på OPERATo
Dokumentnr.: Kontrakt: Prosjekt:
Gradering: Distribusjon:
Open Fritt
Utløpsdato: Status
Final
Utgivelsesdato: Rev. nr.: Eksemplar nr.:
Forfatter(e)/Kilde(r):
Øystein Rantrud
Omhandler (fagområde/emneord):
Miljørisiko, akutt utslipp, oljevernberedskap
Merknader:
Trer i kraft: Oppdatering:
Ansvarlig for utgivelse: Myndighet til å godkjenne fravik:
Fagansvarlig (organisasjonsenhet): Fagansvarlig (navn): Dato/Signatur:
TPD TEX SST ETOP Endre Aas
Utarbeidet (organisasjonsenhet): Utarbeidet (navn): Dato/Signatur:
TPD TEX SST ETOP Øystein Rantrud
Anbefalt (organisasjonsenhet): Anbefalt (navn): Dato/Signatur:
TPD TEX SST Arne Myhrvold
Godkjent (organisasjonsenhet): Godkjent (navn): Dato/Signatur:
TPD TEX SST ETOP Christina Waardal
Innhold
1 Sammendrag ... 4
2 Innledning ... 4
2.1 Definisjoner og forkortelser ... 4
2.2 Bakgrunn og formål... 5
2.3 Metodikk... 6
2.3.1 Miljøressurser, miljørisiko og akseptkriterier ... 7
3 Miljørisikoanalyse ... 8
3.1 Valg av inputdata i denne analysen ... 8
3.1.1 Type operasjon og utslippssannsynlighet ... 8
3.1.2 Utblåsningsrater og -varigheter... 9
3.1.3 Oljetyper og oljedriftssimuleringer ... 10
3.2 Resultater... 11
3.2.1 Influensområde ... 11
3.2.2 Miljørisiko for sjøfugl i åpent hav... 14
3.2.3 Miljørisiko for kystnære VØK ... 15
3.2.4 Miljørisiko for strandhabitat ... 16
3.3 Konklusjon - miljørisiko ... 16
4 Referanser ... 17
App A Blowout Scenario Analysis ... 18
Blowout Scenario Analysis – ... 18
Input to the update of the environmental risk analysis for Tordis. ... 18
A.1 Summary... 18
A.2 Introduction ... 18
A.3 Field Specific Information... 19
A.4 Blowout scenarios and probabilities... 19
A.4.1 During drilling operation ... 19
A.4.2 During completion, production and well intervention ... 19
A.4.3 Blowout probabilities ... 20
A.4.4 Blowout probability in a year of peak activity ... 20
A.5 Blowout rates ... 22
A.5.1 Blowout rates in a year of peak activity... 22
A.5.2 Weighted and P90 rates for Environmental Preparness Analysis ... 26
A.6 Blowout duration ... 28
A.7 Referanser ... 32
1 Sammendrag
Denne miljørisikoanalysen gjelder for boreaktivitet på Tordis i Tampen-området. Driften av Tordisfeltet er organisert under Gullfaks lisensen, mens boreaktivitet på Tordis er organisert under Snorres lisens. Miljørisiko for drift av
Tordisfeltet er dekket av DNVs Miljørisikoanalyse for Gullfaksfeltet fra 2014. [1] Boreaktiviteten på Tordis ble utelatt når Snorres miljørisikoanalyse [2] ble oppdatert. Det er planlagt å bore en produksjonsbrønn i året på Tordisfeltet, og denne analysen vil være dekkende for denne aktiviteten.
Tordis ligger i blokk 34/7, ca. 10 kilometer fra Gullfaks C-plattformen. Tordis består av strukturene Tordis, Tordis Øst, Borg og Tordis Sørøst. Feltet er bygget ut med havbunnsinstallasjoner. Vanndypet er ca. 200 meter. Bunnstrømmen fra feltet transporteres i to rørledninger til Gullfaks C-plattformen, for prosessering, lagring og eksport.
Miljørisikoanalysen er gjennomført ved hjelp av miljørisikoverktøyet OPERAto (Operational Risk Analysis tool), fremstilt av DNV og utført av Statoil i 2014. OPERAto for Tordis er basert på oljedriftsimuleringene utført i forbindelse med oppdateringene av Gullfaksfeltets miljørisikoanalyse. Dette dokumentet oppsummerer resultatene fra miljørisikoanalysen.
Miljørisikoen forbundet med boreaktivitet på Tordis, for alle VØKer, er funnet å være innenfor Statoils akseptkriterier og under ALARP-nivå (50 % av akseptkriteriet) 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.
Sannsynligheten for miljøskade er i et ALARP-område når sannsynligheten er mer enn halvparten av akseptkriteriet.
• Barriere: Fellesbetegnelse for en samlet aksjon i et avgrenset område. En barriere kan ha flere delbarrierer, som igjen kan inkludere ett eller flere beredskapssystem.
• 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).
