Miljørisiko og beredskapsanalyse 6407/8

Transcription

Miljørisiko og beredskapsanalyse 6407/8-7 Bister
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 1 av 44
Tittel:
Dokumentnr.:
Kontrakt:
Prosjekt:
Gradering:
Distribusjon:
Internal
Fritt i Statoilkonsernet
Utløpsdato:
Status
Final
Utgivelsesdato:
Rev. nr.:
Eksemplar nr.:
2015-01-27
Forfatter(e)/Kilde(r):
Vilde Krey Valle
Omhandler (fagområde/emneord):
Miljørisiko, oljevern, beredskap
Merknader:
Trer i kraft:
Oppdatering:
Ansvarlig for utgivelse:
Myndighet til å godkjenne fravik:
Fagansvarlig (organisasjonsenhet/ navn):
Dato/Signatur:
TPD TEX SST ETOP Endre Aas
Utarbeidet (organisasjonsenhet/ navn):
Dato/Signatur:
TPD TEX SST ETOP Vilde Krey Valle
Anbefalt (organisasjonsenhet/ navn):
Dato/Signatur:
TPD TEX SST Arne Myhrvold
Godkjent (organisasjonsenhet/ navn):
Dato/Signatur:
TPD TEX SST ETOP Per Gunnar Stavland
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 2 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
Innhold
1
Sammendrag ................................................................................................................................................. 4
2
Innledning ...................................................................................................................................................... 5
2.1
Definisjoner og forkortelser ............................................................................................................................. 5
2.2
Bakgrunn......................................................................................................................................................... 6
2.3
Aktivitetsbeskrivelse........................................................................................................................................ 7
3
Miljørisikoanalyse ......................................................................................................................................... 8
3.1
Metodikk.......................................................................................................................................................... 8
3.2
Geografisk lokasjon ........................................................................................................................................ 8
3.3
Type operasjon og utslippssannsynlighet ....................................................................................................... 9
3.4
Utblåsningsrater og –varigheter ...................................................................................................................... 9
3.5
Oljetype ......................................................................................................................................................... 10
3.6
Årstid ............................................................................................................................................................. 11
3.7
Sammenligning mot Statoils akseptkriterier .................................................................................................. 11
3.8
Beskrivelse av miljøressurser ....................................................................................................................... 11
3.9
Resultater av miljørisiko for letebrønn 6407/8-7 Bister ................................................................................. 11
3.9.1
Resultater fra oljedriftmodelleringer .............................................................................................................. 11
3.9.2
Miljørisiko for sjøfugl åpent hav .................................................................................................................... 14
3.9.3
Miljørisiko for kystnære sjøfugl ..................................................................................................................... 16
3.9.4
Miljørisiko for marine pattedyr ....................................................................................................................... 18
3.9.5
Miljørisiko for fisk ......................................................................................................................................... 20
3.9.6
Miljørisiko for strandhabitat ........................................................................................................................... 20
3.10
Konklusjon miljørisiko for letebrønn 6407/8-7 Bister..................................................................................... 21
4
Beredskapsanalyse .................................................................................................................................... 22
4.1
Ytelseskrav ................................................................................................................................................... 22
4.2
Metodikk........................................................................................................................................................ 22
4.3
Dimensjonering av barriere 1 og 2 ................................................................................................................ 23
4.4
Dimensjonering av barriere 3 til 5 ................................................................................................................. 23
4.5
Analysegrunnlag ........................................................................................................................................... 24
4.5.1
Oljens egenskaper ........................................................................................................................................ 24
4.5.2
Utslippsscenarier .......................................................................................................................................... 24
4.5.3
Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer ........................................................ 24
4.5.4
Oljevernressurser – utstyrsplassering og forutsetninger............................................................................... 28
4.5.5
Resultater fra oljedriftsberegninger – influensområde og stranding ............................................................. 30
4.6
Resultat – beredskapsbehov og responstider .............................................................................................. 31
4.6.1
Barriere 1 og 2 – nær kilden og åpent hav.................................................................................................... 31
4.6.2
Barriere 3 og 4 i kyst- og strandsone ............................................................................................................ 33
4.6.3
Barriere 5- strandsanering ............................................................................................................................ 34
4.7
Oppsummering av krav til beredskap for letebrønn 6407/8-7 Bister ............................................................ 34
5
Referanser ................................................................................................................................................... 35
App A
Blowout Scenario Analysis ....................................................................................................................... 36
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 3 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
1
Rev. nr.
Sammendrag
Statoil planlegger boring av letebrønn 6407/8-7 Bister. Brønnen er lokalisert i Norskehavet. Avstanden til nærmeste land,
Mausund nord for Frøya i Sør-Trøndelag, er om lag 80 km. Boringen er planlagt med oppstart Q2 2015. Forventet
oljetype er Njord olje.
Denne miljørisikoanalysen er utført som en referansebasert analyse mot letebrønn 6407/8-6 Snilehorn fra 2013 [1].
Miljørisikoen i referanseanalysen for letebrønn 6407/8-6 Snilehorn er innenfor Statoils operasjonsspesifikke
akseptkriterier for alle VØKer, og under ALARP-nivå (50 % av akseptkriteriet) i alle fire sesonger.
Miljørisikoen for letebrønn 6407/8-7 Bister er forventet å være lavere enn referanseanalysen grunnet lavere rater og
ellers tilsvarende forhold. Se Tabell 1-1. Miljørisikoen forbundet med boring av letebrønnen 6407/8-7 Bister er derfor
vurdert å være akseptabel sett i forhold til Statoils akseptkriterier for miljørisiko gjennom hele året.
Statoils beregnede beredskapsbehov mot akutt forurensning i forbindelse med utslipp fra letebrønn 6407/8-7 Bister er 8
NOFO-systemer i barriere 1 og 2. Med dagens plassering av barriere 1 og 2 oljevernressurser vil første system være på
plass etter 6 timer, og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 30 timer. I barriere 3 og 4 stilles det krav til 1 kystsystem og 1
fjordsystem med responstid på 14 døgn.
Ved behov vil ytterligere ressurser kunne mobiliseres i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og
IUAene.
Tabell 1-1 Sammenligning av parametere for 6407/8-7 Bister og referanseanalysen 6407/8-6 Snilehorn
6407/8-7 Bister
Referanseanalyse
Snilehorn
Kriteriet
Sammenligning
Geografisk lokasjon
64°23'3"N
007°33'37" E
64º 21'13" N
007º 27 45" E
< 50 km fra
sammenlignet
felt/operasjon
OK
6 km
Oljetype
Njord olje
Njord olje
Tilsvarende eller
kortere levetid på sjø
OK
Sannsynlighet for
utslipp
1,8 x10-4
1,6 x10-4
Tilsvarende eller
lavere
Tilsvarende
Vektet rate (Sm3/d)
8100 Sm3/d overflate
7700 Sm3/d sjøbunn
11500 Sm3/d overflate
10700 Sm3/d sjøbunn
Tilsvarende eller
lavere
OK
Potensiell maksimal
varighet av
utblåsningen
84 dager
84 dager
Tilsvarende eller
lavere
OK
25/75
Sannsynlighet for
overflateutblåsning
må være tilsvarende
OK
Sannsynlighetsfordeling 25/75 (anker feste)
overflate/sjøbunn
10/90 (DP)
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 4 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
eller lavere
Spesielt sårbar årstid/
analyseperiode
Borestart Q2
2
Innledning
2.1
Definisjoner og forkortelser
Helårlig analyse
Referanse-analysen
må dekke aktuell
boreperiode
OK
Sentrale ord og uttrykk som inngår i miljørisikoanalysen er kort beskrevet nedenfor:

Akseptkriterium: Verbal eller tallfestet grense for hvilket risikonivå som aksepteres.

ALARP: ”As low as reasonably practicable”: Prinsipp som benyttes ved vurdering av risikoreduserende tiltak.
Risikoreduserende tiltak skal implementeres med mindre den tilhørende kostnaden eller gjennomførbarheten
er urimelig i forhold til risikoreduksjonen. Det skal være et særlig fokus på risikoreduserende tiltak når risikoen
er beregnet å være over halvparten av akseptkriteriet.

Bestand: Gruppe av individer innen en art som befinner seg i et bestemt geografisk område i en bestemt
tidsperiode (naturlig avgrenset del av en populasjon).

DFU: Definert fare- og ulykkessituasjon.

Grunnberedskap: 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B).

IKV: Indre Kystvakt

Influensområde: Område som med mer enn 5 % sannsynlighet vil bli berørt av et oljeutslipp, hvor det er tatt
hensyn til fordeling over alle utslippsrater og -varigheter.

Korteste drivtid: 95-persentilen i utfallsrommet for korteste drivtid til kysten.

KYV: Kystverket

Miljø: Et ytre miljø som kan bli berørt av oljeutslipp til sjø, dvs. det marine miljø.

Miljørisikoanalyse: Risikoanalyse som vurderer risiko for ytre miljø med hensyn til akutt oljeforurensning.

