Vestflanken 2 samt vurdering av behov for beredskap
mot akutt forurensning for Vestflanken 2
Dokumentnr.: Kontrakt: Prosjekt:
Gradering: Distribusjon:
Internal Fritt i Statoilkonsernet
Utløpsdato: Status
Final
Utgivelsesdato: Rev. nr.: Eksemplar nr.:
2015-12-22 Forfatter(e)/Kilde(r):
Omhandler (fagområde/emneord):
Miljørisiko, oljeutslipp, beredskap mot akutt forurensning, analyse, krav
Merknader:
Trer i kraft: Oppdatering:
Ansvarlig for utgivelse: Myndighet til å godkjenne fravik:
Fagansvarlig (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur:
TPD TEX SST ETOP Anne-Lise Heggø
Utarbeidet (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur:
TPD TEX SST ETOP Endre Aas
Anbefalt (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur:
TPD TEX SST ETOP Arne Myhrvold
Godkjent (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur:
TPD TEX SST ETOP Per Gunnar Stavland
Innhold
1 Innledning ... 4
2 Miljørisiko ... 6
2.1 Metode ... 6
2.2 Lokasjon... 6
2.3 Utblåsningsrater ... 7
2.4 Utblåsningsvarigheter ... 7
2.5 Oljetype ... 8
2.6 Aktivitetsnivå og utblåsningssannsynligheter ... 10
2.7 Resultater fra miljørisikoanalysen for Oseberg Feltsenter ... 11
2.8 Konklusjon - miljørisikoanalyse Oseberg Feltsenter inkludert Vestflanken 2... 12
3 Oljevernberedskapsanalyse Vestflanken 2 ... 13
3.1 Innledning ... 13
3.2 Definisjoner ... 13
3.3 Ytelseskrav ... 14
3.4 Metodikk... 15
3.5 Analysegrunnlag ... 16
3.6 Resultater – beredskapsbehov og responstider ... 28
3.7 Bruk av kjemisk dispergering ... 31
3.8 Oppsummering av Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for Vestflanken 2 ... 33
3.9 Anbefaling for oljevernberedskapsplan Oseberg Feltsenter ... 34
4 Referanser ... 34
Vedlegg 1 – Technical note. Blowout Scenario Analysis ... 35
1 Innledning
Oseberg Vestflanken omfatter per i dag en gass-produksjonsbrønn og en gass-injeksjonsbrønn ved bunnrammen G-4.
Gassen går inn til Oseberg B ved Oseberg Feltsenter. Prosjektet Vestflanken 2 omfatter ytterligere 2 brønner på G-4 bunnrammen inn i Kappa strukturen og ytterligere 9 brønner inn i Alfa Main og Gamma strukturene (se Figur 1-1). Av disse er 2 gass injeksjonsbrønner og 9 produsenter, som vil produsere olje. Brønner i Alfa Main og Gamma skal produseres fra en ubemannet brønnhodeplattform (UWP). UWP’en vil bli betegnet Oseberg H, og produksjonen fra denne vil også gå til Oseberg B. Oseberg H vil bli fjernoperert fra kontrollromet på Oseberg Feltsenter. Planlagt
boreperiode for G og H strekker seg fra 2017 til til 2022. Boring vil utføres av en CAT-J jack-up borerigg. Produksjon ved UWP forventes å kunne starte i 2018. Andel olje i forhold til gass vil reduseres relativt raskt, og det er forventet at produksjonen etter hvert vil domineres av gass (Tabell 1-1). I foreliggende miljørisikovurderinger og beredskapsanalyse er det tatt utgangspunkt i et høyaktivitetsår for Vestflanken 2; 2020.
Den eksisterende miljørisikoanalysen for uhellsutslipp for Oseberg Feltsenter dekker aktivitet ved feltsenteret (Oseberg A, B og D), Tune, Delta, Delta 2 og dagens Vestflanken [1]. I foreliggende rapport er beregninger av utblåsningsrater, utblåsningsvarigheter, utblåsningssannsynligheter og forventet oljetype for produksjonsboring og drift av Oseberg Vestflanken 2 presentert. Denne informasjonen er benyttet for å gi en vurdering av oppdatert miljørisiko for Oseberg Feltsenter inkludert Vestflanken 2. Den eksisterende miljørisikoanalysen for Osebergfeltet viser at det største bidraget til miljørisiko kommer fra aktiviteten ved feltsenteret (Oseberg A, B og D). Høyest miljørisiko er knyttet til kystnær sjøfugl.
En egen oljevernberedskapsanalyse for Oseberg Vestflanken 2 er presentert i Kapittel 3. Denne vil tjene som grunnlag for oppdatering av oljevernberedskapsplan for Oseberg Feltsenter med Vestflanken 2 inkludert.
Figur 1-1: Lokalisering av Oseberg G bunnramme og Oseberg H (UWP - Unmanned Wellhead Platform) i forhold til Oseberg Feltsenter. Avstanden fra feltsenteret til UWP’en er 8 km og det er 3 km mellom UWP’en og G bunnrammen
Tabell 1-1: Forventet olje og gass produksjon ved Vestflanken 2
.
2 Miljørisiko
2.1 Metode
I det følgende er data for Vestflanken 2 sammeholdt med inputdata benyttet i miljørisikoanalysen for Oseberg Feltsenter.
Dersom det kan sannsynliggjøres at forutsetningene for oljedriftsmodellering med tilhørende risikoberegninger for feltsenteret også er gjeldende for boring og produksjon ved Vestflanken 2, kan Oseberg Feltsenter sin miljørisikoanalyse ansees å være dekkende også med Vestflanken 2 inkludert. Forutsetninger som gjennomgås er på lokasjon,
utblåsningsrater og –varigheter, oljetype og aktivitetsnivå
2.2 Lokasjon
Avstand fra Oseberg feltsenter til Oseberg H (UWP) er 8 km i nordvestlig retning, og Oseberg G ligger 3 km sørvest av Oseberg H, se Figur 1-1. Dette er så nært at en kan anta at oljedriftsmodelleringen og miljøskadeberegningene utført for
PL-H-OSB Qoil Qgas
incl KMGI1 (1) (2)
Date [Sm 3/sd] [KSm 3/sd]
01.06.17 0 0
01.08.18 881 600
01.06.19 2687 849
01.06.20 4243 2110
01.06.21 3513 2457
01.06.22 2586 2465
01.06.23 2063 2459
01.06.24 1634 2921
01.06.25 1142 2867
01.06.26 898 2469
01.06.27 699 1249
01.06.28 928 1278
01.06.29 569 2262
01.06.30 386 1128
01.06.31 431 1162
01.06.32 315 1132
01.06.33 371 1186
01.06.34 230 2042
01.06.35 412 1710
01.06.36 356 1565
01.06.37 133 622
01.06.38 160 1592
01.06.39 19 316
2.3 Utblåsningsrater
Det er utført beregninger av utblåsningsrater for brønnene på Vestflanken 2. Disse er omhandlet i eget teknisk notat, se Vedlegg 1. Sannsynlighetsvektede rater for boreaktivitet ved Vestflanken 2 i et høyaktivitetsår (2020) er vist i Tabell 2-1, mens tilsvarende tall for Oseberg Feltsenter er vist i Tabell 2-2. Resultatene viser at utblåsningsratene beregnet for Oseberg Feltsenter er høyere enn forventede rater ved Vestflanken 2 for boreaktiviteter.
Tabell 2-1: Vektede utblåsningsrater i borefasen for Vestflanken 2 (Vedlegg 1) Blowout rate [Sm3/d] Blowout Freq. Normalised Blowout Freq
Seabed Surface Seabed Surface
1200 3.17E-05 7.92E-06 0.59 0.12
2800 0.00E+00 0.00E+00 0.00 0.00
7200 2.22E-05 0.00E+00 0.41 0.00
7300 0.00E+00 5.70E-05 0.00 0.88
Expected Rate (Sm3/d) 3700 6600
Tabell 2-2: Vektede utblåsningsrater og -varigheter for boring i eksisterende miljørisikoanalyse for Oseberg Feltsenter [1]
For komplettering og produksjon er utblåsningsratene høyere enn for borefasen for Vestflanken 2. P90 rater for Vestflanken 2 er beregnet til 5700 Sm3/d og 7900 Sm3/d for henholdsvis sjøbunn- og overflateutblåsninger. Total P90 rate vektet for overflate/ sjøbunn fordeling blir da 7200 Sm3/d.
