alimentato a detta attrezzatura di perforazione, ed un flusso di fango di ritorno in uscita da detto pozzo (W).
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