Kaksinjeksjon erfaringer og tiltak Atle Brendsdal 1 - Classification: Internal 2011-02-15
Sentrale punkt for sikker injeksjon 1. Fastsette kapasitet av undergrunn med hensyn på injeksjon. Injeksjon innen definert reservoarkapasitet (operasjonsvinduet) 2. Overvåking av injeksjonsreservoar og svakhetssoner i overlagring Tidlig påvising og stopp injeksjon ved unormal brønnoppførsel 2 - Classification: Internal 2011-02-15
Lekkasjemekanismer Injeksjon > kapasitet undergrunn (utenfor operasjonsvinduet)? Hydraulisk oppsprekking Forkastninger og sprekker Brønnintegritet 3 - Classification: Internal 2011-02-15
4 - Classification: Internal 2011-02-15
Calculated BHP (bars) Surface Injectivity Index (m 3 /d/bar) Når har en usikker situasjon oppstått? Tordis (2008) 240,0 START UP 07-03-08 stoppkriterium 70 220,0 60 200,0 50 180,0 40 Utløsende årsak: Injeksjon > lagringskapasitet undergrunn 160,0 140,0 120,0 30 20 10 5 - Classification: Internal 2011-02-15 100,0 07.03.2008 00:00:00 08.03.2008 00:00:00 09.03.2008 00:00:00 10.03.2008 00:00:00 Time 11.03.2008 00:00:00 12.03.2008 00:00:00 0 13.03.2008 00:00:00
Begrensing i batch-størrelse Oseberg C havbunnskartlegging (2008-2010) Crater 1 Crater 2 6 - Classification: Internal 2011-02-15
Brønn 30/6-C-4 Oseberg C 120 Utløsende årsak: Sannsynlig utløsende årsak til lekkasje til havbunn: Hydraulisk oppsprekking gjennom Utsira til havbunn på grunn av kontinuerlig injeksjon av slurry I en lenger periode under boring av 17 ½ seksjon (batch-størrelse > kapasitet av Utsira) Maksimum batch-størrelse er en begrensende faktor for ROP under boring av store hullseksjoner (17 ½ seksjon). Well discplacement 100 80 60 Sh caprock 40 20 C-21 17 1/2, 12 1/4 C-24 17 1/2, 12 1/4 C-10 81/2 C-08 81/2, 12 1/4 C-15 81/2, 12 1/4 8 1/2 8 1/2 C-10/ C-20 20 " og 13 1/3 0 17.feb.05 5.sep.05 24.mar.06 10.okt.06 28.apr.07 14.nov.07 1.jun.08 18.des.08 6.jul.09 22.jan.10 10.aug.10 Trykk vs Tid Store volumer (>200 m3 pr. batch) 7 - Classification: Internal 2011-02-15
The importance of fall-off Frac closure = 35 bar WHP Fracture closure between each batch reduce fracture growth/new fracture 8 - Classification: Internal 2011-02-15
Kvitebjørn - kort beskrivelse A-8 Observasjon Tiltak Trykkfall under injeksjon, men ikke under min. operasjonsvindu (se fig.) Stengte ned ihht APOS-krav Høye rater (PWRI + slop/cri) Sjøbunnsinspeksjon (ROV) Bergmekanisk evaluering Gradvis gjenopptagelse: 1. PWRI 2. Slop med ytterligere begrensinger på rate og væske egenskaper Kaksinjeksjon ikke gjenopptatt Opplæring av onshore og offshore personell (kurs) 9 - Classification: Internal 2011-02-15
Overvåking Veslefrikk (2009) A-23 A, annulus (under 20 shoe@ 1281m TVD) 10 - Classification: Internal 2011-02-15
01.03.2004 01.06.2004 01.09.2004 01.12.2004 01.03.2005 01.06.2005 01.09.2005 01.12.2005 01.03.2006 01.06.2006 01.09.2006 01.12.2006 01.03.2007 01.06.2007 01.09.2007 01.12.2007 01.03.2008 01.06.2008 01.09.2008 01.12.2008 01.03.2009 01.06.2009 01.09.2009 Bar Snorre B Maks pumpetrykk mot tid 120 max_pump_pressure 100 80 60 40 20 0 11 - Classification: Internal 2011-02-15
Ytre miljø undersøkelser Snorre B Regulær overvåking Station SUM THC (C5-C35 Barium Target 1 <40 270 Target 2 7800 1600 Target 3 3100 4600 Target 4 3500 4800 Target 5 5100 5000 Target 6 3300 5600 Target 7 15000 7400 Target 8 9600 7400 Target 8 5100 500 Target 9 4700 6300 Target 10 4100 6700 Target 11 9300 7300 Target 12 500 5600 Target 13 3100 5600 Target 14 270 9800 Target 15 40 1900 Target 16 24 1000 Target 17 <40 2700 Target 18 29 1300 Target 19 41 9800 Target 23 9500 6000 Target 24 160 4700 Target 20 6800 6400 Target 21 18000 7200 Target 22 11000 6200 12 - Classification: Internal 2011-02-15
Havbunnskartlegging Snorre B 2004 2007 13 - Classification: Internal 2011-02-15
Sammenstilling av flere typer data ved overvåking av grunn injeksjon Trykkdata Røreleding/kabelinspeks jon Alle data må settes sammen for å bedre forståelsen av hvert enkelt datasett. Dette forutsetter et bedre samarbeid mellom flere avdelinger og fagdisipliner Regulære miljøovervåkningsdata Bathymtriske data 14 - Classification: Internal 2011-02-15
