Miljørisikoanalyse for avgrensningsbrønn
30/8-5 Tune Statfjord
Innhold
1 Sammendrag ... 4
2 Innledning ... 4
2.1 Definisjoner og forkortelser ... 4
2.2 Bakgrunn... 5
2.3 Aktivitetsbeskrivelse... 6
3 Metodikk og inngangsdata... 7
3.1 Geografisk lokasjon ... 7
3.2 Type operasjon og utslippssannsynlighet ... 8
3.3 Utblåsningsrater og – varigheter ... 8
3.4 Oljetype ... 9
3.5 Statoils akseptkriterier for miljørisiko ... 9
3.6 Modelleringsverktøy ... 10
4 Resultater ... 10
4.1 Resultater fra oljedriftmodellering ... 10
4.2 Resultater miljørisiko... 15
5 Konklusjon – Miljørisiko... 18
6 Referanser ... 18
1 Sammendrag
Statoil ASA planlegger boring av avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord, i den nordlige delen av Nordsjøen (PL190).
Tune Statfjord ligger ca 118 km fra land (Øygarden, Hordaland). Vanndypet er ca 93 meter. Boringen har planlagt oppstart Q4 2017, og brønnen skal bores med riggen Deepsea Bergen, Scarabeo 5 eller en tilsvarende rigg godkjent for HTHP-operasjoner. Dette dokumentet oppsummerer resultatene fra miljørisikoanalysen og setter krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for den planlagte aktiviteten.
Miljørisikoanalysen for 30/8-5 Tune Statfjord er gjennomført som en referansebasert analyse med letebrønn Krafla Main Statfjord fra 2014 [1] som referanse. I tillegg er det gjort en spesifikk vurdering i forhold til tobis av DNV-GL [2]. Det konkluderes med at miljørisikoen forbundet med boringen av avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for alle VØKer i alle fire sesonger, og høyeste utslag i miljørisiko er beregnet til å være 70 % av akseptkriteriet om sommeren. I planlagt boreperiode er miljørisikoen betydelig lavere.
2 Innledning
2.1 Definisjoner og forkortelser
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.
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).
BOP: Blow Out Preventer
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.
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.
Alvorlig: en miljøskade med restitusjonstid over 10 år.
NOFO: Norsk Oljevernforening for Operatørselskap
NEBA-prinsippet: Net Environmental Benefit Analysis – metode for å sammenligne og rangere netoo miljøgevinst forbundet med forskjellige bekjempelsesmetoder innen oljevern, eksempelvis oppsamling, mekanisk og kjemisk dispergering.
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.
OPERAto: Operational Risk Analysis tool. Excel basert metode for å beregne miljørisiko innenfor gitte rammer av utblåsningsrater og –varigheter samt oljetype og geografisk beliggenhet.
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.
Størst strandet emulsjonsmengde: 95-persentilen i utfallsrommet for størst strandet mengde
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.
2.2 Bakgrunn
Miljørisikoanalysen for boring av avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord er gjennomført som en referansebasert analyse, med letebrønn Krafla Main Statfjord, 8 1/2’’ seksjonen som referanse [1]. Miljørisikoanalyse for Krafla Main Statfjord er gjennomført av DNV-GL og vurderer miljørisikoen på sjøfugl kystnært og i åpent hav, strandhabitat, fisk og marine pattedyr.
Formålet med miljørisikoanalysen er å kartlegge risikonivået for det ytre miljøet med hensyn til akutt oljeutslipp i forbindelse med den planlagte aktiviteten og å sammenholde risiko mot gjeldende operasjonsspesifikke akseptkriterier.
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. Beredskapsanalysen for 30/8-5 Tune Statfjord er brønnspesifikk. Aktivitetsforskriftens § 73 og Styringsforskriftens § 17 stiller krav til beregning av risiko og beredskap ved miljøforurensning som følge av akutte utslipp som grunnlag for beredskapsetablering.
2.3 Aktivitetsbeskrivelse
Avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord er lokalisert i nordlige delen av Nordsjøen (Figur 2-1). Brønnen ligger ca 118 km fra Øygarden (Hordaland). Vanndypet på borelokasjon er 93 meter. Planlagt oppstart for boring er Q4 2017, og brønnen skal bores med Deep Sea Bergen eller Scarabeo 5 eller en tilsvarende rigg godkjent for HTHP-operasjoner.