• Gangtid: Tiden det tar å frakte personell og utstyr med fartøy fra hentested (base) til stedet der aksjonen skal gjennomføres.
• Influensområde: Område som med mer enn 5 % sannsynlighet vil bli berørt av et oljeutslipp med mer enn 1 tonn olje innenfor 10 x 10 km rute, iht oljedriftsberegninger.
• 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 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.
• OPERAto: Operational Risk Analysis tool. Et regneverktøy som fungerer som en fullstendig miljørisikoanalyse for brønner med lik oljetype og innenfor en radius på 50km fra et bestemt punkt. Miljørisikoen kan beregnes for brønner med ulike utblåsningsrater og -varigheter, samt ulik fordeling mellom sannsynlighet for sjøbunns- og overflateutslipp.
• Ressurs eller biologisk ressurs: Levende organismer, eks. plankton, tang og tare, virvelløse dyr, fisk, sjøfugl og sjøpattedyr.
• Restitusjonstid: Tiden det tar etter en akutt reduksjon før ressursen har tatt seg opp til (omtrentlig) normalnivået.
Den akutte reduksjonen skjer (her) som følge av et oljeutslipp.
• VØK: Verdsatte økologiske komponenter. En VØK er en populasjon, et samfunn eller et habitat (naturområde) som:
- Er viktig for lokalbefolkningen (ikke bare økonomisk), eller - Har regional, nasjonal eller internasjonal verdi, eller
- Har stor økologisk, vitenskapelig, estetisk og/eller økonomisk verdi, og som
- Vil være dimensjonerende med hensyn på gjennomføring av risikoreduserende tiltak.
2.2 Bakgrunn og formål
Tordis ligger i blokk 34/7, ca. 10 kilometer fra Gullfaks C-plattformen. Tordis består av strukturene Tordis, Tordis Øst, Borg og Tordis Sørøst. Feltet er bygget ut med havbunnsinstallasjoner. Vanndypet er ca. 200 meter. Bunnstrømmen fra feltet transporteres i to rørledninger til Gullfaks C-plattformen, for prosessering, lagring og eksport. Denne
miljørisikoanalysen dekker boring av en produksjonsbrønn på Tordisfeltet. Annen aktivitet på Tordis er inkludert i Gullfaks' miljørisikoanalyse [1].
Miljørisikoanalysen er utført med verktøyet OPERAto for Gullfaksfeltet, som ble utviklet av DNV [3]. Formålet med miljørisikoanalysen er å kartlegge risikonivået for det ytre miljøet i forbindelse med boreaktiviteter på Tordisfeltet, og å
er dekket i Gullfaksfeltets miljørisikoanalyse, og økningen i risiko vil derfor også vurderes opp mot de feltspesifikke akseptkriteriene brukt for hele Gullfaksfeltet inkludert Tordis.
Figur 2-1: Beliggenheten til Tordisfeltet på Tampen Tabell 2-1 Basisinformasjon for Tordisfeltet
Posisjon for utslippspunkt brukt i Oljedriftsimuleringen
(geografiske koordinater) Gullfaks A, N61°10'32'' E002°11'15'' /WSG84 Vanndyp
Ca 200 meter Analyseperiode
4 sesonger for miljørisikoanalysen Sannsynlighet for utblåsning
8,5 · 10-4 Sannsynlighetsfordeling (%) (overflate/sjøbunn)
20 / 80 Vektet utblåsningsrate (Sm3/døgn)
6800 Oljetype (referanseolje)
Gullfaks C Tid for boring av avlastningsbrønn (lengste varighet, døgn)
91
2.3 Metodikk
En fullstendig miljørisikoanalyse består av en sammenstilling av sannsynlighet for utslippshendelser og potensiell miljøskade relatert til disse. Oljedriftsmodeller gir innspill til beregning av skadeomfang på utvalgte Verdsatte Økologiske Komponenter (VØKer) i influensområdet. Metodikk samt begrepsdefinisjoner er fullstendig beskrevet i OLFs veiledning for miljørettede risikoanalyser [4].
OPERAto er et verktøy som kan brukes til å beregne miljørisiko ut fra en eksisterende miljørisikoanalyse. Forutsetninger som må være oppfylt er at lokasjonen ligger innenfor en radius på 50 km fra referanselokasjon, i dette tilfellet Gullfaks A, (Figur 2-2); oljetype må være tilsvarende og rater må ligge innenfor ratene benyttet i modellen. OPERAto gir sesongvise resultat på influensområde, miljørisiko og strandingsstatistikk og ansees som likeverdig med en fullstendig
miljørisikoanalyse. Inngangsdataene til verktøyet er sannsynlighet av utblåsning, forventet rate og – varighetsfordeling, samt en fordeling av sannsynlighet for sjøbunns- og overflateutslipp.
Figur 2-2: Geografisk gyldighetsområde for OPERAto utviklet for Gullfaksfeltet. Sentrum i den grønne sirkelen viser til utslippspunkt brukt i oljedriftsberegninger (Gullfaks A), som vil være gjeldende for operasjoner innenfor en 50 km radius. Tordis er markert med rosa omriss.
