Działanie prowadzone na lądzie 6: Gospodarka węglowodorami i chemikaliami – stymulacja

odwiertów w drodze szczelinowania

hydraulicznego

9.1 Opis działania i potencjalnego wpływu na środowisko

Niniejsza sekcja dotyczy wyłącznie tych regionów, w których szczelinowanie hydrauliczne, w tym intensywne szczelinowanie hydrauliczne, jest dozwolone na podstawie prawa krajowego.

Podczas stymulacji odwiertów w drodze szczelinowania hydraulicznego woda wraz ze środkami podsadzającymi do szczelinowania, takimi jak piasek lub inne dodatki chemiczne, jest wtłaczana do odwiertów, aby doprowadzić do powstania szczelin w formacji ropo- i gazonośnej. Do dodatków

chemicznych należą głównie: inhibitor korozji zapobiegający odkładaniu się kamienia na ścianach odwiertów;

kwas inicjujący proces szczelinowania; produkt biobójczy eliminujący bakterie, które mogą wytwarzać siarkowodór powodujący korozję; środek zmniejszający tarcie pomiędzy okładziną odwiertu a

wprowadzanym płynem szczelinującym; oraz środki powierzchniowo czynne, które ułatwiają przepływ płynu [1]. Więcej informacji dotyczących rodzajów chemikaliów, które można zastosować, znajduje się w sekcji Działanie prowadzone na lądzie 2. Informacje dotyczące przemieszczania węglowodorów przedstawiono w sekcji Działanie prowadzone na lądzie 3.

Przy braku odpowiedniej kontroli stymulacja odwiertów w drodze szczelinowania hydraulicznego może zwiększyć prawdopodobieństwo powstania wycieku i zanieczyszczenia węglowodorami oraz płynami zawierającymi chemikalia wód gruntowych, wód powierzchniowych lub gleby. Może to również obejmować uwolnienie zanieczyszczeń z samego złoża (np. naturalnie występujących materiałów promieniotwórczych, metali ciężkich, naturalnie występujących składników chemicznych). Ponadto istnieje prawdopodobieństwo, że powstanie nowych szczelin spowoduje przepływ między różnymi warstwami wodonośnymi/strefami wód gruntowych, które różnią się jakością i składem.

Szczelinowanie hydrauliczne może wiązać się z wykorzystaniem dużych ilości cieczy i chemikaliów. Niektóre z nich mogą wypływać z powrotem na powierzchnię, gdzie należy odpowiednio zapobiec ich

rozprzestrzenianiu się, aby poddać je procesom przetwarzania i trwałego składowania. W sekcjach Działania prowadzone na lądzie 2 i 3 uwzględniono odpowiednio przemieszczanie chemikaliów i węglowodorów podczas wszystkich rodzajów działań poszukiwawczo-wydobywczych prowadzonych na lądzie. W niniejszej sekcji informacje te, np. dotyczące np. zasad dotyczących izolacji płynów, nie zostały powtórzone. Dotyczy ona konkretnie podejść do zarządzania ryzykiem i najlepszych dostępnych technik w zakresie szczelinowania hydraulicznego.

9.2 Najlepsze podejścia do zarządzania ryzykiem

Najlepsze podejścia do zarządzania ryzykiem w kontekście gospodarki węglowodorami i chemikaliami wykorzystywanymi w szczelinowaniu hydraulicznym to:

 Wprowadzenie organizacyjnego systemu zarządzania BHPiOŚ (lub równoważnego), który stymuluje zarządzanie bezpieczeństwem i higieną pracy oraz środowiskiem na szczeblu korporacyjnym i operacyjnym i który obejmuje procesy i procedury powiązane z szczelinowaniem hydraulicznym (sekcja 3.4.2).

 Zapewnienie, aby zarządzanie szczelinowaniem hydraulicznym było traktowane jako część środków zarządzania, które opisano szczegółowo w ocenie zagrożeń dla środowiska, np.

OOŚ/ENVID (sekcje 3.5.4/3.5.7).

 Zapewnienie, w przypadku nowych obiektów i zmian w istniejących obiektach, aby projekt techniczny dotyczący przemieszczania węglowodorów i chemikaliów uwzględniał wysoki poziom bezpieczeństwa oraz ograniczał do minimum potencjalny wpływ na środowisko w przypadku planowanych albo niezamierzonych uwolnień (sekcja 3.5.5).