P90 for komplettering og produksjon for Oseberg Feltsenter er 1200 Sm3/d for overflateutblsåsninger og 7900 Sm3/d for sjøbunnsutblåsninger Den høyeste raten som inngår i oljedriftsmodelleringer som ligger til grunn for miljørisikoanalysen for Oseberg Feltsenter er 11400 Sm3/ d. Dette er en rate som representerer utslipp ved Oseberg Delta 2. Beregnede utblåsningsrater for Vestflanken 2 ligger altså under ratene som er lagt til grunn i miljørisikoanalysen for Oseberg Feltsenter. Det vurderes derfor at utblåsningsrater benyttet i analysen for feltsenteret er dekkende også for oljeutslipp fra Vestflanken 2.
2.4 Utblåsningsvarigheter
Tid for boring av avlastningsbrønn avgjør maksimal forventet varighet av en utblåsning. Miljørisikoanalysen for Oseberg Feltsenter er basert på maksimale varigheter på 30 til 81 døgn for feltsenteret og eksisterende Vestflanken, 44 til 99 døgn for Tune og 60 til 99 for Delta/ Delta 2 [1]. For Vestflanken 2 er tid for boring av avlastningsbrønn vurdert å være fra 32 til
81 døgn (se Vedlegg 1). Miljørisikoanalysen for Oseberg Feltsenter er dermed dekkende for Vestflanken 2 med hensyn til varighet av utblåsninger.
2.5 Oljetype
Spesifikke forvitringsstudier eksisterer ikke for oljetyper ved Vestflanken 2. Det er gjort fysisk-kjemisk karakterisering av oljeprøver, og oljetypen med forvitringsdata som vurderes å ha størst likhet med disse resultatene er Oseberg Sør olje.
Se Tabell 2-3. Forvitringsegenskaper for Oseberg Sør olje kan derfor antas å være representative for
forvitringsegenskaper til olje fra Vestflanken 2. For Oseberg Sør olje foreligger det et forvitringsstudie fra 2012 [3].
Tabell 2-3: Sammenligning av forventede oljetyper ved Vestflanken 2 (Alfa, Gamma) og Oseberg A og Oseberg Sør olje. Oseberg A (2012) referer til oljetypen benyttet i forvitringsanalysen for Oseberg A olje fra 2013 [2]. Oseberg Sør (2012) refererer til oljetypen benyttet i forvitringsanalysen for Oseberg Sør olje fra 2013 [3]
Oseberg A olje, prøvetatt i 2012 og studert for forvitringsegenskaper i 2013 [2], er benyttet som representativ oljetype i miljørisikoanalysen for Oseberg Feltsenter. En sammenligning av forventede forvitringsegenskaper for Oseberg A og Oseberg Sør olje, presentert som levetid på sjø etter utslipp, er vist i Figur 2-1.
Oseberg A Oseberg
Sør Oseberg (Alfa) Oseberg
(Gamma)
Well 30/6-28S 30/6-15.
Formation Statfjord Stø
Depth, m MD 2485 3323,8
Bottle No. TS-47401 2-15T2-4
Date 2012 2012 01.05.2012
Test MDT DST2
Mud Type OBM ~ 2.9 wt%
ST-FLUID-2012-603 ST-FLUID-2014- 661
100 100 100 100
94 86 85 87,36
39,91 -
208,2 220,2
254,2 269,9
425,7 -
0,902 0,839 0,8345 0,8418
0,915 0,862 0,8534 0,8618
0,8964 -
0,11 0,18
0,13 0,15
0,06 <1
0,53 <1
0,36 99,8
Not purified 1,5 5,6 6,2 16,7
Purified 5,2 15,1
Pour point (°C) “As received” -21 9 0 6
Field
Report
Weight % of crude oil Weight % C10+
Weight % C20+
Wax content (wt%) Molecular weight (g/mole)
Molecular weight, C10+ frac (g/mole) Molecular weight, C20+ frac (g/mole) Density (g/cc)
Density C10+ fraction (g/cc) Density C20+ fraction (g/cc) Water content (wt%) Sulphur content (wt%) Nickel content (mg/kg) Vanadium content (mg/kg) Salt content (mg/kg)
Figur 2-1: Modellert gjenværende andel olje på overflaten etter et utslipp. Sammenligning av Oseberg Sør olje, øverst [3] og Oseberg A olje, nederst [2]. Resultatene viser at Oseberg A olje kan forventes å ha noe lengre levetid på sjø enn Oseberg Sør olje. Kun resultater for sommer er vist. Tilsvarende forhold er forventet mellom oljetypene for vinterforhold
Basert på sammenligingen vurderes det at oljetypen som forventes å bli produsert ved Vestflanken 2 vil ha kortere levetid på sjø enn Oseberg A olje. Oljedriftsmodelleringen og miljøskadeberegningene benyttet i feltsenteret sin
miljørisikoanalyse kan derfor antas å være dekkende også for oljetypen fra Vestflanken 2 brønner.
Analysene av Vestflanken 2 olje fra Gammastrukturen, som skal produseres mot Oseberg UWP, viser høye nivåer av voks. Dette vil kunne ha innvirkning på oljens skjebne på sjøen og noe høyere viskositet kan forventes. Høyt voksinnhold kan medføre behov for skimmere som er utviklet for opptak av høyviskøs oljeemulsjon.
2.6 Aktivitetsnivå og utblåsningssannsynligheter
Aktivitetsnivået ved Oseberg Feltsenter som beskrevet i miljørisikoanalysen fra 2014 [1] antas fortsatt å være gjeldende per desember 2015. Den totale sannsynligheten for utblåsning ved Oseberg Feltsenter i et høyaktivitetsår (inkludert eksisterende Vestflanken, Tune, Delta/ Delta 2) ble i miljørisikoanalysen estimert til:
7,98 × 10-3
Utblåsningssannsynligheter for Vestflanken 2 er beregnet på bakgrunn av planlagt aktivitetsnivå, som beskrevet i teknisk notat i Vedlegg , og vist i Tabell 2-4.
Tabell 2-4: Planlagt aktivitetsnivå ved Vestflanken 2 2018 - 2021. 2020 er et høyaktivitetsår
2018 2019 2020 2021
Alfa Main (Topside WHs)
Drilling 1 2
Completion 3
Wireline 2
Production 3 3
Gas Injection
Gamma (Topside WHs)
Drilling 5
Completion 4 1
Wireline 1
Production 3 4 4 4
Gas injection 1 1 1 1
Kappa (Subsea WHs)
Drilling 2 1
Completion 2 1
Wireline 1
Production 2 2 2
Gas injection 1 1
TOTAL
Drilling 5 3 3
Completion 4 3 4
Wireline 3
Production 3 6 9 9
Gas injection 1 2 2
Total utblåsningssannsynlighet for Vestflanken 2 i et antatt høyaktivitetsår (2020) er estimert til:
6,77 × 10-4
Utblåsningssannsynligheten ved Vestflanken 2 i forhold til utblåsningssannsynligheten lagt til grunn i eksisterende miljørisikoanalyse for Oseberg Feltsenter er altså:
6,77 × 10-4 / 7,98 × 10-3 = 8,5 %
Sannsynligheten for en utblåsning på Oseberg Feltsenter øker altså med 8,5 % ved å legge inn Vestflanken 2 i det totale aktivitetsnivået (i et høyaktivitetsår).