2.3.1 Miljøressurser, miljørisiko og akseptkriterier
Miljørisikoanalysen for boring på Tordis er gjennomført ved hjelp av OPERATo for Gullfaksfeltet utviklet av DNV.
OPERATo for Gullfaks baserer seg på miljørisikoanalysen DNV har utført for Gullfaksfeltet og oljedriftsimuleringer gjort i forbindelse med denne. Miljørisikoanalysen for Gullfaks er gjennomført som en skadebasert miljørisikoanalyse i henhold til NOROGs veiledning for miljørisikoanalyser for sjøfugl (åpent hav og kystnært), marine pattedyr, fisk og strandhabitat [4]. En gjennomgående beskrivelse av hvilke VØKer som er brukt i OPERAto for Gullfaksfeltet finnes i miljørisikoanalysen for Gullfaks [1].
Miljørisiko uttrykkes ved sannsynlighet for skade på bestander eller kystområder. Skade er definert i form av restitusjonstid og graden av skade er inndelt i fire kategorier; mindre (<1 års restitusjonstid), moderat (1-3 års restitusjonstid), betydelig (3-10 års restitusjonstid) og alvorlig (>10 års restitusjonstid) miljøskade. Miljørisikoen er vist som prosentandel av de operasjonsspesifikke akseptkriteriene i hver av skadekategoriene mindre, moderat, betydelig og alvorlig.
miljørisiko sammenlignet med Gullfaks' feltspesifikke akseptkriterier, da disse vil være lavere en de installasjonsspesifikke.
Statoils akseptkriterier er fastsatt på grunnlag av hovedprinsippet om at:
"Restitusjonstiden etter en miljøskade for den mest sårbare bestanden skal være ubetydelig i forhold til forventet tid mellom slike miljøskader".
Tabell 2-2: Statoils installasjonsspesifikke og feltspesifikke akseptkriterier for forurensing.
Miljøskade Varighet av skaden (restitusjonstid)
Installasjonsspesifikke akseptkriterier
Feltspesifikke akseptkriterier
Mindre < 1 år < 1,0 · 10-2 < 2,0 · 10-2
Moderat 1-3 år < 2,5 · 10-3 < 5,0 · 10-3
Betydelig 3-10 år < 1,0 · 10-3 < 2,0 · 10-3
Alvorlig > 10 år < 2,5 · 10-4 < 5,0 · 10-4
3 Miljørisikoanalyse
3.1 Valg av inputdata i denne analysen
Boring på Tordis er organisert under Snorre-lisensen. I denne analysen er det valgt å bruke OPERATo utviklet med bakgrunn i Gullfaks sin MRA [1]. Oljedriftsimuleringene fra OPERATo Gullfaks [3] er mer representative for et utslipp fra Tordis enn tilsvarende oljedriftsimuleringer fra Snorre. Avstanden mellom Gullfaks A og Tordis er ca. 6 nautiske mil, mens mellom Snorre A og Tordis er avstanden ca. 20 nautiske mil.
Oljetypen på Tordisfeltet er Tordis olje. I oljedriftsimuleringene fra Gullfaks er Gullfaks C blend benyttet som oljetype, mens i oljedriftsimuleringene fra Snorre er Snorre TLP olje benyttet. Forvitringsegenskapene til Tordis olje, Snorre TLP olje og Gullfaks C blend er sammenlignbare mtp fordampning, nedblanding og vanninnhold. [5] MRA fra Gullfaks dekker allerede konsekvensen av et oljeutslipp av Gullfaks C blend fra drift på Tordis, og det er derfor hensiktsmessig å fortsette å bruke data fra Gullfaks C blend til å beregne miljørisiko for et utslipp fra boreaktivitet på Tordis.
3.1.1 Type operasjon og utslippssannsynlighet
Boreaktiviteten på Tordis dekker produksjonsboring av en normal oljebrønn pr år. For boring av en oljebrønn er utblåsningssannsynligheten på generell basis beregnet til 4,18 · 10-5. (se Vedlegg A for flere detaljer). Sannsynligheten for utslipp fra driften på Tordis er oppgitt i Gullfaks MRA til å være 1,02 · 10-3. Ved å legge til sannsynligheten for utslipp fra boreoperasjoner på Tordis øker den totale sannsynligheten for et utslipp fra Tordisfeltet med 4,1 % til 1,06 · 10-3. Aktivitetsnivået på Gullfaks i et normalår inkluderer boring av 11 brønner, men boring på Tordis er ikke inkludert i disse 11 brønnene. Utslippssannsynligheten for boring på Gullfaksfeltet er i Gullfaks MRA beregnet til 4,34 · 10-4. Ved å legge til sannsynligheten for utslipp fra boreoperasjoner på Tordis øker sannsynligheten for utslipp fra boreaktivitet på
Gullfaksfeltet inkludert Tordis med 9,6 % til 4,76 · 10-4.
