Unocal Netherlands B.V. Blok Q/1 Nederlands c.p.robscholtemuseum.nl/wp-content/uploads/2018/02/NLOG-Field-Asset-1248... · Unocal Netherlands B.V. Blok Q/1 Nederlands c.p. - 1 - Formulier

Unocal Netherlands B.V. Blok Q/1 Nederlands c.p.

- 1 -

Formulier aanvraag instemming winningsplan ex artikel 34 lid 1 Mijnbouwwet (Mw) juncto artikel 24 Mijnbouwbesluit (Mb) Dit formulier dient ervoor om te zorgen dat de aanvraag om instemming voldoet aan de eisen die de Mijnbouwwet en Mijnbouwbesluit aan het opstellen van een winningsplan stelt. Indien de ruimte op het formulier te beperkt is dan kan worden verwezen naar een bijlage. Indienen in 3-.-voud bij: Ministerie van Economische Zaken Directie Energieproductie t.a.v. De heer. M. Metzger Postbus 20101 2500 EC DEN HAAG

Artikel 1) Onderwerp Beschrijving

Mw 34 lid 1 Verzoek om instemming voor winningsplan

? Blok Q/1 Nederlands c.p.

¦ een winningsplan voor voorkomens in het continentaal plat vanaf de 3 zeemijlszone

? een winningsplan voor voorkomens in Nederlands territoir tot 3 zeemijl

A) Algemene gegevens

A1.1) Naam indiener

? Unocal Netherlands B.V.

A1.2) Adres ? Appelgaarde 4

? 2272 TK Voorburg ?

A1.3) Contactpersoon ? L. Dorrestijn

A1.4) E-mail ? [email protected]

A1.5) Fax

? 070-3572275

Mw 22 A1.6) Indiener ¦ is houder van de vergunning

? is uitvoerder cf artikel 22 Mw

A2) Winningsvergunninggebied (en) ? winningsvergunning(en)

-.Blok Q/1 - Blok Q/2c (16% van Halfweg veld)

Mw 34 lid1 Mb 24lid 1a

A2.1) Voorkomens koolwaterstoffen ? Helm olieveld (+ gas) ? Helder olieveld ? Hoorn olieveld ? Haven olieveld ? Halfweg gasveld (+ condensaat)

Mb 24 lid 1a A2.2) Soort koolwaterstof die wordt gewonnen ¦ olie ¦ hoog calorisch gas ? Groningen kwaliteit gas ? laag calorisch gas ? zwavelhoudend gas ¦ condensaat

Mr 1.2.1 lid 3 A3) Bestaande of nieuwe winning

¦ winningsplan voor reeds bestaande winning (inclusief voorziene uitbreiding) ? winningsplan voor nieuwe winning

Mw 38 A4) Samenloop vergunningen Wet milieubeheer ¦ nee ? ja: te weten:


- 2 -

B) Bedrijfs- en productiegegevens (waarop artikel 10 lid 1 sub b van de Wet openbaarheid van bestuur niet van toepassing is)

Mw 35 lid 1 B1) Beknopte beschrijving van het winningsplan

Het winningsplan omvat de volgende velden:

? Het Helm olieveld in productie van 1982 tot 2008 met mogelijk uitloop tot 2012 (afhankelijk van olieprijs en kostenontwikkeling). Dit veld bevatte tevens een gashoudende laag.

? Het Helder olieveld in productie van 1982 tot 2008 met mogelijk uitloop tot 2012. ? Het Hoorn olieveld in productie van 1983 tot 2008 met mogelijk uitloop tot 2012. ? Het Haven olieveld in productie van 1989 tot 2008 met mogelijk uitloop tot 2012. ? Het Halfweg gasveld in productie van 1995 tot 2008 met mogelijk uitloop tot 2012.

Mw 35 lid 1c Mb 24 lid 1c

B1.1) Beknopte beschrijving van wijze van winning door middel van (een) mijnbouwwerk(en) ? De Helm, Helder, Hoorn olie reserves worden geproduceerd middels afzonderlijke mijnbouwinstallaties,

ieder bestaande uit een puttenplatform en een productie platform welke met een brug verbonden zijn.