Forventet oljetype er en oljetype av lignende kvalitet som Huldra kondensat. Basisinformasjon for brønnen er oppsummert i Tabell 2-1.
Figur 2-1 Beliggenheten til avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord og avstand til land.
Tabell 2-1 Basisinformasjon for avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord
Avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord Posisjon for DFU (geografiske koordinater WGS 84) 60° 28' 13" N, 002° 36' 9" Ø
Vanndyp 104 m*
Borerigg Deep Sea Bergen eller Scarabeo 5, eller en tilsvarende rigg
godkjent for HTHP-operasjoner.
Planlagt boreperiode Q4 2017
Sannsynlighet for utblåsning 9,62 x 10-4
Sannsynlighetsfordeling (% overflate/sjøbunn) 25/75
Vektet utblåsningsrate* Overflate: 200 m3/døgn
Sjøbunn: 200 m3/døgn
Oljetype (tetthet) Huldra kondensat (809 kg/m3)
Maksimal varighet av en utblåsning (tid til boring av avlastningsbrønn)
70 døgn
*Vanndyp benyttet i utblåsningsscenarioanalysen er 96 m, men dette vil ikke utgjøre forskjell i utslippsscenarie eller resultat.
3 Metodikk og inngangsdata
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 sin veiledning for miljørettede risikoanalyser [2].
Miljørisiko uttrykkes ved sannsynlighet for skade på bestander eller kystområder. Skade er definert i form av restitusjonstid og graden av skade er inndelt i fire kategorier: mindre (<1 års restitusjonstid), moderat (1-3 års restitusjonstid), betydelig (3-10 års restitusjonstid) og alvorlig (>10 års restitusjonstid) miljøskade. Miljørisikoen er vist som prosentandel av de operasjonsspesifikke akseptkriteriene i hver av skadekategoriene mindre, moderat, betydelig og alvorlig.
Miljørisikoanalysen for 30/8-5 Tune Statfjord er gjennomført som en referansebasert analyse mot Krafla Main Statfjord 8
½’’ seksjon fra 2014 [1]. Krafla Main Statfjord ligger ca 29 km i nordvestlig retning fra avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord. Avgrensningsbrønnen 30/8-5 Tune Statfjord har tilsvarende utblåsningssannsynlighet og utblåsningsvarighet, lavere utblåsningsrater og tilsvarende forventet oljetype. Se Tabell 3-1 for en sammenligning av sentrale parametere.
Tabell 3-1: Sammenlignining av sentrale parameter for 30/8-5 Tune Statfjord oppmot 8 1/2’’ seksjonen i letebrønn Krafla Main Statfjord
Parameter Kriteriet Krafla Main Statfjord
8 ½’’ seksjonen
30/8-5 Tune Statfjord Sammenligning
Geografisk lokasjon (WGS 84)
< 50 km fra sammenlignet felt/operasjon
60° 13' 07" N 002° 30' 24" Ø
60° 28' 13" N 002° 36' 9" Ø
29 km OK Oljetype Tilsvarende eller kortere
levetid på sjø
Huldra Kondensat (809kg/m3)
Huldra Kondensat (809kg/m3)
OK
Sannsynlighet for utslipp
Tilsvarende eller lavere 9,13E-04 9,6E-04 Tilsvarende, se 3.2
Vektet utblåsningsrate Overflate/sjøbunn
Tilsvarende eller lavere 700Sm3/d 600Sm3/d
200Sm3/d 200Sm3/d
OK
Potensiell maksimal varighet av
utblåsningen
Tilsvarende eller lavere 70 70 OK
Sannsynlighetsfordeling sjøbunn/overflate
Sannsynlighet for
overflateutblåsning må være tilsvarende eller lavere
75/25 75/25 OK
En detaljert gjennomgang av sentrale parametere knyttet til miljørisiko er gjort i kapittel 3.1.1 til 3.1.5 og med referanse i App A (Blowout scenario analysis – exploration wells Tune Statfjord Appraisal (30/8-5), rev 1.).
3.1 Geografisk lokasjon
Avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord har planlagt borelokasjon 60° 28' 13" N, 002° 36' 9" Ø. Brønnen ligger 29 km i nordlig retning fra letebrønn Krafla Main Statfjord (60° 13' 07" N, 002° 30' 24" Ø). Avstand kvalifiserer derfor for å benytte den gjennomførte miljørisikoanalysen for letebrønn Krafla Main Statfjord.
