Document no. : Contract no.: Project:
Classification: Distribution:
Open Open
Expiry date: Status
Final
Distribution date: Rev. no.: Copy no.:
2018-03-07
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
07.03.2018
08.03.2018
09.03.2018
Innholdsfortegnelse
1 Innledning ... 4
1.1 Bakgrunn... 4
1.2 Aktivitetsbeskrivelse... 5
1.3 Definisjoner og forkortelser ... 6
2 Metode ... 7
2.1 Ytelseskrav ... 7
2.2 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer ... 7
2.3 Dimensjonering av barrierene ... 8
2.3.1 Dimensjonering av barriere 1 og 2 – nær kilden og på åpent hav ... 8
2.3.2 Dimensjonering av barriere 3 og 4 – kyst- og strandsone ... 8
2.3.3 Dimensjonering av barriere 5 - strandrensing ... 9
3 Resultater ... 9
3.1 Utslippsscenarier ... 9
3.2 Wisting oljens egenskaper ... 9
3.2.1 Oljens egenskaper ved mekanisk oppsamling... 10
3.2.2 Oljens egenskaper ved kjemisk dispergering ... 11
3.2.3 Operasjonslys ved letebrønn Korpfjell ... 11
3.2.4 Bølgeforhold nær lokasjon til letebrønn Korpfjell Deep... 12
3.3 Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger ... 13
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 kartlegging av olje under oljevernaksjoner ... 19
3.10 Oljevernberedskap som konsekvensreduserende tiltak ... 19
3.11 Særlige hensyn ... 20
4 Konklusjon ... 21
5 Referanser ... 22
App A Blow out scenario analysis ... 23
Summary ... 23
1 Introduction ... 24
2 Well specific information ... 24
3 Blowout scenarios and probabilities ... 26
4 Blowout rates ... 27
5 Blowout duration ... 28
6 References... 32
Oppsummering
Statoils krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for boring av letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep 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 er ikke egnet for referanseoljen til brønnen, men potensiale for dispergering vil uansett testes ut in-situ for aktuell olje.
Dersom oljen er dispergerbar vil kjemisk dispergering kunne bidra til et effektivt oljevern til havs. Oljedriftsmodelleringen tilsier at olje med høy sannsynlighet ikke vil kunne nå land. Det stilles derfor ikke krav til dimensjonering av kystnær beredskap og strandberedskap. Ressurser og utstyr kan mobiliseres 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.
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
Det settes ikke spesifikke krav til beredskap da det ikke forventes stranding av olje Barriere 5 - strandrensing
Systemer og responstid Det settes ikke spesifikke krav til beredskap da det ikke forventes stranding av olje
Fjernmåling og miljøundersøkelser
Akutt forurensning 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 7335/3-1 Korpfjell Deep i Barentshavet, som Statoil planlegger å bore i 2018.
Effektiv oljevernberedskap vil redusere oljemengder på sjøen, begrense utstrekning og eventuell stranding av olje 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. Hovedstrategien for oljevernberedskapen er bekjempelse nær kilden. Statoil vil tilstrebe å benytte den bekjempelsesmetoden, mekanisk oppsamling eller kjemisk dispergering, som resulterer i minst miljøskade ut fra en «Spill Impact Mitigation Assessment (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 7335/3-1
Korpfjell Deep er brønnspesifikk. Aktivitetsforskriftens § 73 og Styringsforskriftens § 17 stiller krav til beregning av miljørisiko og beredskapsbehov i forbindelse med aktiviteter som kan gi miljøforurensning som følge av akutte utslipp.
Dette skal tjene som grunnlag for beredskapsetablering. Det er utført en miljørisikoanalyse for denne letebrønnen av DNV GL ved hjelp av miljørisikoverktøyet OPERAto (Operational Risk Analysis tool) for Korpfjell prosjektet fra 2016 [1].
Informasjon fra miljørisikoanalysen inngår som grunnlag i beredskapsanalysen.
1.2 Aktivitetsbeskrivelse
Letebrønnen 7335/3-1 Korpfjell Deep skal bores i Barentshavet (Figur 1-1). Vanndybden på borelokasjon er 248 m, og korteste avstand til Finnmark er 410 km, avstand til Bjørnøya er 509 km og til Hopen 415 km. Boringen er planlagt i sommersesongen 2018, med tentativ borestart i Q3 2018. Avstanden til brønnen Korpfjell som ble boret i 2017 er 7,8 km (miljørisikoverktøyet OPERAto basert på Korpfjell brønnen er brukt i miljørisikoanalysen). Brønnen er planlagt boret med den halvt nedsenkbare riggen West Hercules. Det planlegges for oppankring av riggen under boreoperasjonen.
