Bijlage 6: RHDHV Bijlage 3 NAM - Overkoepelende Risico Analyse Schoonebeek

October 2022

Report: EP202210201607

Nederlandse Aardolie Maatschappij

Overkoepelende Analyse Ondergrondse Risico’s Waterinjectie Schoonebeek Zechstein

This document is the property of Nederlandse Aardolie Maatschappij, and the copyright therein is vested in Nederlandse Aardolie Maatschappij. All rights reserved. Neither the whole nor any part of this document may be disclosed to others or reproduced, stored in a retrieval system, or transmitted in any form by any means (electronic, mechanical, reprographic recording or otherwise) without prior written consent of the copyright owner.

EP Document.Nummer:

EP202210201607

Page 1 of 31

Inhoudsopgave

Samenvatting

4

1

5

2

3

4

5

Introductie 1.1

Geschiedenis van risico analyse voor Zechstein waterinjectie

5

1.2

Rapport indeling

5

1.3

Methodiek

6

1.4

Borging van de risico beheersmaatregelen

6

Invloed water-injectie op reservoir-integriteit

7

2.1

Chemische reacties

7

2.2

Mechanische veranderingen

8

2.3

Temperatuur

8

2.4

Conclusies

8

Vrijkomen van injectiewater als gevolg van zoutoplossing

9

3.1

Top event

9

3.2

Bow-tie analyse

9

3.3

Mogelijke oorzaken en barrières

9

3.4

Mogelijke gevolgen en mitigerende maatregelen

14

3.5

Onafhankelijke expert reviews

17

Geïnduceerde bevingen als gevolg van waterinjectie

18

4.1

Top event

18

4.2

Bow-tie analyse

18

4.3

Mogelijke oorzaken en barrières

18

4.4

Mogelijke gevolgen en mitigerende maatregelen

19

4.5

Onafhankelijke expert reviews

20

Vrijkomen van water als gevolg van verminderde put-integriteit

21

5.1

Top event

21

5.2

Bow-tie analyse

21

5.3

Mogelijke oorzaken en barrières

21

5.4

Mogelijke gevolgen en mitigerende maatregelen

24

6

Conclusies

26

7

Referenties

27

8

Appendices

28

EP Document.Nummer:

EP202210201607

Page 2 of 31

DOCUMENT GESCHIEDENIS Datum October 2022

EP Document.Nummer:

Revisie 0

EP202210201607

Reden concept

Page 3 of 31

Samenvatting In dit rapport wordt een analyse gepresenteerd van de belangrijkste ondergrondse risico’s die geassocieerd zijn met injectie van het water dat wordt meegeproduceerd uit het Schoonebeek olieveld in het gedepleteerde Schoonebeek gasveld. Het betreft hier het risico op het vrijkomen van injectiewater en het risico voor bodembewegingen/-trillingen. Het Schoonebeek gasveld is gelegen in de Zechstein formatie, net zoals bij NAM’s waterinjectie in Twente. Hierdoor kan de kennis van 10 jaar waterinjectie in Twente worden gebruikt in deze analyse. Ten behoeve van de herontwikkeling van het Schoonebeek olieveld is in 2009 een risicoanalyse als onderdeel van de Milieu Effect Rapportage (MER) uitgevoerd. In de MER is aandacht besteed aan het mogelijk oplossen van de afdekkende steenzoutlaag indien deze laag in aanraking zou komen met het injectiewater wat zou kunnen leiden tot het vrijkomen van injectie water en/of bodemdaling. Ook is aandacht besteed aan effecten van bodembewegingen (daling en trillingen) indien water geïnjecteerd wordt. Om hierover aanvullend inzicht te verkrijgen is op verzoek van het Staatstoezicht op de Mijnen (SodM) in 2015 een uitgebreidere set onderzoeken gedaan. SodM heeft vervolgens de onderzoeksrapporten laten beoordelen door internationale experts van de US Geological Survey en de universiteiten van Clausthal en Parijs (ParisTech).

Deze hebben de conclusies van NAM bevestigd. SodM stelt dat er een groot aantal aanwijzingen is dat waterinjectie in de ondergrond van Twente veilig en verantwoord kan gebeuren. Daarnaast heeft TNO in 2016 op verzoek van het Ministerie van Economische Zaken een additionele verificatie uitgevoerd met betrekking tot het risico op zoutoplossing en aardbevingen. TNO kan zich vinden in de onderzoeksresultaten van NAM. Latere gebeurtenissen bij Twente putten ROW-2 (gebroken buitenbuis) en ROW-4 (meet onregelmatigheid die mogelijk wijst op beperkte aantasting van Haliet) hebben niet geleid tot verspreiding van stoffen in de biosfeer of tot enig gevaar voor mens en milieu. Echter, de voorvallen hebben wel geleid tot een actualisatie van deze overkoepelende risico analyse en tot verbeteringen in het monitoring systeem vastgelegd in het Water Injectie Management Plan. Het SodM concludeert in 2022 dat waterinjectie binnen deze randvoorwaarden veilig kan plaatsvinden. Resumerend laat de risicoanalyse zien dat de beheersmaatregelen zoals vastgelegd voor Twente in de vergunning en in het Waterinjectie Management Plan (update 2021) goed werken en dat alle waarborgen voor een veilig en verantwoord opereren van de waterinjectieputten aanwezig zijn.

Op basis van voorgenoemde ervaring in Twente kan preventie van grondwatervervuiling door het in de ondergrond ongecontroleerd vrijkomen van injectiewater alsmede lokale/regionale bodemdaling als gevolg van zoutoplossing op een goede manier preventief geborgd worden. Er zijn verschillende beheersmaatregelen die vroegtijdige detectie van eventuele problemen ten doel hebben en de mogelijkheid van verdere escalatie beogen te minimaliseren. Ook de risicoanalyse rond de effecten van een door waterinjectie geïnduceerde aardbeving laat zien dat de waarborgen voor een veilig en verantwoord opereren van de waterinjectie aanwezig zijn. Een uitgebreide analyse van de belangrijkste parameters die zouden kunnen leiden tot een verhoogd bevingsrisico hebben aangetoond dat dit risico als laag ingeschat wordt. Gedurende de 10 jaar van waterinjectie in Twente is geen enkele beving is geregistreerd. In zuidoost Drenthe zijn voelbare aardbevingen geweest als gevolg van gasproductie. Echter, gedurende meer dan 10 jaar water injectie in de velden Schoonebeek, Coevorden en Dalen zijn geen aardbevingen geregistreerd die gerelateerd kunnen worden aan water injectie. Mocht zich onverhoopt toch een beving voordoen dan zal deze gedetecteerd worden door het seismische monitoring netwerk.

Het seismische risicobeheersplan beschrijft de acties die genomen zullen worden in het onwaarschijnlijke geval van een beving met het doel om effecten te minimaliseren.

EP Document.Nummer:

EP202210201607

Page 4 of 31

1 Introductie Het productiewater dat vrijkomt bij de oliewinning in Schoonebeek en bij de gaswinning in Oost Nederland is geïnjecteerd in de diepe ondergrond in leeg geproduceerde gasvelden in Twente (Tubbergen-Mander, Tubbergen, Rossum-Weerselo) en in zuidoost Drenthe (Coevorden1, Dalen2, Schoonebeek3).

1.1 Geschiedenis van risico analyse voor Zechstein waterinjectie De waterinjectie volumes die geassocieerd gaan met de olieproductie liggen significant hoger dan de gasproductie gerelateerde waterinjectievolumes. Ten behoeve van de herontwikkeling van het Schoonebeek olieveld is een risicoanalyse als onderdeel van de Milieu Effect Rapportage (MER) uitgevoerd. In de MER is aandacht besteed aan twee hoofdrisico’s die betrekking hebben op waterinjectie in de diepe ondergrond: 1. Het mogelijk oplossen van de afdekkende steenzoutlaag indien deze laag in aanraking zou komen met het injectiewater wat zou kunnen leiden tot het vrijkomen van injectie water en/of bodemdaling. Dit wordt behandeld in Hoofdstuk 3. 2. Effecten van bodembewegingen (daling en trillingen) indien water geïnjecteerd wordt. Dit wordt behandeld in Hoofdstuk 4. Om aanvullend inzicht te verkrijgen voor de hoofdrisico’s in de Twente velden is op verzoek van het Staatstoezicht op de Mijnen (SodM) een uitgebreidere set onderzoeken gedaan voor de waterinjectie. Deze onderzoeken zijn in 2015 afgerond (Ref 1-4). SodM heeft vervolgens de rapporten laten beoordelen door internationale experts van de US Geological Survey en de universiteiten van Clausthal en Parijs (ParisTech). Deze hebben de conclusies van NAM bevestigd (Ref 10).