Miljøskade: Direkte eller indirekte tap av liv for en eller flere biologiske ressurser på grunn av oljeutslipp som
kan beskrives på individ- eller bestandsnivå. For at et oljeutslipp skal kunne gi en miljøskade må
restitusjonstiden for den mest sårbare bestanden være lengre enn 1 måned.

Miljøskadekategorier: Kategorisering av miljøskader i hhv. mindre, moderat, betydelig eller alvorlig på grunnlag
av restitusjonstid for den mest sårbare bestanden:
Mindre: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 måned og 1 år.
Moderat: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 år og 3 år.
Betydelig: en miljøskade med restitusjonstid mellom 3 år og 10 år.
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 5 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
Alvorlig: en miljøskade med restitusjonstid over 10 år.
2.2

Operasjon: En enkel, tidsbegrenset arbeidsoperasjon som kan medføre akutt utslipp, f.eks. boring av en
letebrønn, som inkluderer all aktivitet fra leteriggen er på borelokasjonen til den forlater lokasjonen.

Prioriterte områder: Til bruk i beredskapsplanleggingen er det definert arealer kalt prioriterte områder (basert
på en vurdering av tidligere eksempelområder i NOFO). Disse er karakterisert ved at de ligger i ytre kystsone,
har høy tetthet av miljøprioriterte lokaliteter og som også på andre måter setter strenge krav til
oljevernberedskapen. Disse områdene er derfor forhåndsdefinert som dimensjonerende for
oljevernberedskapen.

Ressurs eller biologisk ressurs: Levende organismer, f.eks. plankton, tang og tare, virvelløse dyr, fisk, sjøfugl
og sjøpattedyr.

Restitusjonstid: Tiden det tar etter en akutt reduksjon før ressursen har tatt seg opp til (omtrentlig)
normalnivået. Den akutte reduksjonen skjer (her) som følge av et oljeutslipp.

