Planen er å bore letebrønnen 7222/1-1 Aurelia fra medio mai 2016. Tidspunktet er avhengig av at Scarabeo 8 fullfører aktuell pågående boreoperasjon på Goliatfeltet før den kan forflyttes til PL 226. Brønnen er planlagt boret vertikalt. Boring og tilbake-plugging av brønnen er estimert til å vare 58 dager (P50, 50 % sannsynlighet) hvis brønnen er tørr. Hvis det gjøres funn, vil boreperioden vare 82 dager (P50).
Brønndesign er vist i figur 3-1. Vanndyp på lokasjonen er 424 m. Brønndesignet har tatt hensyn til tilgjengelig informasjon om geologien i området, blant annet fra følgende referansebrønner: trias: 7222/6-1 S, 7223/5-1; perm: 7120/2-1, 7121/1-1, 7220/6-1, 7226/11-1, 7321/8-1, 7122/7-3, 7128/4-1. Det er videre gjort forberedelser for å håndtere mulige utfordringer knyttet til boring i formasjoner med forekomst av store steiner og karbonatforekomster. Ved boring gjennom karbonater kan man oppleve tap av borevæske som følge av åpne forkastninger blant annet. Det er planlagt beredskapstiltak for å håndtere slike problemer, blant annet bruk av beredskaps-kjemikalier.
Det vil bli boret et pilothull, 8 ½", før man starter boring av topphullseksjonene.
3.1.2 Borevæsker
Topphullseksjonene, 42" og 24", vil bli boret med vannbasert borevæske; bentonitt og høyviskøse piller til hullrensing. Vektmaterialet baritt tilsettes for å øke tettheten til borevæsken. Alle kjemikaliene er PLONOR-kjemikalier. Totalt er det estimert utslipp av 159,8 tonn PLONOR-kjemikalier til sjøbunn. Estimert mengde borekaks som slippes til havbunnen er 370 tonn.
Seksjonene som bores etter at lederør er satt, 16" - 12 ¼" - 8 ½", vil bli boret med oljebasert borevæske. Totalt er det beregnet forbruk av 719 tonn oljebasert borevæske.
Ingenting av borevæsken slippes til sjø.
Enis erfaring med bruk av oljebasert borevæske i stedet for vannbasert borevæske ved boring i nordlige områder i Barentshavet er svært gode. Oljebasert borevæske har tekniske egenskaper som er attraktive for bruk i Barentshavet. Man oppnår økt sikkerhet i boringen, bedre hullintegritet, raskere boring og mindre forbruk av borevæske blant annet. Borevæsken leveres av M-I Swaco. Produktnavnet er EMS 4600, og borevæsken er den samme som Eni benytter ved boring av brønnene på Goliatfeltet. For nærmere beskrivelse av komponentene i borevæsken, se vedleggene A og B.
3.1.3 Sementering
Sementering i forbindelse med boring av Aurelia-brønnen, samt plugging av brønnen blir utført av Halliburton. Alle kjemikalier som brukes til sementeringsjobbene er levert av Halliburton. Det er estimert at totalt forbruk av kjemikalier for sementeringsarbeidet vil utgjøre 49,6 tonn gule kjemikalier og 1290,3 tonn grønne kjemikalier. Totale sement-kjemikaliemengder er beregnet med 50 % overskuddsmargin.
Etter at sementering av foringsrørene for hver enkelt seksjon er gjennomført, blir riggens sementeringsutstyr vasket, og vaskevann med sementrester blir sluppet til sjø. Total mengde utslipp av sementkjemikaler kommer fra ca. 300 liter sementslurry fra vasking av blandekar for hver sementeringsjobb. Et volum på ca. 50 % av ringromvolum til 36" lederør og 25 % ringromvolum til 20" foringsrør eksponeres til havbunnen i forbindelse med sementering av lederør i toppseksjonen. Utboret sementmasse fra boring samt utboret borekaks blir samlet og sendt til land for avfallsbehandling.
