Production Scenario "Basispad Kabinet"

Seismic Risk Assessment for Production Scenario “Basispad Kabinet” for the Groningen field - June 2018 

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Figure 3-1: 

Production by region and start-up group (“Basispad Kabinet” – Average Temperature) 

Reservoir pressure 

The associated change in reservoir pressure in the direct vicinity of the production clusters is given in Figure 3.2 

4

. It 

can be observed that in the first few years the South-East clusters are most heavily utilized (steepest pressure decline 

and lowest overall reservoir pressure are observed in this area). Beyond 2021, the South-East production rates have 

decreased such that the effect of pressure equilibration across the entire reservoir becomes  larger than the local 

depletion  due  to  production.  In  other  words,  the  gas  flow  from  the  higher  pressure  North-West  of  the  field 

(Loppersum area) towards the more depleted South-East, becomes larger than the production from the South-East 

and the net effect is a stabilization and eventual increase of reservoir pressure in the entire South. The associated 

depletion in the Loppersum area is some 10 bar, following a relatively steady-state decline with no notable pressure 

fluctuations.  The  pressure  fluctuations  visible  in  the  pressure  response  around  the  producing  areas,  due  to 

production  ramp-ups  and  cluster  maintenance  downtime,  are  fully  dampened  in  the  Loppersum  area  due  to  the 

distance from the producing clusters and the high compressibility of the gas. 

Figure  3-3  shows  a  reservoir  pressure  map  at  1/1/2018.  The  forecasted  pressure  decline  over  the  next  5  years 

(1/1/2018 to 1/1/2023) is given in Figure 3.4. A consequence of the production distribution is that pressure decline 

is  predominantly  located  in  the  South-East  corner  of  the  field.  In  the  South-West  corner  of  the  field  (clusters 

                                                                 

4 Reservoir pressure is calculated by averaging the values in grid cells around the respective wells. The radius of this region is a function of permeability, but is typically in the order of a few hundred meters. 

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Kooipolder, Slochteren, Froombosch) a net increase in reservoir pressure of some 2-3 bar is observed. This is because 

the combined net influx from the North of the field and from the Eemskanaal block (both at higher pressures) is 

larger than the combined production (start-up group SW3 in Table 2-2) and outflux towards the South-East. Within 

the Eemskanaal block itself there is also a net pressure increase. This is the area of the Eemskanaal-13 well, which 

seized production in 2014.  This area is now recharged by adjacent higher pressured blocks to the North and by the 

aquifer to the West of the field. 

 

Figure 3-2: 

Reservoir  pressure  for  “Basispad  Kabinet”  Average  Temperature.  Lines  by  production  cluster,  colours  by 

production region. 

 

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Figure 3-3: 

Reservoir pressure at 1/1/2018. Both figures show the same data. On the left is the output from the reservoir 

simulator constrained to the Groningen field, while on the right is pressure used as input to the hazard and risk 

assessment.  

 

 

Figure 3-4 

Reservoir pressure decline from 1/1/2018 to 1/1/2023 for “Basispad Kabinet” – Average Temperature. 

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Production capacity 

Figure 3-5 compares the production to the available capacity in each region (under the unlikely assumption that all 

clusters  remain  available).  The  downward  spikes  in  the  region  capacities  are  related  to  planned  shutdowns  of 

production clusters for maintenance and inspections, while the seasonal fluctuation in capacity is a reflection of the 

fact that the ambient temperature influences the efficiencies of the coolers and hence the total compressor efficiency. 

Another observation that can be made is that the production capacity is relatively constant through time for most 

regions. The South-East region shows a notable decline in capacity until 2022, after which the decline is halted and 

eventually capacity starts to increase again. This behaviour is a function of the reservoir pressure in the direct vicinity 

of the production clusters within each region. A declining reservoir pressure yields a declining production capacity, 

whereas an increasing reservoir pressure yields an increase in production capacity. 

The  associated  load  factors  (fraction  of  total  available  capacity  that  is  being  produced)  are  given  in  Figure  3-6, 

reflecting the model implementation as outlined in section 2.4, with different start-up groups being ramped-up until 

overall field demand is met.  

 

Figure 3-5: 

Forecasted production (green lines) and capacity (blue lines) per region for average temperature 

 

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