Document no. : Contract no.: Project:
Classification: Distribution:
Open Open
Expiry date: Status
Final
Distribution date: Rev. no.: Copy no.:
Author(s)/Source(s):
Stine Kooyman
Subjects:
Remarks:
Valid from: Updated:
Responsible publisher: Authority to approve deviations:
Techn. responsible (Organisation unit / Name): Date/Signature:
X
TPD R&T FT SST ERO Stine Kooyman
Responsible (Organisation unit/ Name): Date/Signature:
X
TPD R&T FT SST Arne Myhrvold
Approved by (Organisation unit/ Name): Date/Signature:
X
TPD R&T FT SST ERO Hanne Greiff Johnsen
Innholdsfortegnelse
1 Innledning ... 4
1.1 Bakgrunn... 4
1.2 Aktivitetsbeskrivelse... 5
1.3 Definisjoner og forkortelser ... 6
2 Metode ... 7
2.1 Ytelseskrav ... 7
2.2 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer ... 7
2.3 Dimensjonering av barrierene ... 8
2.3.1 Dimensjonering av barriere 1 og 2 – nær kilden og på åpent hav ... 8
2.3.2 Dimensjonering av barriere 3 og 4 – kyst- og strandsone ... 8
2.3.3 Dimensjonering av barriere 5 - strandrensing ... 9
3 Resultater ... 9
3.1 Utslippsscenarier ... 9
3.2 Skrugardoljens egenskaper ... 10
3.2.1 Oljens egenskaper ved mekanisk oppsamling... 10
3.2.2 Oljens egenskaper ved kjemisk dispergering ... 11
3.2.3 Operasjonslys ved letebrønn Kayak ... 11
3.2.4 Bølgeforhold nær lokasjon til letebrønn Kayak ... 12
3.2.5 Bølger i kystsonen (generisk for Norges kystlinje) ... 13
3.3 Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger ... 14
3.4 Influensområder og stranding ... 16
3.5 Beregning av beredskapsbehov og responstider for barriere 1 og 2 ... 16
3.6 Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og 4 ... 19
3.7 Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 5 ... 19
3.8 Bruk av kjemisk dispergering ... 20
3.9 Deteksjon av olje og overvåkning av olje under oljevernaksjoner ... 20
3.10 Oljevernberedskap som konsekvensreduserende tiltak ... 21
3.11 Særlige hensyn ... 21
4 Konklusjon ... 21
5 Referanser ... 23
Appendiks A ... 24
Oppsummering
Statoils krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for boring av letebrønn 7219/9-2 Kayak er etablert gjennom foreliggende beredskapsanalyse og oppsummert i tabellen under. Det er satt krav til 4 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 36 timer. Kjemisk dispergering vil, basert på en NEBA vurdering, kunne bidra til et effektivt oljevern til havs. For barriere 3 og 4 stilles det krav til en kapasitet tilsvarende 1 kystsystem og 1 fjordsystem med responstid på 19 døgn, som er korteste drivtid til kysten. For barriere 5 er det ikke satt spesifikke krav til beredskap. Ytterligere ressurser og utstyr kan mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og berørte IUAer. Gjennom aksjonsledelsen vil Statoil fortløpende tilpasse bruk av bekjempelsesmetoder, utstyr og dimensjonering til de gjeldende forhold.
Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for boring av letebrønn 7219/9-2 Kayak er oppsummert i Tabell 4-1tabellen under.
Barriere 1 og 2 – bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid 4 NOFO-systemer
Første system innen 5 timer, fullt utbygd barriere innen 36 timer Barriere 3 og 4 – bekjempelse i kyst- og strandsone
Systemer og responstid
Kapasitet tilsvarende 1 Kystsystem og 1 Fjordsystem, responstid på 19 døgn Barriere 5 - strandrensing
Systemer og responstid Det stilles ikke spesifikke krav til barriere 5 da det ikke forekommer stranding i Statoils prioriterte områder innen 20 døgn.
Fjernmåling og miljøundersøkelser
Akutt forurensning av betydning skal oppdages innen 1 time etter at hendelsen har inntruffet
Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer
1 Innledning
1.1 Bakgrunn
Foreliggende beredskapsanalyse er utarbeidet for boring av letebrønn 7219/9-2 Kayak i Barentshavet, som Statoil planlegger å bore i andre kvartal 2017.
Effektiv oljevernberedskap vil redusere oljemengder på sjøen, begrense utstrekning og påslagsområder for et oljesøl og redusere miljørisiko. Statoil vil være ansvarlig for en eventuell oljevernaksjon både nær kilden til havs, langs kysten og på land i tilfelle stranding. Valg av metoder og utstyr for bekjempelse vil baseres på utslippets karakter, værforhold,
effektivitet av utstyr og tilstedeværelse av sårbare ressurser. Hovedstrategier for aksjoner er bekjempelse nær kilden. En vil tilstrebe å benytte den bekjempelsesmetoden, mekanisk oppsamling eller kjemisk dispergering, som resulterer i minst miljøskade ut fra en «Net Environmental Benefit Analysis».
NOFO står for den operative delen av beredskapen både til havs, nær kysten og ved eventuelle strandrenseaksjoner, og disponerer ressurser og personell for dette. I tillegg er Statoil medlem i OSRL og vil kunne benytte oljevernressurser herfra, som kjemisk dispergering og strandrenseutstyr, etter behov i en aksjon.
Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for oljevernberedskap ved et større uhellsutslipp av olje.
Analysen skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av beredskapsressurser. Beredskapsanalysen for 7219/9-2 Kayak er brønnspesifikk. Aktivitetsforskriftens § 73 og Styringsforskriftens § 17 stiller krav til beregning av miljørisiko og beredskapsbehov i forbindelse med aktiviteter som kan gi ved miljøforurensning som følge av akutte utslipp som grunnlag for beredskapsetablering. Det er utført en miljørisikoanalyse for denne letebrønnen [1]. Informasjon fra miljørisikoanalysen inngår som grunnlag i beredskapsanalysen.