3.2 Type operasjon og utslippssannsynlighet
Avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord er vurdert som en høytemperatur-høytrykk (HTHP), der eventuelt hydrokarbonfunn forventes å være gass og kondensat. Basert på Lloyd’s register rapporten (2016) referert i utblåsningsscenarioanalysen vedlagt er utblåsningssannsynligheten beregnet til 9,62 × 10-4.
Brønnen er planlagt boret med Deep Sea Bergen, Scarabeo 5, eller en tilsvarende rigg godkjent for HTHP-operasjoner, som er halvt nedsenkbar flyterigg som vil bli holdt på plass ved ankring eller dynamisk posisjonering (DP).
Sannsynligheten for utblåsning fordelt på utslippspunkt er satt til 25 % for overflateutblåsning og 75 % for sjøbunnsutblåsning.
Sannsynlighet for overflateutblåsning: 9,62 × 10-4 × 0,25 = 7,22 × 10-4 Sannsynlighet for sjøbunnsutblåsning: 9,62 × 10-4 × 0,75 = 2,41 × 10-4
Krafla Main Statfjord 8 ½ seksjon var vurdert som en høtrykk-høytemperatur letebrønn, basert på Lloyd’s
registerrapporten 2013. Utblåsningssannsynligheten for Krafla Main Statfjord 8 ½’’ seksjon var vurdert til 9,13 × 10-4 [2], og er dermed tilsvarende og representativ for Tune Statfjord.
Relativt til gjennomsnittlige avgrensnings og letebrønner er utslippssannsynlighetene for både Tune Statfjord og Krafla Main Statfjord relativt høye.
3.3 Utblåsningsrater og – varigheter
Utblåsningsrater og tilhørende sannsynligheter, og utblåsningsvarigheter med tilhørende sannsynligheter for 30/8-5 Tune Statfjord er presentert i Tabell 3-2, og for referanseanalysen Krafla Main Statfjord 8 ½’’ seksjon Tabell 3-3.
Ratene varierer mellom 20 og 330 Sm3/d for 30/8-5 Tune Statfjord. Vektet rate er 200 Sm3/d for både overflateutslipp og sjøbunnutslipp. Vektet utblåsningsrate på 200 Sm3/d (overflate og sjøbunn) benyttes for dimensjonering av beredskap mot akutt forurensing. 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. Maksimal utblåsningsvarighet er beregnet til 70 døgn for både 30/8-5 Tune Statfjord og Krafla Main Statfjord. Se App A for flere detaljer.
Ettersom utblåsningsratene for Krafla Main Statfjord 8 ½’’ seksjon var relativt lave, ble det bestemt å utføre
oljedriftmodellering og miljørisikoanalysen på en forenklet rate- og varightetsmatrise, med én rate og to varigheter for hver utslippslokasjon (fremfor tre rater og fem varigheter for hver utslippslokasjon). Verdiene som ble valgt i den forenklede rate- og varighetsmatrisen var maks rate med tilhørende sannsynlighet på 100%, og varigheter med tilhørende sannsynlighet på 5 døgn og 70 døgn. Dette var en konservativ tilnærming for Krafla Main Statfjord 8 ½’’
seksjonen siden utslippsscenariet og den tilhørende miljørisikoen ble presensert som vesentlig høyere enn det ville vært ved standard tilnærming.
Å benytte rate og varighetsmatrisen for Krafla Main Statfjord 8 ½’’ seksjonen for Tune Statfjord er en konservativ tilnærming ettersom ratene som er benyttet er mer enn dobbelt så høye, og vil bidra til vesentlig mer olje på sjøen enn ved tilsvarende modellering for Tune Statfjord.
Tabell 3-2 Rate og varightetmatrise for Tune Statjord
Utslipps lokasjon
Fordeling overflate/
Sjøbunn
Rate Sm3/d
Sannsynlighetfor raten (%)
Varigheter og sannsynlighetsfordeling (%)
2 dg 5 dg 14 dg 35 dg 70 dg
Overflate 25 % 20 20
66,4 14,4 8,9 2,7 7,5
170 40
330 40
Sjøbunn 75 % 20 20
49,5 15,7 13,7 6,0 15,1
170 40
330 40
Tabell 3-3 Rate og varightetmatrise for Krafla Main Statfjord 8 ½’’ seksjon Utslipps
lokasjon
Fordeling overflate/
sjøbunn
Rate Sm3/d
Sannsynlighetfor raten (%)
Varigheter og sannsynlighetsfordeling (%)
5 dg 70 dg
Overflate 25 % 700 100 89,8 10,2
Sjøbunn 75 % 600 100 78,8 21,2
3.4 Oljetype
Det er forventet å finne olje av lignende kvalitet som Huldra kondensat i avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord. Huldra kondensat var benyttet som referanseolje for Krafla Main Statfjord 8 ½’’ seksjon. Det er gjennomført en forvitringsstudie av Huldra kondensat fra SINTEF i 1998 [3]. Forvitringsegenskaper for Huldra kondensat og mulige
beskjempelsesstrategier er angitt i kapitell 4.3.1.