SodM stelt dat er een groot aantal aanwijzingen is dat waterinjectie in de ondergrond van Twente veilig en verantwoord kan gebeuren. Voorts heeft NAM nog 2 studies laten uitvoeren door TNO (Ref 23-24) alsmede in-house studies (Ref 25-26) en is sinds 2018 het Kennisprogramma over de Effecten van Mijnbouw ingesteld door de Minister van Economische Zaken. Het seismische risico wordt vooral bepaald door de depletiefase en niet door de injectiefase. Tegelijk met de publicatie van de expert review heeft SodM aan NAM verzocht om een overzicht te maken, met een integrale risicoanalyse voor de verspreiding van stoffen (Ref 10). Dit heeft in 2015 geleid tot de eerste versie van een overkoepelende analyse van de ondergrondse risico’s geassocieerd met waterinjectie in gedepleteerde Zechstein gasreservoirs. Hierin zijn de resultaten en conclusies van de verschillende onderzoeken samengevat en gecombineerd. Sindsdien is de risicoanalyse meerdere malen geactualiseerd. De kennis die op deze manier is vastgelegd op basis van 10 jaar waterinjectie ervaring in Twente vormt de basis voor de voorliggende risico analyse voor waterinjectie in Schoonebeek Zechstein.

1.2 Rapport indeling De verschillende risico’s worden hoofdstuksgewijs behandeld in dit rapport. Hoofdstuk 2 beschrijft de invloed van water-injectie op de reservoir-integriteit. Dit hoofdstuk behandelt de integriteit van het Zechstein reservoir en de afdekkende anhydriet laag. In Hoofdstuk 3 wordt het risico beschreven van het vrijkomen van injectiewater als gevolg van oplossing van de steenzoutlaag die het reservoir aan de bovenkant afdicht. Hoofdstuk 4 behandelt geïnduceerde bevingen als gevolg van waterinjectie. En in Hoofdstuk 5 wordt het vrijkomen van water als gevolg van verminderde put-integriteit geaddresseerd.

1 Tot 1994 werd geassocieerd water van de gas productie in Oost-Nederland geinjecteerd in het Coevorden Zechstein

reservoir. 2 Van 1996 tot 2012 werd geassocieerd water van de gas productie in Oost-Nederland geinjecteerd in het Dalen Zechstein reservoir. 3 Sinds 2010 wordt geassocieerd water van de gas productie in Oost-Nederland geinjecteerd in het Schoonebeek Zechstein reservoir. EP Document.Nummer:

EP202210201607

Page 5 of 31

1.3 Methodiek Om op een overzichtelijke wijze de risico-analyse te presenteren is gebruik gemaakt van de “bow-tie” methodiek (Figuur 1). Hierbij is een ongewenste gebeurtenis geïdentificeerd (midden), met de mogelijke bedreigingen die de gebeurtenissen kunnen veroorzaken (links) en de mogelijke consequenties van de gebeurtenissen (rechts). De barrières moeten voorkomen dat een bedreiging leidt tot een ongewenste gebeurtenis door middel van preventieve maatregelen (links), en dat de gevolgen van een gebeurtenis zoveel mogelijk beperkt worden door middel van reactieve mitigatie maatregelen (rechts). De bow-tie analyse is in eerste instantie ontwikkeld voor Rossum-Weerselo, Tubbergen en TubbergenMander, maar is evenzogoed toepasbaar op het Schoonebeek gasveld. Daar waar er verschillen zijn tussen de situatie in Twente en bij Schoonebeek is dat aangegeven.

Figuur 1: Bow tie methodiek voor risico analyse

1.4 Borging van de risico beheersmaatregelen Voor risicobeheersing zijn monitoring en inspectie activiteiten van essentieel belang. In het Water Injectie Management Plan worden deze activiteiten vastgelegd en vervolgens geoperationaliseerd. Naar aanleiding van zorgen van omwonenden, berichten in de media en vragen vanuit de politiek, heeft de Minister van Economische Zaken een brief aan de Tweede Kamer gestuurd over de waterinjectie activiteiten in Twente (Ref 6). Daarin bevestigt hij dat zowel op het vlak van injectiewaterlekkage, bevingen en bodemdaling er een uitgebreid en afdoende monitoringsprogramma is geïmplementeerd dat door toezicht van SodM binnen het vergunningskader voldoende waarborgen geeft voor Veiligheid en Milieu. In 2021-2022 heeft NAM de risico’s opnieuw in kaart gebracht, naar aanleiding van de onderzoeken en metingen als gevolg van een scheur in een buitenbuis van een injectieput, en de pekel die achter een buitenbuis is gemeten bij een andere injectieput. Op 26 september 2022 concludeert het SodM (Ref 28) dat er in beide gevallen geen sprake was van schade voor mens en milieu, en dat de NAM de risicobeheersing van de injectie van productiewater in Twente op orde heeft op basis van het aangescherpte monitoringsplan voor Twente en de overkoepelende risico-analyse.

Laatsgenoemde analyse vormt het startpunt voor de voorliggende overkoepelende risico analyse voor Schoonebeek.

EP Document.Nummer:

EP202210201607

Page 6 of 31

2 Invloed water-injectie op reservoir-integriteit Dit hoofdstuk behandelt de manier waarop, en mate waarin water-injectie kan leiden tot veranderingen in het reservoirgesteente en de mogelijke gevolgen van deze veranderingen (invloed op hoofdrisico’s). Hieronder wordt verstaan aantasting door: • • •

Chemische reacties Mechanische veranderingen Temperatuur

Het Zechstein reservoir bestaat hoofdzakelijk uit kalksteen maar bevat ook dunne laagjes anhydriet. Dit hoofdstuk heeft betrekking op de integriteit van het Zechstein reservoir en de afdekkende anhydriet laag. De integriteit van de afdekkende zout lagen (“reservoir containment”) en het risico op verspreiding van stoffen wordt behandeld in hoofdstuk 3.

2.1 Chemische reacties Wanneer het injectiewater of de mijnbouwhulpstoffen daarin, chemisch niet compatibel zijn met het reservoirgesteente of het daarin aanwezige formatiewater, dan kunnen er ongewenste chemische reacties optreden. Dit kan leiden tot het verstopt raken van het reservoir waardoor injectie bemoeilijkt wordt, of –in theorie– tot het oplossen van mineralen waaruit het reservoirgesteente is opgebouwd. In dit hoofdstuk worden de oorzaken en gevolgen van mogelijke geochemische incompatibiliteit weergegeven. Verder wordt er ingegaan op preventieve maatregelen om de kans op incompatibiliteit te verkleinen, alsmede reactieve maatregelen om de mogelijke gevolgen te beperken. NAM heeft een lange ervaring met het injecteren van water in zowel zandsteen als kalksteenformaties en eventuele daarmee geassocieerde geochemische reacties. Tot dusver is het bij de NAM (en de olieindustrie wereldwijd) nog niet voorgekomen dat een reservoir "oplost". De mineralen waaruit de reservoirs bestaan (kalksteen en anhydriet), zijn niet of nauwelijks oplosbaar in het te injecteren water. Aanslagvorming wat kan leiden tot verstopping komt wel voor, en daar richt de risico analyse zich dan ook meestal op (Ref 12).

