Miljørisikoanalyse for letebrønn 7220/5-3 Skruis
Rapporttittel:
Miljørisikoanalyse for letebrønn 7220/5-3 Skruis
Forfatter(e):
Tom Sørnes
Akvaplan-niva rapport nr.: 9329.01 Dato: 22.02.2018
Antall sider: 26
Distribusjon: Oppdragsgiver
Kunde: Statoil ASA Oppdragsgivers referanse: Gisle Vassenden
Innhold
1 Sammendrag ... 4
2 Innledning ... 4
2.1 Definisjoner og forkortelser ... 4
2.2 Bakgrunn... 5
2.3 Aktivitetsbeskrivelse... 5
3 Miljørisikoanalyse ... 6
3.1 Metodikk... 6
3.2 Analysegrunnlag ... 7
3.3 Resultater... 10
3.4 Konklusjon ... 15
4 Referanser ... 17
App A Blowout scenario analysis for Skruis (7220/5-3) ... 18
Summary ... 18
1 Introduction ... 19
2 Well specific information ... 19
3 Blowout scenarios and probabilities ... 21
4 Blowout rates ... 22
5 Blowout duration ... 23
6 References... 26
1 Sammendrag
Statoil ASA planlegger boring av letebrønn 7220/5-3 Skruis i Barentshavet (PL 832). Skruis ligger ~200 km fra Bjørnøya og ~210 km fra nærmeste punkt på fastlandet (Ingøy, Finnmark). Vanndypet er 407 m MSL. Boringen har planlagt oppstart sommeren/høsten 2018, og brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare boreriggen Songa Enabler.
Miljørisikoanalysen er gjennomført vha. miljørisikoverktøyet PostSense, fremstilt av Akvaplan-niva. Dette notatet oppsummerer resultatene fra miljørisikoanalysen for den planlagte aktiviteten.
Miljørisikoen forbundet med boringen av letebrønn 7220/5-3 Skruis er, for alle analyserte VØKer, innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier i alle fire sesonger.
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. 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).
BOP: Blow Out Preventer.
DFU: Definert fare- og ulykkessituasjon.
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.
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.
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 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
Statoil har i forkant av boringen av letebrønn 7220/5-3 Skruis bedt Akvaplan-niva gjennomføre en referansebasert miljørisikoanalyse for den planlagte aktiviteten.
Miljørisikoanalysen er utført med verktøyet PostSense, opprinnelig utviklet av Akvaplan-niva for Kayak [1]. Formålet med miljørisikoanalysen er å kartlegge risikonivået for det ytre miljøet i forbindelse med boring av letebrønnen, og å
sammenholde risiko mot Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for miljørisiko.
2.3 Aktivitetsbeskrivelse
Letebrønn 7220/5-3 Skruis ligger i Barentshavet (Figur 2-1), ~200 km fra Bjørnøya og ~210 km fra nærmeste punkt på fastlandet (Ingøy, Finnmark). Vanndypet er 407 m MSL. Boringen har planlagt oppstart sommeren/høsten 2018, og brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare boreriggen Songa Enabler.
Ved funn forventer Statoil en oljetype med egenskaper tilsvarende Skrugard-olje. Nøkkelinformasjon om letebrønnen er oppsummert i Tabell 2-1.
Figur 2-1 Plasseringen av letebrønn 7220/5-3 Skruis, referansebrønnen Kayak og korteste avstand til fastlandet (Ingøy).
Tabell 2-1 Nøkkelinformasjon om letebrønn 7220/5-3 Skruis.
Letebrønn 7220/5-3 Skruis Posisjon for DFU (geografiske koordinater) 72° 35' 18,60" N og 20° 23' 09,91" Ø
Vanndyp 407 m
Borerigg Songa Enabler
Planlagt boreperiode Q2/Q3 2018
Sannsynlighet for utblåsning 1,29 × 10-4 Sannsynlighetsfordeling (% overflate/sjøbunn) 10/90
Vektet utblåsningsrate 1440 Sm3/d
Oljetype (referanseolje) Skrugard
Maksimal tid for boring av avlastningsbrønn 56 døgn
3 Miljørisikoanalyse
3.1 Metodikk
En fullstendig miljørettet risikoanalyse 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 (VØKer) i influensområdet. Metodikk samt begrepsdefinisjoner er fullstendig beskrevet i Norsk Olje og Gass sin veiledning for miljørettede risikoanalyser (OLF, 2007).