De fysisk-kjemiske egenskapene til Huldra kondensat-olje er presentert i Tabell 3-4 [3].
Tabell 3-4 Fysisk-kjemiske egenskaper for Huldra kondensat.
Parameter Huldra kondensat
Oljetetthet (kg/m3) 809
Maksimalt vanninnhold ved 5/13ºC (vol %) -/40
Voksinnhold (vekt %) 5,2
Asfalteninnhold (harde) (vekt %) -
Viskositet, fersk olje (13 ºC) (cP) 4,3
3.5 Statoils akseptkriterier for miljørisiko
I analysen av miljørisiko knyttet til boringen av avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord benyttes Statoils akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko (Tabell 3-5). De samme akseptkriterier ble benyttet for Krafla Main Statfjord 8 ½’’
seksjonen. Statoils akseptkriterier er fastsatt på bakgrunn 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 3-5 Statoils akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko Miljøskade Akseptkriterier for
operasjonsspesifikk miljørisiko:
Mindre < 1 × 10-3 Moderat < 2,5 × 10-4 Betydelig < 1 × 10-4
Alvorlig < 2,5 × 10-5
3.6 Modelleringsverktøy
Modelleringsverktøyet som benyttes til modellering av oljens drift, spredning og forvitring etter utslipp er utviklet av SINTEF, og gjenstand for kontinuerlig utvikling og forbedring. Høsten 2015 lanserte SINTEF en oppdatert OSCAR versjon; MEMW 7.0.1.
Krafla Main Statfjord er analysert med modelleringsverktøyet OSCAR MEMW 6.2. Endringer mellom de to OSCAR versjonene omhandler strøm og vinddata, metodikk for re-gridding av resultat fra 3x3 km til 10x10 km og metodikk for forløpet av oljepartiklenes stigning til overflaten ved sjøbunnsutslipp. Den nye versjonen av OSCAR kan gi et noe større konsekvenspotensiale og influensområde fra både sjøbunnsutslipp og overflateutslipp sammenlignet med versjon 6.2.
Miljørisikoanalysen for Krafla Main Statfjord 8 ½’’ fra 2014 var basert på den tidens nyeste versjonen av
modelleringsverktøyet, og Statoil anser at analysen er representativ som referanseanalyse for Tune Statfjord siden utblåsningsrate og -varighet som er benyttet er meget konservative for Tune Statfjord.
4 Resultater
4.1 Resultater fra oljedriftmodellering
I miljørisikoanalysen for Krafla Main Statfjord 8 ½’’ seksjon som dekker 30/8-5 Tune Statfjord ble det modellert overflate- og sjøbunnsutblåsning og generert oljedriftsstatistikk på rutenivå for fire sesonger: vår (mars-mai), sommer (juni-august), høst (september-november) og vinter (desember-februar) og årlig. Influensområdene (≥ 5 % sannsynlighet for treff av over 1 tonn olje i 10 x 10 km ruter), gitt utblåsning i de ulike sesongene, er presentert i Figur 4-1, Figur 4-2 og Figur 4-3.
Merk imidlertid at influensområdene er basert på alle utblåsningsrater og varigheter og deres individuelle
sannsynligheter, og at det markerte området ikke viser omfanget av en enkelt oljeutblåsning, men er det området som berøres i ≥ 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong.
Resultatene bør forstås som konservative ettersom de er basert på høyere rater og lengre varigheter enn det som er beregnet for Tune Statfjord, ref 3.3.
Figur 4-1 Sannsynligheten for treff av mer enn 1 tonn olje i 10×10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning og sjøbunnsutblåsning fra letebrønnen i Krafla Main Statfjord 8 ½’’ seksjon årlig. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i ≥ 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong.