2.7 Resultater fra miljørisikoanalysen for Oseberg Feltsenter
Miljørisikoanalysen for Oseberg Feltsenter er en skadebasert analyse utført i henhold til NOROGs veiledning for gjennomføring av miljørisikoanalyser [9]. Resultatene fra analysen viser at det er Oseberg A, B og D (feltsenteret) som har det største bidraget til risiko. De biologiske ressursene som er utsatt for høyest risiko er kystnær sjøfugl og pelagisk sjøfugl. Den høyeste risikoen i målt i forhold til Statoils akseptkriterier er alvorlig miljøskade for kystnær sjøfugl med et utslag på 47 % av Statoils feltspesifikke akseptkriterier (se Figur 2-2). Mai til august er perioden med høyest risiko for kystnær sjøfugl, mens november til mars har høyest risiko for pelagisk sjøfugl. Risiko i forbindelse med oljeutblåsninger for fisk, blant annet tobis, er vurdert men funnet å være begrenset og betydelig lavere enn for sjøfugl. Det er utført ytterligere miljørisikoberegninger for tobis i dette området i miljørisikoanalyse for Oseberg Delta 2 [10] og for letebrønnen Angkor Thom [11] og [12]. Konklusjonen er også for disse analysene at risiko for påvirkning av tobisbestanden relatert til en oljeutblåsning er lav.
Figur 2-2: Resultater fra miljørisikoanalysen for Oseberg Feltsenter for et høyaktivitetsår
2.8 Konklusjon - miljørisikoanalyse Oseberg Feltsenter inkludert Vestflanken 2
Forventede oljetyper ved Oseberg Vestflanken 2 er vurdert å ha størst likhet med Oseberg Sør olje, og en kan anta tilsvarende forvitringsegenskaper som Oseberg Sør olje. Oseberg Sør olje, og dermed Vestflanken 2 olje, er forventet å ha kortere levetid på sjø sammenlignet med Oseberg A olje som er oljetypen benyttet i eksisterende miljørisikoanalyse for Oseberg Feltsenter.
Beregnede gjennomsnittlige strømningsrater ved en evt utblåsning fra brønner ved Vestflanken 2 er lavere enn gjennomsnittsrater beregnet og lagt til grunn for eksisterende miljørisikoanalyse for Oseberg Feltsenter. Beregnede maksimale P90 utblåsningsrater ved en brønn i Vestflanken 2 (Brønn KMOP1) er ca 10 % over maksimalrater lagt til grunn i miljørisikoanalysen for Oseberg Feltsenter. Maksimal varighet av utblåsning ved Vestflanken 2 er vurdert å kunne være tilsvarende eller kortere enn varigheter lagt til grunn i miljørisikoanalysen for Oseberg Feltsenter. Basert på
ovenstående kan oljespredningsmodelleringen og miljøskadeberegningene i Oseberg Feltsenter sin miljørisikoanalyse antas å være dekkende også for brønner ved Vestflanken 2.
Boring og produksjon ved Vestflanken 2 vil medføre en økning i sannsynlighet for utblåsning når en ser Oseberg Feltsenter under ett. Økningen i utblåsningssannsynlighet er beregnet til 8,5 % sammenlignet med
utblåsningssannsynligheten lagt til grunn i eksisterende analyse for Oseberg Feltsenter. Med ellers tilsvarende konsekvensbilde, som vist over, kan en anta at den økte utblåsningssannsynligheten medfører en økning i total miljørisiko for Oseberg Feltsenter på 8.5 % når Vestflanken 2 legges til.
Det maksimale miljørisikonivået for Oseberg Feltsenter er beregnet å være 47 % av Statoils feltspesifikke akseptkriterier for en høyaktivitetsfase (miljøskadekategori Alvorlig for kystnær sjøfugl). Inkludering av Vestflanken 2 i dette risikobildet vil bety at maksimal risiko øker til 51 % av Statoils feltspesifikke akseptkriterier.
3 Oljevernberedskapsanalyse Vestflanken 2
3.1 Innledning
Den eksisterende beredskapsanalysen for Oseberg Feltsenter [4] tar utgangspunkt i en dimensjonerende utblåsningsrate på 10800 Sm3/d og forvitringsegenskaper til Oseberg A olje. Det er også utført en egen oljevernberedskapsanalyse for Oseberg Delta 2 [5]. Her er dimensjonerende utblåsningsrate noe høyere (11400 Sm3/d) mens oljetypen er Oseberg Sør.
Eksisterende oljevernberedskapsplan [6] for Oseberg Feltsenter tar utgangspunkt i beredskapsanalysen til Oseberg Feltsenter. Beredskapsanalysen og eksisterende beredskapsplan for feltsenteret beskriver et beregnet behov på 13 NOFO systemer i barriere 1 og 2.
I dette kapittelet presenteres en oljevernberedskapsanalyse for Vestflanken 2. Den er basert på dimensjonerende utblåsningsrater for Vestflanken 2 og en oljetype med forvitringsegenskaper tilsvarende Oseberg Sør olje. Denne analysen vil tjene som grunnlag for oppdatering av oljevernberedskapsplan for Oseberg Feltsenter med Vestflanken 2 inkludert.
3.2 Definisjoner
Barriere:
Fellesbetegnelse for en samlet aksjon i et avgrenset område. En barriere kan ha flere delbarrierer, som igjen kan inkludere ett eller flere beredskapssystem.
Barrierekapasitet:
Summen av systemkapasitetene i en barriere. På samme måte som for systemkapasitet vil oppnåelse av barrierekapasitet forutsette at tilgangen til oljen er tilstrekkelig til at systemets kapasitet kan utnyttes fullt.
Barriere-effektivitet:
Prosentandel av overflateolje som samles opp av en barriere. Ved sidestilte system (bredt flak) vil barriere-effektiviteten maksimalt være lik systemeffektiviteten. Ved system etter hverandre (konsentrerte flak) vil barriere-effektiviteten kunne overstige systemeffektiviteten.
Gangtid:
Tiden det tar å frakte personell og utstyr med fartøy fra hentested (base) til stedet der aksjonen skal gjennomføres.
Grunnberedskap
1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B).
IKV:
Indre Kystvakt IUA:
Interkommunalt utvalg mot akutt forurensning Korteste drivtid:
95-persentilen i utfallsrommet for korteste drivtid til kysten.
KYV:
Kystverket NOFO:
Norsk Oljevernforening for Operatørselskap OR-fartøy:
Oil Recovery-fartøy som inngår i NOFO sin fartøyspool.
OSRL:
Oil Spill Response Limited Prioritert område:
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.
Responstid:
Sammenlagt mobiliseringstid, klargjøringstid og gangtid.
Størst strandet mengde:
95-persentilen i utfallsrommet for størst emulsjonsmengde til eksempelområdet.
Systemkapasitet:
Forventet oppsamlingsrate i m3/d for ett system; medregnet lossetid, ineffektiv tid, fritt vann, osv.
System-effektivitet:
Prosentandel av sveipet overflateolje som samles opp av ett system. Gjelder for ett NOFO-system.
3.3 Ytelseskrav
Målet for oljevernberedskap er å redusere miljørisiko. For aktiviteten skal det etableres en beredskap mot akutt forurensning som tilfredsstiller de ytelseskrav som er definert av Statoil. Statoils ytelseskrav for de ulike barrierene er beskrevet under [7].
Barriere 1: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe beregnet emulsjonsmengde på sjø. Første system innen best oppnåelig responstid. Full kapasitet snarest mulig og senest innen 95-persentilen av korteste drivtid til land, basert på beregnet kapasitetsbehov. Statoil setter, som et minimum, krav til tilstrekkelig kapasitet til å bekjempe et oljeutslipp ≤ 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 maksimal strandet mengde emulsjon innen influensområdet. Systemene skal være mobilisert innen 95-persentil 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 grovrensning 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 grovrensning foreligger, forutsatt at dette kan gjennomføres på en sikkerhetsmessig forsvarlig måte.
3.4 Metodikk
Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Statoils forutsetninger og metode for
beredskapsdimensjonering i alle barrierer [3,4], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i Norsk Olje og Gass’ veiledning (tidligere OLF) [5] og NOFO [6].
Som grunnlag for analyse av kapasitet kan følgende systemer inngå i analysen og benyttes til bekjempelse av olje/emulsjon:
Havgående NOFO-system
Havgående Kystvaktssystem
System Kyst A – IKV
System Kyst B – KYV
System Fjord A – NOFO/Operatør
System Fjord B – IUA/KYV
Dispergeringssystem (NOFO og OSRL)
3.4.1 Dimensjonering av barriere 1 og 2 – nær kilden og på åpent hav
Beredskapsanalysen for barriere 1 og 2, nær kilden og på åpent hav, er basert på utblåsningsrate for produksjon og bore og brønnkativiter og produserende oljetype. Beregninger er gjort for vintersesong og sommersesong.