1.2 Aktivitetsbeskrivelse
Letebrønnen 7219/9-2 Kayak skal bores i Barentshavet (Figur 1-1). Vanndybden på borelokasjon er 332 m og korteste avstand til land er 198 km, til Sørøya i Hasvik kommune. Boringen er planlagt med oppstart i løpet av andre kvartal 2017.
Brønnen er planlagt boret med den halvt nedsenkbare riggen Songa Enabler.
Hovedformålet med letebrønn 7219/9-2 Kayak er å undersøke hydrokarbonforekomster i formasjonene Kolje og Intra/Lower Kolje. Forventet oljetype er tilsvarende Skrugard basert på forventede fluidegenskaper og nærhet.
Basisinformasjon for letebrønnen er oppsummert i Tabell 1-1.
Figur 1-1 Lokasjon til letebrønn 7219/9-2 Kayak. Korteste avstand til land er ca 198 km. Figur hentet fra miljørisikoanalysen for brønnen [1].
Tabell 1-1 Basisinformasjon for letebrønn 7219/9-2 Kayak
Letebrønn 7219/9-2 Kayak Posisjon for DFU (geografiske koordinater) 72° 19' N, 19° 54' Ø
Vanndyp 332 m
Borerigg Songa Enabler
Planlagt boreperiode Q2 2017
Sannsynlighet for utblåsning 1.29 ×10-4 Sannsynlighetsfordeling (% overflate/sjøbunn) 10/90
Vektet utblåsningsrate Overflate: 3100 m3/døgn
Sjøbunn: 2200 m3/døgn
Oljetype (tetthet) Skrugard (871)
Maksimal varighet av en utblåsning (tid til boring av avlastningsbrønn)
63 døgn
1.3 Definisjoner og forkortelser
Sentrale ord og uttrykk som inngår i beredskapsanalysen er kort beskrevet nedenfor:
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
Miljørisikoanalyse: Risikoanalyse som vurderer risiko for ytre miljø.
NOFO: Norsk Oljevernforening for Operatørselskap
NEBA-prinsippet: Net Environmental Benefit Analysis – metode for å sammenligne og rangere netto miljøgevinst forbundet med forskjellige bekjempelsesmetoder innen oljevern, eksempelvis oppsamling, mekanisk og kjemisk dispergering.
OSRL: Oil Spill Response Limited
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.
Størst strandet emulsjonsmengde: 95-persentilen i utfallsrommet for størst strandet mengde2 Metode
2.1 Ytelseskrav
Statoils ytelseskrav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Statoils forutsetninger og metode for
beredskapsdimensjonering i alle barrierer [2], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i NOROG veiledning [3] og NOFO [4].
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 for 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.
2.2 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)
- 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 benyttes 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 oljer med viskositet under 15000 cP). Kapasiteten til havgående dispergeringssystem i NOFO-klasse er satt til 1950 m3/døgn. For flere detaljer henvises det til Statoils metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [2].
Utstyr som kan benyttes til bekjempelse av olje/emulsjon i barriere 1-4:
Havgående NOFO-system
Havgående Kystvaktsystem
System Kyst A – IKV
System Kyst B – KYV
System Fjord A – NOFO/Operatør
System Fjord B – IUA/KYV
Dispergeringssystem (NOFO og OSRL)
2.3 Dimensjonering av barrierene
2.3.1 Dimensjonering av barriere 1 og 2 – nær kilden og på åpent hav
For barriere 1 og 2, bekjempelse nær kilden og på åpent hav, beregnes det et behov for antall NOFO-systemer basert på utslippsrate og forventet oljetype. Det er den vektede utblåsningsraten som benyttes for å dimensjonere systembehovet i barriere 1 og 2 for letebrønner.
For dimensjonering av barriere 1 benyttes egenskaper (fordamping, naturlig nedblanding, vannopptak og viskositet av emulsjon) for 2 timer forvitret olje. Det grunnleggende prinsippet er at kapasiteten i de ulike barrierene skal være tilstrekkelig til å kunne håndtere emulsjonsmengden ved de gitte betingelsene. Separate beregninger er gjort for vinter- og sommersesong.
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 forvitret 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).
2.3.2 Dimensjonering av barriere 3 og 4 – kyst- og strandsone
For barriere 3 og 4, bekjempelse av olje i kyst- og strandsone, er kravene til beredskap satt ut fra størst behov ved å bruke to alternative tilnærminger:
95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon. Beredskapen i barriere 4 skal ha kapasitet til å bekjempe emulsjonen som passerer barriere 3. Beredskapsbehovet i barriere 3 og 4 er beregnet basert på resultater fra oljedriftssimuleringer gjennomført for aktiviteten.
Prioriterte områder som er berørt av stranding med drivtid kortere enn 20 døgn (ifølge oljedriftssimuleringer) skal kunne ha tilgang til 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.
Denne tilnærmingen medfører at Statoil dimensjonerer både for volumer og utstrekning av strandet emulsjon, og legger til grunn det største behovet, når krav til beredskap i barriere 3 og 4 settes.
Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 3 og 4 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land.
2.3.3 Dimensjonering av barriere 5 - strandrensing
For barriere 5, bekjempelse av strandet olje, er det beregnet behov for antall strandrenselag med tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av størst strandet mengde emulsjon innenfor de berørte prioriterte områdene med kortere drivtid enn 20 døgn. Når korteste drivtid er lengre enn 20 døgn stilles det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 5. Basert på erfaringer antar man en rensekapasitet på 0,18 tonn per dagsverk. Statoil har valgt å gjøre beregninger for vinterstid, og lagt inn en effektivitetsfaktor på dagsverk på 0,5. Hvert strandrenselag består av 10 personer.