Figur 4-2 Sannsynligheten for treff av mer enn 1 tonn olje i 10×10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra letebrønnen i Krafla Main Statfjord 8 ½’’ seksjon i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle
sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i ≥ 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong.
Figur 4-3 Sannsynligheten for treff av mer enn 1 tonn olje i 10×10 km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra letebrønnen i Krafla Main
Figur 4-4 Sannsynligheten for treff av mer enn 1 tonn olje i 10×10 km kystruter gitt en overflateutblåsning fra letebrønnen Krafla Main Statfjord (8 ½’’) i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter.
Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i ≥ 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Ingen stranding gitt en sjøbunnsutblåsning.
Oljedriftsimuleringene for letebrønnen oppgir resultater for landpåslag. Korteste drivtid til land er 19 døgn om høsten og største strandet emulsjonsmengde er 1 tonn også om høsten (95 persentil). I de andre sesongene forekommer det ikke stranding. Statistikk for stranding er angitt i Tabell 4-1 for alle sesonger.
Tabell 4-1 Største strandingsmengder og korteste drivtid (95-persentil) for 30/8-5 Tune Statfjord. Alle simuleringene for overflate- og sjøbunnsutblåsning er lagt til grunn for tallene presentert
Sesong Strandingsmengde emulsjon (tonn)
95 persentil
Korteste drivtid (døgn) 95 persentil
Vår - -
Sommer - -
Høst 1 19
Vinter - -
Det er ingen stranding i de prioriterte områdene (95 persentil). Ettersom oljedriftresultatene for stranding for Krafla Main Statfjord 8 1/2’’ seksjon er svært lave og konservative for Tune Statfjord, ref 3.3, antas det at det ikke vil forekomme stranding på land generelt eller i eksempelområdene for Tune Statfjord.
4.2 Resultater miljørisiko
Miljørisiko i tilknytning til leteboring i Krafla Main Statfjord 8 ½’’ sekjonen som dekker 30/8-5 Tune Statfjord presenteres sesongvis for de mest sårbare ressurser innen analyseområdet. Miljørisiko uttrykkes ved sannsynlighet for skade i form av restitusjonstid på bestander eller kystområder kombinert med frekvens for utblåsning. De sesongvise verdiene tilsvarer måneden med høyest innslag innenfor en gitt sesong. Risikoen presenteres som prosentvis andel av Statoils gjeldende operasjonsspesifikke akseptkriterier.
Resultatene bør forstås som konservative ettersom de er basert på høyere rater og høyere sannsynlighet for maksimal varighet enn det som er realistisk for Tune Statfjord, ref 3.3. Frekvens for utblåsning for både Tune Statfjord og
referansebrønnen er relativt høye sammenlignet andre letebrønner på norsk sokkel, dette begrunnes med høyt trykk og høy temperatur i reservoaret (HTHP). Dette medfører høye resultater på miljørisiko tross svært lave utblåsningsrater og et relativt lite influensområde.
Den beregnede miljørisikoen for planlagt boretidspunkt (Q4 2017), er gjennomgående lav. Høyeste utslag på miljørisiko om vinteren er 10% av Statoils akseptkriterier, for sjøfugl åpent hav i skadekategori moderat.
4.2.1 Miljørisiko for sjøfugl åpent hav
Høyest risiko for skade på sjøfugl åpent hav er observert hos alkekonge i høstsesongen i kategorien Moderat miljøskade med 19 % av akseptkriteriet. Høyest beregnet miljørisiko innenfor hver miljøskadekategori, uavhengig av sesong og art, som andel av akseptkriteriet er som følger:
4 % av akseptkriteriet for Mindre miljørisiko for alkekonge om høsten.
19 % av akseptkriteriet for Moderat miljørisiko for alkekonge om høsten.
3 % av akseptkriteriet for Betydelig miljørisiko for alkekonge om høsten.
Ingen sannsynlighet for Alvorlig miljørisiko.
4.2.2 Miljørisiko for sjøfugl kystnært
Høyest risiko for skade på kystnær sjøfugl er beregnet for hekkebestanden av lomvi om sommeren i skadekategori Alvorlig miljøskade med 70% av akseptkriteriet. Risikonivået ligger vesentlig lavere i de andre sesongene og for de andre artene.
Høyest beregnet miljørisiko innenfor hver miljøskadekategori, uavhengig av sesong og art, som andel av akseptkriteriet er som følger:
2 % av akseptkriteriet for Mindre miljørisiko for havsule, lunde og toppskarv om sommeren.