Hovedformålet med letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep er å undersøke hydrokarbonforekomster i Realgrunnen, Kobbe, Havert og Induan formasjonene. Forventet oljetype er en olje tilsvarende Wisting oljen basert på forventede
fluidegenskaper og geografisk nærhet. Basisinformasjon for letebrønnen er oppsummert iTabell 1-1.
.
Figur 1-1 Lokasjon til letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep. Korteste avstand til fastlands Norge (Finnmark) er 410 km, mens avstanden til Bjørnøya og Hopen er henholdsvis 509 km og 415 km. Avstanden til Korpfjell er 7,8 km.
Kart hentet fra miljørisikoanalysen for brønnen [1].
Tabell 1-1 Basisinformasjon for letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep
Letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep Posisjon for DFU (geografiske koordinater) 74°00'N, 035°50'Ø
Vanndyp 248 m
Borerigg West Hercules
Planlagt boreperiode Q3 2018
Sannsynlighet for utblåsning 1,29·10-4 Sannsynlighetsfordeling (% overflate/sjøbunn) 25/75
Vektet utblåsningsrate Overflate: 130 m3/døgn Sjøbunn: 130 m3/døgn
Oljetype (tetthet) Wisting olje (845 kg/m3)
Maksimal varighet av en utblåsning (tid til boring av avlastningsbrønn)
70 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. Erstatter tidligere NEBA.
OSRL: Oil Spill Response Ltd (Southampton)
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 justert for effekt av barriere 1 og 2. 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 prioriterte områder med kortere drivtid enn 20 døgn. Personell og utstyr til strandrensing 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 - fartøy og OSRL - fly)
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 (2 timer etter utslipp). 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 (12 timer etter utslipp).
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 (95-persentil) 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 7335/3-1 Korpfjell Deep. Utslipp av kondensat eller lette petroleumsprodukter blir behandlet i beredskapsplanen.
Tabell 3-1 Utslippsscenarier for letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep
Type utslipp Oljetype Referanse – bakgrunn for rate/volum
Langvarig utblåsning – 130 m3/døgn
Wisting Vektet utblåsningsrate for 7335/3-1
Korpfjell Deep (Se Appendiks A) Middels utslipp – 2000 m3
punktutslipp
Wisting Eksempelvis lekkasje fra brønn
Mindre utslipp – 100 m3 punktutslipp
Wisting 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 olje er ansett som representativ for forventet oljetype i letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep. Det er gjennomført en forvitringsstudie av Wisting olje i 2015 [5]. Forvitringsstudien er gjennomført for to temperaturer, 1 og 5 °C. Dette er realistiske temperaturer også for Korpfjell lokasjonen. Overflatetemperaturen i sjøen i Korpfjell 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 olje er en middels tung olje (845 kg/m3 v/15.5°C) med lavt innhold av asfaltener og medium voksinnhold sammenlignet med andre oljer på norsk sokkel. Wisting olje er vist å raskt danne stabile emulsjoner. Vanninnholdet i emulsjonen er relativt lavt. Emulsjonsbryter er forventet å ha svært liten effekt på oljen med tanke på lagring av forvitret olje på tanker. 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, også ved lave
vindstyrker. Flammepunktet reduseres til under 60°C etter 5 til 12 timer avhengig av vindstyrke (for både 1°C og 5°C), lengst tid ved lave vindhastigheter. Dette er relevant for eksplosjonsfare for oljen ved lagring i tanker.
Forvitringsegenskaper for Wisting olje ved ulike vindstyrker og temperaturer er angitt i Tabell 3-2. Vintertemperatur er satt til 1°C og sommertemperatur til 5°C i studien. Gjennomsnitt av vindstyrker ved Korpfjell ligger rundt 5 m/s i
sommermånedene og rundt 10 m/s i vintermånedene [6].