VØK: Verdsatte økologiske komponenter. En VØK er en populasjon, et samfunn eller et habitat (naturområde)
som:
Er viktig for lokalbefolkningen (ikke bare økonomisk), eller
Har regional, nasjonal eller internasjonal verdi, eller
Har stor økologisk, vitenskapelig, estetisk og/eller økonomisk verdi, og som
Vil være dimensjonerende med hensyn på gjennomføring av risikoreduserende tiltak.
Bakgrunn
Miljørisikoanalysen for boring av letebrønn 6407/8-7 Bister er gjennomført som en referansebasert analyse med
utgangspunkt i analysen som ble gjennomført for letebrønn 6407/8-6 Snilehorn fra 2013 [1].
Formålet med miljørisikoanalysen er å kartlegge risikonivået for det ytre miljøet med hensyn til akutt oljeutslipp i
forbindelse med boring av letebrønnen og å sammenholde risiko mot gjeldende operasjonsspesifikke akseptkriterier
(Tabell 2-1). Beredskapsanalysen for 6407/8-7 Bister er brønnspesifikk.
Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning. Dette skal gi grunnlag
for valg og dimensjonering av oljevernberedskap i forbindelse med akutte utslipp. Aktivitetsforskriftens § 73 og
Styringsforskriftens § 17 stiller krav til beregning av risiko og beredskap ved miljøforurensning som følge av akutte utslipp
som grunnlag for beredskapsetablering.
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 6 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
2.3
Rev. nr.
Aktivitetsbeskrivelse
Letebrønn 6407/8-7 Bister ligger i Norskehavet, se Figur 2-1. Brønnen ligger ca 80 km fra nærmeste land som er
Mausund nord for Frøya i Sør-Trøndelag. Vanndypet er ca 260 m MSL. Boringen er planlagt andre kvartal 2015, og skal
bores med den halvt nedsenkbare riggen Transocean Spitsbergen. Formålet med brønnen er å påvise drivverdige
hydrokarbonvolum i Åre og Tilje formasjonene, og det forventes oljetype av tilsvarende kavlitet som Njord olje.
Basisinformasjon for letebrønnen er oppsummert i Tabell 2-1.
Figur 2-1 Lokasjon av letebrønn 6407/8-7 Bister (rosa markering), samt utsnittskart som viser avstanden til
referansebrønnen Snilehorn.
Tabell 2-1 Basisinformasjon for letebrønn 6407/8-7 Bister
Posisjonering for DFU (geografiske koordinater)
64°23'3"N 007°33'37" E
Vanndyp
259,5 m MSL
Analyseperiode
Hele året (4 sesonger for miljørisikoanalysen)
Borerigg
Transocean Spitsbergen
Sannsynlighet for utblåsnign
1,8 x10-4
Sanns6ynlighetsfordeling (%) (overflate/sjøbunn)
10/90 (DP) 25/75 (anker feste)
Vektet utblåsningsrate Sm3/døgn)
7800 (anker feste)
Oljetype
Njord olje
Tid for boring av avlastningsbrønn (lengste varighet, døgn)
84
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 7 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
I analysen av miljørisiko knyttet til boringen av letebrønn 6407/8-7 Bister benyttes Statoils akseptkriterier for
operasjonsspesifikk miljørisiko (Tabell 2-2). Statoils akseptkriterier er fastsatt på grunnlag av hovedprinsippet om at:
"Restitusjonstiden etter en miljøskade for den mest sårbare bestanden skal være ubetydelig i forhold til forventet tid
mellom slike miljøskader".
Tabell 2-2 Statoils akseptkriterier for miljørisiko
Miljøskade
Feltspesifikk
risiko per år:
Installasjonsspesifikk
risiko per år:
Operasjonsspesifikk
risiko per operasjon:
Mindre
< 2 x 10-2
< 1 x 10-2
< 1 x 10-3
Moderat
< 5 x 10
-3
< 2,5 x 10
Betydelig
< 2 x 10-3
< 1 x 10-3
< 1 x 10-4
Alvorlig
< 5 x 10-4
< 2,5 x 10-4
< 2,5 x 10-5
3
Miljørisikoanalyse
3.1
Metodikk
-3
< 2,5 x 10-4
En fullstendig miljørisikoanalyse består av en sammenstilling av sannsynlighet for utslippshendelser og potensiell
miljøskade relatert til disse. Oljedriftsmodeller gir innspill til beregning av skadeomfang på utvalgte Verdsatte Økologiske
Komponenter (VØK’er) i influensområdet. Metodikk samt begrepsdefinisjoner er fullstendig beskrevet i Norsk olje og gass
(tidligere OLF) sin veiledning for miljørettede risikoanalyser [2].
Miljørisikoanalysen for 6407/8-7 Bister er gjennomført som en referansebasert analyse mot letebrønn 6407/8-6 Snilehorn
fra 2013, hvor følgende parametere er gjennomgått:
 Geografisk lokasjon
 Definerte fare- og ulykkeshendelser
 Type operasjon og utslippssannsynlighet
 Utslippsrater og -varigheter
 Oljetype
 Årstid
 Miljøressurser (Verdsatte Økologiske Komponenter)
En detaljert gjennomgang av parameterne er gjort i kapittel 3.2 til 3.8.
3.2
Geografisk lokasjon
Letebrønnen 6407/8-7 Bister har lokasjon 64° 23' 3" N, 007° 33' 37" Ø og ligger ca. 6 km fra referansebrønnen 6407/8-6
Snilehorn (64º 21' 13" N, 007º 27' 45" Ø). Avstand kvalifiserer derfor for å benytte den gjennomførte miljørisikoanalysen
for 6407/8-6 Snilehorn som referanse.
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 8 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
3.3
Rev. nr.
Type operasjon og utslippssannsynlighet
Det skal benyttes en halvt nedsenkbar rigg (Transocean Spitsbergen) for boringen av letebrønnen. Riggen vil bli holdt på
plass enten ved ankring eller dynamisk posisjonering (DP), begge løsningene vil bli beskrevet da det ikke er bestemt
hvilken løsning som blir valgt. Transocean Spitsbergen vil ha BOP plassert på havbunnen og vil ha mulighet for å koble
fra og forlate lokasjonen ved en utblåsning. Basert på informasjon fra Lloyds Register Consulting (tidligere Scandpower),
og en samlet vurdering av scenarioer og type rigg, er fordelingen av sannsynlighet mellom utblåsning på sjøbunn og
overflate satt til hhv 75 % / 25 % ved ankring, og 90 % / 10 % ved bruk av DP for hhv sjøbunn og overflate [3].
6407/8-72 Bister: P(blowout, wildcat) = 1.8 x 10-4
I referanseanalysen 6407/8-6 Snilehorn var følgende utblåsningssannsynlighet benyttet:
6407/8-6 Snilehorn: P(blowout, wildcat) = 1,6 x 10-4
Utblåsningssannsynligheten for 6407/8-7 Bister er 12,5 % høyere enn for referansebrønnen 6407/8-6 Snilehorn. Forskjell
i utblåsningssannsynlighet mellom letebrønnene skyldes oppdaterte utblåsningsfrekvenser gitt av Lloyd Register
Consulting. Se Vedlegg A for flere detaljer. Det er en lineær sammenheng mellom utblåsningssannsynlighet og
miljørisiko, og denne økningen vil kunne legges direkte på beregnet miljørisiko.
Sannsynlighetsfordelingen for overflateutblåsning må være tilsvarende eller lavere på den aktuelle brønnen i forhold til
referanseanalysen som ønskes benyttet. Begge løsninger i forhold til posisjonering av riggen, ankring eller DP, vil i dette
tilfelle tilfredsstille dette kriteriet.
3.4
Utblåsningsrater og –varigheter
Forventet ratefordeling for letebrønn 6407/8-7 Bister er gitt i Tabell 3-1. Ratefordelingen til referansebrønnen 6407/8-6
Snilehorn er presentert i Tabell 3-2. Letebrønn 6407/8-7 Bister har utblåsningsrater mellom 4500 og 9500 Sm3/d, mens
referansebrønnen 6407/8-6 Snilehorn hadde utblåsningsrater mellom 2100 Sm3/d og 14300 Sm3/d. Vektet rate for
6407/8-7 Bister med DP er 7740 Sm3/d og vektet rate ved ankring er 7800 Sm3/d. Vektet utblåsningsrate benyttet i
referanseanalysen for letebrønn Snilehorn er 10900 Sm3/d [3].
Tabell 3-1 Utblåsningsrater og sannsynligheter for letebrønn 6407/8-7 Bister ved DP [3]
Fordeling
overflate/sjøbunn
ved
DP/ankerfeste
Rate
(Sm3/d)
Varigheter (dag) og
sannsynlighetsfordeling
0,1
5
28
84
4500
Overflate
0,10/0,25
8500
9500
0,2
0,66
0,40
0,11
0,08
4200
Sjøbunn
Gradering: Internal
0,90/0,75
8100
9100
Sannsynlighet for
raten
0,4
0,4
0,2
0,49
0,37
Status: Final
0,19
0,16
Utløpsdato:
0,4
0,4
Side 9 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
Tabell 3-2 Utblåsningsrate og sannsynligheter for letebrønn 6407/8-6 Snilehorn [1]
Rate
Fordeling overflate/
sjøbunn
(Sm3/d)