3 Resultater
3.1 Utslippsscenarier
Tabell 3-1 gir oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønn 7219/9-2 Kayak.
Tabell 3-1 Utslippsscenarier for letebrønn 7219/9-2 Kayak
Type utslipp Oljetype Referanse – bakgrunn for rate/volum
Utblåsning – 2290 m3/døgn
Skrugard Vektet utblåsningsrate fra 7219/9-2 Kayak (se Appendiks A)
Middels utslipp – 2000 m3 punktutslipp
Skrugard Eksempelvis lekkasje fra brønn
Mindre utslipp – 100 m3 punktutslipp
Skrugard Eksempelvis lekkasje fra brønn
Mindre punktutslipp av lette produkter
Kondensat eller andre
petroleumsprodukter som danner tynn oljefilm
Lekkasje fra dieseltank, hydraulikksystem
3.2 Skrugardoljens egenskaper
Skrugardolje er ansett som representativ for forventet oljetype i letebrønn 7219/9-2 Kayak. Det er gjennomført en forvitringsstudie av Skrugardolje i 2012 [5]. Forvitringsegenskaper for Skrugardolje ved ulike vindstyrker og temperaturer er angitt i Tabell 3-2. Vintertemperatur er satt til 5°C og sommertemperatur til 10°C i studien.
Tabell 3-2 Forvitringsegenskaper til Skrugardolje ved 2 og 12 timer, vinter og sommer
Timer Parameter – Skrugard olje
Vinter, 5 ºC 10 m/s
vind
Sommer, 10 ºC 5 m/s
vind
2 timer
Fordampning (%) 6 5
Nedblanding (%) 3 0
Vanninnhold (%) 52 21
Viskositet av emulsjon (cP) 439 84
Gjenværende olje på overflate (%) 90 94
12 timer
Fordampning (%) 13 11
Nedblanding (%) 17 1
Vanninnhold (%) 79 68
Viskositet av emulsjon (cP) 4580 1270
Gjenværende olje på overflate (%) 68 87
3.2.1 Oljens egenskaper ved mekanisk oppsamling
Erfaring fra norske feltforsøk viser at risikoen for lekkasje av olje under lensa er størst for oljer/emulsjoner med viskositet under 1000 cP. Emulsjon av Skrugardolje vil ha viskositeter over 1000 cP etter 12 timer ved sommerforhold og etter 6 timer ved vinterforhold. Det er raskere emulsjonsdannelse og økning i viskositet med økning i vindstyrke. Det forventes ikke å være behov for Hi-visc skimmere. Tabell 3-3 oppsummerer potensialet for mekanisk oppsamling av Skrugardolje ved definerte vinter- og sommerforhold, basert på kun viskositeter.
Tabell 3-3 Potensiale for mekanisk oppsamling basert på viskositet av Skrugardolje
Tid (timer) Tid (døgn)
1 3 6 12 1 2 3 4 5
Vinterforhold (5 ºC - 10m/s) Sommerforhold (10 ºC - 5m/s)
Viskositet < 1000 cP – risiko for lekkasje under lensen
Viskositet mellom 1000 og 15000 cP
Viskositet > 15000 cP – bruk av HiVisc skimmer anbefalt
3.2.2 Oljens egenskaper ved kjemisk dispergering
Emulsjonen til Skrugardoljen vil ha potensiale for bruk av kjemisk dispergering, tidsvindu for dispergering er vist i tabellen under [5]. Tabell 3-4 oppsummerer potensiale for kjemisk dispergering av Skrugardolje ved definerte vinter- og
sommerforhold.
Tabell 3-4 Potensiale for kjemisk dispergerbarhet av emulsjon til Skrugardolje
Tid (timer) Tid (døgn)
1 3 6 12 1 2 3 4 5
Vinterforhold (5 ºC - 10m/s)
Sommerforhold (10 ºC - 5m/s)
Godt potensial for kjemisk dispergering
Redusert potensial for kjemisk dispergering
Lite eller ikke potensial for kjemisk dispergering
3.2.3 Operasjonslys ved letebrønn Kayak
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 3-1. For letebrønn 7219/9-2 Kayak (region 5) er operasjonslys oppsummert i Tabell 3-5.
Figur 3-1 Regioner brukt i beregning av operasjonslys
Tabell 3-5 Andel operasjonslys i region 5, hvor letebrønn 7219/9-2 Kayak er lokalisert
3.2.4 Bølgeforhold nær lokasjon til letebrønn Kayak
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 3-2. Stasjon 23 er antatt å best representere bølgeforholdene ved letebrønn 7219/9-2 Kayak. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for NOFO- og Kystvaktsystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) er oppsummert i Tabell 3-6. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 3-7.
Figur 3-2 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav
Tabell 3-6 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon 7219/9-2 Kayak (Stasjon 23)
Vinter Vår Sommer Høst År
NOFO-system 51 % 66 % 77 % 62 % 64 %
Kystvakt-system 37 % 55 % 69 % 50 % 47 %
Tabell 3-7 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon 7219/9-2 Kayak (Stasjon 25)
Vinter Vår Sommer Høst
NOFO-system (Hs < 4 m) 76 % 91 % 99 % 88 %
Vinter Vår Sommer Høst År
Operasjonslys 23 % 79 % 100 % 48 % 63 %
NOFO-dispergering (Hs < 4 m) 76 % 91 % 99 % 88 %
Kystvakt-system (Hs < 3 m) 55 % 79 % 96 % 74 %
3.2.5 Bølger i kystsonen (generisk for Norges kystlinje)
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 3-3. Stasjon 4 og 3 er antatt mest konservative mtp å representere bølgeforholdene for henholdsvis kyst- og fjordsystem. Antatt gjennomsnittlig
opptakseffektivitet for kyst- og fjordsystem er oppsummert i Tabell 3-8. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 3-9.