Tabell 3-2 Forvitringsegenskaper til Wisting olje ved 2 og 12 timer, ved vinter- og sommerforhold
Timer Parameter – Wisting
Vinter, 1 ºC 10 m/s
vind
Sommer, 5 ºC 5 m/s
vind
2 timer
Fordampning (%) 6 5
Nedblanding (%) 18 3
Vanninnhold (%) 54 27
Viskositet av emulsjon (cP) 1320 315
Gjenværende olje på overflate (%) 76 92
12 timer
Fordampning (%) 15 13
Nedblanding (%) 32 0
Vanninnhold (%) 57 56
Viskositet av emulsjon (cP) 3830 2800
Gjenværende olje på overflate (%) 53 87
3.2.1 Oljens egenskaper ved mekanisk oppsamling
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 olje vil ha viskositeter over 1000 cP etter ca 5 timer ved sommerforhold og etter ca 2 timer ved vinterforhold. Det er raskere emulsjonsdannelse og økning i viskositet med økning i vindstyrke. Det forventes ikke å være behov for tungolje skimmere den første uken på sjø for Wisting olje. Tabell 3-3 oppsummerer potensialet for mekanisk oppsamling av Wisting olje ved definerte vinter- og sommerforhold, basert på oljens viskositet.
Tabell 3-3 Potensiale for mekanisk oppsamling, kjemisk dispergerbarhet og eksplosjonsfare for Wisting olje
3.2.2 Oljens egenskaper ved kjemisk dispergering
Emulsjonen til Wisting olje er vist å ha dårlig potensiale for kjemisk dispergering, og at det ikke er en relevant
bekjempelsesstrategi for denne oljetypen [5]. Ved et eventuelt utslipp vil det uansett bli gjennomført testing for kjemisk dispergerbarhet av den aktuelle oljen med bruk av Sintefs prøvetakingskoffert, som vil finnes om bord i
beredskapsfartøyet på lokasjonen.
3.2.3 Operasjonslys ved letebrønn Korpfjell
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 7335/3-1 Korpfjell Deep (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 7335/3-1 Korpfjell Deep er lokalisert
3.2.4 Bølgeforhold nær lokasjon til letebrønn Korpfjell Deep
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 26 er antatt å best representere bølgeforholdene ved letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep. 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.
Vinter Vår Sommer Høst År
Operasjonslys 23 % 79 % 100 % 48 % 63 %
Figur 3-2 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav
Tabell 3-5 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon 7335/3-1 Korpfjell Deep (Stasjon 26)
Vinter Vår Sommer Høst År
NOFO-system 53 % 67 % 78 % 63 % 65 %
Kystvakt-system 40 % 57 % 70 % 52 % 55 %
Tabell 3-6 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon 7335/3-1 Korpfjell Deep (Stasjon 26)
Vinter Vår Sommer Høst
NOFO-system (Hs < 4 m) 79 % 92 % 99 % 90 %
NOFO-dispergering (Hs < 4 m) 79 % 92 % 99 % 90 %
Kystvakt-system (Hs < 3 m) 59 % 81 % 96 % 76 %
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 aktuelle oljevernressurser til 7335/3-1 Korpfjell Deep.
Oljevernressurser Avstander fra 7335/3-1 Korpfjell Deep (nm)
Beredskapsfartøy på borelokasjon 0
Esvagt Aurora (Goliat) 281
Stril Barents(Hammerfest) 305
Havila Troll 726
Stril Poseidon 795
Ocean Alden 1044
Stril Herkules 1077
Stril Merkur 1082
Esvagt Stavanger 1173
Sandnessjøen NOFO-base 708
Kristiansund NOFO-base 899
Mongstad NOFO-base 1069
Stavanger NOFO-base 1184
Hammerfest NOFO-base 305
Tabell 3-8 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av barriere 1 og 2 [4]
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 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
Oljedriftsmodellering for letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep viser at det ikke er sannsynlighet for stranding av olje. Olje kan forventes å kunne drive i et område rundt Korpfjell lokasjonen. Det er relativ høy sannsynlighet for at olje vil drive inn i russisk farvann, og korteste drivtid er modellert til 0,5 døgn. Det er imidlertid små mengder olje (<10 tonn per gridrute) som vil drive over på russisk side.
Det er ingen landruter (på fastlandskysten, Bjørnøya eller Hopen) som har ≥5 % sannsynlighet for stranding av mer enn 1 tonn olje per 10 × 10 km ruter i noen av sesongene hverken gitt en overflate- eller en sjøbunnsutblåsning fra Korpfjell Deep. Letebrønn Korpfjell hadde kun stranding for 100 persentil på Bjørnøya i høst- og vintersesongen, og Korpfjell Deep har vesentlig lavere rater enn Korpfjell.
