Document no. : Contract no.: Project:
Classification: Distribution:
Open Open
Expiry date: Status
Final
Distribution date: Rev. no.: Copy no.:
07.03.2018
Author(s)/Source(s):
Gisle Vassenden
Subjects:
Remarks:
Valid from: Updated:
Responsible publisher: Authority to approve deviations:
Techn. responsible (Organisation unit / Name): Date/Signature:
TPD R&T FT SST ERO Gisle Vassenden
Responsible (Organisation unit/ Name): Date/Signature:
TPD R&T FT SST Anne-Lise Heggø
Approved by (Organisation unit/ Name): Date/Signature:
TPD R&T FT SST ERO Hanne Greiff Johnsen
08.03.2018
08.03.2018
09.03.2018
Innholdsfortegnelse
1 Innledning ... 4
1.1 Bakgrunn... 4
1.2 Aktivitetsbeskrivelse... 5
1.3 Definisjoner og forkortelser ... 7
2 Metode ... 7
2.1 Ytelseskrav ... 7
2.2 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer ... 8
2.3 Dimensjonering av barrierene ... 8
2.3.1 Dimensjonering av barriere 1 og 2 – nær kilden og på åpent hav ... 8
2.3.2 Dimensjonering av barriere 3 og 4 – kyst- og strandsone ... 9
2.3.3 Dimensjonering av barriere 5 - strandrensing ... 9
3 Resultater ... 10
3.1 Utslippsscenarier ... 10
3.2 Wisting oljens egenskaper ... 10
3.2.1 Oljens egenskaper ved mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering ... 11
3.2.2 Operasjonslys ved letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle ... 12
3.2.3 Bølgeforhold nær lokasjon til letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle ... 13
3.3 Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger ... 14
3.4 Influensområder og stranding ... 15
3.5 Beregning av beredskapsbehov og responstider for barriere 1 og 2 ... 15
3.6 Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og 4 ... 18
3.7 Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 5 ... 18
3.8 Bruk av kjemisk dispergering ... 18
3.9 Deteksjon av olje og overvåkning av olje under oljevernaksjoner ... 20
3.1 Oljevernberedskap som konsekvensreduserende tiltak ... 20
3.2 Særlige hensyn ... 20
4 Konklusjon ... 21
5 Referanser ... 23
Appendiks A ... 24
Summary ... 24
1 Introduction ... 25
2 Well specific information ... 25
3 Blowout scenarios and probabilities ... 27
4 Blowout rates ... 28
5 Blowout duration ... 29
6 References... 32
Oppsummering
Statoils krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for boring av letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle er etablert gjennom foreliggende beredskapsanalyse og oppsummert i tabellen under. Det er satt krav til 2 havgående systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 36 timer. Kjemisk dispergering vil, basert på aktuell oljetype og en SIMA vurdering, kunne bidra til et effektivt oljevern til havs. For barriere 3 og 4 stilles det krav til å håndtere mengden oljeemulsjon som ifølge oljedriftssimuleringer vil drive mot land. Da borelokasjon er langt fra fastlandet og disse barrierene vil operere til havs vil man mobilisere større havgående systemer (NOFO system) og/eller raskere ettbåtssystemer som mer effektivt vil kunne «jakte» olje for å hindre at olje strander. For barriere 5 stilles det ikke spesifikke krav til beredskap, da drivtid til Bjørnøya ansees som lang nok til å kunne mobilisere ytterligere ressurser og utstyr etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO og Kystverket. Gjennom aksjonsledelsen vil Statoil fortløpende tilpasse bruk av bekjempelsesmetoder, utstyr og dimensjonering til de gjeldende forhold.
Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for boring av letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle er oppsummert i tabellen under.
Barriere 1 og 2 – bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid 2 havgående systemer
Første system innen 5 timer, fullt utbygd barriere innen 36 timer.
Barriere 3 og 4 – bekjempelse i kyst- og strandsone
Systemer og responstid Kapasitet til å håndtere mengden oljeemulsjon som ifølge oljedriftssimuleringer vil drive mot land. Responstiden er satt til 38 døgn (korteste drivtid til land), men ressurser mobiliseres så snart som mulig for å i størst mulig grad hindre at oljen når Bjørnøya. Da lokasjon er langt fra fastlandet og disse barrierene vil operere til havs vil man mobilisere større havgående systemer (NOFO system) og/eller raskere ettbåtssystemer som mer effektivt vil kunne «jakte» olje for å unngå at olje strander.
Barriere 5 - strandrensing
Systemer og responstid Det knyttes ikke spesifikke krav til barriere 5 da det ikke er modellert stranding i Statoils prioriterte områder innen 20 døgn.
Fjernmåling og miljøundersøkelser
Akutt forurensning av betydning skal oppdages innen 3 timer etter at hendelsen har inntruffet.
Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer.
1 Innledning
1.1 Bakgrunn
Foreliggende beredskapsanalyse er utarbeidet for boring av letebrønn 7324/3-1 Interepid Eagle i Barentshavet, som Statoil planlegger å bore i andre/tredje kvartal 2018.
Effektiv oljevernberedskap vil redusere oljemengder på sjøen, begrense utstrekning og påslagsområder for et oljesøl og redusere miljørisiko. Statoil vil være ansvarlig for en eventuell oljevernaksjon både nær kilden til havs, langs kysten og på land i tilfelle stranding. Valg av metoder og utstyr for bekjempelse vil baseres på utslippets karakter, værforhold,
effektivitet av utstyr og tilstedeværelse av sårbare ressurser. Hovedstrategier for aksjoner er bekjempelse nær kilden. En
vil tilstrebe å benytte den bekjempelsesmetoden, mekanisk oppsamling eller kjemisk dispergering, som resulterer i minst miljøskade ut fra en «Spill Impact Mitigation Assassement (SIMA)».
NOFO står for den operative delen av beredskapen både til havs, nær kysten og ved eventuelle strandrenseaksjoner, og disponerer ressurser og personell for dette. I tillegg er Statoil medlem i OSRL og vil kunne benytte oljevernressurser herfra, som kjemisk dispergering og strandrenseutstyr, etter behov i en aksjon.
Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for oljevernberedskap ved et større uhellsutslipp av olje.
Analysen skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av beredskapsressurser. Beredskapsanalysen for 7324/3-1 Intrepid Eagle er brønnspesifikk. Aktivitetsforskriftens § 73 og Styringsforskriftens § 17 stiller krav til beregning av miljørisiko og beredskapsbehov i forbindelse med aktiviteter som kan gi ved miljøforurensning som følge av akutte utslipp som grunnlag for beredskapsetablering. Det er utført en miljørisikoanalyse for denne letebrønnen [1]. Informasjon fra miljørisikoanalysen inngår som grunnlag i beredskapsanalysen.
Det vil lages en egen «Blow out Contingency and Relief Well Plan» for letebrønn Intrepid Eagle. Denne inneholder beskrivelse og tekniske prosedyrer for hvordan brønnutblåsning vil kunne stoppes, enten med brønninternt utstyr, capping eller avlastningsboring.
1.2 Aktivitetsbeskrivelse
Letebrønnen 7324/3-1 Intrepid Eagle skal bores i Barentshavet (Figur 1-1). Vanndybden på borelokasjon er 451 m og korteste avstand til land er 178 km til Bjørnøya og 319 km til fastlandet, Magerøya i Nordkapp kommune. Avstanden til brønnen Gemini Nord, som ble boret i 2017, er 37 km (miljørisikoverktøyet OPERAto basert på Gemini Nord brønnen er brukt i miljørisikoanalysen). Boringen er planlagt med oppstart i løpet av andre/tredje kvartal 2018. Brønnen er planlagt boret med den halvt nedsenkbare riggen West Hercules. Riggen vil bruke dynamisk posisjonering (dp) under boreoperasjonen.