Het productiewater uit het Schoonebeek olie-veld dat wordt geïnjecteerd in de Zechstein reservoirs heeft een met het Zechstein formatiewater overeenkomstige samenstelling, waardoor er geen gevaar bestaat voor reacties met het Zechstein reservoirgesteente (Ref 12). Ook de pH van het injectiewater is dusdanig hoog dat het Zechstein reservoirgesteente niet zal oplossen. Incompatibiliteit van productiewater met het Zechstein formatiewater zou kunnen leiden tot het neerslaan van onoplosbare zouten. Dit verschijnsel kan plaatsvinden wanneer twee waterstromen worden gemengd en/of verandering van condities zoals bijvoorbeeld pH, druk en/of temperatuur optreedt. Mogelijk gevormde neerslag kan leiden tot verminderde injectiviteit doordat gesteenteporiën verstopt kunnen raken. Doordat deze neerslagvorming gebaseerd is op fysische en chemische eigenschappen, kunnen deze door thermodynamische modellen worden voorspeld. Deze laten zien dat het risico van neerslagvorming in het Zechstein reservoir laag is (Ref 12). Mogelijkerwijs kunnen kleine hoeveelheden bariumsulfaat neergeslagen worden. Dit is te voorkomen door een antibarium-sulfaataanslagvloeistof toe te voegen. Verder zijn de in het injectiewater voorkomende mijnbouwhulpstoffen onderzocht met betrekking tot chemische interactie met het Zechstein reservoirgesteente en formatiewater (Ref 12).

De mijnbouwhulpstoffen zijn commercieel ontwikkeld, waarbij alleen de leverancier de precieze samenstelling kent. Hoewel NAM de precieze samenstelling niet kent zijn in het algemeen de werkzame bestanddelen wel bekend en deze verschillen vaak weinig tussen de producten van verschillende leveranciers. Aan de hand van risico-kaarten beschrijft de leverancier verder de veiligheidsaspecten. Dit is volgens wettelijke voorschriften, waarbij SodM toezicht en controle houdt. Daarbij krijgt SodM inzage in additionele gegevens van de leverancier. Het is zodoende niet mogelijk voor de NAM om de precieze samenstelling van de mijnbouwhulpstoffen te benoemen, maar wel de mate waarin de stoffen gevaarlijk of schadelijk kunnen zijn. De mijnbouwhulpstoffen zijn in de toegepaste concentraties compatibel met het Zechstein reservoirgesteente en formatiewater. De meeste mijnbouwhulpstoffen zijn niet reactief. Ze hechten zich bijvoorbeeld aan materialen en zorgen zodoende voor een beschermende laag. De H2S binder is wel EP Document.Nummer:

EP202210201607

Page 7 of 31

reactief met H2S, maar de reactie producten die in het injectiewater voorkomen zijn niet reactief. De zuurstof binder kan aanslag vormen met componenten in het formatiewater, maar de hoeveelheden zijn dusdanig klein dat het verwachte effect verwaarloosbaar is. De mijnbouwhulpstoffen hebben geen impact op het Zechstein reservoirgesteente zoals oplossing of chemische reacties met mineralen. Degradatie van mijnbouwhulpstoffen wordt niet verwacht, want dat zou tevens de functionaliteit van de stoffen verminderen, wat aan het licht zou zijn gekomen in het chemicaliën selectieproces. Mochten er toch onverwachte reacties plaatsvinden, dan zal dat merkbaar zijn door veranderingen in de injectiviteit. Het verstopt raken van poriën zal gepaard gaan met toenemende injectiedruk. Injectiedrukken moeten regelmatig geëvalueerd worden, conform het waterinjectie management plan (sectie 1.4). Op basis daarvan kan de dosering van aanslagremmer aangepast worden. Indien de injectie druk onverwacht zo hoog oploopt dat de mechanische integriteit van de afdekkende lagen in het geding komt, dan zal vanuit de controlekamer de injectie stopgezet worden. In het onwaarschijnlijke geval dat er niet ingegrepen wordt, zal een beveiliging in het pompsysteem ervoor zorgen dat de pomp automatisch afslaat mocht de maximale injectiedruk overschreden worden (zie ook hoofdstuk 3, 4, en 5).

2.2 Mechanische veranderingen Bij waterinjectie kan de injectiviteit van een reservoir worden verbeterd door een hogere injectiedruk toe te passen, waarmee scheuren in het reservoir ontstaan. Dankzij de scheuren kan het water beter het reservoir instromen. Deze manier van werken wordt aangeduid als injectie onder “fracture conditions”. In de Schoonebeek waterinjectie-vergunningsaanvraag wordt voorzien in de mogelijkheid om met deze methode water te injecteren. Echter, de ervaring in Twente leert dat op die plekken waar in het verleden een hoge gasproductie capaciteit is gezien, het reservoir ook snel water kan opnemen door de scheuren die van nature al aanwezig zijn in het Zechstein kalksteen reservoir (Ref 7). Het is de verwachting dat injectie onder fracture-condities in de Zechstein kalksteen reservoirs niet nodig zal zijn. Mocht injectie onder fracture conditions toch plaatsvinden, dan moet de scheurvorming beperkt blijven tot de kalksteen. De onder- en bovenliggende anhydriet en zoutlagen hebben een hogere minimale horizontale spanning, waardoor scheurvorming daar alleen kan optreden bij een nog hogere druk. Om de integriteit van de afsluitende lagen te garanderen is daarom een druklimiet gesteld op de injectiepompen (zie hoofdstuk 3 en 5). Tevens wordt niet geïnjecteerd in of dichtbij breuken om het risico op aardbevingen te minimaliseren (zie hoofdstuk 4).

2.3 Temperatuur Het is een bekend gegeven in de literatuur, dat injecteren van koud water in warme reservoirs kan leiden tot thermische scheuren van het reservoirgesteente. Injectie onder “fracture-condities” zoals hierboven beschreven kan mogelijk plaatsvinden op een lagere injectiedruk dan normaal verwacht zou worden. Zoals boven beschreven wordt in de Schoonebeek waterinjectie vergunningsaanvraag voorzien in de mogelijkheid om met deze methode water te injecteren. De bijbehorende beheersmaatregelen zoals die in Twente geïmplementeerd zijn worden ook bij Schoonebeek geïmplementeerd.

2.4 Conclusies Aantasting van het reservoir en afdichtende anhydriet door chemische reacties wordt niet verwacht. Mogelijk kunnen er (thermische) scheuren in het reservoirgesteente ontstaan tijdens injectie (injectie onder fracture conditions). In de waterinjectie-vergunningen wordt voorzien in deze mogelijkheid. Mechanische veranderingen in de afdichtende anhydriet lagen worden voorkomen door het opleggen van een injectiedruk limiet.

EP Document.Nummer:

EP202210201607

Page 8 of 31

3 Vrijkomen van injectiewater als gevolg van zoutoplossing 3.1 Top event Het injectie reservoir bestaat uit kalksteen. Daar overheen ligt een laag ondoordringbaar anhydriet, gevolgd door een pakket ondoordringbaar steenzout (haliet). Daarna volgt nog zo’n 3000 meter aan klei en zandsteen pakketten. De anhydriet laag en het steenzout vormen de afdichtende laag die gedurende miljoenen jaren het gas tegengehouden hebben. Deze afdichtende lagen zorgen er ook voor dat het injectiewater goed opgeborgen blijft en niet naar boven kan komen. LOSS OF CONTAINMENT due to salt dissolution

Het oplossen van de afdichtende steenzout laag is een risico dat zou kunnen leiden tot de verspreiding van het injectiewater, in het uiterste geval tot in het grondwater binnen de biosfeer (zone tot maximaal 500 meter diepte). Daarnaast bestaat de zorg dat het oplossen van zout zou kunnen leiden tot cavernes, welke uit zouden kunnen groeien tot sinkholes aan het oppervlak. Dergelijke cavernes zouden ook een ontsnappingsroute bieden voor het nog in het reservoir aanwezige gas. Zout-concentratie Het injectiewater is zout, maar niet verzadigd met zout. Volledig met zout verzadigd water heeft een zoutgehalte van ongeveer 300 g/l. Het zoutgehalte van het injectiewater is veel lager. Het injectiewater is afkomstig uit Schoonebeek waar het als productiewater vrijkomt bij de oliewinning. In Schoonebeek wordt stoom geïnjecteerd om de stroperige olie te verwarmen en zo de winning te bevorderen. De stoom condenseert in het olie reservoir waar het zich mengt met het aanwezige zoute formatiewater. Dit watermengsel komt mee naar boven met de oliewinning als productiewater. Doordat er steeds meer gecondenseerd stoom bij komt, neemt het zoutgehalte van het productiewater in de loop der tijd af. Het zoutgehalte was bij aanvang ongeveer 90 g/l. In 2015 was het water ongeveer even zout als zeewater (ongeveer 34 g/l). De verwachting is dat het zoutgehalte verder zal afnemen naar ongeveer 10 g/l.

