Notat - Vurdering av miljørisiko og oljevernberedskap ifm PA Huldra

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