Hovedformålet med letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle er å undersøke hydrokarbonforekomster i formasjonene Stø og Snadd/Carn 02/Atlantis discovery level. Forventet oljetype er tilsvarende Wisting Central basert på forventede
fluidegenskaper og nærhet. Basisinformasjon for letebrønnen er oppsummert i Tabell 1-1.
Figur 1-1 Lokasjon til letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle. Korteste avstand til land er 178 km til Bjørnøya og 319 km til fastlandet (Magerøya i Nordkapp kommune). Avstanden til Gemini Nord er 37 km. Figuren er hentet fra miljørisikoanalysen for brønnen [1].
Tabell 1-1 Basisinformasjon for letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle
Letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle Posisjon for DFU (geografiske koordinater) 73° 57'N 024° 41'Ø
Vanndyp 451 m
Borerigg West Hercules
Planlagt boreperiode Q2/Q3 2018
Sannsynlighet for utblåsning 1.3 ×10-4 Sannsynlighetsfordeling (% overflate/sjøbunn) 25/75
Vektet utblåsningsrate Overflate: 312 m3/døgn Sjøbunn: 258 m3/døgn Totalt: 271 m3/døgn
Oljetype (tetthet) Wisting Central Olje (838 kg/m3)
Maksimal varighet av en utblåsning (tid til boring av avlastningsbrønn)
63 døgn
1.3 Definisjoner og forkortelser
Sentrale ord og uttrykk som inngår i beredskapsanalysen er kort beskrevet nedenfor:
DFU: Definert fare- og ulykkessituasjon.
Grunnberedskap: 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B).
IKV: Indre Kystvakt
Influensområde: Område som med mer enn 5 % sannsynlighet vil bli berørt av et oljeutslipp, hvor det er tatt hensyn til fordeling over alle utslippsrater og -varigheter.
Korteste drivtid: 95-persentilen i utfallsrommet for korteste drivtid til kysten.
KYV: Kystverket
Miljørisikoanalyse: Risikoanalyse som vurderer risiko for ytre miljø.
NOFO: Norsk Oljevernforening for Operatørselskap
SIMA-prinsippet: Spill Impact Mitigation Assessment – metode for å sammenligne og rangere netto miljøgevinst forbundet med forskjellige bekjempelsesmetoder innen oljevern, eksempelvis mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering. Tidligere kalt NEBA-prinsippet.
OSRL: Oil Spill Response Limited
Prioriterte områder: Til bruk i beredskapsplanleggingen er det definert arealer kalt prioriterte områder (basert på en vurdering av tidligere eksempelområder i NOFO). Disse er karakterisert ved at de ligger i ytre kystsone, har høy tetthet av miljøprioriterte lokaliteter og som også på andre måter setter strenge krav til oljevernberedskapen. Disse områdene er derfor forhåndsdefinert som dimensjonerende for oljevernberedskapen.
Størst strandet emulsjonsmengde: 95-persentilen i utfallsrommet for størst strandet mengde2 Metode
2.1 Ytelseskrav
Statoils ytelseskrav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Statoils forutsetninger og metode for
beredskapsdimensjonering i alle barrierer [2], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i NOROG veiledning [3] og NOFO [4].
Barriere 1: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe beregnet emulsjonsmengde på sjø. Første system innen best oppnåelig responstid. Full kapasitet snarest mulig og senest innen 95-persentilen av korteste drivtid til land, basert på beregnet kapasitetsbehov. Statoil setter, som et minimum, krav til tilstrekkelig kapasitet for å bekjempe et oljeutslipp på minimum 500 m3 med ressurser som skal være klar for operasjon innen 5 timer etter at utslippet er oppdaget.
Barriere 2: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe den mengden emulsjon som passerer barriere 1 på grunn av operative begrensninger. Første system skal mobiliseres fortløpende etter at systemene i barriere 1 er mobilisert og med full kapasitet innen 95-persentilen av korteste drivtid til land.
Barriere 3 og 4: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon innen influensområdet. Systemene skal være mobilisert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land.
Barriere 5: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon inn til et prioritert område. Personell og utstyr til strandsanering skal være klar til operasjon innen 95-persentilen av korteste drivtid inn til prioritert område for de berørte områder med kortere drivtid enn 20 døgn. En plan for grovrensing av forurenset strand skal utarbeides senest innen 7 døgn fra registrert påslag av oljeemulsjon. Grovrensing av de påslagsområder som prioriteres av operasjonsledelsen i samråd med aksjonsledelsen skal være gjennomført innen 100 døgn fra plan for grovrensing foreligger, forutsatt at dette kan gjennomføres på en sikkerhetsmessig forsvarlig måte.
2.2 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer
Ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning, målt i bekjempet mengde oljeemulsjon pr. døgn, er en funksjon av følgende forhold:
- Andel av tiden enheten kan operere (mørke/redusert sikt og bølgeforhold)
- Effektiviteten innen operasjonsvinduet (relatert til ulike bølgeforhold, eller antatt konstant) - Opptaks-/bekjempelses-kapasitet under operasjon
- Lagringskapasitet for oppsamlet olje (kun relevant for opptakssystemer)
- Frekvens og varighet av driftsstans (overføring av oppsamlet olje, plunder og heft)
- Andel av tiden hvor tilgangen/tilflyten av olje til lense er mindre enn oljeopptakerens kapasitet (for mekanisk bekjempelse) eller hvor emulsjonen har en fordeling som gjør at dispergeringsmiddel ikke kan påføres med optimal effektivitet.
Funksjonene benyttes i Statoil sin beregningskalkulator for beredskapsbehov i alle barrierer.
Kapasiteten til havgående opptakssystem i NOFO-klasse som brukes i beregningene er 2400 m3/døgn (for oljer med viskositet under 20000 cP). Dersom det brukes en-båt-system/høyhastighetssystem (HHS) er kapasiteten satt til 1500 m3/døgn. Kapasiteten til havgående dispergeringssystem i NOFO-klasse er satt til 1950 m3/døgn. For flere detaljer henvises det til Statoils metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [2].
Utstyr som kan benyttes til bekjempelse av olje/emulsjon i barriere 1-4:
• Havgående NOFO-system
• Havgående en-båt-system
• Havgående Kystvaktsystem
• System Kyst A – IKV
• System Kyst B – KYV
• System Fjord A – NOFO/Operatør
• System Fjord B – IUA/KYV
• Dispergeringssystem (NOFO og OSRL)
2.3 Dimensjonering av barrierene
2.3.1 Dimensjonering av barriere 1 og 2 – nær kilden og på åpent hav
For barriere 1 og 2, bekjempelse nær kilden og på åpent hav, beregnes det et behov for antall havgående systemer basert på utslippsrate og forventet oljetype. Det er den vektede utblåsningsraten som benyttes for å dimensjonere systembehovet i barriere 1 og 2 for letebrønner.
For dimensjonering av barriere 1 benyttes egenskaper (fordamping, naturlig nedblanding, vannopptak og viskositet av emulsjon) for 2 timer forvitret olje. Det grunnleggende prinsippet er at kapasiteten i de ulike barrierene skal være tilstrekkelig til å kunne håndtere emulsjonsmengden ved de gitte betingelsene. Separate beregninger er gjort for vinter- og sommersesong.
For dimensjonering av barriere 2 er det utført beregninger av det antall systemer som kreves for å kunne bekjempe emulsjonsmengden som har passert barriere 1 pga. redusert systemeffektivitet. Systemeffektiviteten er avhengig av bølgehøyde og lysforhold, og varierer mellom de ulike områdene (Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet) på norsk sokkel. I beregningen av systembehov for barriere 2 benyttes oljeegenskaper for 12 timer forvitret olje.