Het Schoonebeek productiewater wordt in de kalksteen reservoirs geïnjecteerd. Het zoutgehalte van het injectiewater is bepalend voor het vermogen van het water om zout op te lossen. In de modelleringen (Ref 1) is de conservatieve aanname gedaan dat het injectiewater altijd een zoutgehalte heeft van 1 g/l. Derhalve is de afname van het zoutgehalte en de toenemende capaciteit van het injectiewater om zout op te lossen al meegenomen in de analyse.

3.2 Bow-tie analyse Appendix 1 laat een bow-tie analyse zien van de mogelijke oorzaken en gevolgen die op zouden kunnen treden mocht oplossing van steenzout plaatsvinden. Daarnaast zijn de barrières en beschermende maatregelen genoemd die zowel in het voortraject (voor aanvang van waterinjectie) als ook naderhand genomen zijn dan wel uitgevoerd zouden kunnen worden mocht lekkage geconstateerd worden. De mogelijke dreigingen linksboven in de bow-tie analyse zijn geassocieerd met mogelijke oplossing van zout ter hoogte van het reservoir, direct bij de injectieputten. De mogelijke dreigingen linksonder zijn geassocieerd met mogelijke oplossing van zout in het reservoir ver bij de injectieput vandaan. De bow-tie analyse is primair ontwikkeld voor de velden in Twente (Rossum-Weerselo, Tubbergen en Tubbergen-Mander) maar is evenzogoed van toepassing op het Schoonebeek gasveld. Daar waar er verschillen zijn tussen de situatie in Twente en in Schoonebeek is dat aangegeven.

3.3 Mogelijke oorzaken en barrières Op basis van uitgebreide modelleringen is aangetoond dat zoutoplossing alleen waarschijnlijk is als tegelijkertijd aan twee zeer specifieke condities voldaan wordt (Ref 1): 1. het injectiewater moet in direct contact kunnen komen met het steenzout 2. het injectiewater moet in voldoende mate langs het steenzout kunnen doorstromen om steeds weer “vers” (niet zout verzadigd) water aan te voeren. Uit een beschouwing van de putten, waarin het water wordt geïnjecteerd, in samenhang met de geologie van de injectiereservoirs (carbonaatlagen) en afdichtende lagen (anhydriet en steenzout lagen) in de EP Document.Nummer:

EP202210201607

Page 9 of 31

diepe ondergrond (Ref 1, 2), zijn slechts een paar scenario’s geïdentificeerd, waarbij in theorie injectiewater langs het zout zou kunnen stromen: 1. Langs de put 2. Dichtbij de put 3. In het veld Deze scenario’s zijn in de onderstaande paragrafen uitgewerkt.

3.3.1 Risico van zoutoplossing langs de put Dit risico is te vinden linksboven in de bow-tie (‘at the wellbore’) in Appendix 1. Threat: fresh water can contact Halite via hole in the liner below the production packer Threat: from perforations fresh water can reach Halite via a flowpath (i.e. crack in cement) behind production liner

Direct rondom een put zou injectiewater dat op diepte van de carbonaatlaag (C) wordt geïnjecteerd via mogelijke scheurtjes in het cement (als deze van een slechte kwaliteit is) rondom de verbuizing naar de onder- of bovenliggende steenzoutlaag (H) kunnen stromen. Daarnaast kan het injectiewater ook in contact komen met het zout als er een lek in de ondergrondse verbuizing is ontstaan (zie Figuur 2). Elk afzonderlijk kunnen deze situaties niet tot grootschalige zoutoplossing leiden, omdat het niet verzadigde injectiewater niet rond kan stromen. Het water raakt daardoor snel verzadigd en kan niet nog meer zout oplossen. Slechts een combinatie van deze twee situaties kan een continu stromingspad opleveren wat mogelijk wel tot aantasting van de zoutlaag zou kunnen leiden.

Figuur 2: Schematische weergave van een theoretisch scenario waarbij dichtbij de put injectie water in contact zou kunnen komen met het Steenzout of Haliet (H): via injectie in het Carbonaat (C), waarna het via mogelijke scheurtjes (blauwe lijntjes) in slechte kwaliteit cement rondom de verbuizing langs de Anhydrietlaag (A) en het Haliet stroomt, dan wel via een lek in de verbuizing op diepte van het Haliet (rode spitse punten in laag H), waarna het weglekt naar het Carbonaat

Barrier: CO2 corrosion is prevented by using corrosion inhibitor. Oxygen corrosion can be prevented by avoiding the introduction of oxygen upstream and (if required) using oxygen scavenger and injection valves.

De putverbuizing onder de productiepacker wordt beschermd tegen corrosie door toediening van anti corrosiemiddelen zoals corrosion inhibitor (tegen CO2 corrosie) en indien noodzakelijk zuurstofbinder. Barrier: Water will follow the path of least resistance. As long as the perforations are open and accessible (injection pressure monitoring), it is unlikely that water will choose a path through/along the halite

Zelfs in het slechts denkbare geval waarin er een lek in de verbuizing is, gecombineerd met scheurtjes in het cement, dan zal het water het pad van de minste weerstand kiezen: de perforaties. Zolang deze toegankelijk zijn zal nagenoeg al het water via de perforaties stromen, waardoor eventuele zout oplossing beperkt wordt.

EP Document.Nummer:

EP202210201607

Page 10 of 31

Barrier: perform regular inspection logging to verify appropriate integrity status of production liner and cement Barrier: good cement bonding across entire reservoir will prevent flow-past scenario. Water will stop at Halite

Aanvullende beschermende maatregelen zijn een goede en regelmatige inspectie van de injectieputten zelf. Deze inspectie is gericht op zowel de kwaliteit van de verbuizingen in de put, als ook de kwaliteit van de cementlaag waarmee de verbuizing is vastgezet in het gesteente. In Twente zijn dergelijke inspecties (calliper, PNL en eventueel temperatuur, PLT en CBL logs) een integraal onderdeel van het Waterinjectie Management Plan voor de injectievelden (Ref 14). De resultaten van de inspectieprogramma’s moeten op 6-jaarlijkse basis gedeeld worden met het bevoegd gezag en de toezichthouder SodM (Ref 16). In geval van bijzonderheden dienen deze onverwijld gemeld te worden en worden deze ook weergegeven in de jaarlijkse waterinjectie rapportage. Voor de waterinjectie bij Schoonebeek zal een soortgelijk Waterinjectie Management Plan geïmplementeerd worden. De ROW-2 en ROW-4 gebeurtenissen hebben geleid tot een intensivering van het logging programma met betere tools en een hogere logging frequentie. Voortaan zal NAM jaarlijks een PNL log runnen conform het geactualiseerde Water Injectie Management Plan. In 2021 heeft NAM een aantal extra metingen in de operationele putten (ROW-4, 5 en 7) laten uitvoeren. Om een beeld te krijgen van de gesteentelagen zijn bij wijze van experiment Pulse Neutron Logs (PNL) gebruikt.