Productie installatie typerend voor Helm, Helder en Hoorn

Aanvankelijk werd de olie geproduceerd d.m.v. natuurlijke reservoirdruk, en vervolgens met het toenemen van de waterproductie d.m.v. ESP’s (Electrical Submersible Pumps).

Het Haven veld is van begin af d.m.v. ESP’s geproduceerd. De haven productie wordt middels een pijpleiding naar Helder getransporteerd, waar deze samen met de Helder productie wordt behandeld.

De olie van al deze velden wordt via een 20” pijpleiding naar het land (Amsterdam) getransporteerd.

Op het platform wordt de productie in 3 fasen gescheiden: olie, gas en water. De olie wordt na een eerste scheiding in de productie separator verwarmt, voordat het resterende water in een volgende separator wordt verwijderd. Het gas wordt gebruikt als brandstof voor de electriciteitsvoorziening en procesverwarming. Het water wordt via een aantal processen gezuiverd om de olie te verwijderen tot een gehalte van minder dan 40 mg/l. Het volledige proces is hieronder schematisch weergegeven.


- 3 -

Processchema typerend voor Helm, Helder en Hoorn


- 4 -

? Het Halfweg gasveld wordt geëxploiteerd d.m.v. een onbemand sateliet platform. Dit platform is middels een pijpleiding met het Hoorn olieplatform verbonden, waar het gas en condensaat worden behandeld in een gasbehandelingsinstallatie op het puttenplatform. Vervolgens gaan beide stromen via een pijpleiding naar het WGT transportsysteem om naar het land te worden getransporteerd. Twee jaar na aanvang van de productie (1997) was de druk in het veld zover gedaald dat tot compressie moest worden overgegaan. In 2001 is tot 2-traps compressie overgaan en in 2003 is voorcompressie geïnstalleerd op het Halfweg sateliet platform, waarmee 3-traps compressie is gerealiseerd.

Gas, condensaat, productiewater en even- wichtswater worden via de pijpleiding naar de Hoorn Gas Module getransporteerd, waar deze stromen worden gescheiden in de productie separator.Het gas wordt gecomprimeerd en vervolgens gedroogd in een glycol toren. Het condensaat wordt van het water gescheiden in een separator, waarna het samen met het gas naar de exportleiding wordt getransporteerd. Het water wordt in de waterbehandelingsinstallatie van het Hoorn olieplatform gereinigd tot < 40 mg/l. Het volledige proces is hieronder schematisch weergegeven.

Processchema behandelingsinstallatie van Halfweg gas op Hoorn


- 5 -

Mb 24 lid 1a Mb 24 lid 1c

B2) Geologische beschrijving van voorkomen(s) ? De Q1 olievelden Helm, Helder, Hoorn en Haven hebben een Onder-Krijt reservoir en ligt in het Broad

Fourteens basin. Het Broad Fourteens basin is voornamelijk een Mesozoic pull-apart basin, die geinverteerd is tijdens de tektonische Laramide periode. Blok Q1 is gesitueerd aan de noordoostelijke rand van het basin, daar waar inversie gerelateerde deformatie resulteerde in een aantal structuur varianten, zoals simpele folds, tot complexe thrusted anticlines. Het Onder-Krijt Vlieland zandsteen is het hoofd-reservoir voor de olie voorkomens in blok Q1. Deze ondiepe mariene zandsteen is geinterpreteeerd als afzetting van een golf-overheersend delta systeem; de opeenstappeling van individuele zand lichamen leidt tot lokale zand-diktes van meer dan 200m. De reservoir kwaliteit van het zandsteen is uitstekend (1000-3000 mD). De olie is afkomstig uit de Posidonia schalie.

Het Q1 gasveld Halfweg heeft een Slochteren (Rotliegend) Upper Permian eolisch reservoir. De formatie is ongeveer 270m dik. De structuur van het reservoir is een tilted fault block. Het gas is afkomstig uit het Carboon. En het reservoir wordt afgesloten door een Zechstein formatie. De reservoir zandsteen heeft een lage permeabiliteit (< 1 mD) voornamelijk doordat het 5-8% illiet bevat. Het reservoir is verdeeld in 3 lagen: de bovenste A laag wordt gevormd door het Weissliegend zandsteen met een zeer lage permeabiliteit (< 0,4 mD), gevolgd door de B laag (Rotliegend) welke voornamelijk eolisch is, en de C laag welke getypeerd is als ‘Floodplain/Interdune Sabkha’.