Figur 3-3 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold i kystsonen. Stasjonene er valgt ut som representative for norskekysten
Tabell 3-8 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet gitt bølgeforhold ved stasjon 4 (kystsystem) og 3 (fjordsystem)
Vinter Vår Sommer Høst
Kyst-system 39 % 55 % 65 % 47 %
Fjord-system 66 % 66 % 72 % 68 %
Tabell 3-9 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 % 99 % 94 %
3.3 Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger
Figur 3-4 viser plasseringen av NOFO utstyr per november 2016 [4], og inkluderer endringer i posisjoner gjeldende fra Q3 2016. Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til borelokasjon brukt som grunnlag for beredskapsanalysen er vist i Tabell 3-10. Tabell 3-11 presenterer ytterligere forutsetninger som gangfart, avgivelsestid for beredskapsfartøy og slepefartøy samt tid for mobilisering av utstyr fra baser.
Figur 3-4 NOFOs utstyrsoversikt per november 2016
Tabell 3-10 Avstander fra oljevernressurser til 7219/9-2 Kayak benyttet i analysen.
Oljevernressurser Avstander fra 7219/9-2 Kayak (nm)
Beredskapsfartøy på borelokasjon 0
Esvagt Aurora (Goliat) 70
Stril Poseidon 512
Forsyningsfartøy på lokasjon* 328
Ocean Alden 760
Stril Herkules 795
Stril Merkur 792
Stril Power 879
Esvagt Stavanger 894
Sandnessjøen NOFO-base 435
Kristiansund NOFO-base 622
Mongstad NOFO-base 792
Stavanger NOFO-base 907
Hammerfest NOFO-base 164
Redningsskøyte Sørvær 110
Redningsskøyte Båtsfjord 223
Redningsskøyte Vadsø 305
*Det vil være et forsyningsfartøy på lokasjon, avstanden er satt på basis av at ved en eventuell hendelse må fartøyet inn til Hammerfest for å laste/losse oljevernutstyr og trenet NOFO personell (her er avstand t/r Hammerfest)
Tabell 3-11 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av barriere 1 og 2 [9]
Gangfart, OR-fartøy 14 knop (17 knop for Statoils egne fartøy) 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 Ekofisk/sørfeltene: 6 timer Ula/Gyda/Tamber: 6 timer Sleipner/Volve: 6 time Balder: 6 timer Oseberg: 6 timer Troll: 6 timer Tampen: 6 timer Haltenbanken: 6 timer Goliat: 4 timer
Gjøa: 4 timer
Avløserfartøy: 6 timer
Responstid for slepefartøy Slepefartøy fra NOFO-pool: 24 timer
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 / klargjøre
dispergering ombord
1 time
3.4 Influensområder og stranding
Korteste drivtid til land (hele kysten) er 19 døgn og største strandet emulsjonsmengde er 811 tonn om vinteren og 204 tonn om sommeren (95 persentil), vist i Tabell 3-12. Influensområdet omfatter ikke prioriterte områder som har kortere drivtid enn 20 døgn. Dimensjoneringen av barriere 5 benytter seg av strandingsmengdene inn til hvert enkelt prioriterte område med drivtid kortere enn 20 døgn. Det er ikke kortere drivtid enn 20 døgn inn til noen av Statoils prioriterte områder.
Tabell 3-12: Strandingsmengder med oljeemulsjon og kortest drivtid til land for letebrønnen 7219/9-2 Kayak gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning (95-persentiler).
Periode Korteste drivtid (døgn)
Maksimal strandet mengde (tonn)
Vinter 22 204
Vår 23 625
Sommer 21 811
Høst 19 315
3.5 Beregning av beredskapsbehov og responstider for barriere 1 og 2
For letebrønn 7219/9-2 Kayak er behov for antall mekaniske oppsamlingssystemer beregnet for mindre utslipp (Tabell 3- 14), middels utslipp (Tabell 3-15) og dimensjonerende hendelse, en utblåsning med vektet rate på 2290 m3/d (Tabell 3- 16). Systembehovet er beregnet med hjelp av Statoils beredskapskalkulator og basert på oljens forvitringsegenskaper og bransjestandard for ytelse og effektivitet av oljevernutstyr [4]. Beregninger av systembehov er utført for definerte
sommer- og vinterforhold. Responstidskrav for barriere 1 og 2 er satt som best oppnåelige responstid gitt antatt utstyrslokalisering på boretidspunktet og standardiserte frigivelsestider og hastigheter. Statoil vil ha avtale med Eni om redusert frigivelsestid for Esvagt Aurora ved Goliatfeltet for letebrønn 7219/9-2 Kayak. Statoil vil også kunne disponere det dedikerte forsyningsskipet for leteoperasjonen til beredskapsformål. Responstider er verifisert av NOFO.