Kjemikaliene som slippes ut er inkludert i materialbalansen for disponering av kjemikalier (se vedlegg B).
Utslipp til sjø i forbindelse med vask og rengjøring av utstyr, overskuddssement som deponeres på havbunnen, utgjør 0,7 tonn gule kjemikalier og 50,6 tonn grønne kjemikalier. Oversikt over kjemikaliene er presentert i vedlegg B. Det er ikke planlagt bruk av røde eller svarte kjemikalier i forbindelse med sementering.
3.1.4 Foringsrørdesign og plan for sementering
Generell designfilosofi som ligger til grunn for boring av Aurelia-brønnen, er at brønnen skal være sikker og effektiv. Brønnen er planlagt å bores gjennom fem reservoarer. Den skal penetrere alle reservoarmålene som er satt for å skaffe data til å evaluere mulighetene som ligger i reservoarsonene. Brønnen skal også tilrettelegge for en sikker tilbakeplugging etter endt boring slik at den trygt kan forlates.
Foringsrørene som settes blir sementert på konvensjonelt vis. Alle foringsrørsko fra og med 20" vil bli satt etter at det er gjennomført formasjonsstyrketest for å verifisere at skointegriteten blir ivaretatt og at oppsprekkingsgradient ikke overskrides. Dybdene som oppgis i figur 3-1 viser til total vertikal dybde, regnet fra boregulvet på riggen (TVD RKB).
Ved borestart bores først et pilothull (8 ½") ca. 740 m dypt for å undersøke mulig grunn gass-forekomst, ca. 50 m fra brønnlokasjonen. Deretter flyttes riggen til borelokasjon og det bores 42" hull hvor foringsrøret, et 36" lederør, settes ned til ca. 48 m under havbunnen. Lederøret har en veggtykkelse på 2". Dette er for å skape et stabilt fundament for brønnhodet som bærer BOP-ventilen som skal forhindre utblåsning, og som vil være utsatt for betydelige vektbelastninger fra stigerøret og riggen.
Videre vil en streng av 20" foringsrør kjøres ned til et dyp under formasjon som kan inneholde grunn gass, og hvor man kan bore med sjøvann og benytte piller til hullrensing. Skoen settes i en formasjon som er tilstrekkelig sterk til å støtte boring av neste seksjon uten tap av borevæske.
Et 13 3/8" intermediært foringsrør settes slik at formasjonen/geologien på skoens settedyp (1005 m TVD) har tilstrekkelig styrke til å gi støtte til videre boring i de neste reservoarmålene.
Det settes en sko ved 2251 m TVD som støtte for et 9 5/8" forlengelsesrør som skal lede ned til de to siste reservoarmålene. Forlengelsesrøret tjener to funksjoner: a) isolere de grunne reservoarformasjonene, b) forankre forlengelsesrøret tilstrekkelig til å opprett-holde god brønnintegritet ved videre boring gjennom de to nedre reservoarseksjonene og ned til TD, planlagt på 3434 m TVD.
3.1.5 Tilbakeplugging
Brønnen vil bli permanent forlatt i samsvar med NORSOK D-010 /9/og Enis interne krav til plugging av brønner /10/. Figur 3-1 viser en oversikt over hvor sementpluggene blir satt i tilfellet tørr brønn. Sementplugger settes for å lukke brønnen hvis brønnen er tørr;
en sementplugg i 8 ½" åpent hullseksjon og to plugger mellom 9 5/8" forlengelsesrør og 13 ¾" foringsrørkuttet.
Hvis det gjøres funn, plugges brønnen med spesiell fokus på hver enkelt reservoarsone.
Alle hydrokarbonførende soner vil bli sementert, med primære og sekundære barrierer kodet og testet før kutting og henting av 13 3/8" foringsrør. Deretter trekkes BOP, og 20" og 36" kuttes til 5 m under havbunnen. Til slutt vil en havbunnsundersøkelse med ROV bli gjennomført.
Figur 3-1 Brønn- og foringsrørdesign. Tallene på grå bakgrunn illustrerer sementplugger.