Det er i miljørisikoanalysen vurdert sannsynlighet for at olje fra en utblåsning kan nå sjøisen. Historiske isforekomster er benyttet. Det har vært is ned mot Korpfjell lokasjonen i vårmåneder i enkelte år tilbake i tid, senest i 2003 og 2004. Men denne isen har løst seg opp utover sommeren. For sommer- og høstperioden er det lite sannsynlig at det vil forekomme is så langt sør som influensområdet til Korpfjell Deep. Det vil gjennomføres isovervåkning før og under boreoperasjonen, og lisensbetingelsen om en minsteavstand på 50 km til is ved boring i oljeførende lag vil overholdes.
3.5 Beregning av beredskapsbehov og responstider for barriere 1 og 2
For letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep er behov for antall mekaniske oppsamlingssystemer beregnet for mindre utslipp (Tabell 3-9), middels utslipp (Tabell 3-10) og dimensjonerende hendelse, en utblåsning med vektet rate på 130 m3/d (Tabell 3-11). 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 planlagt utstyrslokalisering på boretidspunktet og standardiserte frigivelsestider og hastigheter. Statoil vil ha et beredskapsfartøy med havgående system på borelokasjon sammen med slepebåter når det bores i oljeførende lag.
Dette anser vi er tilstrekkelig gitt de lave ratene og lav miljørisiko ved Korpfjell Deep.
Tabell 3-9 Beregnet systembehov for mekanisk oppsamling 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) 6 5
Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 18 3
Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3) 76 92
Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 54 27
Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3) 165 126 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 1320 315*
Behov for NOFO-systemer 1 1
*Viskositet er lav og det kan forventes lensetap før emulsjonen har oppnådd tilstrekkelig viskositet.
Tabell 3-10 Beregnet systembehov for mekanisk oppsamling 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) 6 5
Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 18 3
Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3) 1520 1840
Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 54 27
Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3) 3304 2521 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 1320 315*
Behov for NOFO-systemer 2 2
*Viskositet er lav og det kan forventes lensetap før emulsjonen har oppnådd tilstrekkelig viskositet.
Tabell 3-11 Beregnet systembehov for mekanisk oppsamling ved dimensjonerende hendelse for 7335/3-1 Korpfjell Deep i barriere 1 og 2 – langvarig utblåsning 130 m3/d
Parameter
Vinter 1 °C - 10 m/s
Sommer 5 °C - 5 m/s
Utstrømningsrate (Sm3/d) 130 130
Tetthet (Kg/Sm3) 845 845
Fordampning etter 2 timer på sjø (%) 6 5
Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 18 3
Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 99 120
Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 54 27
Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 1 (Sm3/d) 215 164
Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 1320 315*
Økt systembehov grunnet høy cP (HiVisc: >20000 cP)? Nei Nei
Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere 1 1 1
Emulsjonsmengde inn til barriere 2 (Sm3/d) 132 37
Oljemengde inn til barriere 2 (Sm3/d) 61 27
Fordampning etter 12 timer på sjø (%) 15 13
Nedblanding etter 12 timer på sjø (%) 32 0
Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 47 25
Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) 57 56
Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 2 (Sm3/d) 109 58
Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 (cP) 3830 2800
Økt systembehov grunnet høy cP (HiVisc: >20000 cP)? Nei Nei
Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere 2 1 1
Behov for NOFO-systemer i barriere 1 og 2 2 2
*Viskositet er lav og det kan forventes lensetap før emulsjonen har oppnådd tilstrekkelig viskositet.
Basert på dimensjonerende scenario for 7335/3-1 Korpfjell Deep er det beregnet et behov for 2 havgående systemer for både vinter- og sommerforhold 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 Korpfjell Deep.
I Korpfjell området som ligger i nærheten av polarfronten, er det en relativ høy sannsynlighet for tåke om sommer og høst. Dette kan legge begrensninger for noen metoder for kartlegging/ overvåkning av et oljeutslipp under en
oljevernaksjon og dermed effektiviteten av aksjonen. Pga de svært lave utblåsningsratene, ingen forventet stranding og den lave miljørisikoen legges det ikke til ekstra NOFO system for å kompensere for dårlig sikt, som det ble gjort i 2017 for Korpfjell.