Varigheter (dag) og
sannsynlighetsfordeling
0,5
5
28
Sannsynlig het for raten
84
2200
0,20
13300
Overflate
25 %
0,40
0,41
0,40
0,11
0,08
14300
0,40
2100
0,20
12400
Sjøbunn
75 %
0,40
0,28
0,37
0,19
0,16
13200
0,40
Tid for boring av avlastningsbrønn er basert på operasjonelle og brønnspesifikke forhold og inkluderer tid til avgjørelser,
mobilisering av rigg, transitt, oppankring, boring, geomagnetisk styring og dreping av brønnen. Tid til boring av
avlastningsbrønn er basert på vurderinger fra prosjektet og beregnet vha. Monte-Carlo-simuleringer. For 6407/8-7 Bister
og 6407/8/6 Snilehorn er potensiell utblåsningsvarighet beregnet til 66 døgn. Maksimal utblåsningsvarighet er for begge
brønnene satt til 84 døgn. Det, samt at ratene for 6407/8-7 Bister er lavere, i forhold til 6407/8-6 Snilehorn, gjør at vi kan
konkludere med at utblåsningsrater og –varigheter for 6407/8-6 Snilehorn er gyldige også for 6407/8-7 Bister.
Se App A for flere detaljer.
3.5
Oljetype
Det er forventet å finne olje av lignende kvalitet som Njord olje på letebrønn 6407/8-7 Bister. Oljedriftsimuleringen for
referansebrønnen 6407/8/6 Snilehorn er utført med Njord olje. Forvitringsanalysen til Njord olje ble utført i 2002, med en
re-check i 2013. Re-checken av Njord olje viste at tettheten, viskositeten og vannopptak har gått ned noe, mens
fordampningsgraden har gått opp. Flammepunkt, voks- og asfalteninnhold har gått ned. Re-cheken av Njord olje
konkluderte at 2002 analysen vil være konservativ i forhold til miljørisiko- og oljevernberedskap. Forvitringsegenskapene
til Njord oljen i Snilehornanalysen er hentet fra forvitringsstudien fra Sintef utført i 2002 [4].
Tabell 3-3 Forvitringsegenskaper for Njord olje ved ulike temperaturer og vindstyrker.
12 timer
2 timer
Timer
Vinter,
5 ºC 10 m/s vind
Sommer,
15 ºC 5 m/s vind
Fordampning (%)
26
24
Nedblanding (%)
9
0
Vanninnhold (%)
37
24
Viskositet av emulsjon (cP)
240
75
Fordampning (%)
35
37
Nedblanding (%)
30
3
Vanninnhold (%)
68
54
Parameter – Njord olje
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 10 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
Viskositet av emulsjon (cP)
3.6
Rev. nr.
1900
600
Årstid
Miljørisikoanalysen for referansebrønn 6407/8-6 Snilehorn er gjennomført som en helårlig analyse og vil dermed være
dekkende for letebrønn 6407/8-7 Bister som er planlagt boret Q2 2015.
3.7
Sammenligning mot Statoils akseptkriterier
Miljørisiko i forbindelse med akutte utslipp av olje er en funksjon av sannsynlighet for og konsekvens av en
utslippshendelse. For boring av letebrønn 6407/8-7 Bister skal miljørisikoen måles mot operasjonsspesifikke
akseptkriterier. Referanseanalysen 6407/8-6 Snilehorn er også basert på operasjonsspesifikke akseptkriterier, og den vil
derfor kunne sammenliknes direkte med 6407/8-7 Bister.
3.8
Beskrivelse av miljøressurser
Miljørisikoanalysen for referansebrønn 6407/8-6 Snilehorn ble gjennomført i mai 2013, og nyeste naturressurser ble da
benyttet. Basert på influensområdet ble det beregnet miljørisiko for følgende naturressurser: sjøfugl åpent hav og i
kystnære farvann, marine pattedyr, fisk og strandhabitat.
3.9
Resultater av miljørisiko for letebrønn 6407/8-7 Bister
Miljørisikoen som presenteres under er resultatene på oljedrift og miljørisiko for 6407/8-6 Snilehorn, og regnes som
representative for letebrønn 6407/8-7 Bister.
3.9.1
Resultater fra oljedriftmodelleringer
Resultater fra spredningsberegninger med OSCAR-modellen for referansebrønnen 6407/8-6 Snilehorn, ved bruk av den
oppsatte rate- og varighetsmatrisen (Tabell 3-2) er vist i dette kapittelet. Alle scenarier er benyttet til beregning av
miljørisiko, og de mest sentrale scenarier er vist med hensyn til berørt område (Figur 3-1 til og med Figur 3-4). Følgende
resultater er valgt vist:
Overflateutslipp (treffsannsynlighet overflate)
Laveste rate og korteste varighet (2200 Sm3/døgn i 0,5 døgn, Figur 3-1)
Høyeste rate og lengste varighet for overflateutslipp (14300 Sm3/døgn i 84 døgn, Figur 3-1)
Den midlere rate (nærmest vektet rate og varighet nærmest vektet varighet (scenariet har moderat lav frekvens
for overflateutslipp) 13300 Sm3/døgn i 3 døgn, Figur 3-2. Dette scenariet er benyttet i analyse av miljørisiko for
fiskeressurser.
 Treffsannsynlighet på overflate, sannsynlig THC konsentrasjon 50-100, 100-500 og >500 ppb (Figur
3-4).
Sjøbunnutslipp (treffsannsynlighet overflate)
Rate nærmest vektet og varighet med høyeste frekvens. Scenariet er ett av de med høyest frekvens av alle
utblåsningsscenarier, 12400 Sm3/døgn i 3 døgn, Figur 3-2.
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 11 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
For referansebrønnen Snilehorn ble det valgt å vise de enkelte rate- varighetsstatistikkene separat, og ikke samlet, da de
representerer ulike situasjoner som kan oppstå.
Figur 3-1 Sannsynlighet for treff av olje på overflaten med mer enn 1 tonn i en 10x10 km rute for overflateutslipp for
referansebrønnen Snilehorn. Til venstre: laveste rate og korteste varighet. Til høyre: høyeste rate og lengste varighet.
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 12 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
Figur 3-2 Sannsynlighet for treff av olje på overflaten med mer enn 1 tonn i en 10x10 km rute for referansebrønnen
Snilehorn. Til venstre: overflateutslipp, 13300 Sm3/døgn, 3 døgn). Til høyre: Sjøbunnsutslipp, 12400 Sm3/døgn i 3 døgn.
Figur 3-3 Sannsynlighet for treff av olje på strand med mer enn 1 tonn i en 10x10 km rute for overflateutslipp for
referansebrønnen Snilehorn. Til venstre: ved høyeste rate og lengste varighet (14300 Sm3/døgn i 84 døgn). Til høyre:
med rater over vektet rate og varighet nærmest vektet (13300 Sm3/døgn i 3 døgn).
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 13 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
Resultatene fra oljedriftssimuleringene viser at 95-persentilen for korteste drivtid til land er 14 døgn, og 95-persentilen for
størst strandet emulsjonsmengde er 801 tonn, se Tabell 3-5. Sannsynligheten for stranding gitt en utblåsning er 1,6 %
ved et sjøbunnsutslipp og 10,8 % ved et overflateutslipp.
Tabell 3-4 Strandingsmengder med oljeemulsjon og korteste drivtid til land for referansebrønnen Snilehorn, gitt ved 95persentil.
Maksimal mengde strandet emulsjon
(tonn)
Korteste drivtid (døgn)
Sommer
Vinter
Sommer
Vinter
420
801
23,5
14,1
Det er ikke identifisert stranding innenfor prioriterte områder med drivtid kortere enn 20 døgn.
Det er ikke THC konsentrasjoner > 500 ppm per 10x10 km rute for en overflateutblåsning for referansebrønnen
Snilehorn, se Figur 3-3.
Figur 3-4 Sannsynlig THC konsentrasjon (ppb) i en 10x10 km rute for overflateutslipp, 13300 Sm3/døgn i 3 døgn.
3.9.2
Miljørisiko for sjøfugl åpent hav
Miljørisiko forbundet med en utblåsning for sjøfugl åpent hav, er vist som andel av akseptkriteriet i de fire
skadekategoriene (mindre, moderat, betydelig og alvorlig miljøskade) i Figur 3-5 og Figur 3-6.
Høyeste gjennomsnittsutslag for miljørisiko innenfor hver miljøskadekategori, uavhengig av sesong og art, som andel av
akseptkriterier er som følger:
1 % for mindre miljøskade for alke i Norskehavet, oktober – mars
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 14 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
-
Rev. nr.
4,6 % for moderat miljøskade for alke i Norskehavet, oktober – mars
2,4 % betydelig miljøskade for alkekonge i Norskehavet, april – september
6,5 % for alvorlig miljøskade for alkekonge i Norskehavet, april – september