PostSense er et excelbasert beregningsverktøy som kan brukes til å estimere miljørisikoen for et felt eller en installasjon (ved operasjonelle endringer), eller enkeltoperasjoner (letebrønner, P&A og lignende). I vurderingen av om PostSense, utviklet med bakgrunn i en fullstendig skadebasert miljørettet risikoanalyse for en bestemt aktivitet, kan benyttes i en referansebasert analyse for en nærliggende operasjon inngår følgende nøkkelinformasjon; geografisk plassering, referanseolje, sannsynlighet for utslipp, rate og varighet, utslippspunkt (havoverflate/sjøbunn) og type operasjon.
PostSense for Kayak er utviklet med bakgrunn i den miljørettede risikoanalysen for letebrønnen Kayak (2017). Oljedrifts- beregningene er gjennomført for lokasjonen 72º 19’ 50.58" N og 19º 54’ 24.10" Ø, et havdyp på 332 m, med totalt seks utslippsrater og fem –varigheter (Tabell 3-1). Den miljørettede risikoanalysen er gjennomført for sjøfugl kystnært (med ressursdata fra 2017), sjøfugl i åpent hav (2013), kystsel (2010) og strand. I analysen for Kayak inngår også
semikvantitative og/eller kvalitative vurderinger for fiskeegg- og larver, samt marine pattedyr.
I PostSense kan følgende verdier endres som grunnlag for en reberegning av miljørisiko; sannsynligheten for utblåsning, fordelingen mellom utslippspunkt (overflate/sjøbunn), utslippsrater og -varigheter, samt akseptkriteriene for aktiviteten.
Verdiene kan kun endres innenfor de rammene som ligger til grunn for den opprinnelige miljørettede risikoanalysen.
Tabell 3-1 Utslippsratene og –varighetene som ligger til grunn for den miljørettede risikoanalysen for letebrønnen Kayak.
Sannsynlighet for overflate-/sjøbunnsutslipp
Utslippsrate (Sm3/d)
Sannsynlighet for raten
2 5 14 35 63
Overflateutslipp
0,1 200 0,2 0,522 0,189 0,140 0,098 0,052
2600 0,4
5000 0,4
Vektet rate: 3100
Sjøbunnsutslipp
0,9 200 0,2 0,403 0,188 0,179 0,153 0,077
1700 0,4
3500 0,4
Vektet rate: 2200
3.2 Analysegrunnlag
En utblåsningsstudie er utført for letebrønn 7220/5-3 Skruis (App A). Den benyttes som en del av analysegrunnlaget for denne miljørisikoanalysen.
3.2.1 Lokasjon
Letebrønnen Skruis har planlagt borelokasjon 72° 35' 18,60" N og 20° 23' 09,91" Ø. For å benytte PostSense for Kayak i en referansebasert miljørettet risikoanalyse bør den analyserte aktiviteten ligge innenfor en radius på 50 km fra Kayaks posisjon. Skruis ligger ~33 km nordøst for Kayak og innfrir dermed avstandskriteriet.
3.2.2 Type operasjon og sannsynlighet for utslipp
Skruis er vurdert som en normal letebrønn, der et eventuelt hydrokarbonfunn forventes å være olje. Basert på Lloyd’s Register (2017) har Statoil (2018) vurdert at sannsynligheten for en utblåsning er 1,29 × 10-4. Sannsynligheten for utblåsning er dermed identisk for Skruis og Kayak.
Skruis er planlagt boret med Songa Enabler. Sannsynligheten for en utblåsning er fordelt med 10 % for overflate- og 90
% for sjøbunnsutblåsning. Fordelingen er dermed identisk for Skruis og Kayak.