Første system vil kunne respondere umiddelbart ved et eventuelt utslipp. System nummer 2 vil kunne være Esvagt Aurora (fra Goliat) med slepebåt fra land. 2 havgående systemer er da på plass og i operasjon etter 36 timer, som settes
som krav til fullt utbygd barriere 1 og 2. Se oversikt i Tabell 3-12. Responstider for beredskapsressurser til letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep er verifisert med NOFO.
Ytterligere systemer vil kunne bli mobilisert gjennom NOFO ved behov. Nærmere detaljer om fartøy og systemer vil bli beskrevet i beredskapsplanen. Statoil vil etablere samarbeid om beredskapsressurser med andre operatører som har samtidig aktivitet i Barentshavet.
Tabell 3-12 Responstider for mobilisering av mekaniske oppsamlingssystemer (havgående systemer) for letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep.
System nr Fartøy (responstid) Slepefartøy (responstid) Total responstid
1 Beredskapsfartøy på
lokasjon (5t) På lokasjon (5t) 5t
2 F.eks Esvagt Eurora (26t) NOFO pool (36t) 36t
3.6 Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og 4
Det er ikke modellert stranding av olje innenfor 95 persentilen av alle simuleringer av utblåsning fra letebrønn Korpfjell Deep. Heller ikke 100-persentilen ga stranding verken på fastlands-Norge, Bjørnøya eller Hopen. Det settes derfor ikke spesifikke krav til beredskap for barriere 3 og 4 for letebrønn Korpfjell Deep. Ressurser og utstyr vil uansett kunne mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO og Kystverket.
3.7 Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 5
Da det ikke er forventet stranding av olje settes det heller ikke krav til beredskap for barriere 5. Ressurser vil uansett kunne mobiliseres ved behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO og Kystverket.
3.8 Bruk av kjemisk dispergering
Referanseoljen Wisting olje har et svært dårlig 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. 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 [7,8].
Tabell 3-13 viser noen aktuelle beredskapsfartøyer som har dispergeringsmidler ombord og deres responstid til letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep. Dispergeringsmiddelet om bord på NOFO fartøy og på NOFO baser er Dasic Slickgone NS.
Dispergering kan også gjennomføres fra fly gjennom avtale med OSRL. Statoil har også tilgang på dispergeringsmiddel gjennom OSRL, som består av 5000 m3 dispergeringsmiddel av typen Dasic Slickgone NS, Corexit EC9500A og Finasol OSR 52. 4000 m3 dispergeringsmidler er av type Dasic Slickgone NS og Finasol OSR 52, som er godkjent for bruk i norske farvann basert på grenseverdier for toksisitet.
Vanndypet på 248 m i kombinasjon med lavt vektet utslippsvolum (130 m3/d) og stor utslippsdiameter (12 ¼ inch) tilsier at undervannsdispergering ikke vil være aktuelt å benytte.
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 26 timer
Stril Barents Hammerfest 31 timer
Havila Troll Norne/Aasta Hansteen 50 timer
Stril Poseidon Haltenbanken 54 timer
Stril Herkules Tampen 70 timer
Ocean Alden Gjøa 80 timer
Stril Merkur Troll Oseberg 71 timer
Esvagt Stavanger Sleipner/Utsira Nord 77 timer
3.9 Deteksjon av olje og kartlegging av olje under oljevernaksjoner
Statoil vil stille krav til at oljevernberedskapsfartøyet er utstyrt og har rutiner for å oppdage olje og å kunne kartlegge oljeutbredelse under en evt aksjon. Dette vil inkludere oljedetekterende radar, IR kamera og 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.
3.10 Oljevernberedskap som konsekvensreduserende tiltak
Den konsekvensreduserende effekten av oljevernberedskap i barriere 1 og 2 kan beregnes ut fra hvor mye oljemengden på overflaten reduseres i forhold til en situasjon uten oljeverntiltak. Tabell 3-14 viser at mekanisk oppsamling kan være et vesentlig konsekvensreduserende tiltak ved en utblåsning. Mekanisk oppsamling med 2 systemer (beregnet behov for dimensjonerende rate) i barriere 1 og 2 er forventet å ha en effektivitet på 50 % om vinteren og 86 % om sommeren.
Lavere forventet effektivitet ved de definerte vinterforholdene kan delvis forklares med at det oftere vil være for mye vind til å aksjonere. Det kan bemerkes at en større andel av oljen kan forventes å dispergere naturlig pga av høyere
vindstyrker vinterstid. Brønnen skal bores høsten 2018.
