Notat 2015-03-18 Til Eivind Ølberg Kopi Marie Sømme Ellefsen, Linda-Mari Aasbø, Trond Opdal, Anne-Lise Heggø Fra Endre Aas og Alexander Solberg (TPD TEX SST) Sak Vurdering av miljørisiko og oljevernberedskap relatert til P&A av eldre letebrønn 30/2-1 og 6 nedstengte produksjonsbrønner ved Huldrafeltet I henhold til Aktivitetsforskriftens §88 «Sikring av brønner» skal alle brønner sikres før de forlates. Dette gjøres ved å plugge brønnen. Dette er et tiltak som reduserer miljørisikoen ved å redusere sannsynlighet for framtidige utslipp av hydrokarboner fra brønnen. Pluggeoperasjoner for Statoill utføres i henhold til krav i NORSOK standard D-010 «Well integrity in drilling and well operations», samt Statoil interne brønnoperasjonsprosedyrer, som inkluderer risikoevaluering. Den generelt største miljørisikoen ved en pluggeoperasjon er at det inntreffer en ukontrollert utblåsning fra brønnen. Sannsynligheten for dette holdes lav ved å følge gjeldende prosedyrer og ta høyde for evt særskilte forhold ved den aktuelle brønn under brønnintervensjon. Miljøkonsekvenser gitt en utblåsning avhenger av utblåsningsrate, type hydrokarboner og beliggenhet til brønnen i forhold til sårbare ressurser/ land. Miljørisiko assosiert til utslipp av olje samt behov for oljevernberedskap i forbindelse med aktuelle pluggeoperasjoner blir beskrevet i det følgende. Operasjonsspesifikk risikovurdering for planlagt pluggeoperasjon for letebrønn 30/2-1 og 6 produksjonsbrønner Letebrønn 30/2-1, som ble boret i 1982, ble midlertidig plugget i etterkant av boreoperasjonen. De 6 produksjonsbrønnene ble boret i perioden 2000 til 2002. Brønnene ble innestengt på følgende tidspunkt: 1 brønn i 2007, 1 brønn 2010 og 4 brønner i september 2014. Brønn 30/2-1 er sikret med mekanisk plugg og sementplugger i perforert 7" liner som primærbarriere og mekanisk plugg og sementplugg over 7" liner i 9 5/8" foringsrør som sekundærbarriere. I tillegg er det installert to sementplugger i 9 5/8" foringsrør ved 13 3/8" og 20" foringsrørsko intervall. De 6 produksjonsbrønnene vil være sikret med dypsatt og grunnsatt mekanisk plugg innvendig i produksjonstubing etter wireline kampanje, som planlegges utført i april til juni 2015. Innerste ringromvolum (A-annulus) vil fortrenges til ny tyngre væske (brine). Gammel væske (brine) vil sendes til Veslefrikk for prosessering. Gradering: Internal Status: Final Side 1 av 4 Både letebrønn 30/2-1 og de 6 produksjonsbrønnene går gjennom Brent reservoaret samt Shetland/ Rogaland formasjonen. Letebrønn 30/2-1 kan inneholde kondensat. 5 av de 6 produksjonsbrønnene er gassbrønner, 1 kan inneholde kondensat (brønn A6). De 6 produsentene har vært monitorert i alle ringrom gjennom brønnenes levetid, og vil monitoreres fram til pluggeoperasjonene er startet opp. Produksjonsbrønner på Huldra har trykk i B-annulus som indikerer lekkasje av hydrokarboner opp 9 5/8" ringrom. Kilden er forventet å være Shetland/Rogaland formasjon over topp av 9 5/8" casing sement. I alle brønner, utenom A-9, ansees kilden å ha begrenset strømningspotensial. Det tar 1-2 måneder før trykk når alarmnivå på 155 bar, og for 3 av 6 brønner stabiliserer trykket seg på <100 bar. I produksjonsbrønn A-9 har en kort avblødningstest indikert et strømningspotensial på 500 m3 gass per time, og trykkoppbygning etter avblødning er betydelig raskere. På brønn A-9 planlegges det derfor for en sementskvis i 13 3/8" casing sko før man går i gang med kutting av 9 5/8" casing og trekking av seal assembly. 