Sannsynlighet for overflateutblåsning: 1,29 × 10-4 × 0,10 = 1,29 × 10-5 Sannsynlighet for sjøbunnsutblåsning: 1,29 × 10-4 × 0,90 = 1,16 × 10-4
3.2.3 Utblåsningsrater og – varigheter
Utblåsningsratene og –varighetene beregnet for Skruis er presentert i Tabell 3-2. Ratene varierer mellom 100 og 4800 Sm3/d for både overflate- og sjøbunnsutblåsning. Vektet rate er 1440 Sm3/d. Lengste varighet for Skruis (56 døgn) er kortere enn for Kayak (63 døgn), samtidig som vektet rate er lavere (1440 for Skruis, mot 3100 og 2200 for hhv.
overflate- og sjøbunnsutblåsning for Kayak). Grunnlaget for en referansebasert analyse er dermed tilstede.
Tabell 3-2 Utslippsratene og –varighetene beregnet for Skruis.
Sannsynlighet for overflate-/sjøbunnsutslipp
Utslippsrate (Sm3/d)
Sannsynlighet for raten
2 5 14 35 56
Overflateutslipp
0,1 100 0,2 0,52 0,19 0,14 0,05 0,10
500 0,2
900 0,4
4800 0,2
Vektet rate: 1440
Sjøbunnsutslipp
0,9 100 0,2 0,40 0,19 0,18 0,08 0,15
500 0,2
900 0,4
4800 0,2
Vektet rate: 1440
Sannsynlighetene for utblåsningsratene og –varighetene i PostSense for Kayak er justert, slik at vektet rate og varighet er tilnærmet like verdiene beregnet for Skruis (Tabell 3-2). Den justerte rate- og varighetsmatrisen, som danner grunnlaget for beregningene av miljørisiko for Skruis, er presentert i Tabell 3-3.
Tabell 3-3 Justert rate- og varighetsmatrise, som danner grunnlaget for beregningene av miljørisiko for Skruis.
Sannsynlighet for overflate-/sjøbunnsutslipp
Utslippsrate (Sm3/d)
Sannsynlighet for raten
2 5 14 63
Overflateutslipp:
0,1 200 0,60 0,52 0,19 0,18 0,11
2600 0,25
5000 0,15
Vektet rate: 1520
Sjøbunnsutslipp:
0,9 200 0,40 0,40 0,19 0,24 0,17
1700 0,40
3500 0,20
Vektet rate: 1460
I rate- og varighetsmatrisen som danner grunnlaget for beregningene av miljørisiko for Skruis (Tabell 3-3) er vektet rate beregnet til 1520 Sm3/d for overflate- og 1460 Sm3/d for sjøbunnsutblåsning, noe konservativt ift. vektet rate for Skruis (1440 Sm3/d). Vektet varighet i Tabell 3-3 er 11,4 døgn for overflate- og 15,8 døgn for sjøbunnsutblåsning, som er noe høyere enn vektet varighet for Skruis (hhv. 11,3 og 15,5 døgn). Inngangsverdiene i PostSense er således vurdert som representative, men noe konservative.
3.2.4 Oljetype
Statoil har vurdert at Skrugard er den oljetypen som best representerer den forventede hydrokarbonsammensetningen ved et funn i Skruis. Den samme oljetypen ble benyttet som referanse i den miljørettede risikoanalysen for Kayak.
Grunnlaget for en referansebasert analyse er dermed tilstede.
Tabell 3-4 Egenskaper for Skrugard råolje.
Parameter Skrugard
Oljetetthet (kg/m3) 871
Maksimalt vanninnhold (vol %) 80
Voksinnhold (vekt %) 1,89
Asfalteninnhold (harde) (vekt %) 0,05 Viskositet, fersk olje (5 ºC) (cP) 32
3.2.5 Miljøressurser, miljørisiko og akseptkriterier
Den fulle, skadebaserte miljørettede risikoanalysen for letebrønnen Kayak er gjennomført for VØKene sjøfugl (i åpent hav og kystnært), marine pattedyr, fisk og strandhabitat (Akvaplan-niva, 2016).
Miljørisiko uttrykkes ved sannsynlighet for skade på bestander eller kystområder. Skade defineres i form av restitusjons- tid 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.
Miljørisikoen for Skruis er beregnet basert på endring i utblåsningsrater og varigheter fra Kayak-analysen.