Deze meettechniek wordt doorgaans gebruikt om olie- of gas-saturatie te meten in een reservoir. Het idee was om deze te testen voor de detectie van eventuele waterhoudende ruimtes in het haliet achter de casing. In de putten ROW-5 en ROW-7A is geen indicatie gevonden van waterhoudende ruimtes in het haliet. Echter, bij put ROW-4 is in de Zechstein 2 Haliet over een lengte van ca 3 meter een afwijkende uitslag aangetroffen. Ook wijkt de CBL log van 2021 bij dit interval af van de CBL log uit 2013. Deze observaties worden gerelateerd aan het ontstaan van een waterhoudende ruimte achter de casing (Ref 27, ter beoordeling ingediend bij de toezichthouder). ROW-4 is uit voorzorg buiten gebruik genomen. Een mogelijke oorzaak voor de aantasting van haliet die is aangetroffen achter de verbuizing bij ROW4 kan liggen in het starten/stoppen van injectie (door bijvoorbeeld onderhoudswerkzaamheden). Hierdoor ondergaat een put thermische cycli: afkoeling door het koude injectiewater, opwarming tijdens stops. Hoewel dit kleine effecten zijn is het op termijn niet uit te sluiten dat de cement bond wordt aangetast, of dat er barstjes in het cement ontstaan. Hierdoor kan een micro-annulus ontstaan achter de casing, waardoor er injectiewater (laag zout gehalte) in aanraking kan komen met de haliet. Zie Figuur 3. Tijdens injectie wordt het injectiewater een micro-annulus ingeperst (1).

Bij een injectie stop zakt het water onder invloed van zwaartekracht weg uit de near-wellbore area, naar lager gelegen delen van het reservoir (2). Het water draineert uit de micro-annulus. Omdat het onverzadigde injectiewater niet continue rond kan stromen leidt dit mechanisme niet tot grootschalige zoutoplossing.

Figuur 3: Tijdens injectie wordt het injectiewater een micro-annulus ingeperst (1). Bij een injectie stop zakt het water onder invloed van zwaartekracht weg uit de near-wellbore area, naar lager gelegen delen van het reservoir (2). Het water draineert uit de micro-annulus. EP Document.Nummer:

EP202210201607

Page 11 of 31

Door het vergelijken van periodieke PNL logs kan worden geobserveerd of er veranderingen optreden in het haliet achter de casing. Bij het vaststellen van integriteitsverlies is de put niet langer geschikt voor injectie en kan deze worden geabandonneerd. Deze PNL monitoring is inmiddels opgenomen in het geactualiseerde Water Injectie Management Plan (Ref 14). Er is ook een alternatieve verklaring voor de observaties in ROW-4. Mogelijk vindt cross-flow plaats tussen de twee injectie reservoirs via een micro-annulus als gevolg van een dynamisch drukverschil tijdens injectie. Het bestaan van een dergelijke micro annulus is niet uit te sluiten. Het debiet zal echter zeer laag zijn waardoor eventuele zout oplossing beperkt wordt (de observaties zijn te verklaren met minder dan 1 liter per dag). Ook dit mechanisme kan bijtijds gedetecteerd worden door het vergelijken van periodieke PNL logs. Dit mechanisme is minder relevant voor waterinjectie in het Schoonebeek gasveld. In het Schoonebeek gasveld bevindt zich namelijk slechts één injectie reservoir waardoor er geen sprake kan zijn van cross flow tussen twee injectie reservoirs.

Threat: fresh water reaches Halite via induced fracture near wellbore Barrier: strong Anhydrite layer is present between Halite and ZeZ-Carbonates that is well correlatable across the injection reservoirs (Ref 2) Barrier: surface injection pressure limit prevents that fracture pressure in Anhydrite is reached Barrier: Carbonate is naturally fractured and due to depletion these fractures are filled with water at relative low pressure compared to fracturing pressure of Anhydrite (Ref 2) Barrier: Carbonate contains a natural fracture network that results in a high leak-off rate when a fracture in the carbonate reaches the Anhydrite preventing frac growth into it (Ref 7)

De vorming van hydraulisch geïnduceerde fractures in het Anhydriet is bijzonder onwaarschijnlijk omdat het natuurlijke fracture netwerk in het carbonaat reservoir onder een relatief lage druk staat en zeer gemakkelijk water opneemt en afvoert. Continue monitoring van de injectiedruk is daarom van belang om zeker te stellen dat de perforaties open zijn. De injectiedruk wordt continu gemonitord op de injectiepompen (Ref 5). Deze zijn uitgerust met een druk begrenzing, waardoor de druk niet hoger kan worden dan scheurvormingsdruk in de afdichtende lagen. Hierdoor wordt de kans op mogelijke scheurvorming in de onder en bovenliggende afdichtende anhydrietlagen sterk gereduceerd. Bovendien wordt ervoor gezorgd dat de gemiddelde druk in het reservoir niet boven de oorspronkelijke reservoirdruk uitkomt (Ref 5, 7 en 16). Indien de druk sterk afwijkt van de verwachte druk zullen de modellen geëvalueerd worden, met name m.b.t. de validiteit van onderliggende gegevens en aannames over put configuratie, reservoir eigenschappen en reservoir dimensies.

3.3.2 Risico van zoutoplossing dicht bij de put Dit risico is verder uitgewerkt links midden in de bow-tie in Appendix 1. Threat: fresh water reaches Halite via natural fracture network in ZeZ's Barrier: above and below each ZeZ-Carbonate an 2-38 m thick unfracced Anhydrite layer is present that prevents contact between the Halite and the Carbonate

Aan de boven- en onderkant van het carbonaat reservoir kan het injectiewater niet in contact komen met het haliet. Op basis van vele boorputgegevens kan worden aangetoond dat de lege carbonaat gasreservoirs in Twente overal zowel aan de boven- als onderzijde gescheiden worden van het steenzout door een onoplosbare anhydrietlaag (Ref 2). In zuidoost Drenthe zijn deze anhydrietlagen ook overal aanwezig, maar er bevindt zich geen steenzout onder het reservoir. De bovenste anhydrietlaag vormt een perfecte afsluiting (barrière) die er ook gedurende vele miljoenen jaren voor gezorgd heeft dat het gas in deze reservoirs opgesloten is gebleven. Als er in het gesteente geen breuken aanwezig zijn, dan kan op afstand van de put door de aanwezigheid van onoplosbare anhydrietlagen tussen het carbonaat en het steenzout geen contact ontstaan tussen het injectiewater en het steenzout.

Threat: fresh water flows via natural fracture network into juxtaposed Halite and flows away from it via another fracture network Barrier: the further away from the well, the lower the water velocity and, hence, speed of salt dissolution

EP Document.Nummer:

EP202210201607

Page 12 of 31

Alleen in de buurt van breuken is een situatie mogelijk waarbij het injectiewater in contact zou kunnen komen met het steenzout (zie Figuur 4) doordat de verschillende lagen aan weerszijde van en langs de breuk in diepte zijn verschoven. Om stroming van injectiewater langs breuken te beperken dient er voldoende afstand te zijn tussen injectieputten en breuken. Gedetailleerde simulatie modellen (Ref 1) laten zien dat met een injectiesnelheid van 2500 m3/d gedurende 20 jaar (cumulatief geïnjecteerd volume van 15 mln m3) een afstand van 140 meter tussen put en breuk voldoende is om het risico van zout oplossing langs breuken te beperken. Wanneer het injectiewater in het reservoir komt, mengt het zich met het reeds aanwezige zeer zoute formatiewater. Hoe verder bij de put vandaan, hoe hoger het zout gehalte en hoe lager het vermogen van het water om zout op te lossen. Wanneer het water bij de put wegstroomt, neemt tevens de stromingssnelheid af. Dit leidt ook tot een afname van de snelheid waarmee zout langs een breuk eventueel op zou kunnen lossen.