9 5/8" casing forventes å ha god integritet, basert på «sour service» stålkvalitet og et Huldra-spesifikt korrosjonsstudie som er gjennomført. Brent reservoaret på Huldra er depletert og vil være tilbakeplugget med grunnsatt og dypsatt mekanisk plugg etter intervensjonsfasen. Sannsynlighet for utblåsning fra Brent reservoar er vurdert som minimal. Under operasjoner kan brønner bli eksponert mot gassførende bergarter i overlagring Shetland/Rogaland formasjon, muligens med strømningspotensial. Sannsynlighet for utblåsning fra denne bergarten er vurdert å ligge under gjennomsnittsfrekvens, grunnet lav permeabilitet. For 5 av 6 brønner (alle unntatt A9) ansees strømningspotensiale i overlagringen som begrenset. A9 er en gassbrønn, og gass har ingen akutt miljøkonsekvens ved utslipp, og vurderes derfor ikke som en miljørisiko i denne sammenhengen. Kvantifisering av miljørisikonivå Miljørisiko er i det følgende holdt opp mot gjeldende miljørisikoanalyse for Veslefrikk/Huldra [2]. Maksimale utblåsningsrater for letebrønn 30/2-1 er beregnet å være 186 Sm3 kondensat /døgn (konservativ antagelse om åpent hull) [1]. Som nevnt over er det kun en brønn (A6) som kan inneholde kondensat av de 6 produksjonsbrønnene som skal plugges. Dersom den dypsatte pluggen i denne brønnen av en eller annen årsak skulle svikte, vil potensielle strømningsrater av kondensat også for denne brønnen være lave, om det i det hele tatt vil kunne strømme kondensat ut av brønnen [6]. Dette skyldes at reservoaret er depletert og fluidkolonnen er overbalanse mot formasjonstrykket i brønn. Av samme grunn vil varighet av en eventuell utblåsning i forbindelse med en pluggeoperasjon på Huldrafeltet kunne forventes å være betydelig kortere enn det som er lagt til grunn i miljørisikoanalysen for Veslefrikk/ Huldra [2]. De mest sårbare miljøressursene ved utslipp fra Veslefrikk og Huldra er i miljørisikoanalysen vurdert å være pelagisk og kystnær sjøfugl. Huldra ligger vest av Sognefjorden, 110 km fra nærmeste land (Ytre Sula i Sogn og Fjordane). Til grunn for denne miljørisikoanalysen ligger utblåsning av Veslefrikkolje med rater på fra 200 til 6500 Sm/ døgn. Beregnet P90 utblåsningsrate er 2800 Sm3/døgn. Ettersom hydrokarbontypen ved Huldra er gass og kondensat, og dermed er lettflyktig og har kort levetid på havoverflaten, vil spredningspotensialet og miljøeffekter ved kondensatutslipp fra Huldrabrønner være mindre enn det som er beskrevet i denne miljørisikoanalysen. Den maksimale utblåsningsraten ved brønn 30/2-1 utgjør kun 7 % av P90 raten benyttet i miljørisikoanalysen. Konsekvensbildet i analysen er dermed i utgangspunktet konservativt, og brønn 30/2-1 er godt dekket inn på konsekvenssiden innenfor eksisterende miljørisikoanalyse. Beregninger av generisk sannsynlighet for utblåsning under en pluggeoperasjon er gjort på bakgrunn av historiske utblåsningsfrekvenser som årlig oppsummeres i egen rapport [7]. Pluggeoperasjoner er ikke definert som en egen aktivitet i denne rapporten, og «tung brønnoverhaling» er vurdert som den mest sammenlignbare aktiviteten. Det Gradering: Internal Status: Final Side 2 av 4 aktuelle hydrokarbontypen er gass i 5 av brønnene og kondensat i 2 brønner (Letebrønn 30/2-1 og A6), og utblåsningsfrekvensen for disse er derfor vist under P(utblåsning, tung brønnoverhaling, gassbrønn) = 4.25 · 10 -4 per brønn P(utblåsning, tung brønnoverhaling, oljebrønn) = 1.65 · 10 -4 per brønn Frekvensen viser gjennomsnittlig forventet verdi for utblåsningspotensialet fra et dypt reservoar (grunne gassoner er ikke inkludert). Denne frekvensen benyttes normalt for å beskrive utblåsningsfrekvens for en tung brønnoverhaling. Frekvensen er vurdert å være konservativ for pluggejobben på Huldra, og det er gjort en vurdering rundt justering av gjennomsnittfrekvensen basert på følgende argument: - - Før pluggeoperasjonen har brønnene fått installert og testet en dypsatt mekanisk plugg som vil fungere som et ekstra barriereelement under påfølgende riggoperasjoner, da denne pluggen vil være i brønnen under hele pluggeoperasjonen. Brønnen vil derfor ikke bli påvirket av stempel og vakuumeffekter ved at utstyr kjøres inn og ut av brønnen