Brønnsikkerhet i gassløftbrønner

Transkript

1 Brønnsikkerhet i gassløftbrønner Claas van der Zwaag Petroleumstilsynet Den 17. Kristiansandkonferansen innen bore- og brønnteknologi september av 18

2 Formål Avklare relevante forhold for brønnsikkerhet i gassløftkompletteringer Presentere resultater av tilsyn mot flere operatører Demonstrere regelverksarbeid, samt forslag til regelverksmodifikasjon Innhold Bakgrunn, gassløft, ringromsikringsventiler, GL-produksjonstall Regelverk , erfaringer med regelverket Andre lands regelverk, ny NORSOK D-010 Forslag til regelverksendring Gassløftventiler 2 av 18

3 Bakgrunn Konvensjonelle gassløftbrønner kjennetegnes av et stort gassvolum i ringrommet under høyt trykk. The risk and consequences of a blowout may be amplified in some gas-lifted wells by the large inventory of high pressure gas in the well Grasslok et al. (1992) Blowout Risk Analysis of Gas-Lift Completions, SPE Production Engineering, May Piper Alpha Prinsipptegning Gassløft After the Piper Alpha disaster the philosophy of isolating all hydrocarbons, tubing and annular, from the surface was adopted Leismer (1993) A System Approach to Annular Control for Total Well Safety, paper SPE Ringromsikringsventiler Del av primærbarrieren mot reservoaret Sikringsventil mot uttilsiktet utstrømning av injeksjonsgass Prinsipptegning Ringromsikringsventil 3 av 18

4 Gassløft på NKS, produksjonstall Totalproduksjon: ca fat per dag GL-prosjekter: Norne-Satelitter, Alvheim 4 av 18

5 Gassløft på NKS Produksjonstall fra gassløftbrønner dokumenterer viktigheten av gassløft som metode for kunstig løft Brukes på felt med i utgangspunktet lav reservoarenergi og felt i senfase med økende vannproduksjon Forventer økt bruk av gassløft på NKS 5 av 18

6 Regelverk Innretningsforskriften 53 om utstyr for komplettering og kontrollert brønnstrømning krever bruk av ringromsikringsventiler ved gassløft (transport av gass i ringrommet) Åpning for unntak fra regelverkskrav ved avvik, unntak krever formell søknad med bakgrunn i barrierevurderinger, risikoanalyser og evtl. teknologikvalifisering 6 av 18

7 Erfaringer Søknader om unntak fra flere operatører med bakgrunn i Økt risiko ved brønnoverhaling ifm installasjon eller etter svikt i ringromsikringsventiler Utvikling/bruk av kompenserende, risikoreduserende tiltak 7 av 18

8 Sentrale spørsmål Gjenspeiler det høye antall unntakssøknader et kronisk problem? Er regelverkskravene oppnåelig ved dagens teknologi? Gir risikoanalysene som operatørene presenterer et riktig bilde av realiteten? Burde regelverket tilpasses vilkårene som ble gitt i unntakene? Inviterte til møter med industrien 8 av 18

9 Industriens tilbakemelding Risiko ifm. installasjon og utskiftning av ASV bidrar vesentlig til totalrisikoen i konvensjonelle gassløftoperasjoner ASV viser lite risikoreduserende effekt i undervanns-gassløft kompletteringer Industrien har kartlagt og testet en rekke risikoreduserende tiltak som kompenserer for ASV Regelverket burde unngå detaljerte krav til ASV. Kompletteringsløsninger bør kunne vurderes med bakgrunn i risikoanalyser. 9 av 18

10 Risikoanalyser, faktorer Risiko ved installasjon av ASV Risikoreduserende effekt av ASV Risiko ved brønnoverhaling utskiftning av ASV Eksempel: Risiko (PLL) over feltets resterende levetid Risiko ifm. installasjon og bruk av ASV er avhengig av: type innretning, fast installasjon, subsea driftsformål, bemanning antall GL-brønner, ringromsvolum og trykkforhold, produksjonsvolum, produksjonsfase, resterende reservoarenergi annen brønnvedlikehold, m.m. 10 av 18

11 Kompenserende tiltak Ulike løsninger med risikoreduserende effekt Brønnhodedesign (forsterket dobbelblokkventil, integrert tilbakeslagsventil) Testintervaller Dypsatte DHSV Automatisk trykkavlastningssystem dual string systemer Gasskappe-gassløft 11 av 18