Figur 3-5 Miljørisiko ved utblåsning fra letebrønn 6407/8-6 Snilehorn vist som andel av Statoils akseptkriterier for sjøfugl
åpent hav (oktober – mars).
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 15 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
Figur 3-6 Miljørisiko ved utblåsning fra letebrønn 6407/8-6 Snilehorn vist som andel av Statoils akseptkriterier for sjøfugl
åpent hav (april – september).
3.9.3
Miljørisiko for kystnære sjøfugl
Miljørisiko forbundet med en utblåsning for kystnær sjøfugl er vist som andel av Statoils akseptkriterier i de fire
skadekategoriene (mindre, moderat, betydelig og alvorlig miljøskade), og presentert i Figur 3-7 og Figur 3-8.
akseptkriteriet er som følger:
0,3 for mindre miljøskade for lunde, april – september
1,4 % for moderat miljøskade for lunde, april – september
1,2 % for betydelig miljøskade for svartbak, april – september
14,5 % for alvorlig miljøskade for lunde, april – september
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 16 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
Figur 3-7 Miljørisiko ved utblåsning fra letebrønn 6407/8-6 Snilehorn vist som andel av Statoils akseptkriterier for kystnær
sjøfugl (oktober – mars).
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 17 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
Figur 3-8 Miljørisiko ved utblåsning fra letebrønn 6407/8-6 Snilehorn vist som andel av Statoils akseptkriterier for kystnær
sjøfugl (april – september).
3.9.4
Miljørisiko for marine pattedyr
Miljørisiko forbundet med en utblåsning for marine pattedyr, for hhv, og vist som andel av Statoils akseptkriterier i de fire
skadekategoriene (mindre, moderat, betydelig og alvorlig miljøskade), er presentert Figur 3-9 og Figur 3-10.
Overlappsanalyse mellom scenariet som ansees mest representativt for overflateutslipp (raten over vektet rate og
varighet nærmest vektet varighet) for viktige områder for spekkhogger (oktober – november), spermhval (april – oktober)
og nise (hele perioden = viser at det er lite potensial for konflikt med disse artene, se Figur 3-11. Det henvises til
miljørisikoanalysen for letebrønn 6407/8-6 Snilehorn for flere detaljer [4].
akseptkriteriet er som følger:
0,28 % for mindre miljøskade for havert, oktober – mars
1,30 % for moderat miljøskade for havert, oktober – mars
0,70 % for betydelig miljøskade for havert, oktober – mars
0,88 % for alvorlig miljøskade for havert, oktober – mars
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 18 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
Figur 3-9 Miljørisiko ved utblåsning fra letebrønn 6407/8-6 Snilehorn vist som andel av Statoils akseptkriterier for havert
(oktober– mars). Steinkobbe gav ingen utslag i denne perioden.
Figur 3-10 Miljørisiko ved utblåsning fra letebrønn 6407/8-6 Snilehorn vist som andel av Statoils akseptkriterier for havert
og steinkobbe (april– september).
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 19 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
Figur 3-11 Overlapp mellom influensområdet for rate og varighet nærmest vektet varighet samt viktige områder for
spekkhogger (oktober – januar) og spermhval (april – oktober).
3.9.5
Miljørisiko for fisk
For fisk er det ikke beregnet tapsandeler av en slik størrelse at det anses som relevant å ta videre i
miljørisikoberegningene [1].
3.9.6
Miljørisiko for strandhabitat
For stranding er det ikke beregnet tapsandeler av en slik størrelse at det anses som relevant å ta med videre i
miljørisikoberegningene [1].
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 20 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
3.10
Rev. nr.
Konklusjon miljørisiko for letebrønn 6407/8-7 Bister
Miljørisikoen for referansebrønnen 6407/8-6 Snilehorn ligger for alle VØK-habitat godt innenfor Statoils
operasjonsspesifikke akseptkriterier og godt under ALARP-nivå (50 % av akseptkriteriet). Det er generelt liten forskjell på
miljørisikoen i de ulike sesongene. Høyeste miljørisiko er beregnet til 15 % for alvorlig miljøskade. Gitt en økning på 13 %
i utblåsningssannsynlighet vil høyeste miljørisiko for letebrønn 6407/8-7 Bister være 16 % av Statoils
operasjonsspesifikke akseptkriteriet i kategorien alvorlig miljøskade. Miljørisikoen for letebrønn 6407/8-7 Bister er
forventet å være lavere enn referanseanalysen grunnet lavere rater, se Tabell 3-1, og Tabell 3-3. Det kan dermed
konkluderes at miljørisikoen forbundet med boring av 6407/8-7 Bister er akseptabel sett i forhold til Statoils akseptkriterier
for miljørisiko gjennom hele året.
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 21 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
4
Rev. nr.
Beredskapsanalyse
Beredskap som et konsekvensreduserende tiltak vil være et viktig bidrag til risikoreduksjon. Effektiv oljevernberedskap vil
redusere oljemengdene på sjøen, og videre føre til reduksjon i det totale influensområdet for et mulig oljeutslipp. Statoils
primære strategi for oljevern ved leteboring er mekanisk oppsamling på åpent hav nær kilden. Dispergering vil vurderes
som et alternativ eller supplement under en aksjon og NOFOs ressurser vil da kunne benyttes. I tillegg er Statoil medlem
i OSRL og vil kunne benytte oljevernressurser, som dispergering og strandrenseutstyr, etter behov i en aksjon.
Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning basert på forventede
dimensjonerende utslippsrater fra aktiviteten.
4.1
Ytelseskrav
Statoils ytelseskrav for de ulike barrierene er beskrevet under [5].
Barriere 1: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe beregnet emulsjonsmengde på sjø. Første system innen
best oppnåelig responstid. Full kapasitet snarest mulig og senest innen 95-persentilen av korteste drivtid til land, basert
på beregnet kapasitetsbehov. Statoil setter, som et minimum, krav til tilstrekkelig kapasitet til å bekjempe et oljeutslipp på
minimum 500 m3 med ressurser som skal være klar for operasjon innen 5 timer etter at utslippet er oppdaget.
Barriere 2: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe den mengden emulsjon som passerer barriere 1 på grunn
av operative begrensninger. Første system skal mobiliseres fortløpende etter at systemene i barriere 1 er mobilisert og
med full kapasitet innen 95-persentilen av korteste drivtid til land.
Barriere 3 og 4: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde
emulsjon innen influensområdet. Systemene skal være mobilisert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land.
Barriere 5: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon
inn til et prioritert område. Personell og utstyr til strandsanering skal være klar til operasjon innen 95-persentilen av
korteste drivtid inn til prioritert område for de berørte områder med kortere drivtid enn 20 døgn.
En plan for grovrensing av forurenset strand skal utarbeides senest innen 7 døgn fra registrert påslag av oljeemulsjon.
Grovrensing av de påslagsområder som prioriteres av operasjonsledelsen i samråd med aksjonsledelsen skal være
gjennomført innen 100 døgn fra plan for grovrensing foreligger, forutsatt at dette kan gjennomføres på en
sikkerhetsmessig forsvarlig måte.
4.2
Metodikk
Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Statoils forutsetninger og metode for
beredskapsdimensjonering i alle barrierer [6,7], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i Norsk
Olje og Gass’ veiledning (tidligere OLF) [8] og NOFO [9].
Utstyr som kan benyttes til bekjempelse av olje/emulsjon i barriere 1-4:

Havgående NOFO-system

Havgående Kystvaktsystem

System Kyst A – IKV
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 22 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft




4.3
Rev. nr.
System Kyst B – KYV
System Fjord A – NOFO/Operatør
System Fjord B – IUA/KYV
Dispergeringssystem (NOFO og OSRL)
Dimensjonering av barriere 1 og 2
Beredskapsanalysen for barriere 1 og 2, nær kilden og på åpent hav, er basert på vektet utblåsningsrate og forventet
oljetype. Beregninger er gjort for vintersesong og sommersesong.
For dimensjonering av barriere 1 benyttes egenskaper (fordamping, naturlig nedblanding og vannopptak) for 2 timer
gammel olje. Det grunnleggende prinsippet er at kapasiteten i de ulike barrierene skal være tilstrekkelig til å kunne
håndtere emulsjonsmengden ved de gitte betingelsene.
For dimensjonering av barriere 2 er det utført beregninger av det antall systemer som kreves for å kunne bekjempe
emulsjonsmengden som har passert barriere 1 pga redusert systemeffektivitet. Systemeffektiviteten er avhengig av
bølgehøyde og lysforhold, og varierer mellom de ulike områdene (Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet) på norsk
sokkel. I beregningen av systembehov for barriere 2 benyttes oljeegenskaper for 12 timer gammel olje.
Kravene til responstid er satt til best oppnåelig responstid for NOFO-fartøyer til feltet, og er basert på avstand til
oljevernressurser, gangfart for OR-fartøy, slepebåtkapasitet og gangfart for disse, mobilisering av oljevernutstyr om bord
på OR-fartøy, og tilgang til personell på basene. I tillegg kommer en vurdering opp mot krav om etablering av barriere 1
og 2 senest innen korteste drivtid til land (95-persentil av korteste drivtid til land).
4.4
Dimensjonering av barriere 3 til 5
Beredskapsbehovet i barriere 3, 4 og 5 er basert på resultater fra oljedriftssimuleringer gjennomført for den spesifikke
aktiviteten. Statoil legger til grunn et prinsipp, for å sikre robusthet og fleksibilitet i beredskapen, om at barriere 3 og 4
dimensjoneres slik at hvert prioritert område som er berørt av stranding innen 20 døgn (ifølge oljedriftssimuleringer) skal
kunne ha tilgang til kapasitet tilsvarende grunnberedskap. Grunnberedskap er definert som 1 kystsystem (type A eller B)
og 1 fjordsystem (type A eller B). Beredskapsressursene skal brukes der det er mest hensiktsmessig og er ikke
begrenset til de prioriterte områdene. Prinsippet om grunnberedskap medfører at Statoil dimensjonerer for både volumer
og utstrekning av strandet emulsjon. Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 3 og 4 skal være etablert innen 95persentilen av korteste drivtid til land. Når minste drivtid er lengre enn 20 døgn spesifiseres ikke krav til beredskap i
barriere 3, 4 og 5.
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 23 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
4.5
Analysegrunnlag
4.5.1
Oljens egenskaper
Rev. nr.
Forventet oljetype for 6407/8-7 Bister er Njord olje. Tabell 3-4 gir en oversikt over Njord oljens forvitringsegenskaper ved
ulike temperaturer og vindstyrker.
Njord olje er en parafinsk råolje som har relativ lav tetthet og en høy andel mettede hydrokarboner. Oljen har et høyt
voksinnhold (6,4 vekt %), men et relativt lavt asfalteninnhold (0,3 vekt %) sammenlignet med andre råoljer. Njord oljen
har en moderat viskositetsøkning som gjør at lenselekkasje kan være et problem. Nedre grense for optimal mekanisk
oppsamling (1000 cP) oppnås etter ca 1-2 dager ved rolige værforhold, og etter 3-6 timer ved høyere vindhastigheter.
Ved høye vindhastigheter (brytende bølger) kan lenselekkasje være et problem på grunn av stor grad av naturlig
dispergering.
Njord oljen vil ha et godt potensiale for kjemisk dispergering, gjennom forvitringsstudiet ble både Dasic NS og Corexit
9500 identifisert å være effektive på Njord oljen og dens emulsjoner.
4.5.2
Utslippsscenarier
Tabell 4-1 gir en oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønn 6407/8-7
Bister. Løsningen med ankerfeste av riggen har en noe høyere vektet utblåsningsrate og vil være den raten som
oljevernberedskapen dimensjoneres etter.
Tabell 4-1 Utslippsscenarier for letebrønn 6407/8-7 Bister
Type utslipp
Kilde
Referanse – bakgrunn for rate/volum
Utblåsning – 7800 Sm3/døgn
(Njord olje)
Langvarig utblåsning fra reservoar
(Maks varighet i 84 døgn)
Dimensjonerende (vektet) utblåsningsrate for
6407/8-7 Bister
Middels utslipp - 2000 m3
punktutslipp
Eksempelvis lekkasje fra brønn
Mindre utslipp - 100 m3
punktutslipp
Eksempelvis lekkasje fra brønn
4.5.3
Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer
Ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning, målt i bekjempet mengde oljeemulsjon pr. døgn, er en
funksjon av følgende forhold:
-
Andel av tiden enheten kan operere (mørke/redusert sikt og bølgeforhold)
Effektiviteten innen operasjonsvinduet (relatert til ulike bølgeforhold, eller antatt konstant)
Opptaks-/bekjempelseskapasitet under operasjon
Lagringskapasitet for oppsamlet olje (kun relevant for opptakssystemer)
Frekvens og varighet av driftsstans (overføring av oppsamlet olje, plunder og heft)
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 24 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
-
Rev. nr.
Andel av tiden hvor tilgangen/tilflyten av olje til lense er mindre enn oljeopptakerens kapasitet (for mekanisk
bekjempelse) eller hvor emulsjonen har en fordeling som gjør at dispergeringsmiddel ikke kan påføres med
optimal effektivitet.
Funksjonene er brukt i Statoil sin beregningskalkulator for beredskapsbehov i alle barrierer.
Kapasiteten til havgående opptakssystem i NOFO-klasse som brukes i beregningene er 2400 m3/døgn (for
oljeemulsjoner under 30000cP). Kapasiteten til havgående dispergeringssystem i NOFO-klasse er satt til 1950 m3/døgn.
Funksjonene som er områdespesifikke for 6407/8-7 Bister er omtalt i de følgende delkapitlene. For flere detaljer henvises
det til Statoils metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [7].
4.5.3.1 Operasjonslys
Andel operasjonslys inngår i beregning av ytelsen og effektiviteten til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt
forurensning. Statoil har valgt å beregne operasjonslys for 5 regioner, se Figur 4-1. For letebrønn 6407/8-7 Bister (region
4) er operasjonslys oppsummert i Tabell 4-2.
Figur 4-1 Regioner brukt for beregning av operasjonslys
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 25 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
Tabell 4-2 Andel operasjonslys i region 4, hvor letebrønn 6407/8-7 Bister er lokalisert
Operasjonslys
Vinter
Vår
Sommer
Høst
År
32 %
76 %
95 %
49 %
63 %
4.5.3.2 Bølgeforhold – åpent hav
Bølgeforhold på åpent hav inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt
forurensning i barriere 1 og 2. Statoil har bølgedata for 27 stasjoner, som vist i Figur 4-2. Stasjon 16 er antatt å best
representere bølgeforholdene ved 6407/8-7 Bister. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for NOFO- og
Kystvaktsystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) er oppsummert i Tabell 4-3. Antatt andel av tiden hvor
bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-4.
Figur 4-2 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav
Tabell 4-3 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon 6407/8-7 Bister (antatt stasjon 16)
Vinter
Vår
Sommer
Høst
År
NOFO-system
44 %
64 %
77 %
58 %
60 %
Kystvakt-system
30 %
53 %
69 %
45 %
49 %
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 26 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
Tabell 4-4 Andel av tid hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon 6407/8-7 Bister (antatt
stasjon 16)
Vinter
Vår
Sommer
Høst
NOFO-system (Hs < 4 m)
67 %
88 %
99 %
83 %
NOFO-dispergering (Hs < 4 m)
67 %
88 %
99 %
83 %
Kystvakt-system (Hs < 3 m)
45 %
76 %
95 %
65 %
4.5.3.3 Bølger i kystsonen
Bølgeforhold i kystsonen inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt
forurensning i barriere 3 og 4. Statoil har bølgedata for 5 stasjoner, som vist i Figur 4-3. Stasjon 4 og 3 er antatt mest
konservative med tanke på å representere bølgeforholdene for henholdsvis kyst- og fjordsystem. Antatt gjennomsnittlig
opptakseffektivitet for kyst- og fjordsystem er oppsummert i Tabell 4-5. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater
operasjon er oppsummert i Tabell 4-6.
Figur 4-3 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold i kystsonen. Stasjonene er valgt ut som representative for
norskekysten
Tabell 4-5 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet gitt bølgeforhold ved stasjon 4 (kystsystem) og 3 (fjordsystem)
Vinter
Vår
Sommer
Høst
År
Kyst-system
39 %
55 %
65 %
47 %
41 %
Fjord-system
66 %
66 %
72 %
68 %
68 %
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 27 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
Tabell 4-6 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon for kyst- og fjordsystem, gitt bølgeforhold ved stasjon 4
og 3
Vinter
Vår
Sommer
Høst
Kyst-system (Hs < 1,5 m)
56 %
78 %
93 %
68 %
Fjord-system (Hs < 1 m)
91 %
92 %
100 %
94 %
4.5.4
Oljevernressurser – utstyrsplassering og forutsetninger
Figur 4-4 viser plasseringen av NOFO-utstyr [9]. Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til borelokasjon er brukt som
grunnlag for beredskapsanalysen.
Figur 4-4 NOFOs utstyrsoversikt per januar 2015.
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 28 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
Tabell 4-7 Avstander fra letebrønn 6407/8-7 Bister til aktuelle oljevernressurser
Navn
Type
Avstand (nm)
Skandi Hugen - Ekofisk
NOFO vessel
502
Stril Mariner - Ula Gyda Tamber
NOFO Vessel
465
Esvagt Bergen - Sleipner
NOFO Vessel
396
Stril Power - Balder
NOFO Vessel
339
Esvagt Stavanger - Oseberg
NOFO Vessel
263
Stril Herkules - Tampen
NOFO Vessel
248
Havila Troll – Troll
NOFO Vessel
242
Ocean Alden – Gjøa
NOFO Vessel
210
Stril Poseidon - Haltenbanken
NOFO Vessel
49
Esvagt Aurora - Goliat
NOFO Vessel
544
Stavanger
NOFO Base
358
Mongstad
NOFO Base
242
Kristiansund
NOFO Base
78
Sandnessjøen
NOFO Base
166
Hammerfest
NOFO Base
551
Egersund
Redningsskøyte
399
Haugesund
Redningsskøyte
324
Kleppestø
Redningsskøyte
298
Måløy
Redningsskøyte
170
Kristiansund
Redningsskøyte
80
Rørvik
Redningsskøyte
101
Ballstad (Lofoten)
Redningsskøyte
269
Sørvær (Sørøya)
Redningsskøyte
512
Båtsfjord
Redningsskøyte
694
Vadsø
Redningsskøyte
778
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 29 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
Tabell 4-8 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av barriere 1 og 2 [9]
Gangfart, OR-fartøy
14 knop
Mobilisering, klargjøring, lasting og lossing
på base – system 1 fra NOFO-base
10 timer
Mobilisering av system 2 fra NOFO-base
30 timer
Mobilisering av system 3 fra NOFO-base
48 timer
Avgivelsestid for beredskapsfartøyer
Tampen: 1 time
Troll/Oseberg: 1 time - første system, 1 time andre system
Balder: 6 timer
Haltenbanken: 1 time
Gjøa: 4 timer
Sleipner/Volve: 1 time
Ula/Gyda: 6 timer
Ekofisk/sørfeltene: 6 timer
Goliat: 4 timer
Responstid for slepefartøy
Slepefartøy fra NOFO-pool: 24 timer for avstander
<120 nm fra utvalgte stasjoner og polarbase, 36
timer for avstander >120nm
Redningsskøyter: 20 knops hastighet, 2 timer
frigivelsestid
