Elgin brønnplattform

Elgin brønnplattform er en produksjonsplattform for naturgass og kondensat i Nordsjøen som tilhører Total-konsernet. Den ligger rundt 240 km øst for Aberdeen og produserer fra Elgin-Franklin-feltet.

Plattformen består av en jacketplattform på fire bein som er festet til havbunnen, på denne er dekket montert. Den er konstruert for ubemannet drift og blir fjernstyrt fra den oppjekkbare Elgin produksjonsplattform (PUQ, Production/Utilities/Quarters) som ligger ved siden av. Plattformene er forbundet med hverandre via en 90m lang brukonstruksjon som bærer rørledninger for gass og kondensat, og signalkabler for plattformene. På produksjonsplattformen blir råproduktene forberedet og transportert videre gjennom rørledninger på havbunnen, kondensatet via Forties pipeline system til Kinneil i Fife, gassen via den 468 km lange Shearwater Elgin Area Line til Bacton i North Norfolk.

 Reservoartekniske forhold 
Elgin-Franklin-feltene har en ekstrem kombinasjon av trykk og temperatur (1100 bar trykk og høy temperatur med 190°C) og er det største såkalte HTHT-felt (høy temperatur og høyt trykk) med gass og kondensat i britisk sektor av Nordsjøen.Jean-Louis Bergerot: Advanced Drilling in HP/HT: Total’s Experience on Elgin/Franklin (UK North Sea), Society of Petroleum Engineers - http://www.spe.org/jpt/print/archives/2011/10/19TTS.pdf. 

Til tross for dybden har hovedreservoaret betydelige porøsitet og permeabilitet, med høy produktivitet. 

I HPHT-felt som Elgin-Franklin er brønnene utsatt for flere trusler som følge av den store gjennomstrømningen av væske:

 Sandproduksjon kan erodere utstyr som nedihulls sikkerhetsventiler, juletre og produksjonsrør. Bergmekaniske studier for Elgin-Franklin tyder på at sandproduksjon er uunngåelig. Skulle en alvorlige HPHT hendelse inntreffe, må brønner strupes ned og kan til slutt gå tapt med betydelig produksjonstap. Nedihullsmålinger viser at de fleste produksjonsrørene på Elgin-Franklin i 2011 hadde fått betydelige erosjon av den indre diameteren, som forverret seg over tid.
 Deformasjon av borerør (engelsk liner) på grunn av sammenpressing (komprimering) kan knekke borerørene. Det store trykket gjør det mer sannsynlig enn på vanlige reservoarer.
 Tektoniske bevegelser langs forkastninger eller andre feilplan kan knuse eller knekke rørene.
I tillegg kan vedvarende høye temperaturer gi kryputmattingsbrudd i stålet.

Over hovedreservoaret ligger et mindre reservoar av kalkstein – Hod-formasjonen.Flere opplysninger om Hod-formasjoner finnes blant annet her: http://www.npd.no/engelsk/cwi/pbl/en/su/all/66.htm.

 Gassutblåsningen 2012 
250px|right|thumb|Illustrasjon av situasjonen.
Siden 25. mars 2012 har gass og kondensat strømmet ukontrollert fra plattformen. Total anslår mengden til rundt 200 000 m³ per dag. Utblåsningen skjer ved brønnhodet på plattformdekket, over vannflaten.http://www.elgin.total.com/Elgin/content/documents/fp_pa-transcript-2012-04-02t13_00.pdf 

Gassen som strømmer ut består hovedsakelig av metan, men inneholder også propan, butan og ubetydelige mengder hydrogensulfid. Det er også noe kondensat, og lekkasjerate for kondensat er anslått til 5 til 9 tonn per dag. Total mener kondensatet fordunster bort hurtig, og ikke legger seg på havflaten.

Gassen er brennbar og eksplosiv. Det ble derfor opprettet en sikkerhetssone på to nautiske mil for skip, tre nautiske mil for fly, og elektrisk strøm ble utkoblet. Den bemannete produksjonsplattformen med 238 personer ble evakuert til andre plattformer i nærheten. Et kjerneteam på 19 personer ble igjen ombord for å få kontroll på brønnen, men disse har senere også forlatt plattformen.