Tabell 3-14 Konsekvensreduserende effekt av barriere 1 og 2 (åpent hav) vist som reduksjon av
emulsjonsmengde på overflate for dimensjonerende hendelse, langvarig utblåsning ved Korpfjell Deep.
Vinter (1 °C - 10 m/s vind) Sommer (5 °C - 5 m/s vind)
Utstrømningsrate (m3/d) 130 130
Antall og systemtyper i valgt
beredskapsløsning i barriere 1 og 2 2 Havgående opptakssystem 2 Havgående opptakssystem Emulsjonsmengde ut av barriere 2
(m3/d)* 88 35
Emulsjonsmengde på overflaten uten
oljevernberedskap i B1 B2 (m3/d)* 177 258
Reduksjon i emulsjonsmengde med bruk
av oljevernberedskap i barriere 1 og 2 50 % 86 %
* tar i betraktning fordampning, naturlig nedblanding og økning av emulsjonsmengde i B1 og B2 pga vannopptak.
3.11 Særlige hensyn
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 letebrønnen, og radar deteksjon påvirkes ikke av tåke. Siden ratene er så små for Korpfjell Deep, legges det ikke til ytterligere NOFO system utover det beregnede systembehovet i barriere 1 og 2.
Russland
For et større utslipp av olje fra letebrønn Korpfjell Deep vil olje kunne drive inn i russisk farvann. Det eksisterer en gjensidig avtale mellom Norge og Russland for oljevern (Joint Norwegian-Russian Contingency Plan for Oil Spill
Response in the Barents Sea, 2014) og det er avholdt årlige øvelser med sentrale aktører fra begge land for å forberede en slik situasjon. En vil både kunne få beredskapsstøtte fra Russland, og NOFO fartøyer skal kunne forfølge et oljeutslipp og gjennomføre oljevernaksjoner inn på russisk side. Formelt må da aksjonen ledes av Kystverket i Norge som har samarbeidsavtale med russiske myndigheter. Statoil deltok på en øvelse med russiske og norske myndigheter i Murmansk i oktober 2016 der et scenario med drift av olje over grensen til Russland ble gjennomgått. Det planlegges også øvelse i 2018. Drift av olje inn i russisk farvann vil inngå som et moment i beredskapsplanen.
Iskanten
Det forventes ikke at olje fra et utslipp fra letebrønn Korpfjell Deep boret på høsten 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 gjennomføres dersom det er registrert is nærmere enn 50 km fra brønnlokasjon.
Polarfronten
Polarfrontens beliggenhet vil variere gjennom år og mellom år, og en kan ikke utelukke at et eventuelt oljeutslipp fra letebrønn Korpfjell Deep 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 innrette en oljevernaksjon for mest mulig effektivt å 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 dersom det observeres særlige konsentrasjoner av f.eks sjøfugl her. Dette kan gjøres ved å mobilisere ytterligere systemer.
4 Konklusjon
Statoils krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for boring av letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep 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.
Da det ikke er forventet å kunne forekomme stranding av olje i planlagt boreperiode er det ikke satt spesifikke krav om beredskap i barriere 3, 4 og 5.
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.
Tabell 4-1 Krav til beredskap i hver barriere for letebrønn 7335/3-1 Korpfjell Deep 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
Det settes ikke spesifikke krav til beredskap da det ikke forventes stranding av olje Barriere 5 - strandrensing
Systemer og responstid Det settes ikke spesifikke krav til beredskap da det ikke forventes stranding av olje Fjernmåling og
miljøundersøkelser
Akutt forurensning 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 7335/3-1 Korpfjell Deep i PL 859 i Barentshavet. DNV GL memo nr 117VEI4L-1/HELOS
2. Statoil (2014) – Statoil Rådgivende dokument. GL 0339. Retningslinje for analyser av beredskap mot akutt oljeforurensning fra offshoreaktiviteter på norsk sokkel.
3. Norsk Olje og Gass (OLF) (2014) – Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser.
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. BaSEC rapport (2015). Barents East blocks Metocean Design Basis. ME2015_005. Link til rapport på Norsk Olje og Gass sine hjemmesider.
7. Gardiner, W. W., Word, J. Q., Perkins, R. A., McFarlin, K. M., Hester, B., W., Word, L., S., Collin, M., R., 2013;
The acute toxicity of chemically and physically dispersed oil to key arctic species under arctic conditions during the open water season, Environmental Toxicology and Chemistry, Vol 32, No 10, pp. 2284-2300.