9 % av akseptkriteriet for Moderat miljørisiko for alke, havhest, havsule, krykkje, lunde og toppskarv om sommeren.
22 % av akseptkriteriet for Betydelig miljørisiko for lomvi om sommeren.
70 % av akseptkriteriet for Alvorlig miljørisiko for lomvi om sommeren.
Miljørisikoresultater per sesong presenterer den verste måneden i tilhørende sesongen. Figuren under, viser miljørisiko for kystnær sjøfugl per måned. Juni gir vesentlig høyere miljørisiko sammenlignet med de andre sommermånedene.
Figur 4-5 Månedlig miljørisiko forbundet med boring av 8 ½’’-seksjonen i letebrønn 30/11-11 Krafla Main Statfjord, presentert for sjøfugl kystnært, som andel av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier.
4.2.3 Miljørisiko for marine pattedyr og strandhabitat
Høyest risiko for skade på marine pattedyr er observert om høsten med 4 % av akseptkriteriet i kategorien Moderat miljøskade. Artene havert, steinkobbe og oter har inngått i analysen.
Høyest miljørisikoen knyttet til strandhabitat er observert om sommeren med 3 % av akseptkriteriene i kategoriene Mindre og Moderat miljøskade.
4.2.4 Miljørisiko for fisk
Modellering av tapsandeler av fiskeegg og fiskelarver gitt en utblåsning fra 8 ½’’ seksjonen av letebrønnen Krafla Main Statfjord viser ingen sannsynlighet for tapsandeler over 0,5 % i noen av sesongene for hverken torsk eller sild. Mulige konsekvenser for disse fiskeartene anses derfor som neglisjerbare, og torsk/sild ble ikke tatt med videre i
miljørisikoberegningene.
Statoil har fått gjennomført et tilleggsstudie, utført av DNV-GL [2], som gir en detaljert vurdering av effekter på tobis knyttet til en potensiell sjøbunnutblåsning, ettersom Tune Statfjord er lokalisert på gytefeltet for tobis, se Figur 4-6.
Vurderingene er gjort med grunnlag i modelleringer med SINTEF OSCAR modell (versjon 7.0.1), og fokuserer på hydrokarbonkonsentrasjoner i vannsøylen i området over tobisgytefeltene, oljekonsentrasjoner i sedimentene i gyteområdene og biologiske eksponeringsberegninger på larver i larvedriftperioden. Studiet baserer seg på flere enkeltsimuleringer fra havbunn der maksimal utblåsningsrate (330 m3/d), utblåsningsvarighet på 14 døgn og lokasjon for letebrønn Tune Statfjord er lagt til grunn. Simulering er utført med Huldra Kondensat som oljetype. Det er også foretatt en sensitivitetsvurdering ved å benytte vesentlig høyere utblåsningsrater og varighet. Det er ikke vurdert risiko ved
overflateutblåsning da effekt på tobis er vurdert som neglisjerbar.
Figur 4-6 Beliggenhet av tobis gytefelt på Vikingbanken, samt lokasjon for avgrensningsbrønnTune Statfjord. Kilde: Ottersen m. fl.
2010.
En maksimal utblåsningsrate på 330 Sm3/d er så lav at den kun sporadisk og over svært små vannvolumer vil overstige en nedre effektgrense for akutte effekter på tobislarver på 58 ppb. Beregnet larvetap i larvedriftsperioden i april – mai er svært lavt (< 0.1 % av de samlede gyteproduktene). Tilsvarende vil eventuell dødelighet på larver som befinner seg over gyteområdet før bunnslåing på sommeren være marginal. Bruk av subsea dispergering vil øke vannsøyle-
konsentrasjonene noe og kan gi et kontaminert vannvolum (THC > 58 ppb) i inntil 2 % av vannvolumet over gyteområdet.
Sedimentkonsentrasjoner er følgelig også svært lave og under grenseverdi for kontaminert sediment satt til 50 ppm
Utblåsningsratene må opp i ca. 2000 Sm3/d for å gi effektområder over 58 ppb. En utblåsningsrate på 2000 Sm3/d i 14 dager gir et effektområde på inntil 2 % av det samlede vannvolum innenfor gyteområdene på Vikingbanken. Den høyeste modellerte raten på 8000 Sm3/d gir et kontaminert vannvolum på inntil 1.5 km3 (6.5 % av vannvolum i gyteområdet).
Statoil vurderer at risiko for tobis forbundet med en oljeutblåsning fra avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord er marginal og akseptabel gjennom hele året.