- 6 -

Mb 24 lid 1a Mb 24 lid 1b

B2.1) Geologische doorsnede van voorkomen(s)

UNOCAL NETHERL ANDS B.V.

0127 .CD ROC T, 1998-

BLOCK Q/1

HELDER FIELDGEOLOGICAL CROSS SECTION

NORTHWEST - SOUTHEAST

10

NW SEA8 A7 A5 A10 A3 A11 A27(A1) A4 A9

HELDE R ‘B’PL ATFORM LOCATION

HELDER ‘A’PLATFORM LOCATION

CASE HOLE COMP LETION

CUR RENTPR ODUCTION INTERVALS

GRAVEL PACK COMPLETION

GAMMA RAY/DEEP RESISTIV ITY LOG DATA

Helder Veld

Helm Veld


- 7 -

Unocal Netherlands B.V, Oct. 2000

Haven field

Area Map

• 2 oil producers (ESP)

Haven Veld

Hoorn Veld


- 8 -

Halfweg Veld


- 9 -

Mw 35 lid 1a Mb 24 lid 1d

B3) Overzicht ligging voorkomens, olie/gasputten ?

Mb 24 lid 1e Mb 24 lid 1g

B3.1) Situering mijnbouwwerken situatietekening /eventueel foto’s) ? Locatie productie platformen zoals boven aangegeven. Coordinaten: Helm 52° 52’ 20” NB 04° 08’ 35” OL Helder 52° 55’ 16” NB 04° 05’ 58” OL Hoorn 52° 55’ 31” NB 04° 09’ 05” OL Haven 52° 58’ 23” NB 04° 06’ 27” OL Halfweg 52° 52’ 57” NB 04° 19’ 13” OL

10

Q1/B 25

Wintershall


- 10 -

Mb 24 lid 1e Mb 24 lid 1f

B4) Overzicht boringen in voorkomen(s) Helm: Olie productieputten A-1 t/m A-9 (A-2 gas productie) Helder: Olie productieputten A-1 t/m A-16 (A-2 en A-13 water injectie) Hoorn: Olieproductieputten A-1 t/m A-8 (A-9 water injectie) Haven: Olieproductieputten A-1 en A-2 Halfweg: Gasproductieputten A-1 t/m A-3

Mb 24 lid 1g B4.1) Schematische voorstelling putverbuizing(en) ? Helm verbuizingsschema UNOCAL NETHERLANDS SLOT NO : 4 RT - ML : 66.1 m

Well Helm A-3-ST W.O. No.2 RT - MSL : 39,4 m RT- TOP TBG HGR : 20.28 m

Completion Diagram 19 November 1999 WATER DEPTH : 26.7 m RIG : Rowan Halifax

20.28mMD WKM offset tubing hanger with BIW penetrator.

24" Casing 23.21mMD Camco' adjustable union 4 1/2"137 mMD

` 4-1/2" 12.6 lb/ft 9 Cr/1 moly NVam RS tubing

20" Casing406 mMD 913.41mMD X-over 4 1/2" NV to 3 1/2" Nvam

3-1/2" 9.2 lb/ft 13 Cr/1 moly NVam RS tubing930 mMD Liner Hanger 9 5/8" 47lb/ft x 7" 29lb/ft.

9 5/8" Casing Window cut at 968 mMD

13 3/8" Casing986 mMD

1170.99mMD Flow coupling N.Vam connectionsOOOO 1172.74mMD 3 1/2" Otis 'XA' Sliding Sleeve

O 1204.58mMD 3 1/2" Pump out sub 3500psi shear disc

1207.84mMD Flow coupling N.Vam connections1209.59mMD X-over 3 1/2" NV to 3 1/2" Eue1209.89mMD 3 1/2" Check valve1210.06mMD X-over 3 1/2" Eue to 3 1/2" NVam

1240.32mMD X-over 2 7/8" Eue pin x 3 1/2" New vam box.1240.73mMD X-over 2 3/8" Eue pin x 2 7/8" Eue box.1240.99mMD Bolt on head with 2 3/8" Eue box.