I OPERATo er det mulig å legge inn separate sannsynligheter for de enkelte operasjoner, og så ta ut miljørisiko for hver enkelt aktivitet. Siden regulær drift på Tordis er dekket av Gullfaks sin MRA er det kun sannsynlighet (4,18· 10-5) og rater fra den ene boringen pr år på Tordis som er brukt videre i denne miljørisikoanalysen.
Fordelingen av sannsynlighet mellom utblåsning på overflate kontra sjøbunn under boring er satt til henholdsvis 20 % / 80 %.
- Sannsynlighet for sjøbunnsutblåsning: 4,2 · 10-5 · 0,80 = 3,36 · 10-5 - Sannsynlighet for overflateutblåsning: 4,2 · 10-5 · 0,20 = 8,4 · 10-6
3.1.2 Utblåsningsrater og -varigheter
Simulert utblåsningsrate og tilhørende sannsynlighet i forbindelse med produksjonsboring på Tordis er presentert i Tabell 3-1. Ratene varierer mellom 1500 og 7000 Sm3/d (se Vedlegg A for flere detaljer). Vektet rate for sjøbunnsutslipp er 2724 Sm3/d og vektet rate for overflateutslipp er 4171 Sm3/d. Total vektet rate, basert på fordeling mellom sjøbunnsutblåsning og overflateutslipp, er 3010 Sm3/d.
Tabell 3-1: Simulert utblåsningsrate ved produksjonsboring på Tordis, med tilhørende sannsynlighet for raten, fra utblåsningsanalysen (Vedlegg A)
Utslippssted Utblåsningsrate (Sm3/d)
Sannsynlighet for raten Sjøbunn (sannsynlighet 80
%)
1500 37 %
3100 57 %
6700 6 %
Overflate (sannsynlighet 20
%)
2500 1 %
4100 96 %
7000 3 %
Total vektet rate 3010
For å tilpasse de forhåndsdefinerte verdiene i OPERAto-verktøyet er utblåsningsratene og sannsynlighetene justert, som presentert i tabell 3-2.
Tabell 3-2: Utblåsningsrate ved produksjonsboring på Tordis med tilhørende sannsynlighet for raten, fordelt på sjøbunn og overflateutblåsning, brukt i OPERAto-verktøyet (konservativ tilpasning)
Utslippssted Utblåsningsrate (Sm3/d)
Sannsynlighet for raten Sjøbunn (sannsynlighet 80
%)
1500 37 %
4200 57 %
6700 6 %
Overflate (sannsynlighet 20
%)
4200 97 %
9100 3 %
Total vektet rate 3540
Beregnet sannsynlighet for varighet av en utblåsning er vist i Vedlegg A og presentert i Tabell 3-3. Maksimal varighet for en utblåsning, som vil være den maksimal forventede tiden å bore en avlastingsbrønn er beregnet til 91 døgn.
Tabell 3-3: Sannsynlighetsfordeling for varighet av en utblåsning som funksjon av tid, fra Vedlegg A Varighet
(døgn) Overflate (%) Sjøbunn (%) Varighet
(døgn) Overflate (%) Sjøbunn (%)
0,5 40,6 28,2 42 0,2 0,6
1 12,7 9,8 49 0,1 0,4
2 13,1 11,4 56 0,1 0,3
5 14,4 15,7 63 0,7 1,4
7 3,8 5,2 70 1,9 3,7
10 3,1 4,8 77 2,1 4
14 2,1 3,7 84 1,6 3,1
21 1,7 3,4 91 0,8 1,6
28 0,7 1,7
35 0,4 0,9
For å tilpasse de forhåndsdefinerte verdiene i OPERAto-verktøyet er varigheten og sannsynlighetene justert, som presentert i tabell 3-4.
Tabell 3-4: Sannsynlighetsfordeling for varighet av en utblåsning som funksjon av tid, brukt i OPERAto-verktøyet, konservativ tilpasning
Varighet (døgn) Overflate (%) Sjøbunn (%)
2 66,4 49,4
5 14,4 15,7
14 9 13,7
35 2,7 6
98 7,5 15,1
3.1.3 Oljetyper og oljedriftssimuleringer
Tordis er en del av Gullfaksfeltet som produserer flere typer råoljer – Gullfaks A, Gullfaks B og Gullfaks C. I tillegg kommer det råolje fra satellittfeltene: Gullfaks Sør, Gullveig, Rimfaks, Skinfaks, etc. Det er gjennomført forvitringsstudier for flere av oljene, inkludert Gullfaks A blend og Gullfaks C blend.
Som underlag for oljedriftssimuleringene og OPERATo [1,2] er Gullfaks C oljen benyttet. Dette er begrunnet med at denne har forventet lengst levetid på sjøen og er den oljen som vil ha høyest beregnet beredskapsbehov.