 Zapewnienie wdrożenia na potrzeby wszystkich obiektów odpowiedniej „dokumentacji dotyczącej BHPiOŚ”, której najważniejszą funkcją jest: przedstawienie i uzasadnienie proponowanych środków technicznych oraz środków zarządzania i środków operacyjnych służących identyfikacji i ograniczeniu zagrożeń, również tych, które mogą stać się przyczyną wypadków i incydentów środowiskowych (sekcja 3.5.2). Opracowanie i wdrożenie programu szczelinowania hydraulicznego obejmującego:

 ocenę przydatności i integralności konstrukcji odwiertu pod kątem szczelinowania

hydraulicznego (z uwzględnieniem warunków obciążenia i testów wysokociśnieniowych oraz z wykorzystaniem norm technicznych, takich jak ANSI/API RP 100-1 [2]);

 zidentyfikowanie docelowych stref szczelinowania (tj. charakterystyka geologiczna docelowej strefy lub docelowego miejsca);

 zidentyfikowanie jednolitych części wód podziemnych, na które może mieć wpływ niezamierzone uwolnienie węglowodorów lub chemikaliów;

 zidentyfikowanie składników chemicznych i właściwości poszczególnych dodatków i ocenę ryzyka z wyprzedzeniem w procesie oceny wstępnej;

 zidentyfikowanie ilości i stężenia substancji w płynach szczelinujących (określonych w ramach projektu szczelinowania);

 ocenę potencjalnego ryzyka dla środowiska i zdrowia proponowanych dodatków do płynu szczelinującego dla danej lokalizacji/danego zastosowania;

 ustanowienie środków zarządzania w odniesieniu do zidentyfikowanego ryzyka dla każdego odwiertu, w którym wykonuje się szczelinowanie, w celu ograniczenia tego ryzyka;

 zastosowanie programu monitorowania opartego na analizie ryzyka.

 Opracowanie norm efektywności wykazujących, że wdrożono środki mające na celu zapewnienie integralności i hermetyczności [3,4]. Informacje dotyczące norm efektywności można uzyskać w API RP 100-1 i API RP 100-2 [2,5]; a także w Centre for Responsible Shale Development [6]. Należy regularnie dokonywać przeglądów działalności związanej ze szczelinowaniem, aby zapewnić zgodność z normami efektywności.

 Posiadanie planu awaryjnego na wypadek wycieku węglowodorów i chemikaliów do środowiska (sekcja 3.5.13).

 Zastosowanie odpowiednich rozwiązań w zakresie zarządzania niezamierzoną awarią bariery izolującej węglowodory i chemikalia, w tym:

 wykonanie ekspertyz w zakresie przydatności konstrukcji odwiertu i jego integralności przed rozpoczęciem prac;

 wybór techniki stymulacji odwiertu, którą uznaje się za najlepszą dostępną technikę (zob.

sekcja 9.3 poniżej);

 wdrożenie programów w zakresie integralności aktywów (konserwacja i monitorowanie), aby zapewnić integralność całej infrastruktury (sekcja 3.5.11);

 bieżąca weryfikacja integralności odwiertu poprzez stosowanie np. monitorowania ciśnienia, systemów wykrywania nieszczelności pod kątem metanu i H2S oraz monitorowania

wizualnego;

 zapewnienie strefy buforowej między docelową strefą szczelinowania a strefą wód gruntowych z uwzględnieniem ryzyka narażenia na zanieczyszczenie, oceny geologicznej formacji docelowej, stref znajdujących się powyżej i poniżej [7], uskoków geologicznych i zagrożeń. Docelowe formacje dzieli zwykle od jednolitych części wód podziemnych co najmniej odległość 600 m [8]. W przypadkach gdy rozważa się stworzenie mniejszej strefy buforowej, należy zastosować dodatkowe modelowanie, monitorowanie oraz, w razie potrzeby, środki zmniejszające ryzyko (np. nieprzepuszczalną warstwę geologiczną w tej strefie buforowej jako barierę dla rozprzestrzeniania się szczelin);

 wyznaczenie stref krytycznych podczas zabiegów w odwiercie i ograniczenie dostępu personelu do tych stref;

 zastosowanie wielu warstw stalowej osłony i cementu, aby oddzielić odwiert od warstwy wodonośnej oraz odizolować strumienie produkcyjne w centralnej części odwiertu (np. API SPEC 10A [9]). Weryfikacja szczelności między osłoną pierścienia a formacją.

9.3 Najlepsze dostępne techniki

Następujące techniki uznaje się za najlepsze dostępne techniki w dziedzinie gospodarki węglowodorami i chemikaliami stosowanymi w szczelinowaniu hydraulicznym [2,7,8,10,11,12]:

9.3.1 Projektowanie

 Sporządzenie charakterystyki naprężeń w formacji docelowej w ramach procesu planowania i projektowania przed rozpoczęciem wiercenia i szczelinowania.