Barrier Philosophy to ensure Safe Injection Correctly defined barriers will ensure the greatest possible reduction of risks associated with injection ( Risk = probability x consequence ) Operation Window Operations within defined capacity of subsurface (injection reservoir, overburden, well integrity) Total volume Reduce probability for OOZI *) Max and min injection pressure Max injection rate Max batch-size Waste stream specifications (Uncertainties and unknown weaknesses in subsurface capacity require monitoring of subsurface performance) Monitoring Early detection and stop of injection with abnormal well behaviour Reduced consequence of OOZI *) Daily monitoring and trending of injection performance Use of defined stop criteria (dropping downhole injection pressure with increased injectivity) Improved well instrumentation, seismic monitoring of injection reservoir and overburden, environmental data (The functioning of the second barrier is dependent on the knowledge in the organisation performing injection) *) OOZI = Out of Zone Injection 15 - Classification: Internal 2011-02-15
Oppsummering Barrierefilosofi for størst mulig reduksjon av risiko Injeksjon innen definert operasjonsvindu Tidlig påvising og stopp injeksjon ved unormal brønnrespons Overvåking Sammenstilling av ulike typer data for å få et helhetlig bilde Seismisk overvåking av grunne injeksjonsreservoar Sikker injeksjon krever en helhetlig forståelse av injeksjonskonseptet Kunnskap innen flere fagområder Risikoforståelse og erfaringsoverføring Batch-størrelse Maksimum batch-størrelse er en begrensende faktor for ROP ved boring av store hullseksjoner (17 ½ seksjon). 16 - Classification: Internal 2011-02-15
Oversikt tiltak grunn injeksjon Tiltak for sikker situasjon Strakstiltak (status alle CRI og PWRI brønner) Omfattende havbunnskartlegging Forbedret overvåkning (instrumentering og rutiner) Stoppet injeksjon på Brage, Grane, og Kvitebjørn (kort periode pga trykkfall med påfølgende evaluering) Forbedret kunnskap om sikker injeksjon i Statoil Kompetanse Kunnskap om kapasitet undergrunn, brønnrespons (granskinger og dybdestudier) Samarbeid med andre selskap Kunnskap ut i organisasjonen Opplæring av personell i sikker injeksjon (land/offshore) Daglig kontakt mellom lisenser og ekspertgruppe Internkontroll av nye injeksjonsprosjekt 17 - Classification: Internal 2011-02-15
Grunnlag for vurdering av risiko for oppsprekking under plattformer for eksisterende injeksjonsbrønner Nylig omfattende havbunnskartlegging påviser sikker situasjon nå. Forbedret overvåkning (instrumentering og rutiner) og stopp injeksjon ved unormal brønnoppførsel Definert operasjonsvindu basert på brønnintegritet og formasjonspenning alle felt Feltspesifikk risikovurdering Feltspesifikke studier grunn geologi/datainnsamling (kapasitet samt farer i undergrunn) Alle grunne injektorer gjennomgått etter Veslefrikk-hendelsen Plassering av injeksjonspunkt bort fra installasjoner på havbunn samt andre brønner Vurdering av integritet og barrierer Definert operasjonsvindu (Kontroll på kapasitetsbegrensinger/ batch-størrelse) 18 - Classification: Internal 2011-02-15
Konklusjoner av vurderinger av risiko for de ulike innretningene De fleste eksisterende kaksinjektorer har injeksjonspunkt bort fra installasjoner på havbunn samt andre brønner. Oppsprekking under plattform er derfor ikke sannsynlig. Flere gamle ringromsinjektorene er stengt ned (risiko mhp injeksjonspunkt og sementkvalitet) Fremdeles ringromsinjektorer på felt som Statfjord og Gullfaks Flere brønner brukt for ringromsinjeksjon over tid, ingen lekkasje til havbunn Historiske injeksjonsdata viser injeksjon i relativt små batcher (har ikke utfordret kapasitet av injeksjonsreservoar). Konsekvens av en lekkasje vil være liten (bedre overvåking) 19 - Classification: Internal 2011-02-15