For dimensjonering av barriere 1 benyttes egenskaper (fordamping, naturlig nedblanding og vannopptak) for 2 timer gammel olje. Det grunnleggende prinsippet er at kapasiteten i de ulike barrierene skal være tilstrekkelig til å kunne håndtere emulsjonsmengden ved de gitte betingelsene.
For dimensjonering av barriere 2 er det utført beregninger av 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. Disse dataene hentes fra NOFO sine nettsider. I beregningen av systembehov for barriere 2 benyttes
oljeegenskaper for 12 timer gammel olje.
Kravene til responstid er satt til best oppnåelig responstid for NOFO-fartøyer med mekanisk oppsamling til feltet, og er basert på avstand til oljevernressurser, gangfart for OR-fartøy, slepebåtkapasitet og gangfart for disse, mobilisering av oljevernutstyr om bord på OR-fartøy, og tilgang til personell på basene. I tillegg kommer en vurdering opp mot krav om etablering av barriere 1 og 2 senest innen korteste drivtid til land (95-persentil av korteste drivtid til land).
3.4.2 Dimensjonering av barriere 3 og 4
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 feltet.
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 et prioritert området. Dersom drivtiden til et prioritert område er lenger enn 20 døgn settes det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 3 og 4.
3.4.3 Dimensjonering av barriere 5
For barriere 5, bekjempelse av strandet olje, er det beregnet behov for antall strandrenselag med tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon til prioriterte områder. Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 5 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land til hvert prioritert område.
Dersom drivtiden til et prioritert område er lenger enn 20 døgn settes det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 5.
Basert på tidligere 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.
3.5 Analysegrunnlag
3.5.1 Utslippsscenarier
Tabell 3-1 gir en oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for Vestflanken 2:
Tabell 3-1: Utslippsscenarier ved Oseberg Vestflanken 2
Type utslipp Kilde Oljetype
Utblåsning – 7500 m3/døgn *) Langvarig utblåsning fra reservoar Oseberg Sør Middels utslipp – 2000 m3
punktutslipp
Eksempel; lekkasje fra brønn, rørledning eller prosessanlegg
Oseberg Sør Mindre utslipp – 100 m3
punktutslipp
Eksempel; lekkasje fra rørledning eller prosessanlegg
Oseberg Sør
*) Dimensjonerende rate er en P90 rate for produksjon/ komplettering. Denne var høyere enn vektet utblåsningsrate for boreaktivitet, se Kapittel 2.3 og Vedlegg 1.
3.5.2 Oljens egenskaper
Olje ved Vestflanken 2 forventes å ha forvitringsegenskaper tilsvarende Oseberg Sør olje (se Kapittel 2-5).
Forvitringsstudie for Oseberg Sør olje ble utført i 2013 [3]. Resultater herfra (Tabell 3-2) er benyttet for beregning av beredskapsbehov.
Tabell 3-2: Forvitringsegenskaper til Oseberg Sør oljen Parameter – Oseberg Sør olje Vinter,
Temperatur 5 ºC, 10 m/s vind
Sommer,
Temperatur 15 ºC, 5 m/s vind
Vanninnhold (%)
2 timer 25 29
12 timer 65 68
Fordampning (%)
2 timer 20 19
12 timer 27 26
Nedblanding (%)
2 timer 2 0
12 timer 13 1
Viskositet av emulsjon (cP)
2 timer 4380 902
12 timer 9320 2510
3.5.2.1 Mekanisk oppsamling
Erfaring fra feltforsøk viser at det er risiko for lekkasje av olje under lensa ved forsøk på mekanisk oppsamling av
oljer/emulsjoner med viskositeter under 1000 cP, spesielt ved brytende bølger. Oseberg Sør olje vil kunne ha viskositeter under denne grensen like etter oljen er havnet på sjøen ved sommerforhold. Lenselekkasje vil da kunne forekomme.
Oseberg Sør råolje har et stivnepunkt på 9 °C og kan forårsake at råoljen stivner på havoverflaten. Den ferske råoljen danner stabile emulsjoner med vann og forblir stabil over flere dager på sjøen. Oseberg Sør oljens emulsjoner vil ha viskositeter over 15000 cP etter 1-2 døgn ved vinterforhold (5ºC - 10m/s) og etter mer enn 5 døgn ved sommerforhold (15ºC - 5m/s). Ved høyere vindhastigheter om sommeren reduseres dette vinduet. Data på oljeprøver fra Vestflanken tilsier et lavere stivnepunkt enn Oseberg Sør oljen (Tabell 2-3). Dette vil redusere tilbøyeligeheten til at oljen stivner på overflaten i forhold til Oseberg Sør olje. Det er imidlertid også indikasjoner på at olje fra Gamma strukturen kan ha et relativt høyt voksinnhold (Tabell 2-3). Høyt voksinnhold kan bidra til økt sannsynlighet for at oljen stivner på sjøoverflaten.
Det anbefales derfor at en er forberedt på høyviskøs olje og at skimmere for opptak av høyviskøs olje (>15000cP) er tilgjengelige (Tabell 3-3).
Tabell 3-3: Potensiale for mekanisk oppsamling basert på viskositet av Oseberg Sør olje/emulsjon Mekanisk opptak
Tid (timer) Tid (døgn)
1 3 6 12 1 2 3 4 5
Sommerforhold (15ºC - 5m/s)
Vinterforhold (5ºC - 10m/s)
Viskositet < 1000cP – risiko for lekkasje under lensen
Viskositet mellom 1000 og 15000cP
Viskositet > 15000cP – bruk av HiVisc skimmer anbefalt
3.5.2.2 Kjemisk dispergerbarhet
Det er forventet at Oseberg Sør råolje har potensiale for kjemisk dispergering med noe redusert effektivitet både vinter og sommerstid, men dette krever bølgeenergi for virkning selv ved en viskositet lavere enn 15000 cP. Under vinterforhold medfører høy viskositet (>15000 cP), som er forventet etter 1-2 døgn, dårlig effekt av kjemisk dispergering (Tabell 3-4).
Tabell 3-4: Potensiale for kjemisk dispergerbarhet basert på viskositet av Oseberg Sør olje/emulsjon
Kjemisk dispergerbarhet Tid (timer) Tid (døgn)
1 3 6 12 1 2 3 4 5
Sommerforhold (15ºC - 5m/s)
Vinterforhold (5ºC - 10m/s)
Godt potensial for kjemisk dispergering
Redusert potensial for kjemisk dispergering
Lite eller ikke potensial for kjemisk dispergering (>15000 cP)
3.5.3 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer
Ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning – målt i bekjempet mengde oljeemulsjon pr. døgn, er en funksjon av følgende forhold:
- Andel av tiden enheten kan operere (mørke/redusert sikt og bølgeforhold)
- Effektiviteten innen operasjonsvinduet (relatert til ulike bølgeforhold, eller antatt konstant) - Opptaks-/bekjempelseskapasitet under operasjon
- Lagringskapasitet for oppsamlet olje (kun relevant for opptakssystemer)
- Frekvens og varighet av driftsstans (overføring av oppsamlet olje, plunder og heft)
- Andel av tiden hvor tilgangen/tilflyten av olje til lense er mindre enn oljeopptakerens kapasitet (for mekanisk bekjempelse) eller hvor emulsjonen har en fordeling som gjør at dispergeringsmiddel ikke kan påføres med optimal effektivitet.
Funksjonene er brukt i Statoil sin kalkulator for beregning av beredskapsbehov i alle barrierer.
Kapasiteten til havgående opptakssystem i NOFO-klasse som brukes i beregningene er 2400 m3/døgn (for oljer under 15000cP). Kapasiteten til havgående dispergeringssystem i NOFO-klasse er satt til 1950 m3/døgn.
Funksjonene som er områdespesifikke er omtalt i det følgende. For flere detaljer henvises det til Statoils metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [7].
3.5.3.1 Operasjonslys
Andel operasjonslys inngår i beregning av ytelsen og effektiviteten til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning. Statoil har valgt å beregne operasjonslys for 5 regioner, se Figur 3-1. For Vestflanken 2 (region 2) er operasjonslys oppsummert i Tabell 3-5.