Gullfaks C Blend er en relativt lett råolje med tetthet 835 kg/Sm3. Den har et lavt innhold av asfaltener, men et middels til lavt voksinnhold sammenliknet med andre norske oljetyper. Initialt fordampningstap av olje på havoverflaten er høyt, noe som hurtig øker andelen voks og asfaltener i gjenværende olje. Gullfaks C Blend oljen har et lavt stivnepunkt. Viktige oljeparametere og forvitringsegenskaper for Gullfaks C Blend er gitt i Tabell 3-5 og Tabell 3-6.
Oljedriftsberegningene for OPERAto er gjennomført for lokasjonen 61° 16' 33,"N, 002° 07' 02"Ø. Avstanden mellom lokasjonen til Tordis og lokasjonen benyttet for oljedriftsberegninger (Gullfaks A) er 12 km.
Denne analysen for Tordis er gjennomført som en helårig analyse og dekker dermed planlagt boreperiode.
Tabell 3-5: Oljeparametere for Gullfaks C blend
Parameter Verdi
Oljetetthet 835 kg/m3
Maksimalt vanninnhold Sommer / vinter 80 %
Voksinnhold 3,6 vekt %
Asfalteninnhold (harde) 0,1 vekt %
Viskositet, fersk olje (13 °C) 5 cP
Tabell 3-6: Forvitringsegenskaper til Gullfaks C olje Tid Parameter – Gullfaks C blend
Vinter, Temperatur 5 ºC
10 m/s vind
Sommer, Temperatur 15 ºC
5 m/s vind
2 timer
Fordampning (%) 19 18
Nedblanding (%) 4 0
Vanninnhold (%) 71 41
Viskositet av emulsjon (cP) 1500 260
12 timer
Fordampning (%) 26 25
Nedblanding (%) 12 1
Vanninnhold (%) 76 76
Viskositet av emulsjon (cP) 3000 1700
3.2 Resultater
3.2.1 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). Influensområdene (≥ 5 % sannsynlighet for treff av olje i 10 x 10 km ruter), gitt en utblåsning fra henholdsvis overflate og sjøbunn fra produksjonsboring på Tordis i de ulike sesongene, er presentert i Figur 3-1 og Figur 3-2.
Figur 3-1: Sannsynligheten for treff (≥ 5 %) av > 1 tonn i 10 × 10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra produksjonsboring på Tordis i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong.
Figur 3-2: Sannsynligheten for treff (≥ 5 %) av > 1 tonn i 10 × 10 km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra produksjonsboring på Tordis i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong.
Strandingsstatikk fra OPERATo i form av strandet emulsjon og drivtid (95-persentil) er oppsummert i Tabell 3-7.
Tabell 3-7: Strandingsstatistikk for emulsjon inn til land gitt en oljeutblåsning fra produksjonsboring på Tordis (95 persentil) Maksimal mengde strandet
emulsjon (tonn) Korteste drivtid (døgn)
Vår 1221 20,8
Sommer 1710 12,8
Høst 1332 12,4
Vinter 1108 13
3.2.2 Miljørisiko for sjøfugl i åpent hav
Miljørisiko i hver skadekategori for sjøfugl i åpent hav er vist i Figur 3-3. Miljørisikoen er størst for et subsea-utslipp i vintersesongen og kategori moderat miljøskade. Da er skadefrekvensen 2,45 ∙ 10-6, som tilsvarer 0,098 % av det installasjonsspesifikke akseptkriteriet. Dette tilsvarer 0,05 % av det feltspesifikke akseptkriteriet.,
Figur 3-3: Risikobidraget fra produksjonsboring på Tordis presentert for sjøfugl på åpent hav. Vist som skadefrekvens i de forskjellige skadekategoriene.
3.2.3 Miljørisiko for kystnære VØK
Miljørisiko i hver skadekategori for kystnære VØK (kystnær sjøfugl og sjøpattedyr) er vist i Figur 3-4. Miljørisikoen er størst for et subseautslipp i sommersesongen og kategori alvorlig miljøskade. Da er skadefrekvensen 3,48 ∙ 10-7, som tilsvarer 0,14 % av det installasjonsspesifikke akseptkriteriet for alvorlig miljøskade. Dette tilsvarer 0,07 % av det feltspesifikke akseptkriteriet.
Figur 3-4: Risikobidraget fra produksjonsboring på Tordis presentert for kystnære VØK'er. Vist som skadefrekvens i de forskjellige skadekategoriene.
3.2.4 Miljørisiko for strandhabitat
Miljørisikoen for strandhabitat er vist i Figur 3-5. Miljørisikoen er størst for et subseautslipp i høstsesongen og kategori moderat miljøskade. Da er skadefrekvensen 3,96 ∙ 10-7, som tilsvarer 0,015 % av det installasjonsspesifikke
akseptkriteriet for moderat miljøskade. Dette tilsvarer 0,007 % av det feltspesifikke akseptkriteriet.