I denne miljørettede risikoanalysen for letebrønnen Skruis måles risikonivået mot Statoils operasjonsspesifikke aksept- kriterier for miljørisiko (Tabell 3-5). Statoils akseptkriterier er fastsatt med bakgrunn i følgende hovedprinsipp;
«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 Operasjonsspesifikk risiko per operasjon:
Mindre < 1 × 10-3 Moderat < 2,5 × 10-4 Betydelig < 1 × 10-4
Alvorlig < 2,5 × 10-5
3.3 Resultater
3.3.1 Influensområde
For modellert overflate- og sjøbunnsutblåsning er det generert oljedriftsstatistikk på rutenivå for fire sesonger: vår (mars- mai), sommer (juni-august), høst (september-november) og vinter (desember-februar). Influensområdet (definert ved >5
% sannsynlighet for treff av olje i 10x10 km ruter) gitt en utblåsning til henholdsvis overflate og sjøbunn fra letebrønn 7220/5-3 Skruis, for hver av de fire sesongene, er presentert i Figur 3-1 og Figur 3-2.
Vinter (desember-februar) Vår (mars-mai)
Sommer (juni-august) Høst (september-november)
Figur 3-1 Sannsynlighet for treff (≥ 5 %) av >1 tonn olje i 10x10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra Skruis i hver sesong.
Influensområdet er basert på alle utblåsningsrater 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 mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Figurene er generert med bakgrunn i den justerte rate- og varighetsmatrisen for Skruis (Tabell 3-3).
Vinter (desember-februar) Vår (mars-mai)
Sommer (juni-august) Høst (september-november)
Figur 3-2 Sannsynlighet for treff (≥ 5 %) av >1 tonn olje i 10x10 km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra Skruis i hver sesong.
Influensområdet er basert på alle utblåsningsrater 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 mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Figurene er generert med bakgrunn i den justerte rate- og varighetsmatrisen for Skruis (Tabell 3-3).
PostSense for Kayak rapporterer ikke resultater på landpåslag. Strandingsresultatene fra den miljørettede risikoanalysen for Kayak (2016) refereres under og vurderes som konservative for Skruis.
Korteste drivtid i noen sesong er 19,1 døgn (95-persentil, høstsesongen), mens størst strandet emulsjonsmengde er 811 tonn (95-persentil, sommersesongen, Tabell 3-6). Statistikken for Statoils berørte, prioriterte områder er presentert i Tabell 3-7. Ingen av de prioriterte områdene har en 95-persentil for korteste drivtid til land mindre enn 20 døgn.
Tabell 3-6 Persentilverdier av minste drivtid til land, største strandede mengde olje i strandruter, samt antall strandruter truffet i analyseperiodene.
Minste drivtid
(døgn) Størst strandet
mengde (tonn) Ruter truffet (#)
Periode P100 P95 P100 P95 P100 P95 Desember-
februar
9,7 22,1 3644 204 50 9
Mars-mai 7,8 22,9 36740 625 79 18 Juni-august 10,2 21,3 37286 811 88 20 September-
november 7,9 19,1 21476 315 61 13 Hele året 7,9 21,3 37286 426 88 15
Tabell 3-7 Emulsjonsmengder og drivtider til Statoils prioriterte områder.
Prioritert område
Størst strandet mengde emulsjon (tonn, 95-persentil)
Minste drivtid (døgn, 95-persentil)
Sørøya nordvest 25 21.4
Ingøya 26 23.9
Hjelmsøya 9 29.1
Gjesværstappan 18 37.5
Bjørnøya <2 69.9
3.3.2 Miljørisiko for sjøfugl i åpent hav
Miljørisikoen, i hver av de fire skadekategoriene, for sjøfugl i åpent hav (Barentshavet) er presentert i Figur 3-3. Det maksimale utslaget i miljørisiko er beregnet for vintersesongen, for lomvi i skadekategorien «Moderat» (1-3 års restitusjonstid), med 16,1 % av akseptkriteriet.
Figur 3-3 Miljørisiko forbundet med utblåsning fra letebrønn 7220/5-3 Skruis, presentert for pelagisk sjøfugl (Barentshavet) og vist som andel av Statoils akseptkriterier i de fire skadekategoriene og for samtlige sesonger.
3.3.3 Miljørisiko for sjøfugl kystnært
Miljørisikoen, i hver av de fire skadekategoriene, for sjøfugl kystnært er presentert i Figur 3-4. Det maksimale utslaget i miljørisiko er beregnet for sommersesongen, for lunde i skadekategorien «Alvorlig» (>10 års restitusjonstid), med inntil 28,8 % av akseptkriteriet.