Figur 3-1: Regioner brukt for beregning av operasjonslys
Tabell 3-5: Andel operasjonslys i region 2
Vinter Vår Sommer Høst År
Operasjonslys 38,1% 65,8 % 80,3% 49,5% 58,4 %
3.5.3.2 Bølgeforhold - åpent hav
Bølgeforhold på åpent hav inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 1 og 2. Statoil har bølgedata for 27 stasjoner, som vist i Figur 3-2. Stasjon 7 og 8 er antatt å best representere bølgeforholdene ved Vestflanken 2. 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 Vestflanken 2 (antatt stasjon 7 og 8)
Vinter Vår Sommer Høst År
NOFO-system 47,6 % 64,5 % 77,2% 57,9% 61,8%
Kystvakt-system 34,4% 53,4% 69,2% 46,2% 50,8%
Tabell 3-7: Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved Vestflanken 2 (antatt stasjon 7 og 8)
Vinter Vår Sommer Høst
NOFO-system (Hs < 4 m) 72,1 % 89,6% 99,0% 83,9%
NOFO-dispergering (Hs < 4 m) 72,1% 89,6% 99,0% 83,9%
Kystvakt-system (Hs < 3 m) 51,2% 76,3% 95,0% 67,5%
3.5.3.3 Bølger i kystsonen
Bølgeforhold i kystsonen inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 3 og 4. Statoil har bølgedata for 5 stasjoner, som vist i Figur 3-3. Stasjon 4 og 3 er antatt mest konservative mtp å representere bølgeforholdene i 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
Tabell 3-8: Gjennomsnittlig opptakseffektivitet gitt bølgeforhold ved stasjon 4 (kystsystem) og 3 (fjordsystem)
Vinter Vår Sommer Høst År
Kyst-system 38,5 % 54,5 % 65,3 % 47,4 % 51,4 %
Fjord-system 65,6 % 65,9 % 71,6 % 67,6 % 67,7 %
Tabell 3-9: Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon for kyst- og fjordsystem, gitt bølgeforhold ved stasjon 4 (kystsystem) og 3 (fjordsystem)
Vinter Vår Sommer Høst
Kyst-system (Hs < 1,5 m) 56,4 % 78,1 % 93,2 % 68,1 %
Fjord-system (Hs < 1 m) 91,4 % 91,7 % 99,5 % 94,1 %
3.5.3.4 Oljevernressurser – utstyrsplassering og forutsetninger
Figur 3-4 viser plasseringen av NOFO-utstyr per desember 2015. Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til Vestflanken 2 er brukt som grunnlag for beredskapsanalysen.
Figur 3-4: NOFOs utstyrsoversikt per desember 2015 [8]
Tabell 3-3: Avstander fra Vestflanken (Oseberg H) til oljevernressurser benyttet i analysen Oljevernressurser Lokasjon
Avstand fra Oseberg Sør
(nm)
Esvagt Stavanger Oseberg 5
Havila Troll Troll 31
Stril Herkules Tampen 44
Ocean Alden Gjøa 58
Mongstad NOFO base Mongstad 74
Stril Power Balder 75
Stavanger NOFO base Tananger 132
Esvagt Bergen Sleipner 132
Stril Mariner Ula Gyda Tamber 210
Kristiansund NOFO base Kristiansund 225
Skandi Hugen Ekofisk 250
Stril Merkur Avløserfartøy 303*
Stril Poseidon Haltenbanken 303
*) antatt posisjon Haltenbanken
Tabell 3-4: Avstander fra Oseberg H til base for aktuelle redningsskøyter
Lokasjon Avstand fra
Oseberg H (nm)
Egersund 172
Haugesund 103
Kleppestø 94
Måløy 113
Kristiansund 219
Tabell 3-5: Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av beredskapsbehov i barriere 1 og 2 Gangfart, OR-fartøy 14 knop (Statoil områdeberedskapsfartøy 17 knop)
Mobilisering, klargjøring, lasting og lossing på base – system 1 fra NOFO-base
10 timer
Mobilisering av system 2 fra NOFO-base
30 timer Mobilisering av system 3 fra
NOFO-base
48 timer Avgivelsestid for
beredskapsfartøyer
Oseberg: 0 time Tampen: 6 time Troll: 6 time Balder: 6 timer Haltenbanken: 6 time Gjøa: 4 timer
Sleipner/Volve: 6 timer Ula/Gyda: 6 timer
Ekofisk/Sør-feltene: 6 timer Esvagt Aurora: 4 timer
Responstid for slepefartøy Slepefartøy fra NOFO-pool: 24 timer
Redningsskøyter: 20 knop hastighet, 2 timer frigivelsestid.
Egersund
Haugesund
Kleppestø
Måløy
Kristiansund – N
Rørvik
Ballstad
Sørvær
Båtsfjord
Vadsø Tid til å sette lensene ut på vannet
og klargjøring for kjemisk dispergering
1 time
3.5.4 Resultater fra oljedriftsberegninger – influensområder og stranding av emulsjon
Oljedriftsmodellering utført for miljørisikoanalysen for Oseberg Delta 2 [10] er valgt for å representere Vestflanken 2.
Delta 2 modelleringen ansees å være mer relevant enn modelleringen for Oseberg Feltsenter ettersom Oseberg Sør olje ble benyttet i Delta 2 analysen. Delta 2 ligger ca 8 km vest sørvest for Oseberg Feltsenter, 8 km sør for Oseberg G og ca 9 km sør for Oseberg H. Maksimale utblåsningsrater for Delta 2 er høyere og dermed dekkende for Vestflanken 2 brønner. Utvalgte resultater fra denne modelleringen er vist i Figur 3-5.
Figur 3-5: Sannsynlighet for treff av oljemengder; 1-100 tonn, 100-500 tonn, 500-1000 tonn eller > 1000 tonn i 10×10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra Oseberg Delta 2, basert på helårsstatistikk. Influensområdet er
basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter (stokastisk simulering). 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. Sjøbunnutblåsninger er ikke vist men har omtrent tilsvarende utbredelsessannsynlighet. Oljedriftsmodelleringen for Delta 2 kan antas å representere utslipp fra Vestflanken 2.
Oljedriftsmodelleringen som er utført for Delta 2 [10] viser at 95-persentilen av korteste drivtid til land er 9,8 døgn i vintersesongen og 11,4 døgn i sommersesongen. 95-persentilen av størst strandet emulsjonsmengde er 12362 tonn og 30894 tonn, for hhv vintersesong og sommersesong. Resultatene er oppsummert i Tabell 3-6.
Tabell 3-6: Korteste drivtid til land og maksimale strandingsmengder (høyaktivitetsår) av olje/emulsjon gitt et overflate- og sjøbunnsutslipp (95 – persentiler) fra Oseberg Delta 2, antatt å være representativt for Oseberg Vestflanken 2
Persentil
Maksimal mengde
strandet emulsjon (tonn) Korteste drivtid til land (døgn)
Sommer Vinter Sommer Vinter
95 12362 30894 11,4 9,8
Innenfor influensområdet er det 7 prioriterte områder med drivtid kortere enn 20 døgn, Ytre Sula, Atløy - Værlandet, Sverslingsosen Skorpa, Sandøy, Runde, Smøla og Frøya - Froan. Strandingstatistikk for disse områdene er gitt i Tabell 3-7.
Tabell 3-7: Maksimal mengde strandet emulsjon og korteste drivtid (begge 95 persentil) for prioriterte områder med større strandingssannsynlighet enn 5 % fra oljedriftsmodellering for Oseberg Delta 2, antatt å være representativ for Oseberg Vestflanken 2
Prioritert område
Sommer Vinter
Maksimal mengde strandet
emulsjon (tonn)
Korteste drivtid (døgn)
Maksimal mengde strandet
emulsjon (tonn)
Korteste drivtid (døgn)
Ytre Sula 104 18 109 14
Atløy – Værlandet 422 13 323 12
Sverslingsosen - Skorpa 662 12 187 12
Sandøy 219 19 102 14
Runde 756 14 317 12
Smøla 294 33 392 16
Frøya - Froan 292 37 571 17
For alle prioriterte områder er det utarbeidet strategiplaner og kartmateriale. Strategiplanene inneholder en kortfattet beskrivelse av operativ strategi og miljøstrategi for de prioriterte områdene. Det tematiske kartmaterialet foreligger som storformat PDF-dokument (A1-format), tilgjengelig for utskrift ved behov.