1241.18mMD Pump DN1000 220 stages sn;400-304 400 Series.

1243.81mMD KGS Intake sn;400-3071244.99mMD Protector sn;540-3051246.74mMD Protector sn;540-3061248.49mMD Motor 66.5Hp/966V/45A/50Hz sn;540-295

1253.09mMD Bull nose ( bottom )

1265.75mMD 7" Baker SC-1L Gravel Pack packer

o o o o comes with 80-40 model 'S'-gravel pack extensionFA 7 at 1270 mMD o o o o

to 1281 mMD o o o oo o o o 1290.75mMD Perforations from 1290 - 1295 mMDo o o oo o o o

7" 29 lf/ft Liner N-80 o o o o1296 mMD o o

FA 5 at 1297 mMD o o o o o o 3 1/2" 20 gauge SSWP tubing 9 cr.-1 moly 9.2 lb/ft imp BTCto 1313 mMD o o o o o o Hole filled with gravel packed 16-20 mesh sand.

o o o o o o Under reamed 6" to 13" holeo o o o o o

FA 4 at 1313 mMD o o o o o oto 1330 mMD o o o o o o

o o o o o oo o o o o oo o o o o oo o o o o oo o o o o oo o o o o o

6" Hole o o o o o o

Underreamed to 13"1323mMD Total depth


- 11 -

? Helder en Haven verbuizingsschema horizontale put

UNOCAL NETHERLANDS SLOT NO : 6 RT - ML : 58,98Well Helder A-10 W.O. No.5 RT - MSL : 34,60 m RT- TOP TBG HGR : 16.45 mCompletion Diagram 28 April 1999 WATER DEPTH : 24.38 m RIG : Transocean 4

16,45mMD National offset tubing hanger19,45mMD Otis adjustable union 4 1/2"

20" Casing

123mMD( 0.6 degree)

4-1/2" 12.6 lb/ft L-80 9 Cr/1 moly Vam RS tubing

13-3/8" casing

444mMD

(0.1 degree)

0000000 1215.83mMD Otis 'XD' Sliding Sleeve

O 1239.08mMD Pump out sub

4-1/2" 12.6 lb/ft L-80 9 Cr/1 moly Vam RS Tubing

1242.33mMD 4-1/2" check valve

4-1/2" 12.6 lb/ft L-80 9 Cr/1 moly Vam RS Tubing1255.10mMD Discharge Head

1255.31mMD Bolt on head with 4 1/2" Vam box.

Pump 15HC12000 Model HPUTX 01H-98141Pump 43HC12000 Model HPLTX 01H-98140

Seal section 562 Adapter Model-HST-DB-31H-82838

Motor 163/879/105 @ 50 Hz ModelKMEU 21K-74044(26 degree) Motor 163/879/105 @ 50 Hz ModelKMEL 21K-74045

1281.14mMD Bottom of pump / motor(26 degree)

1298,92mMD Baker SBG-3 hydraulic set packer 9 5/8" - 7"

7" pup joint

9-5/8" casingwhipstock (1323mMD) 1304,90mMD X-over 4 1/2" x 7" Vam box

(window from 1319 to 1325mMD) (26,0 degree)

9 5/8" Casing 4-1/2" 12.6 lb/ft CS-80 9 Cr/1 moly Vam RS Tubing1466mMD

1568,45mMD 6 5/8" x 4 1/2" 9cr prepack screens(81.4 degree) (from 1568,45 to 1945,16 mMD)

Horizontal section build up to 88.9 degree = 597m

1945,16mMD Baker Packoff Bushing(87.6 degree)

1949,07mMD Float collar (1949,07 mMD)(88.9 degree)

Total Depth : (1950 mMD)

Check


- 12 -

? Hoorn verbuizingsschema voor completering in twee lagen UNOCAL NETHERLANDS SLOT NO : 5 7 RT - ML : 56.29 mWell Hoorn A-1 W.O. No.11 RT - MSL : 29,31 m RT- TOP TBG HGR : 10.54 mCompletion Diagram 12 March 2002 WATER DEPTH : 26.98 m RIG : Transocean II