Figur 3-5: Risikobidraget fra produksjonsboring på Tordis presentert for strandhabitat. Vist som skadefrekvens i de forskjellige skadekategoriene.
3.3 Konklusjon - miljørisiko
Miljørisikoen forbundet med produksjonsboring på Tordis ligger, for alle VØK'er, godt innenfor Statoils
installasjonsspesifikke akseptkriterier og under ALARP-nivå (50 % av akseptkriteriet) i alle fire sesonger. Miljørisikoen er størst for moderat miljøskade på sjøfugl i åpent hav ved et subsea-utslipp i vintersesongen Da er skadefrekvensen 2,45 ∙ 10-6, som tilsvarer 0,1 % av det installasjonsspesifikke akseptkriteriet. Dette tilsvarer 0,05 % av det feltspesifikke
akseptkriteriet. Det kan dermed konkluderes med at miljørisikoen forbundet med produksjonsboring på Tordis er akseptabel sett i forhold til Statoils akseptkriterier for miljørisiko gjennom hele året.
Driften på Tordisfeltet er dekket av Gullfaks’ miljørisikoanalyse, det er derfor naturlig å se hvordan boreaktivitet på Tordis påvirker miljørisikoen på Gullfaksfeltet. Miljørisikoanalysen for Gullfaksfeltet viser at risikonivået ligger rett under ALARP- nivået for Statoils feltspesifikke akseptkriterier. Risikoen på Gullfaksfeltet er høyest for kystnære sjøfugl, der risikonivået ligger rett i underkant av ALARP-nivået for Alvorlig miljøskade (47,7 % av akseptkriteriet)[1]. Inkludering av boring av en brønn på Tordis i det totale feltspesifikke risikobildet for Gullfaks er beregnet å kun gi en minimal økning i den totale risikoen, og risikonivået ligger fortsatt rett i underkant av ALARP-nivået.
4 Referanser
[1] DNV (2014) Miljørisikoanalyse for Gullfaksfeltet 2013-1071/ 189SBCO-2 [2] DNV (2014) MRA Snorre Miljørisikoanalyse for Snorrefeltet 2014-0471 [3] DNV (2014). Gullfaks OPERAto rev01.
[4] OLF (2007). Veileder for miljørettet risikoanalyse.
[5] NOFOs nettsider http://www.nofo.no/Plangrunnlag/Oljetyper/
App A Blowout Scenario Analysis
Technical note
Blowout Scenario Analysis –
Input to the update of the environmental risk analysis for Tordis.
Alexander Solberg, TPD SSC ST September 23rd 2014
A.1 Summary
This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to the Tordis field. Blowout probability, flow rates and duration are quantified for application in the planned update of the Tordis environmental risk analysis (ERA). The assessment is based on activity levels in a year of peak and a year of normal activity.
The overall blowout probability is judged to be 8.5 · 10-4 for a year of peak activity. The activity level on the Tordis Field is not expected to fluctuate significantly, thus only one activity level is chosen. The oil blowout rates are in the range between 1500 and 7000 Sm3/d. It is found that the duration of a blowout could potentially amount to 91 days with 1,3 % probability.
A.2 Introduction
The purpose of this note is to provide input to the environmental risk analysis for Tordis regarding blowout probability, rates and duration. The input complements the data presented in the existing ERA for Gullfaks from 2014.
The assessment of risk figures in this note is based on:
Historical blowout statistics /1/
Blowout and well leak frequencies /2/
Calculated blowout rates from the reservoir and project specific input /3/
Judgements and considerations in TPD TEX SSC ST and in dialogue with the relevant organisation.
A.3 Field Specific Information
The Tordis field is located in the North Sea in water depths of around 200 meters. Tordis subsea structures are part of the Tampen field and is in the development phase.
The wells are evaluated to be oil wells according to the GOR value. Well I-5 CH is simulated with a GOR of 109,5.
A well with GOR below 1000 is considered an oil well, whereas a well with a GOR over 1,000 is considered a gas well.
A.4 Blowout scenarios and probabilities
A.4.1 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.
The overview of blowout causes given in /1/ (Table 4.9) combined with an assumption of annular flow do, in our opinion, justify the following probabilities:
P(Top penetration | blowout) = 0,20 P(Tripping | blowout) = 0,40
Given the above definition of scenarios:
P(Drilling ahead | blowout) = 1,0 – P(Top penetration or Tripping| blowout) = 0,40.
A.4.2 During completion, production and well intervention
During production, wireline (WL), coiled tubing (CT) 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 During workover and completion the following scenarios are defined;
Workover and Completion – Loss of well control is based on two scenarios; through tubing with and without upper completion installed.
The overview of blowout causes given in /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 probabilities are applied:
P(Through production tubing, Production, WL, CT, injection | blowout) = 1,00 P(Through lower production tubing, Compl, Workover | blowout) = 0,50
P(Through lower and upper production tubing, Compl, Workover | blowout) = 0,50
A.4.3 Blowout probabilities
The blowout frequencies found in Scandpower /2/ are the outset of our assessment. As the wells on Tordis are evaluated to be oil wells, an oil blowout frequency is used.