Figuur 4: Als de carbonaat laag (C) op afstand van de put door verschuiving langs de breuk in diepte overlapt met het haliet (H) zou injectiewater in direct contact met het Haliet kunnen komen NB: in zuidoost Drenthe bevindt er zich geen haliet onder het reservoir Barrier: near the halite, the natural fractures are filled with salt, delaying contact with the juxtaposed halite

In de buurt van breuken zijn de natuurlijk voorkomende scheuren in het kalksteen reservoir gevuld met zout (Ref 2). Hierdoor wordt het contact van het injectiewater met de Zechstein haliet formatie sterk vertraagd. Barrier: Each well is connected to extensive ZeZ-Carbonate fractured network. Resulting pressure build-up when water reaches a juxtaposed Halite will cause the water to disappear into another connected network

Zelfs wanneer er direct contact zou zijn tussen het injectiewater in het zout, dan nog zou het water het pad van de minste weerstand kiezen: de van nature voorkomende open scheuren in het kalksteen reservoir. Barrier in Twente: low kv/kh inside ZeZ-Carbonate slows salt dissolution as salt saturated water can only move away from juxtaposed Halite in a horizontal direction (Ref 1 and 2)

Door de lagere effectieve verticale permeabiliteit in het Twente carbonaat reservoir kan water dat in contact is geweest met haliet alleen in horizontale richting wegstromen. Deze additionele factor zorgt voor een verdere reductie van de snelheid waarmee zout opgelost kan worden. Barrier Drenthe: as there is no halite below the reservoir this mechanism does not play a role in downthrown fault juxtapositions (Ref 11 Ch 11.1)

In het Schoonebeek gasveld bevindt het zout zich uitsluitend boven het reservoir en niet onder het reservoir. Daarmee is het risico op zout oplossing bij breuken lager dan in Twente.

3.3.3 Risico van zoutoplossing in het veld Dit risico is verder uitgewerkt linksonder in de bow-tie van Appendix 1.

EP Document.Nummer:

EP202210201607

Page 13 of 31

Threat: cross-flow ZeZ2C/ZeZ3C allows fresh water to run past ZeZ2H Barrier in Drenthe: As there is no ZeZ3C there is no risk of cross flow from ZeZ2C to ZeZ3C (Ref 11 Ch 11.1)

In het Schoonebeek gasveld speelt het cross flow scenario geen rol omdat er slechts één injectie reservoir aanwezig is. Threat: fresh water flows via fracture network across bottom of ZeZ-carbonate into juxtaposed ZeZ-carbonate and flows away from it via same fracture network Barrier in Drenthe: As there is no ZeZ3C there is no risk of cross flow from ZeZ2C to ZeZ3C (Ref 11 Ch 11.1)

In het Schoonebeek gasveld speelt geldt dit scenario niet voor het Schoonebeek gasveld omdat zich daar geen haliet onder het carbonaat reservoir bevindt. Threat: water assembles in flanks of reservoir where over time a convection cell is set up dissolving overlying juxtaposed Halite. Consequently, saline water flows downward and fresh water rises Barrier: convection can only start when sufficient juxtaposed halite has dissolved through diffusion, which is a very slow process (tens of thousands of years)

Na verloop van tijd is het injectie reservoir vol. Dit kan enkele jaren tot enkele tientallen jaren duren. Daarna worden de putten opgeruimd en stopt de stroming in het reservoir. De primaire barrière tussen het opgeslagen injectiewater en het haliet is de tussenliggende onoplosbare anhydriet laag. Indien er toch ergens contact is tussen het stilstaande injectiewater en het haliet (bijvoorbeeld bij een breuk), dan kan dit haliet in eerste instantie alleen oplossen door diffusie, wat een zeer traag proces is. Model berekeningen laten zien dat het tienduizenden jaren duurt voordat er voldoende haliet opgelost kan zijn om een convectie stroom op gang te brengen (Ref 1) die tot verdere oplossing zou kunnen leiden. Barrier Twente: low kv/kh in rock matrix and in faults significantly slows convection

In Twente zijn de eigenschappen van het reservoir zodanig dat water makkelijk horizontaal door de lagen kan stromen, maar slechts heel moeilijk en langzaam verticaal kan stromen. Dit komt primair door de aanwezigheid van afdichtende horizontale anhydriet laagjes in het kalksteen reservoir zelf (Ref 2). De beperkte verticale stroming maakt dat verdere oplossing door convectie, als het al op zou kunnen treden, ook zeer langzaam verloopt, in de orde van duizenden tot tienduizenden jaren (Ref 1). Barrier: if present, the remaining reservoir gas will accumulate at top reservoir preventing contact of fresh water with Halite

Na injectie zal het nog in het reservoir aanwezige gas migreren naar de top van het reservoir terwijl het water naar beneden zakt. Mocht er toch lokaal contact zijn tussen het reservoir en het haliet daar boven, dan kan het gas een barrière vormen tussen het injectiewater en het haliet. Hierdoor wordt zout oplossing op de hoger gelegen delen van het injectie reservoir bemoeilijkt. Dit mechanisme zorgt er tevens voor dat ontsnapping van gas naar hoger gelegen lagen als gevolg van zout oplossing fysisch onrealistisch wordt geacht. Barrier: Injected water will be distributed effectively across the fractured Carbonate such that only a small amount of water is present to form a convection cell

Als convectie toch op gang zou komen, dan wordt verwacht dat het een lokaal fenomeen is, bijvoorbeeld bij een breuk. In de directe omgeving van zo’n breuk is de hoeveelheid water beperkt. Het is zeer onwaarschijnlijk dat een significante hoeveelheid zout zal oplossen binnen een relevante tijdschaal ten gevolge van waterinjectie in de Zechstein kalksteen reservoirs.

3.4 Mogelijke gevolgen en mitigerende maatregelen Verschillende risicoscenario’s zijn beschreven, waaronder het scenario dat tijdens de waterinjectie lekkage plaatsvindt vanuit de injectieput (zie ook hoofdstuk 5) of vanuit het reservoir in de directe omgeving van de injectieput (dit hoofdstuk). De conclusie daarbij is dat migratie van injectiewater via of nabij de put als scenario niet geheel ondenkbaar is. In de navolgende paragrafen is dit verder uitgewerkt. Hierbij is gekeken naar een drietal mogelijke gevolgen: 1. Verspreiding van stoffen resulterend in grondwatervervuiling 2. Ontsnapping van gas naar het maaiveld 3. Sterke lokale bodemdaling in de vorm van sinkholes EP Document.Nummer:

EP202210201607

Page 14 of 31

Daarnaast zijn scenario’s bekeken waarbij zoutoplossing plaats zou kunnen vinden in het veld ver bij de injectieputten vandaan. Het is zeer onwaarschijnlijk dat daar een grote hoeveelheid zout zal oplossen binnen een relevante tijdschaal. Om de mogelijke gevolgen in het geval van extreme zoutoplossing te testen zijn modelberekeningen verricht aan een van de Twente reservoirs (Tubbergen) waarbij aangenomen is dat overal het Carbonaat reservoir direct in contact staat met het steenzout zodat een maximale (niet realistische) zoutoplossings situatie nagebootst wordt (Ref 3). Die studies laten zien dat in het meest extreme geval op een termijn van duizenden jaren zoutoplossing zou kunnen optreden. Hierbij wordt minder dan 1% van het totale volume van de zoutlaag boven het reservoir opgelost, wat inhoudt dat zelfs in dit extreme scenario de integriteit van de afdekkende zoutlaag gegarandeerd blijft. De studie laat ook zien dat deze bodemdaling zich zal manifesteren aan het oppervlak als een geleidelijke komvormige verzakking met een diameter van ongeveer 5 kilometer die op zijn diepste punt een diepte heeft van ca. 12-14 cm. Er is geen sprake van lokale verzakkingen. Gezien de zeer lange tijdsduur (duizenden jaren) en de relatief beperkte effecten is dit scenario niet verder uitgewerkt.