10.54 m MD National offset tubing hanger13.48 m MD Camco adjustable union

30" Casing 120.4 mMD

4-1/2" 12.6 lb/ft L-80 9 Cr/1 moly New Vam RS tubing

20" Casing 344.7 mMD

1297.10 m MD Flow coupling N.Vam connections1298.80 m MD XD' Sliding Sleeve1299.95 m MD X-over Eue box x New Vam pin

1321.61 m MD Pump out sub 3500psi shear disc installed

Check 1324.75 m MD Check valve

Acid 1327.72 m MD Acid Injecion Sub

1331.37 m MD X-Over 2 7/8" Eue pin x 4 1/2" New Vam box.1331.77 m MD Pumphead

1331.92 m MD Pump 67 GC-2900 GP-MT-H6-MC Ser.no.0G-00715

1336.32 m MD Pump 112 GC-2900 GP-MT-H6-MC Ser.no. 01G-007161343.47 m MD Rotary Gasseparator GRSX type 513 Ser. 42G-424191345.82 m MD Tandem seal section GST-3DBPFSTLCL5 Type 513 Ser. 31G-88408

7" Casing 29# Shroud top.New Vam pin x plain end.1348.40 m MD Motor 158/ 1192/ 81 @50 Hz. Type KUH Ser. 21K-76238

1353.86 m MD Bullnose. (Bottom)1374.10 m MD X-over 4 1/2" New Vam box x 7" New Vam box.

13-3/8" casing 1381.29 mMD 1380.15 m MD 4 1/2" 12.6 lbs/ft L-80 9 cr/1moly New Vam RS Tubing. Box x Mule shoe.

8 1/8" Overshot Swallowing top of Scab Liner 1385.28 m MD Top Baker 9 5/8" x 4.74" Model SC-1 Packer All Perforating Metres - TO. II Exploratory

Well Datum and Base Log ISF/SONIC 22-4-81

Perforated Interval 1388.33 m MD 6 5/8" Closing Sleeve1417M to 1445M, 4 x 1/2" spf 5" SSWW Screen

Perforated Interval

1416M to 1446M, 12 spf .72" EHD

5 1/2" Baker Safety Joint at 1393.24 m ( 45000 lb)

1458.54mMD Otis 3 1/2" 2.750 Lock mandrel set in 2.750 "XN" Vam Nipple

1458.85mMD Top Baker 9 5/8" Model SC-1 Packer Mandrel in Place

1461.90mMD Closing Sleeve at 1461.90

Original Test Perforations 1478 - 1485M/

1490 - 1495M, 4 x 1/2" spf

Second Perforations 1476 - 1485M 5 1/2" Baker Safety Joint at 1466.49 m ( 45000 lb)4 x 1/2" spf

Reperforated Interval 1476 - 1489M,

12 spf .72" EHD 1502.62mMD Top Baker Model 'D' Sump Packer

1635.00mMD PBTD

9-5/8" casing 1738.73 mMD

1745.00mMD DEPTH

OOOOOO

POS

XN XN

XN XN


- 13 -

? Halfweg verbuizingsschema horizontale put

UNOCAL NETHERLANDS SLOT NO : 1 RT - ML : 59.0 FJJHalfweg A-1 RT - MSL : 35 RT- TOP TBG HGR : 17.91 Revised atCOMPLETION DIAGRAM WATER DEPTH : 27.5 RIG : Glomar Adriatic 3 17 Feb 2000

4-1/2" 13Cr/1moly 12.6 lb/ft New Vam RS tubing

110.73m 4-1/2" Tubing retrievable safety valve,W/L retrievable straddle place over safety valve

with ambient safety valve inside30" Conductor O

123m

20" Casing

456m

13-3/8" @

1,447m

4-1/2" 13 Cr/1moly 12.6 lb/ft New Vam RSO O O

3,000.12m Otis "XA" Sliding sleeve (ID=3.813")3,001.88m Flow coupling (ID= 3.958")

3,025.02m No Go profile ( OD= 4.920", ID = 3.345")3,026.18m 9-5/8" Baker SC-2PR packer (4.75" Bore ) 3,026.19m Spacer Sub (OD = 4.015", ID= 3.345")

Baker Seal Bore extension 6 5/8"