Kravene til responstid er satt til best oppnåelig responstid for NOFO-fartøyer til feltet, og er basert på avstand til
oljevernressurser, gangfart for OR-fartøy, slepebåtkapasitet og gangfart for disse, mobilisering av oljevernutstyr om bord på OR-fartøy, og tilgang til personell på basene. I tillegg kommer en vurdering opp mot krav om etablering av barriere 1 og 2 senest innen korteste drivtid til land (95-persentil). Ved særlig lange avstander til eksisterende oljevernressurser kan det settes krav til kortere responstider, noe som forutsetter brønn eller installasjonsspesifikke løsninger med reduserte responstider for oljevernressursene.
2.3.2 Dimensjonering av barriere 3 og 4 – kyst- og strandsone
For barriere 3 og 4, bekjempelse av olje i kyst- og strandsone, er kravene til beredskap satt ut fra størst behov ved å bruke to alternative tilnærminger:
• 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon. Beredskapen i barriere 4 skal ha kapasitet til å bekjempe emulsjonen som passerer barriere 3. Beredskapsbehovet i barriere 3 og 4 er beregnet basert på resultater fra oljedriftssimuleringer gjennomført for aktiviteten.
• Prioriterte områder som er berørt av stranding med drivtid kortere enn 20 døgn (ifølge oljedriftssimuleringer) skal kunne ha tilgang til grunnberedskap. Grunnberedskap er definert som 1 Kystsystem (type A eller B) og 1
Fjordsystem (type A eller B). Beredskapsressursene skal brukes der det er mest hensiktsmessig og er ikke begrenset til de prioriterte områdene.
Denne tilnærmingen medfører at Statoil dimensjonerer både for volumer og utstrekning av strandet emulsjon, og legger til grunn det største behovet, når krav til beredskap i barriere 3 og 4 settes.
Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 3 og 4 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land.
2.3.3 Dimensjonering av barriere 5 - strandrensing
For barriere 5, bekjempelse av strandet olje, er det beregnet behov for antall strandrenselag med tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av størst strandet mengde emulsjon innenfor de berørte prioriterte områdene med kortere drivtid enn 20 døgn. Når korteste drivtid er lengre enn 20 døgn stilles det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 5. Basert på erfaringer antar man en rensekapasitet på 0,18 tonn per dagsverk. Statoil har valgt å gjøre beregninger for vinterstid, og lagt inn en effektivitetsfaktor på dagsverk på 0,5. Hvert strandrenselag består av 10 personer.
3 Resultater
3.1 Utslippsscenarier
Tabell 3-1 gir oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle.
Tabell 3-1 Utslippsscenarier for letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle
Type utslipp Oljetype Referanse – bakgrunn for rate/volum
Utblåsning – 271 m3/døgn
Wisting Central Vektet utblåsningsrate fra 7324/3-1 Intrepid Eagle (se Appendiks A)
Middels utslipp – 2000 m3 punktutslipp
Wisting Central Eksempelvis lekkasje fra brønn Mindre utslipp – 100 m3
punktutslipp
Wisting Central Eksempelvis lekkasje fra brønn Mindre punktutslipp av
lette produkter
Kondensat eller andre
petroleumsprodukter som danner tynn oljefilm
Eksempelvis lekkasje fra dieseltank, hydraulikksystem
3.2 Wisting oljens egenskaper
Wisting Central olje er ansett som representativ for forventet oljetype i letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle. Det er
gjennomført en forvitringsstudie av Wisting Central olje i 2017 [5]. Forvitringsstudien er gjennomført for to temperaturer, 2 og 5 °C. Dette er realistiske temperaturer også for Intrepid Eagle lokasjonen. Overflatetemperaturen i sjøen i Intrepid Eagle området varierer mellom 0,5 og 6 °C gjennom året. Fra juli til oktober er temperaturen rundt 5 grader, mens den for øvrige måneder ligger rundt 1-2°C [6].
Wisting Central olje er en middels tung naftensk olje (838 kg/m3) med lavt innhold av asfaltener (0.05 wt. %) og voksinnhold (0.72 wt. %) sammenlignet med andre oljer på norsk sokkel. Oljen har svært lavt stivnepunkt (<36°C). Høy initiell fordampning resulterer i økt asfalten og voksinnhold, som er med på å stabilisere vann i olje emulsjon. Wisting Central olje er vist å danne lav-viskøse vann-i-olje emulsjoner med relativ lave maksimum vannopptak (60 vol%).
Emulsjonsbryter kan effektivt brukes ved skimming for å redusere vanninnholdet i emulsjonen før overføring av emulsjon til lagringstank, og dermed minimere lagringsvolumet.
Viskositeten er i utgangspunktet lav og kan gi utfordringer med mekanisk opptak de første timene (3.2.1). Flammepunktet reduseres hurtig og grensen for eksplosjonsfare på sjø er passert etter kort tid (<15 minutter), også ved lave vindstyrker.
Flammepunktet reduseres til under 60°C etter 6 timer avhengig av vindstyrke, lengst tid ved lave vindhastigheter. Dette er relevant for eksplosjonsfare for oljen ved lagring i tanker.
Forvitringsegenskaper for Wisting Central olje ved ulike vindstyrker og temperaturer er angitt i Tabell 3-2.
Vintertemperatur er satt til 2°C og sommertemperatur til 5°C i studien. Gjennomsnitt av vindstyrker ved Intrepid Eagle ligger rundt 5 m/s i sommermånedene og rundt 10 m/s i vintermånedene [6].
Tabell 3-2 Forvitringsegenskaper til Wisting Central olje ved 2 og 12 timer, ved vinter- og sommerforhold
Timer Parameter – Wisting
Vinter, 2 ºC 10 m/s
vind
Sommer, 5 ºC 5 m/s
vind
2 timer
Fordampning (%) 23 20
Nedblanding (%) 12 0
Vanninnhold (%) 14 4
Viskositet av emulsjon (cP) 105 49
Gjenværende olje på overflaten (%) 63 79
12 timer
Fordampning (%) 29 27
Nedblanding (%) 37 4
Vanninnhold (%) 51 23
Viskositet av emulsjon (cP) 844 171
Gjenværende olje på overflaten (%) 32 68
3.2.1 Oljens egenskaper ved mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering
Erfaring fra norske feltforsøk viser at risikoen for lekkasje av olje under lensen er størst for oljer/emulsjoner med viskositet under 1000 cP. Emulsjon av Wisting Central olje vil ha viskositeter over 1000 cP etter ca 2 dager ved sommerforhold og etter ca 12 timer ved vinterforhold. Det er raskere emulsjonsdannelse og økning i viskositet med økning i vindstyrke. Det forventes ikke å være behov for tungolje skimmere for Wisting Central olje.
Emulsjonen til Wisting Central olje er vist i å ha godt potensiale for kjemisk dispergering, ved viskositet <3000 cP. Dette er tilfelle for både vinterforhold og sommerforhold opp til 5 døgn. Ved et eventuelt utslipp vil det bli gjennomført testing for kjemisk dispergerbarhet av den aktuelle oljen med bruk av Sintefs prøvetakingskoffert, som vil finnes om bord i beredskapsfartøyet på lokasjonen.
Tabell 3-3 oppsummerer potensialet for mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering av Wisting Central olje ved definerte vinter- og sommerforhold.
Tabell 3-3 Potensiale for mekanisk oppsamling basert på viskositet av Wisting Central olje
3.2.2 Operasjonslys ved letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle
Andel operasjonslys inngår i beregning av ytelsen og effektiviteten til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning. Statoil har valgt å beregne operasjonslys for 5 regioner, se Figur 3-1. For letebrønn 7324/3-1 Intrepid (region 5) er operasjonslys oppsummert i Tabell 3-4.
Figur 3-1 Regioner brukt i beregning av operasjonslys
Tabell 3-4 Andel operasjonslys i region 5, hvor letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle er lokalisert
3.2.3 Bølgeforhold nær lokasjon til letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle
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 25 er antatt å best representere bølgeforholdene for NOFO system og stasjon 23 for kystvaktsystem ved letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle.
Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for NOFO- og Kystvaktsystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) er oppsummert i Tabell 3-5. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 3-6.
Figur 3-2 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav
Tabell 3-5 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon 7324/3-1 Intrepid Eagle (Stasjon 25 for NOFO system og 23 for Kystvaktsystem)
Vinter Vår Sommer Høst År
NOFO-system 51 % 66 % 77% 62 % 64 %
Kystvakt-system 37 % 55 % 69 % 51 % 53 %
Vinter Vår Sommer Høst År
Operasjonslys 23 % 79 % 100 % 48 % 63 %
Tabell 3-6 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon 7324/3-1 Intrepid Eagle (Stasjon 25)
Vinter Vår Sommer Høst
NOFO-system (Hs < 4 m) 77 % 91 % 99 % 89 %
NOFO-dispergering (Hs < 4 m) 77 % 91 % 99 % 89 %
Kystvakt-system (Hs < 3 m) 55 % 79 % 96 % 74 %
3.3 Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger
Figur 3-3 viser plasseringen av NOFO utstyr per januar 2018 [4]. Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til borelokasjon brukt som grunnlag for beredskapsanalysen er vist i Tabell 3-7. Tabell 3-8 presenterer ytterligere forutsetninger som gangfart, avgivelsestid for beredskapsfartøy og slepefartøy samt tid for mobilisering av utstyr fra baser.
Figur 3-3 NOFOs utstyrsoversikt per februar 2018
Tabell 3-7 Avstander fra oljevernressurser til 7324/3-1 Intrepid Eagle benyttet i analysen.
Oljevernressurser Avstander fra 7324/3-1 Intrepid Eagle (nm)
Beredskapsfartøy på borelokasjon 0
Esvagt Aurora (Goliat) 154
Beredskapsfartøy på Alta/Gotha (Lundin) 146
Stril Poseidon 641
Havila Troll 568
Hammerfest NOFO-base 201
Tabell 3-8 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av barriere 1 og 2 [9]
Gangfart, OR-fartøy 14 knop (17 knop for Statoils egne fartøy) Mobilisering, klargjøring, lasting og lossing
på base – system 1 fra NOFO-base
10 timer Mobilisering av system 2 fra NOFO-base 30 timer Mobilisering av system 3 fra NOFO-base 48 timer
Avgivelsestid for beredskapsfartøyer Ekofisk/sørfeltene: 6 timer Ula/Gyda/Tamber: 6 timer Sleipner/Volve: 6 time Balder: 6 timer Oseberg: 6 timer Troll: 6 timer Tampen: 6 timer Haltenbanken: 6 timer Goliat: 4 timer
Gjøa: 4 timer
Avløserfartøy: 6 timer
Responstid for slepefartøy Slepefartøy fra NOFO-pool: 36 timer Tid til å sette lenser på sjøen / klargjøre
dispergering ombord
1 time
3.4 Influensområder og stranding
Korteste drivtid til land (Bjørnøya) er 38 døgn og største strandet emulsjonsmengde er 12 tonn om vår/vinteren og 5 tonn om sommeren/høst (95 persentil), vist i Tabell 3-9. Dimensjoneringen av barriere 5 benytter seg av strandingsmengdene inn til hvert enkelt prioriterte område med drivtid kortere enn 20 døgn. Det er ikke kortere drivtid enn 20 døgn inn til noen av Statoils prioriterte områder.
Tabell 3-9: Modellerte strandingsmengder med oljeemulsjon og kortest drivtid til land (Bjørnøya) for letebrønnen 7324/3-1 Intrepid Eagle gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning (95-persentiler).
Persentil Strandet oljeemulsjon (tonn) Drivtid (døgn)
Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Vinter
95 4 2 5 12 58 70 57 38
3.5 Beregning av beredskapsbehov og responstider for barriere 1 og 2
For letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle er behov for antall mekaniske oppsamlingssystemer beregnet for mindre utslipp (Tabell 3-10), middels utslipp (Tabell 3-11) og dimensjonerende hendelse, en utblåsning med vektet rate på 271 m3/d (Tabell 3-12). Systembehovet er beregnet med hjelp av Statoils beredskapskalkulator og basert på oljens
forvitringsegenskaper og bransjestandard for ytelse og effektivitet av oljevernutstyr [4]. Beregninger av systembehov er utført for definerte sommer- og vinterforhold. Responstidskrav for barriere 1 og 2 er satt som best oppnåelige responstid gitt antatt utstyrslokalisering på boretidspunktet og standardiserte frigivelsestider og hastigheter. Responstider er
Tabell 3-10 Beregnet systembehov ved et mindre utslipp – punktutslipp 100 m3 Vinter
1 °C - 10 m/s vind
Sommer 5 °C - 5 m/s vind
Utslipp (Sm3) 100 100
Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 23 20
Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 12 0
Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3) 65 80
Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 14 4
Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3) 76 83 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 105* 49*
Behov for havgående systemer 1 1
*Ved viskositeter under 1000cP vil man kunne påregne et tap av olje under lense
Tabell 3-11 Beregnet systembehov ved et middels utslipp - punktutslipp 2000 m3 Vinter
1 °C – 10 m/s
Sommer 5 °C – 5 m/s
Utslipp (Sm3) 2000 2000
Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 23 20
Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 12 0
Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3) 1300 1600
Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 14 4
Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3) 1512 1667 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 105* 49*
Behov for havgående systemer 2 2
*Ved viskositeter under 1000cP vil man kunne påregne et tap av olje under lense
Tabell 3-12 Beregnet systembehov ved dimensjonerende hendelse for 7324/3-1 Intrepid Eagle i barriere 1 og 2 – langvarig utblåsning 271 m3/d
Parameter
Vinter 5 °C - 10 m/s
Sommer 10 °C - 5 m/s
Utstrømningsrate (Sm3/d) 271 271
Tetthet (Kg/Sm3) 838 838
Fordampning etter 2 timer på sjø (%) 23 20
Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 12 0
Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 176 217
Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 14 4
Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 1 (Sm3/d) 205 226
Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 105* 49*
Økt systembehov grunnet høy cP (HiVisc: >20000 cP)? Nei Nei
Beregnet behov for havgående systemer i barriere 1 1 1
Emulsjonsmengde inn til barriere 2 (Sm3/d) 128 51
Oljemengde inn til barriere 2 (Sm3/d) 110 49
Fordampning etter 12 timer på sjø (%) 29 27
Nedblanding etter 12 timer på sjø (%) 37 4
Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 76 44
Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) 51 23
Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 2 (Sm3/d) 155 57
Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 (cP) *844 *171
Økt systembehov grunnet høy cP (HiVisc: >20000 cP)? Nei Nei
Beregnet behov for havgående systemer i barriere 2 1 1
Behov for havgående systemer i barriere 1 og 2 2 2
*Ved viskositeter under 1000cP vil man kunne påregne et tap av olje under lense
Basert på dimensjonerende scenario for 7324/3-1 Intrepid Eagle er det beregnet et behov for 2 havgående systemer i barriere 1 og 2 for å håndtere dimensjonerende hendelse med mekanisk oppsamling.
For beregning av antall systemer i barriere 1 er det benyttet egenskaper (fordamping, naturlig nedblanding, vannopptak og viskositet av emulsjon) for 2 timer forvitret olje. For å ta høyde for at oljen har mulig redusert opptakseffektivitet de første timene pga lav viskositet, har vi også beregnet systembehov for 6 og 12 timer forvitret olje (ikke vist). Disse beregningene gir samme antall systemer for Intrepid Eagle.
Krav til første havgående system er satt til 5 timer etter at oljeutslipp er oppdaget. Krav til fullt utbygd barriere 1 og 2 er satt til 36 timer.