Figur 3-4 Miljørisiko forbundet med utblåsning fra letebrønn 7220/5-3 Skruis, presentert for sjøfugl kystnært og vist som andel av Statoils akseptkriterier i de fire skadekategoriene og for samtlige sesonger.
Den norske ansvarsarten stellerand befinner seg innenfor influensområdet til Skruis i vinter- og vårsesongen. Maksimalt utslag i miljørisiko for arten finner vi i vårsesongen (mars-mai), med inntil 11,5 % av Statoils akseptkriterie i
skadekategorien «Alvorlig».
I den miljørettede risikoanalysen for Kayak (2016) inngår en kvantitativ risikovurdering med utgangspunkt i datasett for lomvi som har fremkommet basert på informasjon fra lysloggere. Datasettene dekker høst- og vintersesongen. Det er beregnet høyest miljørisiko for populasjonen på Hjelmsøya, i begge sesonger, med;
inntil 17,5 % av Statoils akseptkriterie i skadekategorien «moderat» i høstsesongen (august-oktober)
inntil 8,7 % av Statoils akseptkriterie i skadekategorien «moderat» i vintersesongen (november-januar)
Disse resultatene vurderes som konservative, men dekkende, også for Skruis.
3.3.4 Miljørisiko for marine pattedyr
Det er gjennomført en kvantitativ miljørisikoanalyse etter MIRA-metoden for både steinkobbe og havert kystnært på fastlandet. På årsbasis er utslagene i gjennomsnitt mindre enn 1 % av akseptkriteriet.
Enkelte hvalarter, slik som finnhval, knølhval og vågehval, vil kunne komme i kontakt med olje ved et større utilsiktet utslipp ifm. boringen av Skruis, men konfliktpotensialet betegnes som lavt.
3.3.5 Miljørisiko for strandhabitat
Det er gjennomført en kvantitativ miljørisikoanalyse etter MIRA-metoden for strandressurser, basert på helårlig statistikk.
Det var minimale utslag i miljørisiko (<<1 % av Statoils akseptkriterier) for strand i analysen.
3.3.6 Miljørisiko for fisk
Kun i 2 modellruter overstiger den forventede THC-konsentrasjonen effektgrensen på 50 ppb. Disse modellrutene overlapper med gyteområdet for kveite, men overlappet utgjør <1 % av kveitens totale gyteområde. Miljørisikoen betegnes derfor som svært lav for fisk.
3.3.7 Potensielt overlapp med iskanten, Polarfronten og Bjørnøya naturreservat
Området definert som iskant (området med 10-30 % isdekke) overlapper ikke med området som har mer enn 1 tonn sannsynlig oljemengde beregnet fra alle simuleringer med startdato i mars tom. mai (totalstatistikken fra
overflatesimuleringer). Iskanten kan berøres av enkeltsimuleringer, spesielt i scenarier med lengre varigheter. Disse hendelsene har meget lav sannsynlighet for å inntreffe.
Som for iskanten kan også Polarfronten SVO og Bjørnøya naturreservat berøres av enkeltsimuleringer, spesielt i scenarier med lengre varigheter. Den korteste avstanden fra Skruis til Polarfronten SVO og naturreservatet rundt Bjørnøya er hhv. 164 og 178 km.
3.4 Konklusjon
Miljørisikoen forbundet med boringen av letebrønn 7220/5-3 Skruis ligger, for alle analyserte VØKer, innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier (Figur 3-5). Boreoperasjonen vurderes mao. som miljømessig akseptabel.
Figur 3-6 og Figur 3-7 viser det maksimale utslaget i miljørisiko per måned for hhv. sjøfugl i åpent hav og sjøfugl kystnært.
Figur 3-5 Oppsummering av høyest miljørisiko per VØK forbundet med utblåsning fra letebrønn 7220/5-3 Skruis, presentert som prosentandel av Statoils akseptkriterier i de fire skadekategoriene.
Figur 3-6 Miljørisiko i skadekategorier for ressursen som ga høyest utslag i miljørisiko i hver måned i åpent hav.