Based on the above operation specific probabilities recommended by Scandpower /2/ are applied without further adjustment:
Blowout probability for activity Frequency, Gas well
Frequency, Oil well
P (blowout, drilling) 3.5 ∙ 10-5 4.2 ∙ 10-5
P (blowout, completion) 2.4 ∙ 10-4 9.4 ∙ 10-5
P (blowout, workover) 4.3 ∙ 10-4 1.7 ∙ 10-4
P (blowout, wireline) 1.1 ∙ 10-5 4.2 ∙ 10-6
P (blowout, PP&A) 4.3 ∙ 10-4 1.7 ∙ 10-4
P (blowout, production) 8.1 ∙ 10-5 1.6 ∙ 10-5
P (blowout, water injection) 1.0 ∙ 10-5
A.4.4 Blowout probability in a year of peak activity
The activity level on Tordis is evaluated by the project. A year of peak activity is presented in Table 1.
Table 1: Activity level, year of peak activity
Activity Number of operations
Drilling 1
Completion 1
Workover 2
Wireline 2
Production 9
PP&A 1
The resulting overall blowout probability relative to a year of peak activity is:
P(blowout, development drilling, oil well) = 1 · 4.2 · 10-5 = 4.2 · 10-5 P(blowout, completion, oil well) = 1 · 9.4 · 10-5 = 9.4 · 10-5 P(blowout, workover, oil well) = 2 · 1.7 · 10-4 = 3.3 · 10-4 P(blowout, wireline, oil well) = 2 · 4.2 · 10-6 = 8.3 · 10-6
P(blowout, PP&A, oil well) = 1 · 1.7 · 10-4 = 1.7 · 10-4 P(blowout, production, oil well) = 9 · 1.6 · 10-5 = 1.5 · 10-4
+ P(blowout, water injection, oil well) = 6 · 1.0 · 10-5 = 6.0 · 10-5 = P(blowout in a year of peak activity) 8.5 · 10-4
A.5 Blowout rates
The blowout rates are simulated for well I-5 CH which is evauated to be a typical well on the Tordis Field. Simulations are performed by Acona for the drilling scenarios top penetration and tripping. Complementary simulations for the drilling ahead, well with and without top completion are performed in Prosper. The Prosper output have been verified by matching the data with the Acona results.
Potential blowout rates1 obtained for Tordis is shown below in Table 2.
Table 2: Potential blowout rates for the Tordis Field, ref /3/.
Activity Scenario Surface
Oil (Sm3/d)
Seabed Oil (Sm3/d)
Drilling
Top penetration 3800 3500
Drilling ahead 7600 7400
Tripping 8000 7700
Expected rate (P50) 7000 6700
Completion Workover
w/o top completion 2500 1500
w top completion 5700 4600
High flow rate (P90) 4100 3100
Production
Intervention High flow rate (P90) 2500 1500
The blowout rates for drilling and production are established based on the OLF/NOFO guideline for Environmental Prepardness Analysis, ref /4/.
The blowout rates are calculated under the conservative assumptions:
• Unrestricted annulus flow where the BOP has failed entirely.
• Gas coning is not considered.
• As time passes reservoir pressure will decline from production, this factor is not accounted for.
A.5.1 Blowout rates in a year of peak activity
The probabilities presented in Chapter 2.1 above, are conditioned on different activities, relevant to a year of peak activity. Given a blowout in a year of peak activity we get the following normalised probabilities;
P(blowout, drilling. oil│blowout) = 4.2 · 10-5/ 8.5 · 10-4 = 0.049
P(blowout, completion, oil│blowout) = 9.4 · 10-5/ 8.5 · 10-4 = 0.111 P(blowout, workover, oil│blowout) = 3.3 · 10-4/ 8.5 · 10-4 = 0.390 P(blowout, wireline, oil│blowout) = 8.3 · 10-6/ 8.5 · 10-4 = 0.010
P(blowout, PP&A, oil│blowout) = 1.7 · 10-4/ 8.5 · 10-4 = 0.195
1 For production, Intervention, worokover and completion a water cut of 70% is used based on project input.
P(blowout, production, oil│blowout) = 1.5 · 10-4/ 8.5 · 10-4 = 0.174 + P(blowout, gas injection│blowout) = 6.0 · 10-5/ 8.5 · 10-4 = 0.071
= Sum 1.000
Flow path distribution from /2/ have been used to establish the distribution between topside and seabed releases.
The distribution is shown below in Table 3.
Table 3: Flow path distribution, subsea wellheads, ref /2/.
Activity Seabed Surface
Drilling 0,8 0,2
Completion 0,05 0,95
Workover 0,66 0,34
Wireline 0,75 0,25
Production 1 0
Table 4 displays combinations of blowout rates and scenario probabilities. All probabilities are conditioned on a blowout in a year of peak activity.