Ytterligere systemer vil kunne bli mobilisert gjennom NOFO ved behov. Nærmere detaljer om fartøy og systemer vil bli beskrevet i beredskapsplanen. Statoil vil forsøke å etablere samarbeid om beredskapsressurser med andre operatører som har samtidig aktivitet i Barentshavet. Statoil er kjent med at Lundin som skal ha aktivitet på Alta/Gotha området i perioden 1.mai til 15.august. Lundin har planlagt å ha fartøy med NOFO utstyr på lokasjon, og det er 2 timers frigivelsestid for dette fartøyet.
3.6 Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og 4
95-persentilen av størst strandet emulsjonsmengde, gitt en utblåsning, er 12 tonn om vår/vinteren og 5 tonn om sommeren/høsten. Korteste drivtid til land er 38 døgn om vår/vinteren og 57 døgn om sommeren/høsten. Det antas at størst strandet mengde strander over en periode på 10 døgn. Ved å ta effekten i barriere 1 og 2 i betraktning gir dette en tilførselsrate inn i barriere 3 på 1 tonn/døgn for vinterhalvåret og sommerhalvåret. Beregningene er basert på Wisting Central olje.
Det stilles krav til kapasitet til å håndtere mengden oljeemulsjon (12 tonn) som ifølge oljedriftssimuleringer vil drive mot land. Responstiden er satt til 38 døgn (korteste modellerte drivtid til land), men ressurser mobiliseres så snart som mulig for å i størst mulig grad hindre at oljen når Bjørnøya. Da lokasjon er langt fra fastlandet og disse barrierene vil operere til havs vil man mobilisere større havgående systemer (NOFO system) og/eller raskere ettbåtssystemer som mer effektivt vil kunne «jakte» olje for å unngå at olje strander. Kapasiteten for større systemer er betydelig større enn tradisjonelle kyst og fjord systemer, og dette vil også dekke opp for eventuell lavere effektivitet ved tåke. Ytterligere ressurser og utstyr vil kunne mobiliseres etter behov og iht eksisterende avtaler mellom NOFO og Kystverket.
3.7 Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 5
Det forekommer ikke stranding i prioriterte områder innen 20 døgn i oljedriftsmodelleringen. Det stilles derfor ikke
spesifikke krav til strandrensing. Det vurderes at det innen 20 døgn vil kunne mobiliseres ytterligere ressurser etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO og Kystverket.
Barriere 1 til 4 er dimensjonert med mål om å hindre stranding på Bjørnøya. Ved behov vil ytterligere ressurser kunne mobiliseres for å styrke disse barrierene. For barriere 5 er det dermed ikke satt spesifikke krav. Dersom det likevel skulle strande olje vil strandrenseressurser kunne mobiliseres ihht brønnspesifikk oljevernberedskapsplan for 7324/3-1 Intrepid Eagle innen 38 døgn.
3.8 Bruk av kjemisk dispergering
Referanseoljen Wisting Central olje har et godt potensiale for kjemisk dispergering. Ved et utslipp vil uansett dispergerbarheten til olje/ oljeemulsjon testes ved hjelp utstyr fra SINTEF prøvetakingskoffert for å vurdere om dispergering kan være et aktuelt beredskapstiltak for den aktuelle oljen.
I tillegg til å vurdere effektivitet av dispergering, skal en også alltid vurdere observasjoner eller sannsynlig tilstedeværelse av naturressurser i området samt værforhold før en igangsetter eller viderefører kjemisk dispergering. Vurderingene skal gjøres i henhold til SIMA prinsippet (Spill impact mitigation asessment). Kjemisk dispergering vil være særlig aktuelt ved høye forekomster av sjøfugl og/eller for å forhindre landpåslag.
Statoil har over de siste årene gjennomført og deltatt i flere større forsknings- og utviklingsprosjekter på bruk av kjemisk dispergering, særlig med fokus på kalde farvann og is. Studiene har omfattet toksisitet, biodegradering og
bioakkumulering av dispergert olje hos relevante arktiske organismer, effektivitet av dispergering i kalde farvann og påføringsteknikker. Dokumentasjonen som er opparbeidet viser at kjemisk dispergering som bekjempningsmetode kan være effektiv og miljømessig gunstig også i nordlige områder, med kaldt vann [6,7].
Bransjen har gjort effektivitetstester av subsea dispergering med oljer som dekker et bredt spekter av oljetyper på norsk sokkel. Testene er utført i laboratorie- og mesoskala ved turbulente betingelser og med ferske oljer som i et
undervannsutslipp [8,9]. Tester er videre utført under trykk ned til vanndyp på 1750 m [10, 11]. Alle tester viser god dispergerbarhet. Det er videre gjort et betydelig arbeid i å utvikle en testmetode for screening av ulike oljetyper og dispergeringsmidler i laboratorieskala ved betingelser som er typisk for et undervannsutslipp (høy turbulens og fersk olje).
Wisting har ikke vært testet i screeningprogrammet, men egenskapene kan sammenlignes med de 12 oljene som allerede er testet for å se om den ligger nært opp til en av dem [12]. Alternativt kan det gjøres en ny test for å inkludere Wistingoljen i dette datasettet. Metodikken har vært presentert for Miljødirektoratet, som har som intensjon å inkludere spesifikke testkriterier for subsea dispergering i forskriften, som per i dag ikke omfatter undervannsdispergering.
Vanndypet på 451 m og den relativt lave GOR på 50 Sm3/Sm3 tilsier at subsea dispergering vil være effektivt. Det er imidlertid lave oljerater og på grunn av dette må det gjøres en grundig evaluering angående egnetheten og effekt av subsea dispergering. Ved lave oljevolum og lite turbulens i utslippet, vil det være utfordrende å få til en effektiv dispergering [13].
Det vil lages en egen «Blow out Contingency and Relief Well Plan» for letebrønn Intrepid Eagle. Denne inneholder beskrivelse og tekniske prosedyrer for hvordan brønnutblåsning vil kunne stoppes, enten med brønninternt utstyr, capping eller avlastningsboring.
Tabell 3-13 viser noen aktuelle beredskapsfartøyer som har dispergeringsmidler ombord og deres responstid til letebrønn Intrepid Eagle. Dispergeringsmiddelet om bord på NOFO fartøy og på NOFO baser er Dasic Slickgone NS.
Tabell 3-13 Responstider for et utvalg oljevernressurser med dispergeringskapasitet. Responstid inkluderer 1 times kjørgjøringstid for dispergering om bord på fartøyene.
Oljevernressurs Lokasjon Responstid
Esvagt Aurora Goliat 17 timer
Havila Troll Aasta Hansteen/Norne 40 timer
Stril Poseidon Haltenbanken 45 timer
Ocean Alden Gjøa 68 timer
Statoil har flere avtaler med OSRL: Service Level Agreement (SLA), Global Dispersant Stockpile (GDS) og Subsea Well Intervention Services (SWIS). SLA går ut på at Statoil kan mobilisere halvparten av OSRLs tilgjengelige utstyr og personell til enhver tid. Dette inkluderer blant annet dispergeringsmidler, flybåren dispergeringspåføringssystemer, modellering av oljedrift, satellittovervåking og rådgivning forbundet med håndtering av oljeskadet vilt. GDS er en tilleggsavtale som sikrer tilgang til ytterligere dispergeringsmidler. Dispergeringsmidlene i GDS er lokalisert i England, Singapore, Frankrike, Sør-Afrika og Florida, og er pakket klar for videre frakt ved både luft-, sjø- eller vei.
Dispergeringsmidlene som inngår i avtalen er Dasic Slickgone NS, Finasol OSR 52, og Corexit EC9500A. Dasic Slickgone NS og Finasol OSR 52 tilfredsstiller norske myndigheters krav til toksikologiske tester. 4000 m3
dispergeringsmidler er av type Slickgone NS og Finasol OSR 52 og er derfor tilgjengelig for bruk i norske farvann. SWIS gir tilgang til utstyr for subsea brønnintervensjon, som inkluderer capping og subsea kjemisk dispergering.