Tabell 3-13 Beregnet systembehov ved et mindre utslipp – punktutslipp 100 m3 Vinter
5 °C - 10 m/s vind
Sommer 15 °C - 5 m/s vind
Utslipp (Sm3) 100 100
Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 6 5
Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 3 0
Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3) 91 95
Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 52 21
Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3) 190 120 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 439 84
Behov for NOFO-systemer 1 1
Tabell 3-14 Beregnet systembehov ved et middels utslipp - punktutslipp 2000 m3 Vinter
5 °C – 10 m/s
Sommer 15 °C – 5 m/s
Utslipp (Sm3) 2000 2000
Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 6 5
Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 3 0
Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3) 1820 1900
Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 52 21
Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3) 3792 2405 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 439 84
Behov for NOFO-systemer 2 2
Tabell 3-15 Beregnet systembehov ved dimensjonerende hendelse for 7219/9-2 Kayak i barriere 1 og 2 – langvarig utblåsning 1290 m3/d
Parameter
Vinter 5 °C - 10 m/s
Sommer 10 °C - 5 m/s
Utstrømningsrate (Sm3/d) 2290 2290
Tetthet (Kg/Sm3) 871 871
Fordampning etter 2 timer på sjø (%) 6 5
Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 3 0
Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 2084 2176
Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 52 21
Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 1 (Sm3/d) 4341 2754
Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 439 84
Økt systembehov grunnet høy cP (HiVisc: >15000 cP)? Nei Nei
Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere 1 2 1
Emulsjonsmengde inn til barriere 2 (Sm3/d) 2719 900
Oljemengde inn til barriere 2 (Sm3/d) 1305 711
Fordampning etter 12 timer på sjø (%) 13 11
Nedblanding etter 12 timer på sjø (%) 17 1
Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 1031 661
Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) 79 68
Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 2 (Sm3/d) 4910 2067
Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 (cP) 4580 1270
Økt systembehov grunnet høy cP (HiVisc: >15000 cP)? Nei Nei
Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere 2 2 1
Behov for NOFO-systemer i barriere 1 og 2 4 2
Basert på dimensjonerende scenario for 7219/9-2 Kayak er det beregnet et behov for 4 NOFO-systemer i barriere 1 og 2 i vintersesong og 2 systemer i sommersesong for å håndtere dimensjonerende hendelse med mekanisk oppsamling.
Boringen er planlagt til mai 2017, operasjonslys vil da tilsvare sommerforhold, mens sjøtemperatur vil være nærmere vinterforhold. Vinterscenariet legges derfor til grunn for dimensjoneringen, som anses som en konservativ tilnærming.
Krav til første NOFO system er satt til 5 timer etter at oljeutslipp er oppdaget. Krav til fullt utbygd barriere 1 og 2 er satt til 36 timer.
Ytterligere systemer vil kunne bli mobilisert gjennom NOFO ved behov. Nærmere detaljer om fartøy og systemer vil bli beskrevet i beredskapsplanen. Statoil vil etablere samarbeid om beredskapsressurser med andre operatører som har samtidig aktivitet i Barentshavet. Dette vil gjelde Eni ifm Goliat og vi er kjent med at Lundin også planlegger leteaktivitet i 2017.
3.6 Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og 4
95-persentilen av størst strandet emulsjonsmengde, gitt en sjøbunnsutblåsning, er 625 tonn om vinteren og 811 tonn om sommeren. Korteste drivtid til land er 19 døgn om vinteren og 21 døgn om sommeren. Det antas at 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 i barriere 3 på 32 tonn/døgn for vinterhalvåret og 17 tonn/døgn for sommerhalvåret. Beregningene er basert på Skrugardolje
Tabell 3-16 Beregnet ressursbehov for barriere 3 og 4 for dimensjonerende hendelse, langvarig utblåsning ved letebrønn 7219/9-2 Kayak
Parameter
Vinter 5 °C - 10 m/s
Sommer 10 °C - 5 m/s
95-persentil av strandet emulsjonsmengde (tonn) 625 811
Samlet barriereeffektivitet i barriere 1 (%) 36 67
Strandet mengde etter effekt av barriere 1 (tonn) 391 265
Samlet barriereeffektivitet i barriere 2 (%) 18 39
Strandet mengde etter effekt av barriere 2 (tonn) 320 162
Antall døgn hvor stranding forekommer (d) 10 10
Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 3 (tonn/d) 32 17
Beregnet behov for kystsystemer i barriere 3 1 1
Samlet barriereeffektivitet i barriere 3 (%) 17 65
Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 4 (Sm3/d) 26 6
Antatt behov for fjordsystemer i barriere 4 1 1
Antall prioriterte områder med landpåslag innen 20 døgn - -
Behov for kystsystemer i barriere 3 1 1
Behov for fjordsystemer i barriere 4 1 1
Det settes krav til en kapasitet tilsvarende 1 kystsystem og 1 fjordsystem i barriere 3 og 4 for de planlagte aktivitetene på letebrønn 7219/9-2 Kayak. Responstiden er satt til 19 døgn, som er korteste drivtid til land. Ytterligere ressurser og utstyr vil kunne mobiliseres etter behov og iht eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og de berørte IUA-ene.
3.7 Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 5
Det forekommer ikke stranding i prioriterte områder innen 20 døgn. Det stilles derfor ikke spesifikke krav til strandrensing.
Det vurderes at det innen 20 døgn vil kunne mobiliseres ytterligere ressurser ved behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og berørte IUAer.
3.8 Bruk av kjemisk dispergering
Basert på viskositeten av emulsjonene Skrugardoljen danner har oljen potensiale for kjemisk dispergering (ref. kap 3.2.2 for kjemisk dispergerbarhet til Skrugardoljen). Ved et utslipp skal alltid dispergerbarheten til olje/ oljeemulsjon testes in situ for å vurdere om dispergering kan være et aktuelt beredskapstiltak.
I tillegg til å vurdere effektivitet av dispergering, skal en også alltid vurdere observasjoner eller sannsynlig tilstedeværelse av naturressurser i området samt værforhold før en igangsetter kjemisk dispergering. Vurderingene skal gjøres i henhold til NEBA (Net Environmental Benefit Analysis) prinsippet. Kjemisk dispergering vil være særlig aktuelt ved høye
forekomster av sjøfugl og/eller for å forhindre landpåslag.
Statoil har over de siste årene gjennomført og deltatt i flere større forsknings- og utviklingsprosjekter på bruk av kjemisk dispergering, særlig med fokus på kalde farvann og is: International Association of Oil & Gas Producers (IOGP) Arctic Oil Spill Response Technology Joint Industry Programme. (2012-2016), Joint Industry Program to Evaluate Biodegradation and Effects of Dispersed Oil in Arctic Marine Environments (2009-2011), Joint Industry Program on Oil in Ice (2006- 2009). Studiene har omfattet toksisitet, biodegradering og bioakkumulering av dispergert olje hos relevante arktiske organismer, effektivitet av dispergering i kalde farvann og påføringsteknikker. Dokumentasjonen som er opparbeidet viser at kjemisk dispergering som bekjempningsmetode kan være effektiv og miljømessig gunstig også i nordlige områder, med kaldt vann [6,7].