5 Konklusjon – Miljørisiko
Miljørisikonivået forbundet med boring av avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord er vurdert å være akseptabel sett i forhold til Statoils akseptkriterier for miljørisiko gjennom hele året.
6 Referanser
[1] DNV (2014) Miljørisikoanalyse (MRA) for letebrønn 30/11-11 Krafla Main Statfjord i PL035 i Nordsjøen. Rapport Nr.: 2014-0823, Rev 00
[2] DNV (2017) Vurdering av effekter på tobis ved eventuell utblåsning fra avgrensningsbrønn Tune Statfjord, 2017- 0076, Rev. 00
[3] SINTEF (1998) Forvintringsegenskaper for Huldra kondensat, STF66F98085
App A Blowout scenario analysis
Technical note:
Input to the environmental risk assessment–
Blowout scenario analysis – exploration wells Tune Statfjord Appraisal (30/8-5).
Kari Apneseth, TPD R&T FT SST TSW Fornebu, January 3rd 2017
Summary
This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to drilling of the exploration well Tune Statfjord Appraisal (30/8-5)).
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 9.6 · 10-4. The oil blowout rates range between 20 and 330 Sm3/d. It is found that the duration of a blowout could potentially amount to 70 days with a 4 % probability.
The results for Tune Statfjord Appraisal are shown below:
Probability top/ sub
Rate (Sm3/d)
Probability distribution - duration Scenario probability
2 5 14 35 70
Topside 0,25
20
0,664 0,144 0,089 0,027 0,075
0.2
170 0.4
330 0.4
Average = 200
Subsea 0,75
20
0,495 0,157 0,137 0,060 0,151
0.2
170 0.4
330 0.4
Average = 200
1 Introduction
Statoil is planning to start drilling Tune Statfjord Appraisal well in the North Sea Q2 2017. The well will be drilled by a semi- submersible.
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:
Historical blowout statistics /1/
Blowout and well leak frequencies /2/
Simulations of blowout rates /3/
Input from the project /3/
Judgements and considerations in TPD R&T FT SST TSW and in dialogue with the project.
2 Well specific information
Water depth at well location is 93 meters MSL. The distance RKB-MSL is 25 meters. The objective of the wells is to test for hydrocarbons in the Statfjord sst formation in the 8 ½” section.
According to the well design the a 9 5/8” casing will set at 4049 meters TVD RKB. The 8 ½” section will be drilled through the Statfjord formation with an expected top of 4100 meters TVD RKB.
Total depth will be at about 4500 meters MD RKB
Figure 1: Well Schematic for well 30/8-5, Tune Statfjord Appraisal
Expected reservoir data and fluid properties are found in Table 1 and Table 2 below.
Table 1: Reservoir data for well 30/8-5, ref /3/
Reservoir Data Unit
8 ½”
Statfjord
Top reservoir m TVD MSL 4090
Total formation thickness m TVT 572
Net formation thickness m TVT 309
Net/Gross Ratio 0.54
Porosity v/v 0.126
Permeability mD 0.24
Kv/kh ratio 0.6
Temperature (@ 4330 m TVD MSL) °C 156
Reservoir Pressure (@ 4330 m TVD MSL) bara 778
Reservoir length along well m 2500
Reservoir width across well m 5000
X-position of well within reservoir m 1250
Y-position of well within reservoir m 3000
Discovery probability % 1
Table 2: Fluid properties for the expected fluid from well 30/8-5, ref /3/.
Fluid data Unit
8 ½»
Statfjord Reference field/well for fluid properties
30/5-3, A-14, A-12, A-11, A-13
Gas/water contact(s) 30/8-5 m TVD MSL 4471
FLUID PROPERTIES AT SURFACE CONDITIONS
Oil (condensate) density kg/m3 825
Gas gravity sg 0.714
GOR (GCR) Sm3/Sm3 2710
FLUID PROPERTIES AT RESERVOIR CONDITIONS
Fluid type gas/oil/cond Condensate
Reservoir fluid density g/cc 0.3797
Viscosity cP 0.0557
CO2 % 3.01
N2 % 0.232
H2S % 0.001
Formation Volume Factor, B Rm3/Sm3 0.003113
3 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.
During drilling on Tune Statfjord Appraisal it is evaluated that a blowout can potentially take place in the 8 ½” section.