OSRL har to Boeing 727 lokalisert på Doncaster Sheffield Airport i UK. Begge har dispergeringsutstyr og en kapasitet for transport og operasjoner av 15 m3 dispergeringsmidler per flyvning.
3.9 Deteksjon av olje og overvåkning av olje under oljevernaksjoner
Statoil stiller krav til at oljevernberedskapsfartøyet er utstyrt med oljedetekterende radar og IR kamera, og at det er etablert rutiner for å oppdage olje og kartlegge oljeutbredelse under en evt aksjon. I tillegg til oljedetekterende radar og IR kamera vil det være mulighet for downlink av bilder tatt fra fly eller helikopter til bruk for å optimalisere innsatsen.
Satellittradar vil inngå som en kapasitet både for deteksjon og kartlegging gjennom nedlasting av daglige radarbilder.
Under en aksjon vil en kunne laste ned bilder to ganger per døgn. NOFO har tilgang på aerostat (Ocean Eye), som kan benyttes for å få oversikt over olje ved en aksjon. Kystverkets overvåkningsfly LN-KYV vil bli benyttet under
boreoperasjonen og under en evt hendelse. SAR helikoptre vil også kunne benyttes i en aksjon. Brønnovervåkning på boreriggen vil detektere uregelmessigheter og utslipp i forbindelse med boreoperasjonene. Det kan forventes at utslipp av betydning vil detekteres relativt umiddelbart gjennom prosessovervåkningen ved en leteboringsoperasjon. Krav til deteksjonstid for oljeutslipp settes til 3 timer som standard ved leteboringsoperasjoner.
3.1 Oljevernberedskap som konsekvensreduserende tiltak
Den konsekvensreduserende effekten av oljevernberedskap i barriere 1 og 2 kan beregnes ut fra hvor mye av oljemengden på overflaten som reduseres i forhold til en situasjon uten oljeverntiltak. Tabell 3-14 viser eksempel for dimensjonerende hendelse, langvarig utblåsning fra 7324/3-1 Intrepid Eagle. Tabellen viser at oljevernberedskapen er et vesentlig konsekvensreduserende tiltak ved en utblåsning. Mekanisk oppsamling i barriere 1 og 2 med 2 havgående systemer er forventet å ha en effektivitet på 49% om vinteren og 86% om sommeren.
Tabell 3-14 Konsekvensreduserende effekt av barriere 1 og 2 (åpent hav) vist som reduksjon av
emulsjonsmengde på overflate for dimensjonerende hendelse, langvarig utblåsning 7324/3-1 Intrepid Eagle.
Vinter (1 °C - 10 m/s vind) Sommer (5 °C - 5 m/s vind)
Utstrømningsrate (m3/d) 271 271
Antall og systemtyper i valgt
beredskapsløsning i barriere 1 og 2 2 Havgående opptakssystem 2 Havgående opptakssystem Emulsjonsmengde ut av barriere 2
(m3/d)* 126 35
Emulsjonsmengde på overflaten uten
oljevernberedskap i B1 B2 (m3/d) 248 251
Reduksjon i emulsjonsmengde med bruk
av oljevernberedskap i barriere 1 og 2 49 % 86 %
* tar i betraktning fordampning, naturlig nedblanding og økning av emulsjonsmengde i B1 og B2 pga vannopptak
3.2 Særlige hensyn
Bjørnøya
Det er i barriere 1 og 2 dimensjonert med 2 havgående systemer. Dimensjonerende utblåsningsrate på 7324/3-1 Intrepid Eagle er lav (271 m3/døgn) og kapasiteten for 2 NOFO-systemer er 4800m3/døgn, dette betyr at man vil ha god robusthet i forhold til å bekjempe olje. I barriere 3 og 4 dimensjoneres det med havgående systemer (NOFO-
systemer/ettbåtssystemer), da borelokasjon er langt til havs. Dette betyr også at man har god opptakskapasitet i forhold
til oljemengdene som forventes inn mot land, og Statoil vurderer at dette gir god mulighet for å hindre stranding. For barriere 5 stilles det derfor ikke spesifikke krav da det vurderes at man vil klare å bekjempe olje på åpent hav. Ved en eventuell hendelse vil det foregå kontinuerlig overvåkning av oljens drivbane, samt av operasjonene offshore og det vurderes derfor at man vil ha god nok tid (iht korteste drivtid til Bjørnøya 38 døgn) til å mobilisere ressurser for strandrensing iht brønnspesifikk oljevernberedskapsplan for 7324/3-1 Intrepid Eagle.
Det er laget en egen strategiplan for Bjørnøya, som er et prioritert område for Statoil. Strategiplanen vil komme som et tillegg til Brønnspesifikk oljevernberedskapsplan for 7324/3-1 Intrepid Eagle.
Iskanten
Det forventes ikke at olje fra et utslipp fra letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle boret på sommerstid kan treffe sjøis. En oljevernaksjon i is er derfor ikke et sannsynlig scenario. Det vil likevel gjennomføres isovervåkning i forkant og under boreoperasjonen og en «ice management plan» vil etableres. I henhold til lisenskravene vil ikke boreoperasjon startes dersom det er registrert is nærmere enn 50 km fra brønnlokasjon.
Tåke
Barentshavet har relativ høy forekomst av tåke på sommer og høst sammenlignet med andre deler av norsk sokkel.
Dette kan legge begrensninger for noen metoder for deteksjon av utslipp og kartlegging/ overvåkning av et oljeutslipp under en oljevernaksjon. Visuell deteksjon og også i noen grad IR deteksjon av olje på sjø vil være mindre effektivt ved tåke. Oljedetekterende radar på beredskapsfartøyet og satellitt radar vil være tilgjengelig for denne boreoperasjonen, og radar deteksjon påvirkes ikke av tåke. Forekomst av tåke kan forventes å føre til redusert effektivitet av en oljevernaksjon og Statoil har i barriere 3 og 4 valgt å benytte seg av større havgående systemer enn det som vanligvis benyttes (kyst og fjord systemer). Kapasiteten for større systemer er betydelig større enn tradisjonelle kyst og fjord systemer, og dette vil også dekke opp for eventuell lavere effektivitet ved tåke.
Polarfront
Polarfrontens beliggenhet vil variere gjennom året og mellom år, og en kan ikke utelukke at et eventuelt oljeutslipp fra letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle vil kunne nå polarfronten. Dette er et område hvor det kan være større konsentrasjoner av biologiske ressurser både i vannsøylen og på overflaten. Ved et eventuelt utslipp vil Statoil ha fokus på polarfronten og gjennomføre en oljevernaksjon med formål om å mest effektivt beskytte biologiske ressurser i dette området. I første omgang vil det være å bekjempe oljen nær kilden, men det kan også være aktuelt med særlig innsats i polarfront
området om olje skulle havne her og det observeres særlige konsentrasjoner av f.eks sjøfugl her. Ytterligere ressurser vil kunne mobiliseres dersom det observeres høye konsentrasjoner av sjøfugl.
4 Konklusjon
Statoils krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for boring av letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle er oppsummert i Tabell 4-1. Det er satt krav til 2 havgående systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 36 timer. For barriere 3 og 4 stilles det krav til kapasitet til å håndtere mengden oljeemulsjon (12 tonn) som ifølge oljedriftssimuleringer vil drive mot land. Responstiden er satt til 38 døgn (korteste drivtid til land), men ressurser mobiliseres så snart som mulig for å i størst mulig grad hindre at oljen når land/Bjørnøya. Da lokasjon er langt fra fastlandet og disse barrierene vil operere til havs vil man mobilisere større havgående systemer (NOFO system)
spesifikke krav til barriere 5 da det ikke er modellert stranding i Statoils prioriterte områder innen 20 døgn. Dersom det likevel skulle strande olje vil strandrenseressurser kunne mobiliseres iht brønnspesifikk oljevernberedskapsplan for Intrepid Eagle innen 38 døgn. Gjennom aksjonsledelsen vil Statoil fortløpende tilpasse bruk av bekjempelsesmetoder, utstyr og dimensjonering til de gjeldende forhold.