Tabell 3-17 viser noen aktuelle beredskapsfartøyer som har dispergeringsmidler ombord og deres responstid til letebrønn 7219/9-2 Kayak. Dispergeringsmiddelet om bord på NOFO fartøy og på NOFO baser er Dasic Slickgone NS.
Dispergering kan også gjennomføres fra fly gjennom avtale med OSRL. Statoil har også tilgang til OSRLs globaelager som består av 5000 m3 dispergeringsmiddel (Dasic Slickgone NS, Corexit EC9500A og Finasol OSR 52).
Tabell 3-17 Responstider for et utvalg oljevernressurser med dispergeringskapasitet. Responstid inkluderer 1 times kjørgjøringstid for dispergering om bord på fartøyene.
Oljevernressurs Lokasjon Responstid
Esvagt Aurora Goliat 10 timer
NOFO base
(Troms Pollux) Hammerfest 23 timer
Stril Poseidon Haltenbanken 31 timer
NOFO base Kristiansund 55 timer
Ocean Alden Gjøa 75 timer
3.9 Deteksjon av olje og overvåkning av olje under oljevernaksjoner
Statoil vil stille krav til at oljevernberedskapsfartøyet er utstyrt og har rutiner for å oppdage olje og å kunne kartlegge oljeutbredelse under en evt aksjon. Dette vil være oljedetekterende radar, IR kamera og mulighet for downlink av bilder tatt fra fly eller helikopter. Satellittradar vil inngå som en kapasitet både for deteksjon og kartlegging. Prosessovervåkning på boreriggen vil detektere uregelmessigheter og utslipp. Det bør i tillegg etableres rutiner om bord på
beredskapsfartøyet for regelmessig visuell registrering av mulige oljesøl.
3.10 Oljevernberedskap som konsekvensreduserende tiltak
Den konsekvensreduserende effekten av oljevernberedskap i barriere 1 og 2 kan beregnes ut fra hvor mye av oljemengden på overflaten som reduseres i forhold til en situasjon uten oljeverntiltak. Tabell 3-18 viser eksempel for dimensjonerende hendelse, langvarig utblåsning fra 7219/9-2 Kayak. Tabellen viser at oljevernberedskapen er et vesentlig konsekvensreduserende tiltak ved en utblåsning. Mekanisk oppsamling i barriere 1 og 2 med 4 havgående systemer er forventet å ha en effektivitet på 48% om vinteren og 49% om sommeren.
Tabell 3-18 Konsekvensreduserende effekt av barriere 1 og 2 (åpent hav) vist som reduksjon av emulsjonsmengde på overflate for dimensjonerende hendelse, langvarig utblåsning 7219/9-2 Kayak.
Vinter (5 °C - 10 m/s vind) Sommer (10 °C - 5 m/s vind)
Utstrømningsrate (m3/d) 2290 2290
Antall og systemtyper i valgt beredskapsløsning i barriere 1 og 2
4 Havgående opptakssystem - NOFO
2 Havgående opptakssystem - NOFO
Emulsjonsmengde ut av barriere 2
(m3/d)* 4013 1269
Emulsjonsmengde på overflaten uten
oljevernberedskap i B1 B2 (m3/d) 7839 6323
Reduksjon i emulsjonsmengde med bruk
av oljevernberedskap i barriere 1 og 2 48 % 79 %
* tar i betraktning fordampning, naturlig nedblanding og økning av emulsjonsmengde i B1 og B2 pga vannopptak
3.11 Særlige hensyn
Miljødirektoratet har det sentrale forvaltningsansvaret for sjøfugl. Deres vurdering er at det ikke er aktuelt å rehabilitere oljeskadet sjøfugl annet enn for arter der hvert individs overlevelse har betydning for bestanden. For tiden gjelder det bare Stellerand og dverggås, som har sine sentrale tilholdsområder i Varanger- og Porsangerfjorden i Finnmark.
Miljørisikoanalysen for Kayak identifiserer Stellerand innenfor potensielt influensområdet til en eventuell utblåsning, og høyeste utslag i miljørisiko er 11,5% av akseptkriteriet i skadekategori alvorlig i vårsesongen (mars-mai). Det vil frem mot borestart arbeides med å inkludere planer for håndtering av oljeskadet vilt i brønnspesifikk oljevernberedskapsplan for 7219/9-2 Kayak.
4 Konklusjon
Statoils krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for boring av letebrønn 7219/9-2 Kayak er oppsummert i Tabell 4-1.
Det er satt krav til 4 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 36 timer. For den planlagte boreperioden (oppstart mai 2017) vil operasjonslys være best representert ved definerte sommerforhold, mens temperatur i sjøen best representeres ved definerte vinterforhold. Statoil vurderer derfor at dimensjoneringen bør baseres på definerte vinterforhold. For barriere 3 og 4 stilles det krav til en kapasitet tilsvarende 1 kystsystem og 1 fjordsystem med responstid på 19 døgn, som er korteste drivtid til kysten. Det stilles ikke spesifikke krav til barriere 5 da det ikke forekommer stranding i Statoils prioriterte områder innen 20 døgn.
Ytterligere ressurser og utstyr kan mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og berørte IUAer. og berørte IUAer. Statoil vil etablere samarbeid om beredskapsressurser med andre operatører som har samtidig aktivitet i Barentshavet. Dette vil gjelde Eni ifm Goliat og vi er kjent med at Lundin også planlegger leteaktivitet i 2017.