i forbindelse med operasjonen. Strømningspotensialet i brønnene er også vesentlig lavere enn i en gjennomsnitts produsentbrønn siden reservoaret er depletert etter mange års produksjon. Med denne bakgrunnen er det vurdert at en 50% nedjustering i gjennomsnittsfrekvensen for en tung brønnoverhaling er berettiget. Frekvensene for Huldra pluggeoperasjonene blir da: P(utblåsning, pluggejobb Huldra, gassbrønn) = 2.13 · 10 -4 per brønn P(utblåsning, pluggejobb Huldra, oljebrønn) = 8.25 · 10 -5 per brønn Oppdatert aktivitetsoversikt for Veslefrikk og Huldra, inkludert de omsøkte 7 pluggeoperasjonene er vist i tabellen under. Det forventes at minst 2 av de 7 brønnene vil plugges i 2016, sannsynligvis 4. For å være konservativ i forhold til risikonivået i 2015 er det regnet med kun 2 brønner i 2016 Det er for tiden borestans ved Veslefrikk og pt. er det ikke planlagt videre boreoperasjoner. Activity Oil Number of operations Velsefrikk Huldra 2015 2016 2015 2016 Drilling Completion Workover Wireline 13 2 Well intervention Coiled Tubing Production 17 17 Water injection wells 1 1 Gas injection wells 2 2 PP&A 2 Frequency Probability 4,18E-05 9,37E-05 1,65E-04 4,17E-06 1,65E-04 5,69E-05 1,63E-05 9,98E-06 8,08E-05 8,25E-05 0,00E+00 0,00E+00 0,00E+00 6,26E-05 0,00E+00 0,00E+00 2,77E-04 9,98E-06 1,62E-04 1,65E-04 3,49E-05 2,41E-04 4,25E-04 1,07E-05 4,25E-04 1,47E-04 8,08E-05 9,98E-06 8,08E-05 2,13E-04 Sum 0,00E+00 0,00E+00 0,00E+00 5,35E-05 0,00E+00 0,00E+00 0,00E+00 0,00E+00 0,00E+00 6,38E-04 1,37E-03 Gas Drilling Completion Workover Wireline 5 Well intervention Coiled Tubing Production Water injection wells Gas injection wells PP&A Gradering: Internal 3 Status: Final 2 Side 3 av 4 -3 Den totale sannsynlighet for utblåsning ved Veslefrikk og Huldra er beregnet til 1.37 × 10 . Dette er lavere enn -3 sannsynligheten som er lagt til grunn i miljørisikoanalysen [2] for høyaktivitetsår. Denne lå på 2.2 × 10 . I miljørisikoanalysen for Veslefrikk og Huldra er miljørisikoen beregnet å ligge på maksimalt 21 % av Statoil sine akseptkriterier. På bakgrunn av ovenstående kan miljørisikoanalysen for Veslefrikk og Huldra ansees å være dekkende for planlagte pluggeoperasjoner av letebrønn 30/2-1 og 6 produksjonsbrønner. Oljevernberedskap Krav til oljevernberedskap er analysert for Veslefrikk og Huldra i egen beredskapsanalyse [4] og det foreligger en beredskapsplan [5]. I beredskapsanalysen er det beregnet et behov for 5 NOFO systemer vinterstid for å kunne håndtere et dimensjonerende utslipp av olje fra Veslefrikk feltet på 2800 Sm3/d. Ratene som kan forventes fra letebrønn 30/2-1 og produksjonsbrønn A6 ligger godt innenfor den dimensjonerende raten i denne analysen. I tillegg forventes det å kunne komme kondensat og ikke olje fra disse brønnene. Den eksisterende oljevernberedskapen i området vil derfor være tilstrekkelig dimensjonert for å kunne håndtere et eventuelt utslipp fra brønn 30/2-1 eller en av produksjonsbrønnene. Referanser [1] Email fra Cameron Wemyss-Brown 20. Februar 2014. [2] Stokastisk oljedriftsimulering og miljørisikoanalyse for planlagt aktivitet på feltene Veslefrikk og Huldra (PL 052053 og PL 051-052 B). Acona rapport 2013. [3] Blow out scenario analysis - Input to the environmental risk analysis for Veslefrikk/Huldra. Statoil Technical Note. Kari Apneseth. November 23rd 2012. [4] Beredskapsanalyse Veslefrikk inkludert Huldra (2013). Statoil rapport. [5] Feltspesifikk plan for beredskap mot akutt forurensning – Veslefrikkfeltet inkludert Huldra (2013). th [6] Schlumberger rapport (March 24 , 2014). Drillbench Blowout Control Study Huldra, 30/2-A-9 Statoil. [7] Scandpower: “Blowout and Well Release Frequencies based on SINTEF Offshore Blowout Database 2013”, report no 19101001-8/2014/R3, ref Final, 22.05.2014. Gradering: Internal Status: Final Side 4 av 4
© Copyright 2024