3,028.95m Bottom Mule shoe ( OD=4.750" ID= 3.345")3,028.95m X-over 6 5/8" x 3 1/2"

3 1/2", L80, 9.2 lb/ft 13 Cr/1moly NVRS tubing

3,050.60m X-over 3 1/2" x 2 7/8" 3,050.84m 2 7/8" Flow coupling

X 3,052.51m 2-7/8" "X" nipple ( 2.313" I.D.)3,052.81m X-over 2 7/8" x 3 1/2"


3,074.59m X-over 3 1/2" x 2 7/8" 3,074.83m 2 7/8" Flow coupling

XN 3,076.52m 2-7/8" "XN" nipple (2.205" I.D.)3,076.84m X-over 2 7/8" x 3 1/2"


3,132.18m Slotted tubing 3 1/2", L80, 9.2 lb/ft 13 Cr/1moly NVRSat bottom Baker Model G-22 Locator seal assembly. Length= 1.37m

3,143.84m 9-5/8" Baker SC-2PR packer

6 5/8" Mill out extension3,147.51m X-over 6 5/8" x 4 1/2" 3,147.87m 4-1/2" 13 Cr/1moly 12.6 lb/ft New Vam RS pup joint3,149.29m 4-1/2" K-55 12.6 lb/ft Vam tubing

3,177.20m X-over 4 1/2" x 5 1/2" 3,177.52m

9-5/8" @ 3,180.47m

(49 deg.)

5 -1/2" carbon steel perforated tubing 4 holes/ft

3,534.17m X-over 5 1/2" x 4 1/2" 3,534.49m 4 -1/2" carbon steel perforated tubing 4 holes/ft

4,015.18m X-over 4 1/2" x 4 1/2" 4,015.42m 4 1/2" Baker Pack-off bushing4,019.03m Baker Float4,020.00m Bottom Baker shoe

Total Depth : 4,023m


- 14 -

Mb 24 lid 1h B4.2) Plaats en wijze waarop koolwaterstoffen in verbuizing treden Zoals in bovenstaande schema’s aangegeven: Helm uit de FA5 en FA4 zones van het Vlieland zand; Helder uit de horizontale secties in de FA6 tot FA10 van het Vlieland zand; Hoorn uit de boven- en/of onderplaat van het Vlieland zand; Haven uit de horizontale secties in het Vlieland zand; Halfweg uit de horizontale secties in de A, B en C lagen van het Slochteren zand.

Mb 24 lid 1ic B5) Productieontwikkelings strategie ? De Helm, Helder en Hoorn velden zijn aanvankelijk d.m.v enkele putten geproduceerd. Aan de hand van reservoir simulaties en productiegegevens zijn aanvullende putten geboord om de winning te maximaliseren. Het Helder veld is in eerste instantie d.m.v. verticale putten ontwikkeld, welke in latere jaren veranderd zijn in horizontale putten d.m.v. een zgn. ‘side-track’. Dit om de waterproductie te reduceren. Het Haven veld is aangetoond d.m.v. veticale putten, waarmee het reservoir echter niet economisch winbaar was. Uiteindelijk is het veld ontwikkeld met twee horizontale putten welke geproduceerd worden met ESP’s. De druk in de Q/1 olievelden wordt grotendeels door het onderliggende aquifer in stand gehouden. Om een al te grote drukdaling te voorkomen wordt het geproduceerde water sinds 1991 deels in het aquifer terug geïnjecteerd. Aanvankelijk alleen in een voor dat doeleinde geboorde put in Helder (A-13), maar sinds 2002 ook in een omgebouwde productieput op Hoorn. Het Haven veld is aangetoond d.m.v. veticale putten, waarmee het reservoir echter niet economisch winbaar was. Uiteindelijk is het veld ontwikkeld met drie horizontale putten welke aanvankelijk geproduceerd werden onder natuurlijke druk, maar op dit moment m.b.v. compressoren.