Tabell 4-1 Krav til beredskap i hver barriere for 7219/9-2 Kayak Barriere 1 og 2 – bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid 4 NOFO-systemer
Første system innen 5 timer, fullt utbygd barriere innen 36 timer Barriere 3 og 4 – bekjempelse i kyst- og strandsone
Systemer og responstid
Kapasitet tilsvarende 1 Kystsystem og 1 Fjordsystem, responstid på 19 døgn Barriere 5 - strandrensing
Systemer og responstid Det stilles ikke spesifikke krav til barriere 5 da det ikke forekommer stranding i Statoils prioriterte områder innen 20 døgn.
Fjernmåling og miljøundersøkelser
Akutt forurensning av betydning skal oppdages innen 1 time etter at hendelsen har inntruffet
Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer
5 Referanser
1. Akvaplan niva (2016) – Miljørisikoanalyse- Brønn 7219/9-2 Kayak i PL 532.
2. Norsk Olje og Gass (OLF) (2014) – Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser.
3. Statoil (2014) – Statoil Rådgivende dokument. GL 0339. Retningslinje for analyser av beredskap mot akutt oljeforurensning fra offshoreaktiviteter på norsk sokkel.
4. NOFOs nettsider – www.nofo.no
5. Øksenvåg J H C (2012) Skrugard crude oil- weathering studies SINTEF rapport A22589
6. 7. Gardiner, W. W., Word, J. Q., Perkins, R. A., McFarlin, K. M., Hester, B., W., Word, L., S., Collin, M., R., 2013;
The acute toxicity of chemically and physically dispersed oil to key arctic species under arctic conditions during the open water season, Environmental Toxicology and Chemistry, Vol 32, No 10, pp. 2284-2300.
7. 8. McFarlin KM, Prince RC, Perkins R, Leigh MB (2014) Biodegradation of Dispersed Oil in Arctic Seawater at - 1uC. PLoS ONE 9(1): e84297. doi:10.1371/journal.pone.0084297
Appendiks A Technical note:
Input to the environmental risk assessment–
Blowout scenario analysis – exploration wells Kayak (7219/9-2), rev01.
Alexander Solberg & Kari Apneseth, TPD R&T FT SST TSW Fornebu, 7th November 2016
Summary
This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to drilling of the exploration well Kayak (7219/9-2).
Blowout probability, flow rates and duration are quantified for application in the environmental risk assessment. The overall blowout probability of the Kayak well is judged to be 1.29 · 10-4. The oil blowout rates range between 800 and 4500 Sm3/d. It is found that the duration of a blowout could potentially amount to 63 days with a less than 0.4 % probability.
The results for Kayak are shown below:
Probability top/ sub
Rate (Sm3/d)
Probability distribution - duration Scenario probability
2 5 14 35 63
Topside 0,10
1300
0,522 0,189 0,140 0,098 0,052
0.2
2400 0.4
4500 0.4
Average = 3100
Subsea 0,90
800
0,403 0,188 0,179 0,153 0,077
0.2
2100 0.4
3200 0.4
Average = 2300
6 Introduction
Statoil is planning to start drilling Kayak (7219/9-2) exploration well in the North Sea Q2 2017. The well is planned drilled with the Songa Enabler 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, ref /i/
Blowout and well leak frequencies, ref /ii/
Simulations of blowout rates, ref /iii/
Input from the project, ref /iii/
Judgements and considerations in TPD R&T FT SST TSW and in dialogue with the project.
7 Well specific information
Water depth at well location is 332 meters MSL. The distance RT-MSL is 32 meters. The objective of the wells is to test for hydrocarbons in two formations in the Nordvest Banken Group: Kolje and Intra/Lower Kolje.
According to the well design a 9 5/8” liner will be set two times the uncertainty above the first reservoir, at approximately 1471 meters MD. The well is planned to be drilled vertically. TD for the well will be 100m into the Stø formation;
tentatively 2692m TVD RT / MD.
Expected reservoir data and fluid properties are found in Table 1 through Table 2 below.
Table 1: Reservoir data for Kayak, well 7219/9-2, ref /iii/
Reservoir Data Unit Kayak Husky Explanation
Top reservoir m TVD MSL 1495 1868 At well
penetration point
Base reservoir m TVD MSL 1626 1958
At well penetration point
Expected gas oil contact (GOC) m TVD MSL - - At well location
Expected oil water contact (OWC) m TVD MSL 1570 1873 At well location Expected gas water contact (GWC) m TVD MSL 1570** 1873** **Depth not
evaluated
Net/Gross ratio 0.5 0.5 In HC-bearing
interval
Mean Porosity v/v 20 20 In HC-bearing
interval
Most likely average permeability in net
pay interval. mD 300* 300*
*Most likely average permeability in net pay interval
Sw, Water saturation fraction 0.15 0.15 In the HC-
bearing interval
Kv/Kh ratio 0.3 0.3 Estimate
Reservoir pressure, Bar (with reference depth)
Bar at (m TVD MSL)
173 bar / 1570m 205 bar / 1873m Pabs @ OWC
Reservoir temperature, deg C (with reference depth)
oC at (m TVD
MSL)
55oC / 1570m 65oC / 1873m Temperature
@ OWC
Reservoir radius (re)
(if X&Y not given) m
In the HC-filled part of
reservoir, approximate the reservoir as a disc.
*Reservoir length along well (X) m 8000 5000
In the HC-filled part of
reservoir Approximate the reservoir as a box
*Reservoir width across well (Y) m 2000 2000
In the HC-filled part of
reservoir Approximate the reservoir as a box
X-position of well within reservoir m 2000 2000 d2 in Prosper
Y-position of well within reservoir m 500 500 d1 in Prosper
Table 2: Fluid properties for the expected fluid from 7219/9-2A, Kayak, ref /iii/.