12 Andre lands regelverk USA Krav til nedihullssikringselementer (subsurface safety devices). Gjelder for rør/ringrom som står i åpen forbindelse med hydrokarbonførende soner Ingen detaljkrav mht. ringromsikringsventiler. Storbritannia Krav til storulykkesanalyser Brønndesign og konstruksjon følger ALARP over brønnens levetid. Utforming av brann og eksplosjonsbeskyttelse, brann- og eksplosjonsanalyser, forebygging av utilsiktet gasslekasje og akkumulasjon av brannfarlige stoffer. Ingen detaljkrav mht. ringromsikringsventiler. Code of Federal Regulations, Title 30, Chap. II, 2001, Subchap. B, , Offshore Safety Case Regulations 1992, Reg. 8, Offshore Installations and Wells Regulations 1996, Reg 13(1) Offshore Installations (Prevention of fires and Explosions, and Emergency Response) Regulations 1995 (PFEER), Reg, 4(1), 5, 9(1) 12 av 18

13 NORSOK D-010, rev 3 august 2004 Kap 7.3 (c): En brønn bør kompletteres med ringromsikringsventil under følgende forutsetninger 1. Produksjonsringrommet er perforert ovenfor produksjonspakningen og brukes til produksjon eller injeksjon av hydrokarboner. 2. A-ringrommet brukes til gassløft og det finnes ingen annen kvalifisert barriereelement i primærbarrieren. 3. Risikoanalyser viser ikke akseptabel storulykkerisiko ved tap av brønnhode/sekundærbarrieren. Typical gaslift platform production well, kap av 18

14 Forslag til regelverksendring Ny tekst for Innretningsforskriften 53 om utstyr for komplettering og kontrollert brønnstrømning lyder: (2. ledd) Kompletteringsstrenger skal være utstyrt med nødvendige brønnsikringsventiler i strømningsrøret og produksjonsringrommet. Veiledningstekst: For å oppfylle kravene til ringromsikringsventiler skal det etableres barriereoversikter jfr. innretningsforskriftens 47 og utføres risikovurderinger av løsningen jfr. styringsforskriftens 14, 15. Innretningsforskrift 47om brønnbarrierer Styringsforskrift 14 om analyse av storulykkerisiko Styringsforskrift 15 om kvantitative risikoanalyser og beredskapsanalyser 14 av 18

15 Hva menes? 15 av 18

16 Barrierekrav, kvalifisering av gassløftventiler Gassløftventiler (GLV) som brukes som fullverdig barriereelement mot reservoaret må regnes som brønnsikringsventil (subsurface safety valve). GLV brukes i så tilfellet utover standardfunksjonen. Krav til kvalifisering jfr. innretningsforskriften 8 om kvalifisering og bruk av ny teknologi. Kvalifisering kreves for ulike GLV-typer og fabrikater. Krav til verifikasjon av ytelsen til brønnbarrierer jfr. innretningsforskriften 47 om brønnbarrierer NORSOK D-010: detaljkrav til brønnbarrierer. API RP 14B og ISO 10417: detaljkrav til operasjon og testing av brønnsikringsventiler. 16 av 18

17 Oppsummering/Konklusjon Innretningsforskriftens 53 foreslåes endret mht detaljkrav mot ringromsikringsventiler (ASV) Risikoanalyser viser at brønnsikkerheten ved komplettering og vedlikehold av gassløftbrønner med ringromsikringsventiler kan påvirkes i negativ retning under spesielle forhold. Ved komplettering av gassløftbrønner (konvensjonell) skal den ansvarlige (1) etablere barriereoversikter, (2) utføre risikoanalyser i forhold til storulykkesrisiko, (3) utføre risikoanalyser i forhold til andre kompletteringsalternativer. Petroleumstilsynet vil i tiden som kommer vurdere å øke innsatsen når det gjelder brønnsikkerhet i gassløftbrønner, spesielt i forbindelse med bemannede operasjoner og på flerbruksinnretninger. 17 av 18

18 Takk til F-Prosess/Ptil, F-Boring/Ptil Norske Shell, Statoil, ConocoPhillips Norge, Norsk Hydro, Esso, Pertra-DPT, BP 18 av 18