Figur 3-7 Miljørisiko i skadekategorier for ressursen som ga høyest utslag i miljørisiko i hver måned kystnært.
4 Referanser
Akvaplan-niva (2016). Miljørisikoanalyse – Brønn 7219/9-2 (Kayak) i PL 532. Rapport nr. 8549.01.
Akvaplan-niva (2017). PostSense for Kayak.
Lloyd´s Register (2017). Blowout and Well Release Frequencies based on SINTEF Offshore Blowout Database 2016.
Statoil (2018). Blowout scenario analysis for Skruis (7220/5-3). Kari Apneseth, TPD R&T FT SST TSW. 15.01.2018.
OLF (2007). Veileder for miljørettet risikoanalyse.
SINTEF (2012). Skrugard crude oil - weathering studies. Oil properties related to oil spill response. Report no. A22589.
App A Blowout scenario analysis for Skruis (7220/5-3)
Kari Apneseth, TPD R&T FT SST TSW Fornebu, January 15th 2018
Summary
This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to drilling of the exploration well Skruis (7220/5-3).
Blowout probability, flow rates and duration are quantified for application in the environmental risk assessment. The well is defined as an oil wildcat exploration well, with an overall blowout probability of 1.29 · 10 -4.
The results are summarized below:
Probability top/ sub
Rate (Sm3/d)
Probability distribution - duration Scenario probability
2 5 14 35 56
Topside 0,10
4800
0,52 0,19 0,14 0,05 0,10
0,2
100 0,2
500 0,2
900 0,4
Average 1440
Subsea 0,90
4800
0,40 0,19 0,18 0,08 0,15
0,2
100 0,2
500 0,2
900 0,4
Average 1440
1 Introduction
Statoil is planning to start drilling the Skruis well in the Barents Sea Q3 2018. The semi-submersible drilling rig Songa Enabler is planned used for drilling the well.
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/
- Simulation of blowout rates /3/
- Judgements and considerations in TPD R&T FT SST TSW and in dialogue with the project
2 Well specific information
Table 1: Reservoir data for Skruis
Reservoir data Unit Stø Stø Snadd
Fluid type - Gas Oil Gas
Top reservoir m TVD RKB 1402 1402 2079
Total formation thickness m TVT 210 210 30
HC bearing formation thickness m TVT 110 110 30
GOC/GWC m TVD RKB 1437 - 2109
OWC m TVD RKB - 1512 -
Net/Gross v/v 0.85 0.85 0.85
Deviation through reservoir ° 0 0 63.3
Net pay m TVD 93.5 93.5 18.6
Net pay m MD 93.5 93.5 41.0
Porosity v/v 0.228 0.228 0.235
Permeability (effective) mD 1000 1000 275
Kv/kh ratio 0.5 0.5 0.3
Connate water saturation fraction 0.167 0.167 0.25
Pressure (top res) bara 157.2 157.2 223.5*
Temperature (top res) °C 41 41 63*
Pressure (mid column) bara 157.7* 158.3* -
Temperature (mid column) °C 40* 42* -
Hole size in 8.5 8.5 8.5
Reservoir length along well m 5700 5700 3150
Reservoir width across well m 760 760 1430
X-position of well within reservoir m 2355* 2355* 400
Y-position of well within reservoir m 495 495 1130
Dietz shape factor used 0.10025 0.10025 0.10013
Pg % 89 41 1.5
Table 2: Fluid data for Skruis
Fluid data Unit Stø Stø Snadd
Corresponding to scenario # - Gas Oil Gas
Reference field/well for fluid properties -
7220/5-1 MDT GAS SKRUGARD N
Stø
7220/5-1 MDT OIL SKRUGARD
N Stø
7220/4-1 Kramsnø
Gas/oil/water contact(s) m TVD RKB 1351.8 1404
FLUID PROPERTIES AT SURFACE CONDITIONS (15°C and 1 bar)
Condensate /oil density kg/m3 793* 863 762*
Gas gravity (air=1) sg 0.598* 0.701 0.629*
GOR Sm3/Sm3 1049068* 60.7 15766*
CGR Sm3/Sm3 9.5e-7* - 6.3e-5*
Bubblepoint/Dewpoint Bar 150.2* 132.8 310.7*
FLUID PROPERTIES AT INITIAL RESERVOIR CONDITIONS
Reservoir pressure top reservoir bar 140.9 144 224
Reservoir temperature top reservoir °C 37.4 38.5 63
Reservoir fluid density kg/m3 0.1135 0.7951 0.222
Gas density Kg/m3 0.1135 - 0.222
Oil density g/cc - 0.7951 -
Viscosity cP 0.0166 2.544 0.0273
Formation Volume Factor, Bg Rm3/Sm3 0.006408 - 0.003627
Formation Volume Factor, Bo Rm3/Sm3 - 1.1509 -
CO2 mol% 0.1* 0.075 1.4*
N2 mol% 2.65* 0.3 0.27*
H2S mol% No info No info No info
3 Blowout scenarios and probabilities
During a drilling operation, a blowout may occur if a reservoir is penetrated while well pressure is in underbalance 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 underbalance 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 assumptions 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 – P(Top penetration or tripping | blowout) = 0,40
The blowout frequencies found in LRC /2/ are the outset of our assessment. As the expected fluid of Skruis is oil, an oil exploration well blowout frequency is used below;
P(blowout, wildcat exploration, oil well) = 1.29 · 10 -4 per well
The frequency relates 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 Skruis.