8. McFarlin KM, Prince RC, Perkins R, Leigh MB (2014) Biodegradation of Dispersed Oil in Arctic Seawater at - 1uC. PLoS ONE 9(1): e84297. doi:10.1371/journal.pone.0084297
App A Blow out scenario analysis
Technical note:
Input to the environmental risk assessment–
Blowout scenario analysis – exploration well Korpfjell Deep (7335/3-1), PL859
Kari Apneseth, TPD R&T FT SST TSW Fornebu, January 15th 2018
Summary
This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to drilling of the exploration well Korpfjell Deep.
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 Korpfjell Deep.
The results for Korpfjell Deep are shown below:
Probability top/ sub
Rate (Sm3/d)
Probability distribution - duration Scenario probability
2 5 14 35 70
Topside 0,25
120
0,52 0,19 0,14 0,05 0,10
0.2
135 0.8
Average = 130
Subsea 0,75
120
0,40 0,19 0,18 0,08 0,15
0.2
135 0.8
Average = 130
1 Introduction
Statoil is planning to start drilling Korpfjell Deep exploration well in the Barents Sea. The well is assumed to be drilled by an anchored semi-submersible rig.
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
Water depth at well location is 248 meters MSL. The distance RKB MSL is 31 meters. The objective of the wells is to test the formation for hydrocarbons.
The well coordinates is 73° 59’ 49.9305’’ N 35° 50’ 13.9944’’ E (X: 587281.5 Y: 8214032.5).
Expected reservoir data and fluid properties are found in Table 1 and Table 2 below.
Table 2: Reservoir data for Korpfjell Deep
Reservoir Data Unit Realgrunnen Kobbe Havert Induan
Oil Gas Gas Gas
Top reservoir m TVD RKB 587 1102 2141 3123
HC bearing formation thickness m TVD 14 60 4 34
Net/Gross v/v 0.6 0.1 0.2 0.2
Net pay m 8.4 6 0.8 6.8
Porosity v/v 0.235 0.14 0.08 0.08
Permeability (effective) mD 800 0.2 0.1 0.1
Kv/kh ratio
Temperature (top res) °C 16.5 34.5 70.8 105.2
Resevoir pressure (top res) bar 59.05 117.6 219.1 323.2
Reservoir length along well (xe) m 20 000 21 000 24 000
Reservoir width across well (ye) m 3500 6000 4500
X-position of well within reservoir m 11 600 14 000 15 000
Y-position of well within reservoir m 1000 1800 500
Connate water saturation fraction 0.24 0.48 0.48 0.48
Discovery probability % - - -
Table 3: Fluid type prognosis for Korpfjell Deep
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;
Frequency: 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 Korpfjell Deep.
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 Petek using Prosper, ref /4/.
The simulated scenarios include;
1 Top penetration – 5 meters of reservoir exposed 2 Tripping – All reservoir zones fully exposed The simulation results are shown below in Table 1.
Table 1: Simulated blowout oil rates (Sm3/d) and probabilities.
Section Scenarios Scenario
probability
Blowout rates*, (Sm3/d)
Surface Seabed
12 ¼” Top penetration 20% 120 120
Tripping 80% 135 135
Weighted rate 130 130
* 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 2. 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 2: Time to drill a relief well (days), ref /4/
Time to: Minimum: Most likely: Maximum:
- make decisions 1 1 2
- mobilise a rig; transfer, anchoring, supply of equipment and preparations 8 12 22
- drilling 14 19 26
- geomagnetic steering into the well* 7 12 30
- 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 31 and 85 days.
A Monte Carlo simulation is performed to produce a duration distribution from the well specific input in Table 2. The expected time found is 54 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 3 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 3 maximum blowout duration is suggested to be 70 days.
Table 3: 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 0,0500 0,1000 0,1500 0,2000 0,2500 0,3000 0,3500 0,4000 0,4500
49 56 63 70
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 28 0,012 0,021
1 0,119 0,094 35 0,006 0,011
2 0,143 0,123 42 0,006 0,009
5 0,189 0,188 49 0,025 0,038
7 0,057 0,067 56 0,038 0,056
10 0,049 0,063 63 0,027 0,039
14 0,034 0,049 70 0,009 0,012
21 0,028 0,044
Figure 2: Blowout duration described by probability distributions
Figure 3: Blowout duration described by cumulative distributions 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 70
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 7335/12-1 Korpfjell Deep