Mb 24 lid 1ic B5.1) Productie filosofie ? De velden worden geproduceerd zolang de winning economisch blijft. De kosten zijn reeds verregaand gereduceerd, maar blijven onderwerp van voortdurende inspanning. De productie van de olievelden wordt geoptimaliseerd m.b.v. ESP’s, waterinjectie. De productie van het Halfweg gasveld wordt eveneens zoveel mogelijk geoptimaliseerd o.a. door het toepassen van 3-traps gascompressie. Dit zal resulteren in extreem lage drukken aan de putmond (tot 5 baro) en een overeenkomstige (relatief) hoog winnings percentage. Geschatte uiteindelijke winningspercentages (ultimate recovery factors): Helm 31% ( relatief hoog gezien de complexiteit van het veld); Helder 61%; Hoorn 57%; Haven 63%; Halfweg 50% (relatief hoog gezien de lage permeabiliteit van het reservoir).

Mb 24 lid 1ic B5.2) Reservoir management ? De productie wordt geoptimaliseerd aan de hand van reservoir simulaties en voortdurende reservoir studie. Daar waar mogelijk en economisch haalbaar zijn aanvullende productiezones geperforeerd, ESP’s vergroot en wordt water geïnjecteerd.


- 15 -

Mw 35 lid 1a Mw 35 lid 1d Mb 24 lid 1a

B5.3) Omvang winning (hoeveelheden per voorkomen/per jaar) ? De historische productie en verwachte toekomstige productie zijn in volgende grafieken weergegeven, waarbij voor de toekomstige productie een bandbreedte van ± 10% geldt. Productie uit het Helm veld in 2002: 22.888 m3 (144.004 BO = 395 BOPD) Productie uit het Helder veld in 2002: 130.219 m3 (819.291 BO = 2.245 BOPD)

Unocal Netherlands B.V. Helm FieldOil Production Performance & Forecast

100

1000

10000

100000

Jan-82

Jan-83

Jan-84

Dec-84

Jan-86

Jan-87

Jan-88

Jan-89

Jan-90

Jan-91

Jan-92

Jan-93

Jan-94

Jan-95

Jan-96

Jan-97

Jan-98

Jan-99

Jan-00

Jan-01

Jan-02

Jan-03

Jan-04

Jan-05

Jan-06

Jan-07

Jan-08

Oil

Pro

du

ctio

n, B

OP

D

Forecast '02

Forecast '01

Actuals

Gross, BFPD

Unocal Netherlands B.V. Helder FieldOil Production Performance & Forecast

1000

10000

100000

1000000

Jan-82

Jan-83

Jan-84

Dec-84

Jan-86

Jan-87

Jan-88

Jan-89

Jan-90

Jan-91

Jan-92

Jan-93

Jan-94

Jan-95

Jan-96

Jan-97

Jan-98

Jan-99

Jan-00

Jan-01

Jan-02

Jan-03

Jan-04

Jan-05

Jan-06

Jan-07

Jan-08

Oil

Pro

du

ctio

n, B

OP

D

Forecast '02

Forecast '01

Actuals

Gross, BFPD


- 16 -

Productie uit het Hoorn veld in 2002: 43.267 m3 (272.220 BO = 746 BOPD) Productie uit het Haven veld in 2002: 29.544 m3 (185.877 BO = 509 BOPD)

Unocal Netherlands B.V. Hoorn FieldOil Production Performance & Forecast

100

1000

10000

100000

Jan-82

Jan-83

Jan-84

Dec-84

Jan-86

Jan-87

Jan-88

Jan-89

Jan-90

Jan-91

Jan-92

Jan-93

Jan-94

Jan-95

Jan-96

Jan-97

Jan-98

Jan-99

Jan-00

Jan-01

Jan-02

Jan-03

Jan-04

Jan-05

Jan-06

Jan-07

Jan-08

Oil

Pro

du

ctio

n, B

OP

D

Forecast '02

Forecast '01

Actuals

Gross, BFPD

Unocal Netherlands B.V. Haven FieldOil Production Performance & Forecast

100

1000

10000

100000

Jan-89

Jan-90

Jan-91

Jan-92

Jan-93

Jan-94

Jan-95

Jan-96

Jan-97

Jan-98

Jan-99

Jan-00

Jan-01

Jan-02

Jan-03

Jan-04

Jan-05

Jan-06

Jan-07

Jan-08

Oil

Pro

du

ctio

n, B

OP

D

Forecast '02

Forecast '01

Actuals

Gross, BFPD


- 17 -

Productie uit het Halfweg veld in 2002: 116,4 MM Nm3 (4.645 MM Scf = 12,7 MM Scf/d)

Mw 35 lid 1b B5.4) Duur van de winning (per voorkomen) ? Het laatste productiejaar is geraamd op 2008, hetgeen voornamelijk wordt bepaald door de olie- en

gasprijs en in mindere mate door de operationele kosten. Hierbij is het vooral van belang dat de kosten van de organisatie (overheads) gespreid kunnen worden over meerdere velden. Dit betekent dat de betreffende velden economisch kunnen produceren variërend van 2005 tot 2012.