Songa Enabler or similar semi-submersible will be used for drilling the well. This is a semi-submersible drill rig that will operate on DP.
Based on information in Table 6.2 ref /2/ 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) = 0,90 · 1.29 · 10-4 = 1.16 · 10-4 P(blowout with surface release) = 0,10 · 1.29 · 10-4 = 1.29 · 10-5
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 have been calculated by the project. The simulated scenarios include;
1) Top penetration – 100 % Stø
2) Drilling ahead 1 – 100 % Stø + 5 m Snadd 3) Drilling ahead 2 – 100 % Stø + 50 % Snadd 4) Tripping – All reservoir zones exposed The simulation results are shown below in Table 3.
Table 3: Blowout rates, Skruis
Section Scenarios Scenario
probability
Blowout rates* (Sm3/d)
Surface Seabed
8 ½’’
Top penetration 20 % 4800 4800
Drilling ahead 1 20 % 100 100
Drilling ahead 2 20 % 500 500
Tripping 40 % 900 900
Expected rate 1440 1440
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.
5 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 utilized 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, ref /3/
Minimum Most likely Maximum
Time to
Make decisions 1 1 2
Mobilise a rig 6 9 16
Drilling 17 20 24
Geomagnetic steering into 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 32 and 67 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 48 days. A probability distribution is presented in Figure 1.
Figure 1: Duration probability distribution 0.0000
0.1000 0.2000 0.3000 0.4000 0.5000 0.6000 0.7000
42 49 56
PROBABILITY
TIME TO DRILL A RELIEF WELL (DAYS)
The probability distribution, found in Table 5 below, is constructed by a 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, the maximum blowout duration is suggested to be 56 days.
Table 5: Probability distribution, time to drill a relief well Duration (days) Surface blowout Seabed blowout
1 0,379 0,281
2 0,143 0,123
5 0,189 0,188
7 0,057 0,067
10 0,049 0,063
14 0,034 0,049
21 0,028 0,044
28 0,012 0,021
35 0,006 0,011
42 0,011 0,017
49 0,060 0,090
56 0,032 0,047
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.
Figure 2: Blowout duration described by probability distributions
In Figure 3 seabed and surface blowout duration and “time to drill a relief well” are described by cumulative probability curves.
0.000 0.050 0.100 0.150 0.200 0.250 0.300 0.350 0.400
1 2 5 7 10 14 21 28 35 42 49 56
BLOWOUT DURATION (DAYS) Surface Seabed
Figure 3: Blowout duration described by cumulative distributions
6 References
/1/ Holand, Per: Blowout and Well release characteristics and frequencies, 2016, report no SINTEF F26576, SINTEF Technology and Society, 2017-01-04
/2/ LRC: “Blowout and Well Release Frequencies based on SINTEF Offshore Blowout Database 2016”
/3/ Blowout and kill simulation report 7220/5-3 Skruis 0.0
0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0
0 7 14 21 28 35 42 49 56
Probability
Number of Days
ReliefW Surface Seabed