Ytterligere ressurser og utstyr kan mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO og Kystverket. Statoil vil etablere samarbeid om beredskapsressurser med andre operatører som har samtidig aktivitet i Barentshavet.
Dimensjonerende hendelse vil kunne håndteres med kjemisk dispergering offshore i kombinasjon med mekanisk oppsamling. Operasjoner fra fartøy, fly og eventuelt subsea dispergering er operasjonelt mulig og tilgjengelig gjennom Statoil sine avtaler (både NOFO og OSRL).
Tabell 4-1 Krav til beredskap i hver barriere for 7324/3-1 Intrepid Eagle Barriere 1 og 2 – bekjempelse nær kilden og på åpent hav
Systemer og responstid 2 havgående systemer
Første system innen 5 timer, fullt utbygd barriere innen 36 timer Barriere 3 og 4 – bekjempelse i kyst- og strandsone
Systemer og responstid Kapasitet til å håndtere mengden oljeemulsjon (12 tonn) som ifølge
oljedriftssimuleringer vil drive mot land. Responstiden er satt til 38 døgn (korteste drivtid til land), men ressurser mobiliseres så snart som mulig for å i størst mulig grad hindre at oljen når land/Bjørnøya. Da lokasjon er langt fra fastlandet og disse barrierene vil operere til havs vil man mobilisere større havgående systemer (NOFO system) og/eller raskere ettbåtssystemer som mer effektivt vil kunne
«jakte» olje for å unngå at olje strander.
Barriere 5 - strandrensing
Systemer og responstid Det stilles ikke spesifikke krav til barriere 5 ressurser da det ikke er modellert stranding i Statoils prioriterte områder innen 20 døgn.
Fjernmåling og miljøundersøkelser
Akutt forurensning av betydning skal oppdages innen 3 timer etter at hendelsen har inntruffet
Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer
5 Referanser
1. DNV GL (2018), Miljørisikoanalyse for letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle i PL615 i Barentshavet. Memo nr:
1183QBQV-1/HELOS
2. Norsk Olje og Gass (OLF) (2014) – Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser.
3. Statoil (2014) – Statoil Rådgivende dokument. GL 0339. Retningslinje for analyser av beredskap mot akutt oljeforurensning fra offshoreaktiviteter på norsk sokkel.
4. NOFOs nettsider – www.nofo.no
5. Torske og Wasbotten (2015). Oil Weathering studies of Wisting oil at 1°C and 5°C.Akvaplan niva report 7428-02.
6. Gardiner, W. W., Word, J. Q., Perkins, R. A., McFarlin, K. M., Hester, B., W., Word, L., S., Collin, M., R., 2013;
The acute toxicity of chemically and physically dispersed oil to key arctic species under arctic conditions during the open water season, Environmental Toxicology and Chemistry, Vol 32, No 10, pp. 2284-2300.
7. McFarlin KM, Prince RC, Perkins R, Leigh MB (2014) Biodegradation of Dispersed Oil in Arctic Seawater at - 1uC. PLoS ONE 9(1): e84297. doi:10.1371/journal.pone.0084297
8. SINTEF (2014) Subsurface oil releases – experimental study of droplet distributions and different dispersant injection techniques -version 2 (Report A26122)
9. SINTEF (2015) Subsurface oil releases – experimental study of droplet size distributions Phase-II (Report A26866)
10. SINTEF/SWRI (2016) Subsurface oil releases – Verification of dispersant effectiveness under high pressure (Report A27469)
11. SINTEF/SWRI (2017) Subsurface oil releases – Verification of dispersant effectiveness under high pressure using combined releases of live oil and natural gas (Report OC2017 A-090)
12. SINTEF (2016) Subsea Dispersant Injection (SSDI) effectiveness as a function of dispersant type, oil properties and oil temperature (Report A28017)
13. SINTEF (2017) Draft Report – Exploring the potential for subsea dispersant injection for NCS
Appendiks A
Technical note:
Input to the environmental risk assessment–
Blowout scenario analysis – exploration well Intrepid Eagle (7324/3-1), PL615
Kari Apneseth, TPD R&T FT SST TSW Fornebu, January 25th 2018
Summary
This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to drilling of the exploration well Intrepid Eagle.
Blowout probability, flow rates and duration are quantified for application in the environmental risk assessment. The overall blowout probability of the well is judged to be 1.3 · 10-4 for Intrepid Eagle.
The results for Intrepid Eagle are shown below:
Probability top/ sub
Rate (Sm3/d)
Probability distribution - duration Scenario probability
2 5 14 35 70
Topside 0,25
80
0,52 0,19 0,14 0,05 0,10
0.2
420 0.4
320 0.4
Average = 312
Subsea 0,75
50
0,40 0,19 0,18 0,08 0,15
0.2
340 0.4
280 0.4
Average = 258
1 Introduction
The purpose of this note is to provide input to the environmental risk assessment regarding blowout probability, rates and duration.
The assessment of risk figures in this note is based on:
▪ Historical blowout statistics /1/
▪ Blowout and well leak frequencies /2/
▪ Simulations of blowout rates /3/
▪ Judgements and considerations in TPD RT FT SST TSW and in dialogue with the project.
2 Well specific information
Intrepid Eagle is planned drilled by Statoil in Q3 2018. Water depth at well location is 451 meters MSL. The objective of the wells is to test the formation for hydrocarbons.
The well coordinates is 73° 57’ 27.5586’’ N 24° 41’ 4.3149’’ E (X: 613593 Y: 8211054).
Expected reservoir data and fluid properties are found in Table 1 and Table 2 below.
Table 2: Reservoir data for Intrepid Eagle
Reservoir data Unit Stø Snadd/Carn02
Snadd/Atlantis discovery
level
Fluid type - 1) Gas
2) Oil
1) Gas only 2) Oil only 3) Gas above Oil
1) Gas 2) Oil
Corresponding to scenario # - 1-2 3-8 3-8
Top reservoir m TVD
RKB 901 1525/1548 (GOC) 1680
Total formation thickness in well m TVT 22 40 30
HC bearing formation thickness 1) m TVT 1 23/17(3) 30
Net/Gross v/v 0.9 0.6 0.5
Deviation through reservoir 2) ° - - -
Net pay m TVD 0.9 13.8/10.2 15
Net pay m MD - - -
Porosity % 20 21 18
Permeability (effective) 3) mD 150 200 15
Kv/kh ratio 0.5 0.2 0.2
Connate water saturation fraction 0.5 0.25 0.4
Pressure (top res) bara 89.45 153.57 171.84
Hole size in 12 ¼ 8 ½ 8 ½
Reservoir length along well m 10000 18000 24000
Reservoir width across well m 4600 1300 950
X-position of well within reservoir m 8000 1640 4700
Y-position of well within reservoir m 800 420 490
Table 3: Fluid type prognosis for Intrepid Eagle
Fluid data Unit Stø Snadd/
Carn02
Snadd/
Carn02
Snadd/
Carn02
Snadd/Atlantis discovery
level
Snadd/Atlantis discovery
level Corresponding to
scenario # - 2 3 and 4 5 and 6 7 and 8 3, 5 and 8 4, 6 and 7
Reference field/well
for fluid properties -
7324/8-1 Wisting Central (oil)
7325/1-1 Atlantis (gas)
7324/8- 1 Wisting Central (oil)
7325/1-1 Atlantis
(gas) 7324/8-1
Wisting Central (oil)
7325/1-1 Atlantis (gas)
7324/8-1 Wisting Central (oil)
Gas/oil/water contact(s)/
HCWC (spill point)
m TVD RKB
902
(OWC) 1548 (GOC) 1548 (OWC)
1548 (GOC)
1654 (OWC)
1731 (Spill point) 1731 (Spill point)
Oil density kg/m3 834.4 - 834.4 834.4 - 834.4
Gas gravity (air=1) sg 0.824 0.624 0.824 0.624 (G)
0.824 (O) 0.624 0.824
Condensate density kg/m3 - 815.4 - 815.4 815.4 -
GOR Sm3/Sm3 50.2 6.68E5 50.2 6.68E5 (G)
50.2 (O) 6.68E5 50.2
CGR Sm3/Sm3 - 1.4962E-06 - 1.4962E-06 1.4962E-06 -
Reservoir pressure bar 89.38 153.58 152.12 156.322)
156.623) 171.84 168.67
Reservoir temperature °C 19.47 43.18 43.18 43.182)
44.063) 49.07 49.07
Oil density g/cc 0.789 - 0.776 0.776 - 0.773
Gas density g/cc - 0.127 - 0.129 0.137 -
Dew/Bubble point bar 66.04 123.33 76.82 123.33 (G)
77.19 (O) 115.88 79.27
Viscosity cP 3.536 0.0172 2.861 0.0174 1)
2.849 2) 0.0182 2.725
3 Blowout scenarios and probabilities
During a drilling operation a blowout may result if a reservoir is penetrated while well pressure is in under balance with the formation pore pressure (well pressure < reservoir pressure), and a loss of well control follows. Three different scenarios are defined:
1. Top penetration Kick and loss of well control after 5 m reservoir penetration, typically due to higher reservoir pressure than expected.