The blowout frequencies found in Scandpower /2/ are the outset of our assessment. The expected fluid is gas and condensate at high pressure and temperature (HTHP). An average blowout frequency for appraisal wells is used for the section adjusted for HTHP conditions.
P(blowout, HTHP, appraisal exploration, gas well) = 9.62 · 10-4 per well
The frequency relates to an average HTHP well with hydrocarbons in one section (shallow gas not included). The blowout frequency is considered applicable for Tune Statfjord Appraisal.
Deepsea Bergen or Scarabeo 5 will be used for drilling the well. These are semi-submersible drill rigs that will operate on thruster assisted mooring. 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. This results in the following probabilities:
P(blowout with seabed release) = 9.62 · 10-4 · 0,75 = 7.22 · 10-4 P(blowout with surface release) = 9.62 · 10-4 · 0,25 = 2.41 · 10-4
4 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 has been calculated in Prosper, ref /3/. The simulated scenarios include;
1 Top penetration –5 meters of primary reservoir exposed 2 Drilling ahead – 50% of total reservoir length exposed 3 Tripping – All reservoir zones fully exposed
The simulations are performed for the scenarios listed above and the results are shown below in Table 3.
Table 3: Simulated blowout oil rates (Sm3/d) and probabilities.
Section Scenarios Scenario
probability
Blowout rates*, (Sm3/d) Tune Statfjord Appraisal
Surface Seabed
8 ½”
Top penetration 20% 20 20
Drilling ahead 40% 170 170
Tripping 40% 330 330
Weighted rate 200 200
* Adjusted towards the nearest tenth.
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.
For a full description of the rate calculations see the Prosper simulation file /3/.
4.1 Sensitivity, open hole case
Section Scenarios Scenario
probability
Blowout rates*, (Sm3/d) Tune Statfjord
Appraisal OIL
Blowout rates*, (Sm3/d) Tune Statfjord Appraisal GAS
Surface Seabed Surface Seabed
8 ½”
Top penetration
20% 20 20 50 50
Drilling ahead 40% 180 180 480 480
Tripping 40% 340 340 910 910
Weighted rate 210 210 570 570
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 /3/
Time to: Minimum: Most likely: Maximum:
- make decisions 1 1 1
- mobilise a rig; transfer, anchoring, supply of equipment and preparations 5 8 11
- drilling 30 37 43
- geomagnetic steering into the well* 7 12 20
- killing the well* 1 2 5
* 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 44 and 80 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 61 days. A probability distribution is presented in Figure 2.
Figure 2: Duration distribution, ‘Time to drill a relief well’
The probability distribution, found in Table 5 below, is constructed by combination of the well specific duration distribution and probabilities that a blowout will end by the mechanisms capping and bridging /2/.
Based on Table 5 maximum blowout duration is suggested to be 70 days.
0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60
56 63 70
Probability
Time to Drill a Relief Well (days)
Table 5: Probability distribution for a blowout to end as a function of time (days)
*Probabilities in the tail end of the duration distribution (< 0,002) are added to the probability of the preceding duration category.
Different probability descriptions of the duration of a seabed or surface blowout are produced. Possible durations of a seabed or surface blowout are described by probabilities in Figure 3. In Figure 4 seabed and surface blowout duration and
‘time to drill a relief well’ are described by cumulative probability curves.
Figure 3: Blowout duration described by probability distributions 0,00
0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60
1 2 5 7 10 14 21 28 35 42 49 56 63 70 Blowout Duration (days)
Surface Seabed Duration
(days) Surface blowout Seabed blowout Duration
(days) Surface blowout Seabed blowout
0,5 0,410 0,280 28 0,007 0,017
1 0,123 0,100 35 0,004 0,009
2 0,131 0,114 42 0,002 0,006
5 0,144 0,157 49 0,001 0,004
7 0,038 0,052 56 0,009 0,018
10 0,031 0,048 63 0,040 0,080
14 0,021 0,037 70 0,022 0,044
21 0,016 0,034
Figure 4: Blowout duration described by cumulative distributions
5 References
/1/ SINTEF: “Blowout and Well Release Characteristics and Frequencies, 2015”, report no. SINTEF F27447, rev Final Report, 19 January 2016.
/2/ Scandpower: “Blowout and Well Release Frequencies based on SINTEF Offshore Blowout Database 2015”, report no 19101001-8/2016/R3, ref Final, 04.04.2016
/3/ Correspondence and simulation Files are located on ST Risk Management for Drilling and Well Activities Team Site.