Table 4: Blowout rate probability distribution.
Blowout rate [Sm3/d]
Blowout Freq. Normilized distribution
Seabed Surface Seabed Surface
1500 2.13E-04 - 0.37 0.00
2500 - 2.09E-06 0.00 0.01
3100 3.31E-04 - 0.57 0.00
4100 - 2.57E-04 0.00 0.96
6700 3.34E-05 - 0.06 0.00
7000 - 8.36E-06 0.00 0.03
The probability and cumulative probability distribution is shown below in Figure 1 and Figure 2.
Figure 1: Blowout rate probability distribution for Tordis.
Figure 2: Blowout rate cumulative normalized probability distribution for Tordis.
A.5.2 Weighted and P90 rates for Environmental Preparness Analysis
The weighted rate for the drilling scenario is based on the methodology described in chapter A.4 and is summerized in Table 5 below.
Table 5: Weighted rate for drilling scenarios
Blowout rate [Sm3/d]
Blowout Freq. Normalised Blowout Freq
Seabed Surface Seabed Surface
7000 0.00E+00 8.36E-06 0.00 1.00
6700 3.34E-05 0.00E+00 1.00 0.00
Weighted Rate (Sm3/d) 6700 7000
The P90 rate is determined based on the remaining activities on Tordis a cumulative rate distribution is established and shown below in Figure 3.
Figure 3: Cummulative normalized blowout probability distribution for production, intervention and completion activities.
From Figure 3 it is observed that the P90 rates are 3900 Sm3/d for seabead released and 4000 Sm3/d for topside releases. The results are summarized in Table 6 below.
Table 6: Weighted and P90 blowout rates summerized.
Scenarios Blowout rates*,
Surface (Sm3/d)
Blowout rates*, Seabed (Sm3/d)
Blowout rates*, Overall (Sm3/d)
Weighted Rate Drilling 7000 6700 6800
Location distribution drilling 20% 80%
P90 Rate 4000 3900 4000
Location distribution P90 32% 68%
*) Adjusted to nearest tenth.
A.6 Blowout duration
A condensate blowout can be stopped by:
1. Operator actions – mechanical (capping)
2. Wellbore collapse and/or rock material plugging the well – (bridging)
3. Altered fluid characteristics resulting from water or gas coning during a blowout 4. Drilling a relief well and applying kill mud
The probability distribution of the duration of a possible blowout is derived by way of the approach utilised in /2/. Water and gas coning are not considered in the assessment. Well specific input about time to drill a relief well is given by the project and presented in Table 21.
Table 21: Time to drill a relief well (days), ref /3/
Time to: Minimum: Most likely: Maximum:
- make decisions 1 2 3
- mobilise a rig; transfer, anchoring, supply of equipment and preparations
7 10 12
- drilling 30 40 60
- geomagnetic steering into the well 7 12 30
- killing the well 1 2 5
The required time to drill a relief well and kill a blowout is judged by the project to be between 46 and 110 days. A Monte Carlo simulation is performed to produce a duration distribution from the well specific input in Table 21. The expected time found is 74 days. A probability distribution is presented in Figure 4.
Figure 4: Duration distribution, ‘Time to drill a relief well’
The probability distribution, found in Table22 below, is constructed by combination of the well specific duration distribution and probabilities that a blowout will end by the mechanisms capping and bridging /2/. Based on Table22 maximum blowout duration is suggested to be 91 days.
Table22: Probability distribution for a blowout to end as a function of time (days) Duration
(days) Surface blowout Seabed blowout
Duration (days)
Surface blowout
Seabed blowout
0,5 0,406 0,282 42 0.002 0.006
1 0,127 0,098 49 0.001 0.004
2 0.131 0.114 56 0.001 0.003
5 0.144 0.157 63 0.007 0.014
7 0.038 0.052 70 0.019 0.037
10 0.031 0.048 77 0.021 0.040
14 0.021 0.037 84 0.016 0.031
21 0.016 0.034 91 0.008 0.016
28 0.007 0.017
35 0.004 0.009
*Probabilities in the tail end of the duration distribution (< 0,003) 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 5. In Figure 6 blowout duration and ‘time to drill a relief well’ are described by cumulative probability curves.
Figure 5: Blowout duration described by probability distributions
Figure 6: Cumulative Probability distribution for number of days blowout duration.
A.7 Referanser
/1/ Holand, Per: Blowout and Well Release Characteristics and Frequencies, 2012, Sintef Technology and Society, December 2012.
/2/ Scandpower: “Blowout and Well Release Frequencies – based on Sintef Offshore Blowout Database 2013”, report no. 19.101.001-8/2014/R3, rev. Final, 22.5.2014.
/3/ Input files, prosper files and blowout rate documentation is stored on team site
/4/ OLF/ NOFO: «Veileder for Miljørettet Beredskapsanalyser», rapport no 2007-0934, 16.06.2007.