Brønnen som er kilden til lekkasjen har ikke produsert siden februar 2011, og er plugget. Lekkasjen er sannsynligvis fra en formasjon (Hod-formasjonen) som er ca 1000 meter over det produserende hovedreservoaret. Det betyr at det lekker fra dette reservoaret og inn i borerøret. 25. februar 2012 ble en økning i trykket observert i C-ringrommet (mellomrommet mellom to borerør utenpå hverandre) i brønnen, og korrigerende operasjoner startet den 4. mars 2012. Total mener at C-ringrommet sviktet, og ga utblåsningen.Det har vært problemer med C-ringrommet også i Norge - se http://www.tu.no/olje-gass/2010/11/25/sjefen-for-bronnproblemene-br--vi-endrer-praksis-pa-gullfaks. Svikten kan ha vært i ett av stålrørene, eller mer vanlig i en forsegling mellom rørene.

Brønnen er utstyrt med en nedihullsventilhttp://www.spe.org/jpt/print/archives/2011/10/19TTS.pdf og en utblåsningsventil (i juletreet) på dekket av plattformen. Total har ikke offentliggjort hvorfor disse har sviktet, men nedihullsventilen kan ha vært plassert under lekkasjestedet. Svikt i utblåsningsventiler på dekket er ikke vanlig, men kan skje.http://www.ptil.no/getfile.php/Tilsyn%20p%C3%A5%20nettet/tilsynrapporter%20pdf/RNNP_hovedrapport_sokkel_2010_rev1b1.pdf side 97ff. Feilfrekvensene er omkring 1% i Norge. Beregnet som antall feil delt på antall tester.

Total arbeidet med to metoder for å stanse utblåsningen. Den første metoden var å drepe brønnen fra plattformdekket gjennom juletreet. Den andre var å bore to avlastningsbrønner. Total ville utføre disse to aktivitetene samtidig. For brønndreping fra dekket ville Total bruke brønnservicefartøyet Skandi Aker. I tillegg var det behov for en omfattende logistikk med støtte av andre fartøyer. For å bore avlasningsbrønnene engasjert Total den halvt nedsenkbare plattformen Sedco 714 og den oppjekkbare boreplattformen Rowan Gorilla V. Boringen av avlastningsbrønnene ville ta mange uker. En ville bore fra en lokasjon et godt stykke unna Elgin, og bore delvis horisontalt til en traff borerøret på Elgin. Om en traff ville en bore gjennom Elgins borerør (av stål), og så fylle borerøret med en tung borevæske, til en fikk stanset utblåsningen. Grunnen til at en hadde to avlastingsbrønner kunne være for å øke sannsynligheten for at en av dem skal treffe. Men det kunne også være nødvendig å treffe med begge avlastningsbrønnene for å stanse utblåsningen.Det har siden 2011 ikke vært tillatt å bore nye brønner i Norge, som krever to avlasningsbrønner samtidig for å stanse en utblåsning. Det er bare kjent ett tilfelle der en har klart å stanse en utblåsning på denne måten, og som har krevd to samtidige avlastingsbrønner. Det har vært ved boring av en brønn på land. Dette er en svært komplisert operasjon.

Total meldte 16. mai 2012 at utblåsningen var stanset ved en brønnintervensjon. Den bestod i å pumpe tungt boreslam inn i brønnen. Selv om utblåsningen er stanset, vil Total og innleide brønneksperter overvåke brønnen for å sikre at den er permanent forseglet.Maiken Ree: GASSUTBLÅSNINGEN PÅ ELGIN-FELTET, Utblåsningen på Elgin-feltet er stoppet. Nesten to måneder etter gassutblåsningen på Elgin-feltet har Total klart å drepe brønnen. Teknisk Ukeblad 16.5.2012 – http://www.tu.no/olje-gass/2012/05/16/utblasningen-pa-elgin-feltet-er-stoppet

 Referanser 









Kategori:Oljeplattformer
Kategori:Petroleumsvirksomhet i Storbritannia