 Oszacowanie w celu uniknięcia potencjalnego zanieczyszczenia wód gruntowych z wytworzonych szczelin [7]:

 minimalnej wymaganej odległości pionowej między najgłębiej położoną granicą formacji wodonośnej a najpłycej położoną krawędzią wytworzonych szczelin;

 minimalnej wymaganej odległości między odwiertem powyżej formacji docelowej a najbliższą krawędzią wytworzonej szczeliny;

 minimalnej wymaganej odległości między najbardziej oddaloną krawędzią wytworzonej szczeliny a wszystkimi położonymi w pobliżu odwiertami;

 minimalnej wymaganej odległości między wszelkimi zidentyfikowanymi istniejącymi uskokami lub szczelinami a najbliższą krawędzią wytworzonej szczeliny;

 Zapewnienie określenia i wykonania barier mających na celu niedopuszczenie do [10]:

 niekontrolowanego przepływu węglowodorów do środowiska;

 przepływu krzyżowego między sąsiadującymi warstwami formacji;

 zanieczyszczenia wód gruntowych podczas prac związanych z wierceniem i cementowaniem, następnie podczas etapu wydobycia i aż do czasu wycofania odwiertu z eksploatacji.

9.3.2 Operacje

 Przetwarzanie i wykorzystywanie/ponowne wykorzystywanie płynów do szczelinowania hydraulicznego, np. ograniczenie konieczności dowożenia płynów do szczelinowania hydraulicznego na miejsce.

 Stałe monitorowanie faktycznego powstawania, geometrii i rozprzestrzeniania się szczelin, aby poznać geomechaniczny stan naprężeń w formacji docelowej, udoskonalić prognozy dotyczące rozbudowy wytworzonej szczeliny i zapewnić, aby żadne szczeliny nie przekraczały

dozwolonych granic. Metody monitorowania mogą obejmować:

 pomiary mające na celu określenie kierunków lokalnych naprężeń i położenia istniejących uskoków;

 modelowanie geomechaniczne skalibrowane z wykorzystaniem obserwacji terenowych wykonanych podczas procesu operacyjnego;

 monitorowanie mikrosejsmiczności w czasie rzeczywistym przy użyciu odpowiednich narzędzi i układów monitorujących umożliwiających bezpośrednie zlokalizowanie i pośrednią obserwację kolejnych powierzchni wytwarzanych szczelin.

 Okresowe badanie wód gruntowych i powierzchniowych co najmniej pod kątem substancji zanieczyszczających wykorzystywanych podczas prac, takich jak chemikalia, które będą stosowane w procesie szczelinowania hydraulicznego, metale ciężkie (z płynu zwrotnego), metan (biogeniczny/termogeniczny) oraz naturalnie występujący materiał promieniotwórczy [13,14].

 Monitorowanie ciśnienia działającego na osłony produkcyjne i pierścienie podczas zabiegów szczelinowania hydraulicznego.

9.4 Dokumenty odniesienia dla sekcji 9

[1] Royal Society i Royal Academy of Engineering, 2012. Shale gas extraction in the UK: a review of hydraulic fracturing. https://www.raeng.org.uk/publications/reports/shale-gas-extraction-in-the-uk

[2] ANSI/API RECOMMENDED PRACTICE 100-1, 2015. Hydraulic Fracturing - Well Integrity and Fracture Containment.

[3] UKOOG, 2016. UK Onshore Shale Gas Well Guidelines.

http://www.ukoog.org.uk/images/ukoog/pdfs/Shale_Gas_Well_Guidelines_Issue_4.pdf [4] UKOOG, 2016. High Volume Hydraulic Fracture Plan.

[5] ANSI/API Recommended Practice 100-2, 2015. Managing Environmental Aspects Associated with Exploration and Production Operations Including Hydraulic Fracturing.

[6] Centre for Responsible Shale Development, 2016. Performance Standards.

http://www.responsibleshaledevelopment.org/what-we-do/performance-standards/

[7] DNV, 2013. Risk Management of Shale Gas Developments and Operations. Recommended Practice DNV-RP-U301.

[8] IOGP, EOSCA i CEFIC, 2016. Generic exposure scenario for the use of chemicals in the exploration and production of hydrocarbons using high-volume hydraulic fracturing. Sprawozdanie 553.

[9] API SPEC 10A, 2010. Cements and Materials for Well Cementing. Wyd. 24, grudzień 2010.

[10] Norma API 65 – część 2, 2010. Isolating Potential Flow Zones During Well Construction. Wyd. drugie, grudzień 2010.

[11] API RP 100-1, 2015, Hydraulic Fracturing - Well Integrity and Fracture Containment.

[12] API RP 100-2, 2015. Managing Environmental Aspects Associated with Exploration and Production Operations Including Hydraulic Fracturing.

[13] IOGP, 2008. Guidelines for the management of Naturally Occurring Radioactive Material (NORM) in the oil & gas industry. Sprawozdanie nr 412.

[14] Międzynarodowa Agencja Energii Atomowej (MAEA), 2003. Extent of Environmental Contamination by Naturally Occurring Radioactive Material (NORM) and Technological Options for Mitigation, seria

sprawozdań technicznych nr 419.