3.4.1 Verspreiding van stoffen Mitigation: small cavities formed by salt dissolution are quickly filled by salt creep. Salt is derived from a wider area, so that the halite seal remains in intact

Op de diepte van de injectiereservoirs is het steenzout plastisch. De druk in het plastische zout is altijd hoger dan de druk in het injectiewater. Indien er ondanks alles toch holten in het zout ontstaan bij of nabij een injectieput, dan zullen deze weer gevuld worden door zout kruip, waarbij zout toestroomt vanuit de wijde omgeving. De eventueel gevormde holte wordt dus weer ‘dichtgedrukt’, waardoor zich geen grote holte kan vormen. De vorming van cavernes of sinkholes aan het oppervlak wordt door dit verschijnsel fysisch onrealistisch geacht (Ref 15). Hierdoor worden geen lokale verzakkingen verwacht en blijft de afdekkende werking van het zout intact. Dit effect is relatief sterk in het Schoonebeek gasveld omdat de snelheid van zout kruip hoger is op grotere diepte (en gerelateerde hogere temperatuur). Mitigation: Perform PNL logging to establish whether salt dissolution behind liner is occurring. Straddle poor liner sections and/or perform cement squeezes. If required, shut in and abandon the well

Door regelmatige inspectie van de putten kan zout oplossing langs een put gedetecteerd worden, en kan bijtijds ingegrepen worden. Bijvoorbeeld door reparatie of abandonering van de injectieput. Voor de detectie van zout-oplossing op enige afstand van putten is geen directe monitoring methode beschikbaar. Sampling van formatiewater ter kalibratie van zout-oplossing modellen is soms gesuggereerd als mogelijkheid. Echter, het mengproces van het relatief zoete injectiewater met het zoute formatiewater en de resulterende drie dimensionale verdeling van zoutconcentraties is bijzonder complex en moeilijk voorspelbaar. Derhalve kunnen aan een beperkt aantal metingen van de actuele zout-concentratie in het reservoir geen conclusies verbonden worden over de validiteit van scenario’s en modellen. Mitigation: average reservoir pressure is kept below hydrostatic during most of the injection period. In case the halite seal is breached, leakage will be in the opposite direction. i.e. from the overburden into the reservoir.

De gemiddelde druk in het reservoir blijft ten alle tijden onder de oorspronkelijke druk en gedurende bijna de gehele injectieperiode ook beneden de hydrostatische druk. In het onwaarschijnlijke geval dat de afdekkende haliet-laag toch doorbroken wordt, zal in de meeste gevallen lekkage in omgekeerde richting plaatsvinden: van de hoger gelegen hydrostatische zandsteen lagen naar het onder lagere druk staande kalksteen injectie reservoir. Mitigation: a thick package of claystones in the Lower Triassic/Bunter formation above the Zechstein halite formation is secondary seal that prevents upward migration into the biosphere

Indien de druk in het gelekte injectiewater toch hydrostatisch of hoger zou zijn, dan vormen de hoger gelegen kleisteen lagen van het onder Trias (Bunter formatie) een bewezen afdekkende laag van duizenden meters tussen het injectiewater (~3000m diep) en de biosfeer (<500m diep). Deze en de hierop volgende barrières gelden ook voor eventuele lekkage door de verbuizing van putten (zie hoofdstuk 5).

EP Document.Nummer:

EP202210201607

Page 15 of 31

Mitigation: laterally extensive sandstone layers between the Lower Triassic/Bunter claystone will accommodate water, thereby relieving overpressure and removing the mechanism behind further upward migration. Mitigation: additional claystone layers in the Triassic, Jurassic, and Cretaceous provide barriers against injection water migration into fresh groundwater bearing layers

Zelfs als een of enkele van deze kleilagen door onverwacht hoge druk doorbroken zouden worden, dan kan het water opgevangen worden in de lateraal uitgestrekte zandsteen lagen in de Bunter formation, waarmee de druk afneemt en de kans op verdere doorbraak naar hoger gelegen lagen ook afneemt. Ook in de bovenste 500 meter (biosfeer) komen veel afdekkende klei/kleisteen lagen voor. Consequence: loss of containment resulting in widespread contamination of groundwater or drinkwater

Mocht er ondank alles toch injectiewater in het grondwater terecht komen dan moet met het volgende rekening worden gehouden: • Het productiewater komt vanuit een hogere druk in een gebied met lagere druk, waardoor stoffen in de gasfase kunnen vrijkomen en een emissie veroorzaken van mogelijk brandbare gassen en ook van broeikasgassen • Er zitten afbreekbare componenten in, zoals aromatische koolwaterstoffen en minerale olie. Dit afbreken zal niet plaatsvinden op grote diepte, door het ontbreken van zuurstof en nutriënten, maar wel als het productiewater naar de oppervlakte komt waar het grondwater zuurstofrijker is. Het kan ook worden gestimuleerd door middel van het toedienen van nutriënten en zuurstof. • De stoffen zoals aromatische koolwaterstoffen en minerale olie zijn gevaarlijk voor mens, dier en plant. Zout heeft invloed op micro-organismen en planten. • Tevens kunnen in het productiewater toegevoegde stoffen aanwezig zijn die niet of nauwelijks afbreken, zoals inhibitors. Voor deze stoffen dient een specifieke inventarisatie te worden uitgevoerd. Mitigation: Groundwater velocity is very low, usually a few meters per year Mitigation: groundwater monitoring is performed around all well locations so that contamination is detected in a timely manner

De verontreiniging kan zich zowel horizontaal als verticaal verplaatsen. Dit is mede afhankelijk van eventuele onttrekkingen in de omgeving en het volume water dat vrijkomt. Grondwaterstroming is relatief traag, in de regel een paar meter per jaar. Lokaal zijn hogere snelheden wel mogelijk. De verspreiding zal zodoende pas na een aantal jaren wat grotere afmetingen hebben. Hoe sneller de verontreiniging wordt ontdekt, des te effectiever kan de verontreiniging worden gesaneerd. In de omgeving van iedere putlocatie staan peilbuizen waar het grondwater gemonitord wordt. Indien een verontreiniging gevonden wordt, kan sanering plaatsvinden. Mitigation: Remediation can take place by extracting groundwater and reinjection after treatment

Sanering van een diepe grondwaterverontreiniging bestaat er over het algemeen uit dat het water uit de omgeving wordt onttrokken. Afhankelijk van de kwetsbaarheid van de omgeving voor verlaging van stijghoogten, kan dit in combinatie met retourbemaling worden uitgevoerd.

3.4.2 Ontsnapping van gas en bodemdaling Consequence: loss of containment resulting in gas release to surface Consequence: significant localized subsidence due to sinkholes, leading to damage to buildings, infrastructure or environment

Naast het risico op verontreiniging van grondwater bestaat de zorg dat het oplossen van zout zou kunnen leiden tot cavernes, welke uit zouden kunnen groeien tot sinkholes aan het oppervlak. Dergelijke cavernes zouden ook een ontsnappingsroute bieden voor het nog in het reservoir aanwezige gas. De vorming van cavernes of sinkholes aan het oppervlak is bijzonder onwaarschijnlijk en wordt door TNO fysisch onrealistisch geacht (Ref 15). Desondanks is het scenario onder verder uitgewerkt. Mitigation: gas has the tendency to migrate to the top, pushing water downward, thereby inhibiting upward salt dissolution

Gas zal door de lagere dichtheid naar boven te stijgen, waarbij het water naar beneden geduwd wordt. Daarmee wordt opwaartse zout oplossing bemoeilijkt. Zodoende wordt ook de kans op gas-migratie naar hoger gelegen lagen sterk gereduceerd. Bovendien gelden de bovengenoemde barrières voor injectie water (relatief lage drukken en afdichtende kleisteenlagen) tevens voor gas.

EP Document.Nummer:

EP202210201607

Page 16 of 31

Mitigation: In the unrealistic case that a salt cavern is formed, upward growth will stop at the top of the Zechstein salt. This is overlain by a package of >1000m claystones and sandstones. In case of collapse and upward cavern migration, the cavern size will reduce significantly.

In een hypothetische situatie dat er toch een zout caverne zou ontstaan, dan kan deze niet verder groeien dan de top van de Zechstein haliet formatie op een diepte van zo’n 3000 meter in Schoonebeek. Indien een dergelijke caverne in zou storten, dan migreert de caverne naar boven. Tijdens deze migratie zal het volume sterk afnemen. Mitigation: perform satellite (InSar) measurements to detect and measure subsidence in time Mitigation: reduce or stop injection rate in wells/fields where unacceptable subsidence is measured

Door middel van Insar monitoring is het mogelijk om vroegtijdig kleine bodembewegingen te detecteren. Zodoende zou het hypothetische ontstaan van een sinkhole vroegtjidig opgemerkt kunnen worden zodat maatregelen getroffen kunnen worden zoals het stoppen van waterinjectie.