De detaljerte strategiplanene beskriver tiltak tilpasset ressurstypen(e) som skal beskyttes, med tiltak som følger:
Fokus på oppstrøms bekjempelse med tyngre oppsamlingssystemer, inkludert kjemisk dispergering
Oppsamling innen området med systemer tilpasset operasjonsdyp
Bekjempelse nedstrøms med egnede systemer
Strandnær oppsamling, fokusert på identifiserte vrakviker/rekvedfjører
Fremskutt depot for strandnær oppsamling og strandrensing på forhåndsdefinerte steder Følgende kart foreligger for alle prioriterte områder:
Basiskart
Verneområder
Operasjonsdyp og tørrfallsområder
Strandtyper
Adkomst og infrastruktur
3.6 Resultater – beredskapsbehov og responstider
3.6.1 Barriere 1 og 2
3.6.1.1 Mindre utslipp – 100 m
3punktutslipp, Oseberg Vestflanken 2
Parameter - Oseberg Sør olje
Sommer – 15°C, 5 m/s vind
Vinter –
5°C, 10 m/s vind
Utslippsvolum (Sm3) 100 100
Fordampning etter 2 timer på sjø (%) 19 20
Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 0 2
Oljemengde tilgj.for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 81 78
Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 29 25
Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3/d) 114 104 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1(cP) 902* 4380
Behov for NOFO-systemer 1 1
* Viskositeten av emulsjonen er lav. Her forventes det et betydelig lensetap før emulsjonen har nådd tilstrekkelig tykkelse.
3.6.1.2 Medium utslipp – 2000 m
3punktutslipp, Oseberg Vestflanken 2
Parameter - Oseberg Sør olje
Sommer – 15°C, 5 m/s vind
Vinter –
5°C, 10 m/s vind
Utslippsvolum (Sm3) 2000 2000
Fordampning etter 2 timer på sjø (%) 19 20
Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 0 12
Oljemengde tilgj.for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 1620 1560
Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 29 25
Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3/d) 2282 2080 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 902* 5800
Behov for NOFO-systemer 2** 2**
* Viskositeten av emulsjonen er lav. Her forventes det et betydelig lensetap før emulsjonen har nådd tilstrekkelig tykkelse.
** Det legges inn 2 NOFO-systemer for å øke robusthet og fleksibilitet i beredskapsløsningen
3.6.1.3 Dimensjonerende hendelse langvarig utblåsning – 7500m
3/døgn, Oseberg Vestflanken 2
Parameter - Oseberg Sør olje
Sommer – 15°C, 5 m/s vind
Vinter –
5°C, 10 m/s vind
Utstrømningsrate (Sm3/d) 7500 7500
Fordampning etter 2 timer på sjø (%) 19 20
Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 0 2
Oljemengde tilgj.for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 6075 5850
Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 29 25
Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3/d) 8556 7800 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 902* 4380
Behov for NOFO-systemer i barriere 1 4 4
Systemeffektivitet, barriere 1 (%) 72 37
Emulsjonsmengde til barriere 2 (Sm3/d) 2402 4893
Oljemengde til barriere 2 (Sm3/d) 1706 3670
Fordampning etter 12 timer på sjø (%) 26 27
Nedblanding etter 12 timer på sjø (%) 1 13
Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 1569 3009
Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) 68 65
Emulsjonsmengde for opptak i barriere 2 (Sm3/d) 4904 8598 Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 (cP) 2510 9320
Behov for NOFO-systemer i barriere 2 3 4
Totalt behov for NOFO-systemer i barriere 1 og 2 7 8
* Viskositeten av emulsjonen ut av barriere 1 er lav. Her forventes det et lensetap før emulsjonen har nådd tilstrekkelig tykkelse
Oseberg Vestflanken 2 har et beregnet behov på 8 NOFO-systemer for å kunne håndtere dimensjonerende scenario med mekanisk oppsamling. Eksempel på mulig ressursdisponering som gir best oppnåelig responstid er gitt i Tabell 3-8.
Tabell 3-8: Eksempel på disponering av oljevernressurser ved dimensjonende hendelse ved Oseberg Vestflanken 2. Det er tatt utgangspunkt i senterposisjon mellom Oseberg H og G
Oljevernressurs Avstand (nm) Responstid
OR-fartøy/slepefartøy
Responstid inkl.
utsetting av lenser Esvagt Stavanger I området Daughter craft frem til
slepfartøy (redningskøyte Kleppestø)
3 timer
Havila Troll 31 nm 8 timer OR-fartøy 8 timer slepefartøy (Haugesund)
9 timer
Ocean Alden 58 nm 8 timer OR-fartøy
9 timer slepefartøy (Måløy)
9 timer
Stril Herkules 44 nm 9 timer OR-fartøy 24 timer slepefartøy
24 timer
Base Mongstad 74 nm 15 timer OR-fartøy 24 timer slepefartøy
24 timer
Stril Power 75 nm 11 timer OR-fartøy 24 timer slepefartøy
24 timer
Esvagt Bergen 132 nm 14 timer OR-fartøy 24 timer slepefartøy
24 timer
Base Stavanger 132 nm 19 timer OR-fartøy 24 timer slepefartøy
24 timer
Best oppnåelig ressursdisponering er basert på utstyr og kapasitet til de navngitte fartøyene. Fartøyene kan endres, men tilsvarende utstyr og kapasiteter må være tilgjengelig innen samme responstid.
3.6.2 Barriere 3 og 4
Beregning av ressursbehov for barriere 3 og 4 er basert på strandingsstatistikk fra modellering utført for Oseberg Delta 2.
Dette er som tidligere nevnt konservativt for Vestflanken 2 ettersom utblåsningsratene er lavere for Vestflanken 2 sammenlignet med Delta 2. Maksimal strandet mengde oljeemulsjon (95-persentil) for en utblåsning uten effekt av oljevernberedskap er estimert til 30894 tonn for vinter og 12362 tonn for sommer. Tabell 3-9 gir en oversikt over beregning av systembehov i barriere 3 og 4.
Tabell 3-9: Beregnet ressursbehov for barriere 3 og 4 ved dimensjonerende hendelse
Parameter
Vinter 5 °C - 10 m/s
Sommer 15 °C - 5 m/s
95-persentil av strandet emulsjonsmengde (tonn) 30894 12362
Samlet barriereeffektivitet i barriere 1 (%) 37 72
Strandet mengde etter effekt av barriere 1 (tonn) 19380 3471
Samlet barriereeffektivitet i barriere 2 (%) 19 36
Strandet mengde etter effekt av barriere 2 (tonn) 15769 2223
Antall døgn hvor stranding forekommer (d) 10 10
Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 3
(tonn/d) 1577 223
Antatt behov for kystsystemer i barriere 3 11 2
Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 4
(Sm3/d) 1233 97
Antatt behov for fjordsystemer i barriere 4 16 2
Antall prioriterte områder (med drivtid mindre enn 20
døgn) 7 5
Totalt behov i barriere 3
(inkludert grunnberedskap for prioriterte områder) 11 5 Totalt behov i barriere 4
(inkludert grunnberedskap for prioriterte områder) 16 5
Det settes krav til kapasitet tilsvarende 11 Kystsystemer (type A eller B) og 16 Fjordsystemer (type A eller B) i henholdsvis barriere 3 og 4 for Vestflanken 2. Responstiden er satt til 10 døgn, som er korteste drivtid til land (95 persentil av modellresultater). Ytterligere ressurser og utstyr vil mobiliseres etter behov og iht eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og de berørte IUAene.
For hvert prioritert område er det behov for strategiplaner og detaljerte kart. Strategiplanene skal inneholde en kortfattet beskrivelse av operativ strategi og miljøstrategi for de prioriterte områdene.
3.6.3 Barriere 5 – Strandsanering
Basert på beregninger gjennomført for aktiviteter i Barentshavet, 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. Det er forutsatt at grovrensing skal være gjennomført innen 100 døgn. Strandsanering er beregnet på dagsverk, antall personer og avrundet opp til et antall strandrenselag. Hvert strandrenselag består av 10 personer. Tabell 3-10 gir en oppsummering av behov i barriere 5.