2. Drilling ahead Kick and loss of well control after penetration of half the pay zone depth. Represents various causes of under balance while drilling ahead.
3. Tripping Kick and loss of well control after full reservoir penetration, typically due to swabbing during tripping.
The overview of blowout causes given in /1/ (Table 4.9) combined with an assumption of annular flow do, in our opinion, justify the following probabilities:
P(Top penetration | blowout) = 0,20 P(Tripping | blowout) = 0,40
Given the above definition of scenarios:
P(Drilling ahead | blowout) = 1,0 – P(Top penetration or Tripping| blowout) = 0,40.
The blowout frequencies found in LRC /2/ are the outset of our assessment. As the expected fluid is oil, an oil blowout frequency is used below. The main well is evaluated to be a wildcat well;
P(blowout, wildcat exploration, oil well) = 1.29 · 10-4 per well
The frequency relates to an average exploration well with blowout potential from a deep reservoir (shallow gas not included). Such blowout frequencies are typically applied to describe wells with potential hydrocarbon discovery in one section, and is considered applicable for Intrepid Eagle.
An anchored semi-submersible will be used for drilling the wells. Based on information in Table 6.2 /2/ and an overall evaluation of different scenarios and sort of vessel a probability distribution between seabed and surface release scenarios is set to 75% and 25% in order of appearance. This results in the following probabilities:
P(blowout with seabed release) = 1.29 · 10-4 · 0,75 = 9.68· 10-5 P(blowout with surface release) = 1.29 · 10-4 · 0,25 = 3.23 · 10-5
4 Blowout rates
Scenarios for blowout rate calculations have been defined and scenario probability distribution adjusted based on the above and well specific information. Blowout rates and scenario probabilities combined describe a well specific risk picture.
Blowout rates to surface and seabed has been calculated by EE WPE PE using Prosper, ref /4/.
The simulated scenarios include;
1 Top penetration – Stø reservoir 100 % exposed + 5 m into Carn 2 Drilling ahead – Stø & Carn 100 % exposed + 5 m into Atlantis 3 Tripping – All reservoir zones exposed
The simulation results are shown below in Table 3.
Table 3: Simulated blowout oil rates (Sm3/d) and probabilities.
Section Scenarios Scenario
probability
Blowout rates*, (Sm3/d)
Surface Seabed
8 ½’
Top penetration 20% 80 50
Drilling ahead 40% 420 340
Tripping 40% 320 280
Weighted rate 312 258
* Adjusted towards the nearest hundred.
It is assumed that scenarios involve free, unrestricted annular flow and a total failure of the BOP. These assumptions are conservative.
In the flow model the only restriction is the drill string, i.e. free annular flow. This is reasonable according to blowout statistics since drill pipe and open hole flow are rather rare compared to annular flow.
Though a partly closed BOP may serve as a restriction, even a small opening will give marginal choking effects and a partly closed ram may be severely degraded by erosion after a short period of time.
5 Blowout duration
An oil blowout can be stopped by:
1. Operator actions – mechanical (capping)
2. Wellbore collapse and/or rock material plugging the well – (bridging)
3. Altered fluid characteristics resulting from water or gas coning during a blowout 4. Drilling a relief well and applying kill mud
The probability distribution of the duration of a possible blowout is derived by way of the approach utilised in /2/.
An operation specific consideration of bridging probability or capping efficiency has not been attempted. Water/gas coning is not considered, as this would require more detailed reservoir information.
The well specific input, time to drill a relief well, is presented in Table . One assumption in the assessment of blowout duration is that one relief well is sufficient to kill the well. Need for a second relief well would require a re-evaluation.
Table 4: Time to drill a relief well (days)
Time to: Minimum: Most likely: Maximum:
- make decisions 1 1 2
- mobilise a rig; transfer, anchoring, supply of equipment and preparations 7 10 18
- drilling 17 20 24
- geomagnetic steering into the well* 7 12 20
- killing the well* 1 2 5
* Numbers related to these operations are found reasonable and used as default based on expert consultation.
The required time to drill a relief well and kill a blowout is judged by the project to be between 33 and 69 days.
A Monte Carlo simulation is performed to produce a duration distribution from the well specific input in Table . The expected time found is 49 days. A probability distribution is presented in Figure 1.
Figure 1: Duration distribution, ‘Time to drill a relief well’
The probability distribution, found in Table below, is constructed by combination of the well specific duration distribution and probabilities that a blowout will end by the mechanisms capping and bridging /2/.
Based on Table maximum blowout duration is suggested to be 63 days.
Table 5: Probability distribution for a blowout to end as a function of time (days)
Different probability descriptions of the duration of a seabed or surface blowout are produced. Possible durations of a seabed or surface blowout are described by probabilities in Figure 2. In Figure 3 seabed and surface blowout duration and ‘time to drill a relief well’ are described by cumulative probability curves.
0,0000 0,1000 0,2000 0,3000 0,4000 0,5000 0,6000
42 49 56 63
PROBABILITY
TIME TO DRILL A RELIEF WELL (DAYS)
Duration
(days) Surface blowout Seabed blowout Duration
(days) Surface blowout Seabed blowout
0,5 0,260 0,187 21 0,028 0,044
1 0,119 0,094 28 0,012 0,021
2 0,143 0,123 35 0,006 0,011
5 0,189 0,188 42 0,007 0,011
7 0,057 0,067 49 0,053 0,078
10 0,049 0,063 56 0,041 0,060
14 0,034 0,049 63 0,004 0,005
Figure 2: Blowout duration described by probability distributions
Figure 3: Blowout duration described by cumulative distributions 0,000
0,050 0,100 0,150 0,200 0,250 0,300 0,350 0,400
1 2 5 7 10 14 21 28 35 42 49 56 63
BLOWOUT DURATION (DAYS) Surface Seabed
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0
0 7 14 21 28 35 42 49 56 63
Probability
Number of Days
ReliefW Surface Seabed
6 References
/1/ Holand, Per: Blowout and Well Release Characteristics and Frequencies, 2016, report no SINTEF F26576, SINTEF Technology and Society, 2017-01-04
/2/ Lloyds Register Consulting: “Blowout and Well Release Frequencies based on SINTEF Offshore Blowout Database 2016”
/3/ Blowout and kill simulations report Exploration well 7324/3-1 Intrepid Eagle