3.5 Onafhankelijke expert reviews De NAM rapporten over zout oplossing risico (Ref 1-3) zijn door SodM onderworpen aan onafhankelijke reviews door de universiteiten van Clausthal en Parijs (ParisTech) (Ref 10): Conclusie review prof. Hou, Clausthal m.b.t. de zoutrapporten: “Based on my review of all three reports, it can be concluded that the study assumptions are conservative or even too conservative; modelling approaches and conclusions are logic, realistic and acceptable; the long term stability of the halite seal (e.g. cavern development, breach of confinement) due to the halite dissolution in the low salt-saturated injection water is confirmed; and the reported large scale volumes of fresh water injection in the Zechstein carbonate reservoirs (ZEZ2C & ZEZ3C) can be a sustainable safe operation in the long-term (more than 1,000 years).” Conclusies review team Dr Bruel, Parijs m.b.t. de zoutrapporten: “Our feeling is that the safety of the long-term storage is not questioned” “A common survey consisting in (of) water wells monitoring combined with time series of satellite-based measurements of the surface deformation will be sufficient in the early phase to ensure that the storage behaves as expected.” Daarnaast heeft TNO op verzoek van het ministerie van economische zaken een additionele verificatie uitgevoerd (Ref 15). Conclusies van TNO m.b.t.

zoutoplossing: “Het is zeer onwaarschijnlijk, dat een caverne van significant grootte zal worden gevormd door het oplossen van zout ten gevolge van waterinjectie in de Twentevelden” “In het onwaarschijnlijke geval, dat een grote hoeveelheid zout wordt opgelost, blijven de effecten aan het maaiveld beperkt tot geleidelijke bodemdaling in de orde van 10 cm (gebaseerd op het Rossum-Weerselo veld). Bij de andere velden zal dit kleiner zijn, vanwege de lagere volumes van geïnjecteerd water”

EP Document.Nummer:

EP202210201607

Page 17 of 31

4 Geïnduceerde bevingen als gevolg van waterinjectie 4.1 Top event UNWANTED SEISMIC EVENT due to water injection

Aardbevingen of trillingen kunnen ontstaan door spanningsveranderingen door productie of injectie in de diepe ondergrond. Vooral injectie nabij bestaande breukzones kan leiden tot beweging van deze breuken, wat wordt aangeduid als re-activatie van de breukzone. De bewegende gesteentelagen kunnen trillingen en aardbevingen veroorzaken. Aardbeving studies In de MER in 2006 is al aandacht besteed aan de effecten van bodembewegingen (daling en trillingen) indien water geïnjecteerd wordt. De MER concludeerde dat de injectiereservoirs in Twente niet eerder seismisch actief zijn geweest en dat, zolang de gemiddelde reservoir druk beneden de oorspronkelijke reservoirdruk blijft, er dan ook geen trillingen als gevolg van waterinjectie worden verwacht. Het feit dat 11 jaar waterinjectie in Twente niet tot aardbevingen heeft geleid is in overeenstemming met de conclusies uit de MER. In 2015 is een meer uitgebreide risicoanalyse uitgevoerd (Ref 4). Deze gaat in op de belangrijkste factoren in de ondergrond die mogelijkerwijs zouden kunnen leiden tot het optreden van bodemtrillingen (aardbevingen) als gevolg van waterinjectie. Daarna wordt de relevantie van deze factoren getoetst aan de ondergrondse condities zoals bekend in Twente.

Op basis van een systematische kwalitatieve inschatting van factoren die het optreden van aardbevingen zouden kunnen beïnvloeden en de conditie van de ondergrond bevestigt deze nadere analyse dat de kans klein is dat aardbevingen zich in Twente in de toekomst zullen voordoen. Als onderdeel van het Tussenrapport van de 2016 Herevaluatie water injectie (Ref 11) is een kwalitatieve analyse gemaakt van de seismische dreiging in verschillende velden in zuidoost Drenthe (Ref 17). In zuidoost Drenthe is de seismische dreiging iets hoger dan in Twente omdat er voelbare aardbevingen geweest zijn tijdens gasproductie, het temperatuurverschil tussen het reservoirgesteente en het injectiewater hoger is en de breuken in de Drenthe velden groter zijn. Echter, vanwege de diepere ligging van de velden in Drenthe zal daar de impact van mogelijke bevingen op de bovengrond kleiner zijn. Tenslotte is in 2021 en 2022 een studie uitgevoerd naar de seismische risico’s door injectie in het Schoonebeek gasveld. De hoofdconclusie is dat het seismisch risico bij waterinjectie lager wordt ingeschat dan tijdens de gasproductiefase (Ref 19).

4.2 Bow-tie analyse Appendix 2 laat een bow-tie analyse zien van de mogelijke oorzaken en gevolgen die ten grondslag liggen aan een onverwachte beving als gevolg van waterinjectie. De meest extreme uitkomst zou kunnen zijn dat er schade aan gebouwen en infrastructuur op zou kunnen treden.

4.3 Mogelijke oorzaken en barrières Threat: pressure increase leads to seismicity

Wereldwijd is gebleken dat waterinjectie slechts in incidentele gevallen aardbevingen veroorzaakt. Uit een door TNO uitgevoerde vergelijking van velden waar door waterinjectie wel bodemtrillingen zijn voorgekomen, blijkt dat in nagenoeg al deze gevallen de druk in het reservoir gedurende de injectie was toegenomen tot niveaus die boven de oorspronkelijke druk van het veld liggen (Ref 8). Barrier: Carry-out static pressure measurements (SPTG's) annually in each well to measure actual local reservoir pressure avoiding that initial reservoir pressure is not exceeded. Barrier: wells are shut-in or injection is reduced in case reservoir pressure appears to increase to rapidly or is close to initial reservoir pressure

Bij de waterinjectie in Nederland schrijven de verleende vergunningen voor dat de gemiddelde reservoirdruk onder de oorspronkelijke reservoirdruk dient te blijven. Deze vergunningsvoorwaarde en EP Document.Nummer:

EP202210201607

Page 18 of 31

de monitoring die op basis hiervan plaatsvindt (Ref 5) zijn belangrijke voorzorgsmaatregelen om dit risico te beperken en te monitoren. Indien een situatie met onverwacht hoge injectiedrukken ontstaat, zullen de modellen geëvalueerd worden, met name m.b.t. de validiteit van onderliggende gegevens en aannames over put configuratie, reservoir eigenschappen en reservoir-dimensies. Op basis hiervan wordt de injectiesnelheid teruggenomen of wordt de put ingesloten. Zolang de druk beneden de initiële druk blijft is de kans op aardbevingen laag. Echter, ook bij lagere drukken is het “triggeren” van aardbevingen niet geheel uit te sluiten. De kans daarop hangt af van de spanningstoestand van het reservoirgesteente. Om een aardbeving te genereren moet een breukvlak in de diepe ondergrond in een kritieke spanningstoestand komen. Echter gedurende de 55 jaar van gasproductie en de eerste 11 jaar van waterinjectie zijn geen trillingen geregistreerd in de regio Twente. In zuidoost Drenthe zijn voelbare aardbevingen geweest als gevolg van gasproductie, Echter, gedurende meer dan 10 jaar water injectie in de velden Schoonebeek, Coevorden en Dalen waarbij ca 10 mln m3 water is geïnjecteerd (vergelijkbaar met Twente) zijn geen aardbevingen geregistreerd die gerelateerd kunnen worden aan water injectie (Ref 19). Threat: direct injection of water into faults leads to seismicity.

Een andere factor die bijdraagt aan het risico voor aardbevingen is als direct in of in de directe nabijheid van grote en tektonisch actieve breuken geïnjecteerd wordt. In de wijde omgeving van Zuidoost Drenthe is nog nooit een natuurlijke aardbeving geregistreerd. Breuken in de diepe ondergrond zijn niet herkenbaar in de topografie aan het maaiveld. Omgekeerd zijn duidelijke langgerekte hoogteverschillen zoals de Hondsrug niet gerelateerd aan breuken (Ref 18). Barrier: avoid that injection occurs directly into a fault. Improve accuracy of hypocentre location