Tabell 3-10: Beregnet behov for antall strandrenselag (á 10 personer) ved dimensjonerende hendelse
Eksempelområde
Høyaktivitetsår Antall strandrenselag Strandet emulsjon (tonn) Drivtid (døgn)
Sommer Vinter Sommer Vinter Sommer Vinter
Atløy - Værlandet 1442 881 16 14
1 3
Runde 3671 1062 15 13
1 4
Sandøy 2131 538 20 16
1 2
Smøla 1991 1312 32 18
-* 5
Sverslingsosen - Skorpa 2575 499 15 14
1 2
Ytre Sula 362 419 28 17
-* 2
Frøya - Froan 292 571 37 17
-* 2
Total 4 20
*ikke beregnet pga minste drivtid lenger enn 20 døgn
3.7 Bruk av kjemisk dispergering
Bruk av kjemisk dispergering i en aksjon skal alltid vurderes med hensyn til operative forhold og miljøforhold. Vurdering av beste bekjempelsesmetode skal være basert på Net Environmental Benefit Analysis (NEBA) prinsippet. NEBA prinsippet tar utgangspunkt i operative forhold og miljøforhold, som danner grunnlag for å velge den
bekjempelsesmetoden som medfører minst miljøskade (Tabell 3-11). Kjemisk dispergering kan være det beste alternativet hvis det er naturressurser i mulig drivbane og det er lite hensiktsmessig å drive mekanisk oppsamling eller beskytte naturressurser med mekanisk barriere. Det vil særlig være aktuelt ved store forekomster av sjøfugl i
kombinasjon med lav tetthet av gyteprodukter. Kjemisk dispergering i kombinasjon med mekanisk oppsamling offshore vil kunne øke effektiviteten til beredskapen og dermed redusere mulighet for landpåslag. Forekomst av pelagisk sjøfugl og fisk i området i Oseberg området er vist i hhv. Tabell 3-12 og Tabell 3-13.
Tabell 3-11: Operative forhold og miljøforhold som skal vurderes i NEBA prosessen
Operative forhold Miljøforhold
Værforhold (bølger, vind, strøm etc.) Lys- og siktforhold
Oljetykkelse på flaket Tilgjengelig ressurser
Oljens levetid på sjøen Oljens dispergerbarhet
Naturressurser i mulig drivbane (sjøfugl, gyteprodukter, prioriterte strandlokaliteter) Dybde og avstand til land
Tabell 3-12: Sjøfugl i Oseberg området. Det er gitt poeng avhengig av forekomst i nærområdet, der 1 er lav forekomst, 2 er middels forekomst og 3 er høy forekomst. «-» angir svært lav forekomst (< 0,05 % per 10 × 10 km rute).Data fra [13].
Pelagisk
sjøfugl Jan Feb Mar Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Des
Alke - - - -
Alkekonge - - - -
Fiskemåke - - - 1 1 1 - -
Gråmåke 1 1 1 - - - 1 1
Havhest 1 1 1 - - - - 1 1 1 1 1
Havsule 1 1 1 1 - - - 1
Krykkje 1 1 1 1 - - - 1
Lomvi 1 1 1 - - - 1 1
Lunde - - - -
Polarlomvi - - - -
Polarmåke 1 1 1 1 - - - 1
Sildemåke 1 1 1 - - - 1 1
Svartbak 1 1 1 - - - 1 1
Tabell 3-13: Forekomst av fiskearter i Oseberg området. Prosentvis overlapp med totalt gyteområde er beregnet, og videre er det gitt poeng avhengig av grad av overlapp, der 1 er lav forekomst, 2 er middels forekomst og 3 er høy forekomst. «-» angir svært lav forekomst (< 1 % overlapp).
Bestand Overlapp [%] Forekomst Gyteperiode
Nordsjøhyse 3,8 1 Mars- Mai
Nordsjøsild 1,3 1 Juli/August - Oktober
Nordsjøtorsk < 0,1 - Januar - April
Tobis 2,5 1 Desember-Januar
Dispergerbarhet til Oseberg Sør olje for definerte sommer- og vinterforhold er undersøkt gjennom forvitringsstudier, og en oversikt av resultatene er presentert i Tabell 3-4. Dispergerbarheten skal alltid testes in situ ved hjelp av
prøvetakingskoffert ved et utslipp for å vurdere om dispergering er aktuelt ved en hendelse.
Forhåndsutfylt «Beslutningsskjema for bruk av dispergeringsmidler» er vedlagt oljevernberedskapsplanen til Oseberg Feltsenter.
Tabell 3-14 viser aktuelle beredskapsfartøyer som har dispergeringsmidler ombord og deres responstid til Vestflanken 2.
Dispergering kan også gjennomføres fra fly gjennom avtale med OSRL.
Tabell 3-14: Områdeberedskapsfartøy med dispergeringskapasitet lokalisert i nærheten av Oseberg Vestflanken 2
Oljevernressurs Lokasjon Avstand til felt/brønn (nm)
Responstid (timer)
Mengde (m3) dispergeringsmiddel
ombord
Esvagt Stavanger Oseberg 5 3 49
Havila Troll Troll 31 8 46
Ocean Alden Gjøa 58 8 45
Stril Power Balder 75 11 60
3.8 Oppsummering av Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for Vestflanken 2
Barriere 1 – 2 Bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid
a.
8 NOFO-systemer
Første system innen 3 timer, fullt utbygd barriere innen 24 timer.
Barriere 3 – 4 Bekjempelse i kyst- og strandsone
Systemer og responstid Kapasitet tilsvarende 11 Kystsystemer (type A eller B) og 16 Fjordsystemer (type A eller B) innen 10 døgn.
Barriere – 5 Strandsanering Antall strandrenselag og responstid
Totalt behov for kapasitet tilsvarende 20 strandrenselag vinterstid og 4 strandrenselag sommerstid.
Personell og utstyr skal være klar til operasjon i aktuelt område innen de respektive drivtidene til områdene. Fullt utbygd barriere innen 13 døgn Miljøundersøkelser Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer
3.9 Anbefaling for oljevernberedskapsplan Oseberg Feltsenter
Det anbefales at oljevernberedskapsplanen for Oseberg Feltsenter oppdateres innen oppstart av aktivitet ved
Vestflanken 2, slik at det fremgår hvilke installasjoner som er dekket av planen, og at informasjon om aktiviteter, oljetyper og forventede utblåsningsrater blir inkludert.
4 Referanser
[1] DNV GL (2014) Miljørisikoanalyse (MRA) for Oseberg Feltsenter i Nordsjøen. Rapportnr: 2014-0696 [2] Oseberg A crude oil – properties and behaviour at sea (2013). SINTEF rapport A 25226.
[3] Oseberg Sør crude oil – properties and behaviour at sea (2013). SINTEF rapport A 24709.
[4] Beredskapsanalyse: Oseberg Feltsenter (2014). Statoil rapport.
[5] Beredskapsanalyse: Oseberg Delta 2 (2014). Statoil rapport.
[6] Oljevernberedskapsplan Oseberg Feltsenter (2014). ARIS.
[7] Statoil (2014) Statoil Rådgivende dokument. GL 0339. Retningslinje for analyser av beredskap mot akutt oljeforurensning fra offshoreaktiviteter på norsk sokkel
[8] NOFOs nettsider - www.nofo.no
[9] OLF (2007) Metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA) - revisjon 2007. OLF rapport.
[10] DNV GL (2014) Miljørisikoanalyse (MRA) for Oseberg Delta 2 i Nordsjøen. DNV GL rapport 2014-0394 [11] Acona (2015) Stokastisk oljedriftsimulering og miljørisikoanalyse for letebrønn 30/9-28S B-Vest Angkor Thom.
Prosjekt nr: 820036
[12] Acona (2015) Ekstra vurderinger for tobis ved B-Vest Angkor Thom. Rapport nr. 40495
[13] DNV (2014) Miljørisikoanalyse (MRA) for letebrønn 30/11-11 Krafla Main Statfjord I PL035 I Nordsjøen. Rapport nr/dokument nr: 2014-0823/1G9G883-3
Vedlegg 1 – Technical note. Blowout Scenario Analysis
Blowout Scenario Analysis – Input to the update of the environmental risk analysis for Oseberg Vestflanken 2.