Egersund
Haugesund
Kleppestø
Måløy
Kristiansund – N
Rørvik
Ballstad
Sørvær
Båtsfjord
Vadsø
Tid til å sette lenser på sjøen
1 time
4.5.5
Resultater fra oljedriftsberegninger – influensområde og stranding
Resultatene fra oljedriftssimuleringene viser at 95-persentilen for korteste drivtid til land er 14 døgn, og 95-persentilen for
størst strandet emulsjonsmengde er 801 tonn [1], se Tabell 3-5.
Innenfor influensområdet er det ingen prioritert områder med stranding innenfor korteste drivtider på 20 døgn [1].
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 30 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
4.6
Resultat – beredskapsbehov og responstider
4.6.1
Barriere 1 og 2 – nær kilden og åpent hav
For letebrønn 6407/8-7 Bister er systembehovet beregnet for et mindre punktutslipp (Tabell 4-9), middels punktutslipp
(Tabell 4-10) og dimensjonerende hendelse (Tabell 4-11). Det er forventet en oljetype med lignende egenskaper som
Njord olje. Løsningen med ankerfeste av riggen har en noe høyere vektet utblåsningsrate og vil være den raten som
oljevernberedskapen dimensjoneres etter. Dimensjonerende hendelse er en langvarig utblåsning, med maksimal varighet
på 84 døgn og vektet utblåsningsrate på 7800 Sm2/d.
Tabell 4-9 Beregnet systembehov for et mindre utslipp - punktutslipp på 100 Sm3 (6407/8-7 Bister)
Vinter –
5°C, 10 m/s vind
Sommer
15°C, 5 m/s vind
Utstrømningsrate (Sm3)
100
100
Fordampning % (etter 2 timer på sjø)
26
24
Nedblanding % (etter 2 timer på sjø)
9
0
Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3/d)
65
76
Vannopptak % (etter 2 timer på sjø)
37
24
Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3/d)
103
100
Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP)
240*
75*
1
1
Behov for NOFO-systemer
*viskositeten er lav og det kan forventes et betydelig lensetap før emulgering.
Tabell 4-10 Beregnet systembehov for et middels stort utslipp – punktutslipp på 2000 Sm3 (6407/8-7 Bister)
Vinter
5°C, 10 m/s vind
Sommer
15°C, 5 m/s vind
Utstrømningsrate (Sm3)
2000
2000
26
24
9
0
1300
1520
37
24
2063
2000
240*
75*
2**
2**
Behov for NOFO-systemer (mekanisk
oppsamling og/eller kjemisk dispergering)
* viskositeten er lav og det kan forventes et betydelig lensetap før emulgering.
** For å sikre fleksibilitet og robusthet i beredskapsløsningen legges det noe konservativt inn behov for 2 NOFO-systemer
Tabell 4-11 Beregnet systembehov for barriere 1 og 2 ved en dimensjonerende hendelse - langvarig utblåsning 7800
Sm3/d (6407/8-7 Bister, dimensjonerende hendelse)
Gradering: Internal
Vinter
5°C, 10 m/s
Status: Final
Sommer
15°C, 5 m/s
Utløpsdato:
Side 31 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
Utstrømningsrate (Sm3/d)
Rev. nr.
7800
7800
26
24
9
0
5070
5928
3
Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm /d)
37
24
8048
7800
240*
75*
Behov for NOFO-systemer i barriere 1
4
4
Systemeffektivitet i barriere 1 (%)
33
75
3
5379
1945
Oljemengde inn til barriere 2 (Sm /d)
3389
1478
35
37
Emulsjonsmengde til barriere 2 (Sm /d)
3
30
3
2372
1242
68
54
Emulsjonsmengde for opptak i barriere 2 (Sm /d)
7414
2700
Viskositet av emulsjon inn til barriere 2
1900
600*
Behov for NOFO-systemer i barriere 2
4
2
Behov for NOFO-systemer i barriere 1 og 2
8
6
3
*viskositeten er lav og det kan forventes et betydelig lensetap før emulgering.
Basert på dimensjonerende scenario for 6407/8-7 Bister er det beregnet et behov for 8 NOFO system i barriere 1 og 2
(vinter) for å håndtere dimensjonerende hendelse med mekanisk oppsamling. Viskositeten er lav og det er forventet at
det kan ta noe tid før viskositeten overskrider 1000 cP (lensetap), spesielt ved sommerforhold. Dette kan medføre at
mekanisk oppsamling ikke vil være egnet responsmetode på fersk olje før den emulgerer. Njord olje vil ha godt
potensiale for kjemisk dispergering (i over 5 døgn) og denne tiltakstypen kan vurderes ved en eventuell hendelse.
Nærmere detaljer om fartøy og systemer vil bli beskrevet i beredskapsplanen, et eksempel er gitt i Tabell 4-12. Beregnet
responstid for første system med dagens fartøy/utstyrs-plassering er 6 timer og fullt utbygd barriere innen 30 timer.
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 32 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
Tabell 4-12 Eksempel på oljevernressurser som kan benyttes i beredskapssammenheng ved letebrønn 6407/8-7 Bister
Oljevernressurs
Stril Poseidon
Lokasjon
Haltenbanken
Avstand
(nm)
Responstid
Total responstid
49
6 timer OR-fartøy
OR-fartøy/slepefartøy
6 timer
Daugther craft den første
timen til redningsskøyte
kan være på lokasjon
7 timer redningsskøyte
(Kristiansund)
Base Kristiansund
Kristiansund
78
17 timer OR-fartøy
17 timer
8 timer slepebåt (Rørvik)
Havila Troll
Troll
242
20 timer OR-fartøy
20 timer
12 timer slepebåt (Måløy)
Ocean Alden
Gjøa
210
20 timer OR-fartøy
24 timer
24 timer slepebåt
Stril Herkules
Tampen
248
20 timer OR-fartøy
24 timer
24 timer slepefartøy
Esvagt Stavanger
Oseberg
263
21 timer OR-fartøy
24 timer
Base Mongstad
Mongstad
242
28 timer OR-fartøy
28 timer
Stril Merkur
(avløserfartøy)
4.6.2
Sleipner
396
30 timer OR-fartøy
30 timer
Barriere 3 og 4 i kyst- og strandsone
Gitt en utblåsning fra letebrønn 6407/8-7 Bister er 95-persentil av størst strandet emulsjonsmengde beregnet til 801 tonn
om vinteren og 420 tonn som sommeren. Det antas at 95-persentilen av størst strandet mengde strander over en periode
på 10 døgn. Ved å ta effekten i barriere 1 og 2 i betraktning, gir dette en tilførselsrate inn til barriere 3 på 45 tonn/d i
vinterhalvåret og 7 tonn/d i sommerhalvåret. Kystnær beredskap er dimensjonert ut fra strandet emulsjonsmengde. Det
er ikke identifisert stranding innen 20 døgn innenfor de prioriterte områdene.
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 33 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
Tabell 4-13 Beregnet ressursbehov for barriere 3 og 4 for dimensjonerende, langvarig utblåsning ved letebrønn 6407/8-7
Bister
Parameter
Vinter
5°C - 10 m/s
Sommer
15°C - 5 m/s
95-persentil av strandet emulsjonsmengde (tonn)
801
420
Samlet barriereeffektivitet i barriere 1 (%)
33
75
Strandet mengde etter effekt av barriere 1 (tonn)
535
105
17
38
Strandet mengde etter effekt av barriere 2 (tonn)
447
65
Antall døgn hvor stranding forekommer (d)
10
10
Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 3
(tonn/d)
45
Beregnet behov for kystsystemer i barriere 3
1
1
20
63
Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 4
(Sm3/d)
36
3
Antatt behov for fjordsystemer i barriere 4
1
1
Antall utvalgte områder (med drivtid mindre enn 20 døgn)
0
0
Behov for kystsystemer i barriere 3
(basert på grunnberedskap for prioriterte områder)
1
1
Behov for fjordsystemer i barriere 4
(basert på grunnberedskap for prioriterte områder)
1
1
4.6.3
7
Barriere 5- strandsanering
Innenfor influensområdet er det ingen prioritert områder med stranding innenfor korteste drivtider på 20 døgn, og det
settes dermed ikke krav til beredskap i barriere 5.
4.7
Oppsummering av krav til beredskap for letebrønn 6407/8-7 Bister
Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for boring av letebrønn 6407/8-7 Bister er oppsummert i Tabell 4-14.
For letebrønn 6407/8-7 Bister er det satt krav til 8 NOFO systemer i vintersesongen og 6 NOFO systemer i
sommersesongen med responstid på 6 timer for første system og 30 timer for fullt utbygd barriere. I barriere 3 og 4 stilles
det krav til 1 kystsystem og 1 fjordsystem med responstid på 14 døgn.
Ytterligere ressurser og utstyr kan mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket
og IUA.
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 34 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
Tabell 4-14 Oppsummering av krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for letebrønn 6407/8-7 Bister
Barriere 1 – 2 Bekjempelse nær kilden og på åpent hav
Systemer og responstid
8 NOFO systemer vinter og 6 NOFO systemer sommer
Første system innen 6 timer og fullt utbygd barriere innen 30 timer
Barriere 3 – 4 Bekjempelse i kyst- og strandsone
Systemer og responstid
1 kystsystem og 1 fjordsystem med responstid på 14 døgn.
Barriere – 5 Strandsanering
Antall strandrenselag og
responstid
Det stilles ikke spesifikke krav til barriere 5 da det ikke forventes stranding
med drivtid under 20 døgn innenfor noen av de prioriterte områdene.
Fjernmåling og
miljøundersøkelser
- Akutt oljeforurensning skal oppdages innen 3 timer etter hendelsen
- Luftovervåking igangsettes snarest mulig og senest innen 5 timer
- Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer
5
[1]
[2]
[3]
[4]
[5]
[6]
[7]
[8]
[9]
[10]
Referanser
Akvaplan-Niva (2013) Miljørisiko- og beredskapsanalyse. Brønn 6407/8-6 (Snilehorn) i PL 348 B. Rapport nr:
6462.01
OLF (2007) Metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA) Revisjon 2007. Rapport nr: 2007-0063
Statoil (2015) Blowout Scenario Analysis – exploration well Bister (6407/8-7)
SINTEF (2002) Njord- egenskaper og forvitring på sjøen relater til beredskapstiltak. Rapport nr: STF66 F03031
Statoil (2012) Statoils ytelseskrav, beredskap mot akutt oljeforurensning
Statoil (2012) Forutsetninger for analyse og planlegging av beredskap mot akutt oljeforurensning
Statoil (2012) Statoil Rådgivende dokument. GL 0339. Retningslinje for analyser av beredskap mot akutt
oljeforurensning fra offshoreaktiviteter på norsk sokkel
Norsk olje og gas (2007) Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser. Revisjons nr: 04
NOFOs nettside - www.nofo.no
Kystverket - www.kystverket.no
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 35 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
App A
Rev. nr.
Blowout Scenario Analysis
Summary
This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to drilling of the exploration well Bister (6407/8-7).
Blowout probability, flow rates and duration are quantified for application in the environmental risk assessment. The
overall blowout probability of the well is judged to be 1.8 · 10-4. The oil blowout rates range between 4,200 and 9,500
Sm3/d. It is found that the duration of a blowout could potentially amount to 84 days with a 1.3 % probability. Results are
summarized below for both DP and anchor options.
DP
Probability
top/ sub
Topside
0.10
Rate
(Sm3/d)
Probability distribution - duration
2
5
14
35
84
Scenario
probability
4500
0.2
8500
0.4
9500
0.66
0.14
0.09
0.03
0.08
0.4
Average:
8100
Subsea
0.90
4200
0.2
8100
0.4
9100
0.49
0.16
0.14
0.06
0.15
0.4
Average:
7700
Anchor – Thruster assisted mooring
Probability
top/ sub
Rate
(Sm3/d)
Probability distribution - duration
2
5
14
35
84
4500
0.2
8500
Topside
0.25
9500
Scenario
probability
0.4
0.66
0.14
0.09
0.03
0.08
0.4
Average:
8100
4200
0.2
8100
Subsea
0.75
9100
0.4
0.49
0.16
0.14
0.06
0.15
0.4
Average:
7700
6
Introduction
Statoil is planning to start drilling the Bister (6407/8-7) exploration well in the Haltenbanken area in Q2 2015. The semisubmersible drilling rig, Transocean Spitsbergen, is planned used for drilling the well.
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 36 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
The purpose of this note is to provide input to the environmental risk assessment regarding blowout probability, rates and
duration.
The assessment of risk figures in this note is based on:
7