Fluid data standard cond. Kayak Husky** Explanation
GOR, Sm3/Sm3 - -
Reservoir fluid density (g/cm3) 0.8416 -
Fluid viscosity, cP * 2.472 - * at 46oC
Bo/Bg * (Rm3/Sm3) - -
Specific gravity (air = 1) 0.796 -
Fluid data Kayak Husky** Explanation
GOR, Sm3/Sm3 * 92.5 (135304) 92.5 Directly from Drivis PVT report (no flash performed) Reservoir fluid density (g/cm3) 0.75 (135304) 0.77 Directly from Drivis PVT report (no flash performed) Fluid viscosity, cP * 0.916 (135304) 0.764 Directly from Drivis PVT report (no flash performed) Bo/Bg * (Rm3/Sm3) 1.242 (135304) 1.2056 Directly from Drivis PVT report (no flash performed)
* (sample chamber no in brackets) ** Same oil as in Kayak, but different P&T
8 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 ref /i/ (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 /ii/ are the outset of our assessment. As the expected fluid is predominantly expected to be oil, an oil exploration blowout frequency is used below. Kayak is evaluated to be an exploration well as several wells are drilled in the area but not sufficient data are available to call it an appraisal well. The formations are relatively well known considering this is exploration. The respective frequency is shown below;
P(blowout, wildcat exploration, oil well) = 1.29 · 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, and is considered applicable for Kayak.
Songa Enabler or similar semi-submersible will be used for drilling the wells. This is a semi-submersible drill rig that will operate on dynamic positioning (DP). Based on information in Table 6.2 in ref /ii/ and an overall evaluation of different scenarios and sort of vessel a probability distribution between seabed and surface release scenarios is set to 90% and 10% in order of appearance. This results in the following probabilities:
P(blowout with seabed release) = 1.29 · 10-4 · 0,90 = 1.16 · 10-4 P(blowout with surface release) = 1.29 · 10-4 · 0,10 = 0.13 · 10-4
9 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 by EXP, ref /iii/. The simulated scenarios include;
1 Top penetration –5 meters of the Garn/ Not reservoir exposed 2 Drilling ahead – 100% Garn/Not + 5m Ile/Tofte reservoir exposed 3 Tripping – All reservoir zones fully exposed
The simulated rates performed by EXP include both a gas and an oil case. For this analysis the oil case is used as a basis. This is considered conservative as it yields higher potential blowout rates than for a gas case. The simulation results are shown below in Table 3. Error! Reference source not found. shown an alternative with 9 5/8” liner instead of casing.
Table 3: Simulated blowout oil rates (Sm3/d) and probabilities, 7219/9-2.
Section Scenarios Scenario
probability
Blowout rates*, (Sm3/d) Surface Seabed 8 ½”
Top penetration 20 % 1300 800
Drilling ahead 40% 2400 2100
Tripping 40% 4500 3200
Expected rate 3100 2300
* 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 drill string, i.e. free annular flow. This is reasonable according to blowout statistics since drill pipe 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 ref /iii/.
10 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. Applying a Capping Tool
5. 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 ref /ii/.
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 /iii/
Time to: Minimum: Most likely: Maximum:
- make decisions 1 1 2
- mobilise a rig; transfer, anchoring, supply of equipment and preparations 6 12 19
- drilling 17 20 24
- 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 well specific input, to cap and contain a blowout, is presented in Table 4. The probability of success in capping the well is set at 50% based on a study performed for the Barents Sea, ref /iv/. The time required to 17 days based on the following steps;
1. Decision to mobilize capping and containment from OSRL
2. Mobilization of capping/containment equipment including: collection of equipment/rearmament, transit, anchoring and preparation
3. Well flow contained
The required time to drill a relief well and kill a blowout is judged by the project to be between 32 and 70 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 50 days. A probability distribution is presented in Figure 1.
Figure 1 : 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 ref / ii / .
Based on Table 5 maximum blowout duration is suggested to be 63 days.
Table 5 : Probability distribution for a blowout to end as a function of time (days)
*Proba bilities in the tail end of the duratio n distribut ion (<
0,0 04 ) 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 2 . In Figure 3 seabed and surface blowout duration and ‘time to drill a relief well’ are described by cumulative probability curves.
Duration
(days) Surface blowout Seabed blowout Duration
(days) Surface blowout Seabed blowout
0,5 0,260 0,187 21 0,089 0,137
1 0,119 0,094 28 0,006 0,010
2 0,143 0,123 35 0,003 0,006
5 0,189 0,188 42 0,003 0,006
7 0,057 0,067 49 0,022 0,033
10 0,049 0,063 56 0,023 0,034
14 0,034 0,049 63 0,003 0,004
Figure 2 : Blowout duration described by probability distributions
Figure 3 : Blowout duration described by cumulative distributions
11 References
/1/ Holand, Per: Blowout and Well Release Characteristics and Frequencies, 2014, report no SINTEF F26576, ver.
Final report, December 30 2014.
/1/ Lloyd’s Register: “Blowout and Well Release Frequencies based on SINTEF Offshore Blowout Database 2015”, report no 19101001-8/2016/R3, ref Final, 04.04.2016.
/1/ ST Risk Management for Drilling and Well Activities Team Site.
/1/ Statoil: “Blowout Duration Probability Distribution – Effect of Capping Tool Included”, memo, 10.03.2016. (LINK)
/i/ Holand, Per: Blowout and Well Release Characteristics and Frequencies, 2014, report no SINTEF F26576, ver.
Final report, December 30 2014.
/ii/ Lloyd’s Register: “Blowout and Well Release Frequencies based on SINTEF Offshore Blowout Database 2015”, report no 19101001-8/2016/R3, ref Final, 04.04.2016.
/iii/ ST Risk Management for Drilling and Well Activities Team Site.
/iv/ Statoil: “Blowout Duration Probability Distribution – Effect of Capping Tool Included”, memo, 10.03.2016.
(LINK)