Alexander Solberg, TPD SST ST December 11th, 2015
Summary
This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to the Oseberg Vestflanken 2 (OV2). Blowout probability, flow rates and duration are quantified for application in the planned update of the Oseberg Field Centre environmental risk analysis (ERA). The assessment is based on activity levels in a year of high and a year of low activity.
The overall blowout probability is judged to be 6.8 ·10-4 for a year of high activity. The oil blowout rates are in the range between 700 and 7,900 Sm3/d. The maximum duration is estimated to be 70 days with a 0.6 % probability.
1 Introduction
The purpose of this note is to provide input to the environmental risk analysis for OV2 regarding blowout probability, rates and duration. The planned ERA will be implemented in the study performed for the Oseberg Field Center.
The assessment of risk figures in this note is based on:
Historical blowout statistics /1/
Blowout and well leak frequencies /2/
Simulated blowout rates /3/
Project specific input
Judgements and considerations in TPD TEX SSC ST and in dialogue with the relevant organisation.
2 Field Specific Information
OV2 is located on the Oseberg Field and consists of 1 unmanned wellhead platform (UWP) and 1 subsea wellhead template. The UWP will consist of 9 wells and develop the new structures Alfa Main and Gamma. The existing subsea template will consist of 2 wells and develop the Kappa structure.
The wells included in the OV2 development concept are shown in Table 1 below.
Table 1: Wells included in the current OV2 development concept.
Alfa Main Gamma Kappa
ACOP1
GNOP1 (MLT)
KMOP1AMOP1 GNOP2 KMOP2
AMOP2 GVOP1 (MLT) KMGI1 (from UWP)
GVNOP1 (MLT)GNGI1
For the rate claculations shown in chapter 4 one well has been selected from each structure. The wells are shown above in Table 1 in bold. The wells include ACOP1 as representative for Alfa Main wells, GVOP1 for Gamma and KMOP1 for Kappa. The wells will be drilled through a gas cap that will be dominating the rate calculations during drilling. These zones will be isolated for the other activities. Thus the expected reservoir and fluid properties will be different for drilling and the other activities. The reservoir and fluid properties for the selected wells are included
below in Table 2 and
Table 3 for the drilling scenario. The reservoir and fluid properties for the completion and production scenario is included in Table 4 and Table 5. The well design properties are included in Table 6.
Table 2: Reservoir data for representative OV2 wells, drilling activity (D&W OV2 team site)
Reservoir Data Unit ACOP1 GVNOP1 KMOP1
Top reservoir mMD/m TVD MSL 4205/ 2379 3159/2606 4304/30631)
Base reservoir mMD/m TVD MSL NA NA
Total formation thickness m TVT 100 40
HC bearing formation thickness m TVT 30 100 40
Length in reservoir (Prod.interval) mMD/mTVT 60/22 396
Wellbore radius m 0.108 0.155 0.108
Net/Gross frac 1 1
Porosity frac 0.24 0.20
Permeability mD 185 5000 1000
Kv/kh ratio NA NA
Connate water saturation frac 0 0.09 0.09
Temperature (top res) °C 89 103/2685.5 121/3055
Pressure (top res) bar 247 212 /2606 383/3055
GOR Sm3/Sm3 7143 7285 5796
WGR frac 0 0 0
Reservoir radius (re) m 0.108 NA NA
Reservoir length along well m 1500 2000 5000
Reservoir width across well m 500 900 2000
Well location along reservoir (d1,xw)
m 100 200 300
Well location across reservoir (d2,yw)
m 400 1000 2000
Table 3: Fluid properties for ACOP1, GVNOP1 and KMOP1, drilling activity (D&W OV2 team site).
Fluid data Unit ACOP1 GVNOP1 KMOP1
Reference field/well for fluid
properties
Ref depth m TVD MSL
2588.5 (mid gas column)
3120 (mid oil column) FLUID PROPERTIES AT SURFACE CONDITIONS
Oil (Condensate) density g/cc 0.7899 0.7956 0.805
Oil viscosity cp
CGR Sm3/Sm3 1.40 10-4 1.37 10-4 1.71 10-4
Gas specific gravity sg 0.695 0.674 0.700
FLUID PROPERTIES AT RESERVOIR CONDITIONS
Fluid type gas/oil/cond Gas Gas Oil
Reference pressure Bar 285.2 318.4
Reference temperature oC 89 103
Gas viscosity mPa s 0.0272 0.028
Gas FVF m3/Sm3 4.2957 103 4.11 10-3
Z factor 0.9362 0.9955
CO2 mol% 1 1.16 1.95
N2 mol% 1 3.05 1.06
H2S mol% 0 0 0
Gas viscosity correlation Lee et al
Lohrenz, Bray Clark
Lohrenz, Bray Clark
Table 4: Reservoir data for representative OV2 wells, completion and production activity (Model Catalogue)
Reservoir Data Unit ACOP1 GVNOP1 KMOP1
Top reservoir mMD/m TVD MSL 4205/ 2379 3500/2692 5280/3140
Total formation thickness M 30 100 200
Perforation interval m >1000 >1000 >1000
Wellbore radius M 0.108 0.108 0.108
Permeability mD 100 1600 1600
Temperature (top res) °C 106 108 121
Pressure (top res) bar 297 227 380
GOR Sm3/Sm3 165 122 856
WGR frac 15 0 0
Productivity Index (PI_liq) Sm3/day/bar 150 700 NA
Drainage area m2 500,000 1,000,000 1,000,000
Table 5: Fluid properties for ACOP1, GVNOP1 and KMOP1, completion and production activity (Model Catalogue).
Fluid data Unit ACOP1 GVNOP1 KMOP1
Reference field/well for fluid
properties
Ref depth m TVD MSL
FLUID PROPERTIES AT SURFACE CONDITIONS
Oil (Condensate) density g/cc 0.8349 0.8471 0.8559
Oil viscosity cp
GOR Sm3/Sm3 192.2 159.8 223.6
Gas specific gravity sg 0.767 0.711 0.751
FLUID PROPERTIES AT RESERVOIR CONDITIONS
Fluid type gas/oil/cond Oil Oil Oil
Reference pressure Bar 285.3 319.1 382.0
Reference temperature oC 94 106 121
Oil viscosity mPa s 0.2098 0.3332 0.2529
Oil FVF m3/m3 1.522 1.467 1.64786
Bubble Point Bara 285.3 319.1 382.0
CO2 mol% 1 1 1.256
N2 mol% 0.4 1.3 0.462
H2S mol% 0 0 0.006
Oil viscosity correlation
Vazquez- Beggs Beggs et al
Vazquez-Beggs Beggs et al
Vazquez-Beggs Beggs et al
Table 6: Well design properties for ACOP1, GVNOP1 and KMOP1.
Additional info Unit ACOP1 GVNOP1 KMOP1
Csg shoe mMDMSL 2690 (13 3/8») 2636 (13 5/8”) 4062 (9 5/8”)
ID XT-Csg shoe m 0.318 0.318 0.2159
ID Csg shoe – top reservoir m 0.217 0.31 0.2159
PRes initial @ ref. depth (*not used) bar 288/2371 321.1* /2685.5 383/3055
WHP bar 1.035 2 1.1
Wellpath ver. Compass - 24.06.14 09.07.15 27.01.15
Prosper ver. file - 09.09.14 19.08.15 15.03.15
3 Blowout scenarios and probabilities
3.1 During drilling operation
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.
Only the tripping scenario is included in this analysis.
3.2 During completion, production and well intervention
During completion, production, workover, wireline, coiled tubing and injection the following scenario is defined;
Production etc. Loss of well control during production or during well intervention. Blowout through 7”
production tubing to surface
The overview of blowout causes given in ref /1/ (Table 4.9). A number of incidents are recorded with drill string or tubing in the wellbore for these operations. For this assessment a blowout through the production tubing with no additional tubing/ drill pipe in the hole is conservatively assumed. The following probability is applied:
P(Through production tubing | blowout) = 1,00