Historical blowout statistics /1/

Blowout and well leak frequencies /2/

Simulations of blowout rates /3/

Judgements and considerations in TPD TEX HSEC ST and in dialogue with the project, /3/ and /4/.
Well specific information
Water depth at well location is 259.5 meters MSL. The distance RT-MSL of Transocean Spitsbergen is 40 meters. The
main target of the well is to penetrate the Ile sst formation. Tilje and Åre will be penetrated down flank in the water zone,
i.e. no hydrocarbons are expected for these zones. For a potential sidetrack the Tilje and Åre will be penetrated in the oil
and gas zone.
According to the well design a 9 5/8” liner will be set above the reservoir at approximately 2325 meters TVD RKB. Top Ile
reservoir is expected at 2385 meters TVD RKB. The reservoir will be penetrated by the 8 ½” diameter section.
Total depth will be at about 3000 meters TVD RKB.
Figure 1 Well Schematic for well 6407/8-7, Bister.
The probability of discovery for the Ile formations is 26%. Ile is expected to contain oil with a GOR of 210. Normal
pressure is expected in the reservoir. Expected reservoir data and fluid properties are found below in Table 1 and Table
2.
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 37 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
Table 1 Expected reservoir properties for 6407/8-7, Bister.
Reservoir Data
Unit
Reservoir 1
Reservoir 2
Reservoir 3
Reservoir 4
sidetrack
main well
main well
main well
Garn
Ile
Tilje
Åre
Group/Formation
Top reservoir
m TVD MSL
2308
2385
2562
2759
Gas/oil/water contact(s)
m TVD MSL
2366
2474
2436
2415
Total formation thickness
m TVT
140
55
197
?
58
55
0
0
v/v
45%
62%
71.5%
48%
Porosity
v/v
27%
23.5%
23.5%
22%
Permeability[1]
mD
700
175
250
30
Kv/kh
ratio
Pressure at top of reservoir
bar
253
278 (244)
315 (260)
335 (280)
Pressure Reference (Depth)
m TVD MSL
2308
2385
2562
2759
°C
89
92 (109)
99 (118)
107 (127)
HC bearing formation
thickness (mean case fill)
m TVT
Net/Gross
Temperature (top res)
Table 2 Expected fluid data for 6407/8-7, Bister.
Fluid data
Unit
Reservoir 1
Reservoir 2
Reservoir 3
Reservoir 4
sidetrack
main well
main well
Garn
Ile
Tilje
Åre
main well
FLUID PROPERTIES AT SURFACE CONDITIONS
Oil density
kg/m3
812.5
812.5
812.5
812.5
Gas gravity
sg
0.65
0.65
0.65
0.65
kg/m3
735
735
735
735
Sm3/Sm3
210
210
210
210
Condensate density
GOR
FLUID PROPERTIES AT INITIAL RESERVOIR CONDITIONS
Fluid type
gas/oil/cond
Oil 80% /
Oil 80% /
Oil 80% /
Oil 80% /
Gas 20 %
Gas 20 %
Gas 20 %
Gas 20 %
Reservoir fluid density
g/cc
Gas density
g/cc
0.2
0.2
0.2
0.2
Oil density
g/cc
650
650
650
650
Oil viscosity
cP
0.225
0.225
0.225
0.225
4259
4259
4259
4259
1.72
1.72
1.72
1.72
Formation Gas Volume
Factor, Bg
Rm3/Sm3
Formation Oil Volume Factor,
Bo
Rm3/Sm3
Reference field/well for fluid properties: 6407/8-5A Hyme, 6407/8-6 Snilehorn.
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 38 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
8
Rev. nr.
Blowout scenarios and probabilities
During a drilling operation a blowout may result if a reservoir is penetrated while well pressure is in under balance with
the formation pore pressure (well pressure < reservoir pressure), and a loss of well control follows. Three different
scenarios are defined:
1. Top penetration
Kick and loss of well control after 5 m reservoir penetration, typically due to higher
reservoir pressure than expected.
2. Drilling ahead
Kick and loss of well control after penetration of half the pay zone depth. Represents
various causes of under balance while drilling ahead.
3. Tripping
Kick and loss of well control after full reservoir penetration, typically due to swabbing
during tripping.
The overview of blowout causes given in /1/ (Table 4.9) combined with an assumption of annular flow do, in our opinion,
justify the following probabilities:
P(Top penetration | blowout) = 0,20
P(Tripping | blowout) = 0,40
Given the above definition of scenarios:
P(Drilling ahead | blowout) = 1,0 – P(Top penetration or Tripping| blowout) = 0,40.
The blowout frequencies found in Scandpower /2/ are the outset of our assessment. As the expected fluid of Bister is oil,
an oil blowout frequency is used below;
P(blowout |wildcat exploration, oil well) = 1,76 · 10-4 per well
The frequency relate to an average exploration well with blowout potential from a deep reservoir (shallow gas not
included). Such blowout frequencies are typically applied to describe wells with potential hydrocarbon discovery in one
section, normally the 8 ½” section, which is the case for Bister (6407/8-7).
Transocean Spitsbergen will be used for drilling the wells. This is a semi submersible drill rig which will be kept in position
by either anchors or dynamic positioning (DP) during the operation. It will operate with a subsea BOP and have the
possibility to disconnect and abandon the site in case of a blowout. Based on information in Table 6.2 /2/ and an overall
evaluation of different scenarios and sort of vessel a probability distribution between seabed and surface release
scenarios is set to 75% and 25% in order of appearance for anchor scenarios and 90% and 10% in order of appearance
for DP scenario. This results in the following probabilities:
Anchor – Thruster assisted mooring
P(blowout with seabed release) = 1,76 · 10-4 · 0,75 = 1.3 · 10-4
P(blowout with surface release) = 1,76 · 10-4 · 0,25 = 0,4 · 10-4
DP
P(blowout with seabed release) = 1,76 · 10-4 · 0,90 = 1.6 · 10-4
P(blowout with surface release) = 1,76 · 10-4 · 0,10 = 0,2 · 10-4
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 39 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
9
Rev. nr.
Blowout rates
Scenarios for blowout rate calculations have been defined and scenario probability distribution adjusted based on
the above and well specific information. Blowout rates and scenario probabilities combined describe a well specific
risk picture.
Blowout rates to surface and seabed have been calculated by Acona. The simulated scenarios include;
1
Top penetration – 5 meters of Ile sst. exposed
2
Drilling ahead – 50% of Ile exposed
3
Tripping – Ile fully exposed
The simulation results are shown below in Table 3
Table 3 Simulated blowout oil rates (Sm3/d) and probabilities
Section
8 ½”
Scenarios
Scenario
probability
Blowout rates*,
Surface (Sm3/d)
Blowout rates*,
Seabed (Sm3/d)
Top penetration
20%
4500
4200
Drilling ahead
40%
8500
8100
Tripping
40%
9500
9100
100%
8100
7700
Sum:
Weighted rate
* Adjusted towards the nearest hundred.
It is assumed that scenarios involve free, unrestricted annular flow and a total failure of the BOP. These assumptions are
conservative.
In the flow model the only restriction is the drillstring, i.e. free annular flow. This is reasonable according to blowout
statistics since drillpipe and open hole flow are rather rare compared to annular flow. Though a partly closed BOP may
serve as a restriction, even a small opening will give marginal choking effects and a partly closed ram may be severely
degraded by erosion after a short period of time.
Reference data can be found in /3/.
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 40 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
10
Rev. nr.
Blowout duration
An oil blowout can be stopped by:
1.
Operator actions – mechanical (capping)
2.
Wellbore collapse and/or rock material plugging the well – (bridging)
3.
Altered fluid characteristics resulting from water or gas coning during a blowout
4.
Drilling a relief well and applying kill mud
The probability distribution of the duration of a possible blowout is derived by way of the approach utilised in /2/.
An operation specific consideration of bridging probability or capping efficiency has not been attempted. Water/gas
coning is not considered, as this would require more detailed reservoir information.
The well specific input, time to drill a relief well, is presented in Table 4. One assumption in the assessment of blowout
duration is that one relief well is sufficient to kill the well. Need for a second relief well would require a re-evaluation.
Table 4 Time to drill a relief well (days), ref /4/
Time to:
Minimum: Most likely: Maximum:
- make decisions
1
1
2
5
8
15
- drilling
26
35
60
- geomagnetic steering into the well*
7
12
20
- killing the well*
1
2
5
- mobilise a rig; transfer, anchoring, supply of
equipment and preparations
* Numbers related to these operations are found reasonable and used as default based on expert consultation.
The required time to drill a relief well and kill a blowout is judged by the project to be between 40 and 102 days.
A Monte Carlo simulation is performed to produce a duration distribution from the well specific input in table 4 The
expected time found is 66 days. A probability distribution is presented in Figure 2.
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 41 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
0,35
0,30
Probability
0,25
0,20
0,15
0,10
0,05
0,00
56
63
70
77
84
Time to drill a relief well (days)
Figure 2
0,60
0,50
Probability
0,40
Surface
0,30
Seabed
0,20
0,10
0,00
1
2
5
7
10 14 21 28 35 42 49 56 63 70 77 84
Blowout duration (days)
Figure 3 Blowout duration described by probability distributions
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 42 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
Figure 4 Blowout duration described by cumulative distributions
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 43 av 44
Dok. nr.
Trer i kraft
11
Rev. nr.
References
/1/
Holand, Per: Blowout and Well Release Characteristics and Frequencies, 2013, Sintef Technology and Society,
Report no F25705, rev Final Report, December 19th 2013.
/2/
Scandpower: “Blowout and Well Release Frequencies based on SINTEF Offshore Blowout Database 2013”,
report no 19101001-8/2014/R3, ref Final, 22.05.2014
/3/
WCP NO 6407/8-7 Bister: EXP Team site for Blister
/4/
Risk Management for Drilling and Well Activities – Bister – ST team site for Bister.
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 44 av 44

Miljørisiko og beredskapsanalyse 6407/8

Transcription

Similar documents

Brosjyre Easitex bordlaken og dekkemateriell

Anmodning om uttalelse til søknad om tillatelse

WIKBORG IREIN - Miljødirektoratet

Finner du en vare som går ut på dato i dag eller i morgen, får

Boring av letebrønn 6407/8

Miljørisiko og beredskapsanalyse 25/11

SØKNAD OM ENDRING AV TILLATELSE TIL VIRKSOMHET

Notat - Vurdering av miljørisiko og oljevernberedskap ifm PA Huldra