Mb 24 lid 1i B6) Stoffen die jaarlijks worden mee geproduceerd ? 2002 Productie

Helm: 3.637 x 103 Nm3 gas en 563.547 m3 water Helder/Haven: 4.957 x 103 Nm3 gas en 2.450.399 m3 water Hoorn: 1.519 x 103 Nm3 gas en 373.155 m3 water Halfweg: 160.000 m3 condensaat en 44.206 m3 water

Mb 24 lid 1i B7) Jaarlijks eigengebruik bij winning ? 2002 Gebruik

Helm: 2.779 x 103 Nm3 gas Helder/Haven: 12.736 x 103 Nm3 gas (deels ontvangen van Halfweg en P/9 Horizon veld) Hoorn/Halfweg: 11.859 x 103 Nm3 gas

Mb 24 lid 1j

B8) Jaarlijks bij winning afgeblazen/afgefakkelde koolwaterstoffen ? 2002 Afgeblazen

Helm: 858 x 103 Nm3 gas Helder/Haven: 636 x 103 Nm3 gas Hoorn: 173 x 103 Nm3 gas Halfweg: 12 x 103 Nm3 gas

Mb 24 lid 1k B9) Jaarlijks bij winning in de ondergrond terug te brengen delfstoffen en andere stoffen ? 2002 Geïnjecteerd

Helder: 4.322.404 m3 water Hoorn: 1.332.455 m3 water

Unocal Netherlands B.V. Halfweg FieldGas Production Performance & Forecast

1

10

100

Jan-93

Jan-94

Jan-95

Jan-96

Jan-97

Jan-98

Jan-99

Jan-00

Jan-01

Jan-02

Jan-03

Jan-04

Jan-05

Jan-06

Jan-07

Jan-08

Gas

Pro

du

ctio

n,

MM

SC

F/D

Forecast '02

Forecast '01

Actuals


- 18 -

C) Gegevens inzake bodembeweging als gevolg van de winning van

koolwaterstoffen. (Alleen in te vullen voor winningsplannen voor voorkomens gelegen aan de landzijde van de 3 zeemijlszone).

Mw 35 lid 1f C1) Aard van de bodembeweging ? bodemdaling (n.v.t.) ? bodemtrilling (n.v.t.)

Mb 24 lid 1m C2) Bodemdalingscontour (uiteindelijk verwachte mate van bodemdaling) ? (n.v.t.)

Mb 24 lid 1n

Mb 24 lid 1o

C2.1)Verloop bodemdaling in tijd ? (n.v.t.)

Mb 24 lid 1p C3) Risicoanalyse bodemtrilling ? (n.v.t.)

Mb 24 lid 1q C4) Omvang en aard van de schade ? infrastructuur (n.v.t.) ? gebouwen (n.v.t.) ? natuur en milieu (n.v.t.)

Mb 24 lid 1r C5) Maatregelen om bodembeweging te voorkomen / te beperken ? voorkomen (n.v.t.) ? beperken (n.v.t.)

Mb 24 lid 1s C6) Maatregelen die gevolgen van schade door bodemdaling beperken of voorkomen ? voorkomen (n.v.t.) ? beperken (n.v.t.)

Ondertekening Naam Functie

P.J. Murphy General Manager en Algemeen Directeur

Bijlagen Omschrijving

(Geen)

Documents

Unocal Netherlands B.V. Blok Q/1 Nederlands c.p.robscholtemuseum.nl/wp-content/uploads/2018/02/NLOG-Field-Asset-1248... · Unocal Netherlands B.V. Blok Q/1 Nederlands c.p. - 1 - Formulier