Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 6706/12-
3 Roald Rygg
Innholdsfortegnelse
1 Sammendrag ... 4
2 Innledning ... 5
2.1 Definisjoner og forkortelser ... 5
2.2 Bakgrunn... 7
2.3 Aktivitetsbeskrivelse... 7
3 Miljørisikoanalyse ... 8
3.1 Metodikk... 8
3.2 Geografisk lokasjon ... 9
3.3 Type operasjon og utslippssannsynlighet ... 9
3.4 Utblåsningsrater og – varigheter ... 9
3.5 Oljetype ... 10
3.6 Årstid ... 11
3.7 Sammenligning mot Statoils akseptkriterier ... 11
3.8 Beskrivelse av miljøressurser (VØKer) ... 11
3.9 Resultater av miljørisiko for letebrønn 6706/12-1 Snefrid og Aasta Hansteen feltet ... 11
3.9.1 Resultater fra oljedriftmodelleringer ... 11
3.9.2 Resultater fra miljørisiko for sjøfugl ... 13
3.9.3 Miljørisiko for marine pattedyr ... 15
3.9.4 Miljørisiko for strandhabitater ... 15
3.9.5 Resultater for miljørisiko for fisk ... 15
3.10 Konklusjon miljørisiko for letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg ... 16
4 Beredskapsanalyse ... 17
4.1 Ytelseskrav ... 17
4.2 Metodikk... 17
4.3 Dimensjonering av barriere 1 og 2 ... 18
4.4 Dimensjonering av barriere 3 til 5 ... 18
4.5 Analysegrunnlag ... 18
4.5.1 Oljens egenskaper ... 18
4.5.2 Utslippsscenarier ... 19
4.5.3 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer ... 19
4.5.4 Oljevernressurser – utstyrsplassering og forutsetninger... 22
4.5.5 Resultater fra oljedriftsberegninger – influensområde og stranding ... 24
4.6 Administrative grenser/ berørte IUA... 25
4.7 Resultat - Beredskapsbehov og responstider 6706/12-3 Roald Rygg ... 25
4.7.1 Barriere 1 og 2 – nær kilden og på åpent hav... 25
4.7.2 Barriere 3 og 4 i kyst- og strandsone samt barriere 5 strandsanering ... 27
4.8 Oppsummering av krav til beredskap for letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg ... 27
5 Referanser ... 28
App A Blowout Scenario Analysis ... 29
A.1 Summary... 29
A.2 Introduction ... 29
A.3 Blowout scenarios and probabilities... 31
A.4 Blowout rates ... 33 A.5 Blowout duration ... 34 A.6 References... 37
1 Sammendrag
Statoil planlegger boring av letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg. Brønnen er lokalisert i Norskehavet. Avstanden til nærmeste land, Røst i Nordland, er om lag 222 km. Boringen er planlagt med oppstart Q1 2015.
6706/12-3 Roald Rygg er forventet å inneholde gass og ikke olje, men da man ikke kan utelukke at det kan forekomme noe olje har Statoil vurdert at Kristin kondensatet er mest representativ oljetype for denne brønnen.
Denne miljørisikoanalysen er utført som en referansebasert analyse mot letebrønn 6706/12-1 Snefrid fra 2008[1]. Da denne referanseanalysen er fra 2008 og utført med OILTRAJ modell for oljedriftsmodellering, samt grunnet oppdatering av naturressursdata er funnene i referanseanalysen verifisert med en sjekk mot miljørisikoanalysen for Aasta Hansteen fra 2013[2].
Miljørisikoen i referanseanalysen, letebrønn 6706/12-1 Snefrid, er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for alle VØKer, og risikoen er også under ALARP-nivå (50 % av akseptkriteriet) i alle fire sesonger. Høyest miljørisiko er beregnet for lunde i både vår-, høst- og vintersesongen. Høyest miljørisiko gjennom året er om våren, med maksimalt utslag på 10,1 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier (moderat miljøskade). Maksimalt utslag for betydelig og alvorlig miljøskade er hhv. 0,7 % (lomvi om sommeren) og 0,004 % (gråmåke om sommeren).
Miljørisikoen for letebrønn 6706/12-3 er forventet å være lavere enn referanseanalysen grunnet betydelige lavere rater og lettere nedbrytbar oljetype. Se Tabell 1-1. Miljørisikoen forbundet med boring av letebrønnen 6706/12-3 Roald Rygg er derfor vurdert å være akseptabel sett i forhold til Statoils akseptkriterier for miljørisiko gjennom hele året.
Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for boring av 6706/12-3 Roald Rygg er oppsummert i Tabell 4-13. Det er satt krav til 2 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 11 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 28 timer. Det stilles ikke spesifikke krav til beredskap for barriere 3, 4 og 5 da det ikke forventes stranding av olje. Ved behov vil ytterligere ressurser kunne mobiliseres i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og IUA'ene.
Tabell 1-1: Sammenligning av parametere for 6706/12-3 Roald Rygg og referansebrønn 6706/12-1 Snefrid 6706/12-3 Roald Rygg Referansebrønn 6706/12-1
Snefrid N
Kriteriet Sammenligning
Geografisk lokasjon 67°04ʹ 5ʹʹ N, 006°43ʹ 54ʹʹ Ø 6,731667Ø, 67,068056N
67º 02'56" N, 006º 52' 37" Ø 6,985219Ø, 67,045177N
< 50 km fra sammenlignet felt/operasjon
OK, 11km
Oljetype Kristin kondensat* Norne olje Tilsvarende eller
kortere levetid på sjø OK
Norneolje har betydelig lengre forventet levetid på sjø
Sannsynlighet for utslipp 1,4 x10-4 2,9 x10-4 Tilsvarende eller lavere
OK
Vektet rate (Sm3/d) 212 Sm3/d totalt vektet rate
230 Sm3/d overflate 210 Sm3/d sjøbunn
10140 Sm3/d overflate 6580 Sm3/d sjøbunn
Tilsvarende eller lavere
OK
Potensiell maksimal
varighet av utblåsningen 70 dager 95 dager Tilsvarende eller
lavere OK
Sannsynlighetsfordeling
overflate/sjøbunn 10/90 2,5/97,5 Sannsynlighet for
overflateutblåsning må være tilsvarende eller lavere
OK-Vurdert som tilsvarende. Basert på dagens informasjon ville forventet fordeling for referansebrønnen vært 25/75.
Spesielt sårbar årstid/
analyseperiode Boring vinterstid Helårlig analyse Referanse-analysen må dekke aktuell boreperiode
OK
*kun gass er forventet på 6706/12-3 Roald Rygg, men da man ikke kan utelukke forekomst av noe olje benyttes Kristin kondensat som referanseolje.
2 Innledning
2.1 Definisjoner og forkortelser
Sentrale ord og uttrykk som inngår i miljørisikoanalysen er kort beskrevet nedenfor:
Akseptkriterium: Verbal eller tallfestet grense for hvilket risikonivå som aksepteres.
ALARP: ”As low as reasonably practicable”: prinsipp som benyttes ved vurdering av risikoreduserende tiltak.Sannsynligheten for miljøskade er i et ALARP-område når sannsynligheten er mer enn halvparten av akseptkriteriet.
Bestand: Gruppe av individer innen en art som befinner seg i et bestemt geografisk område i en bestemt tidsperiode (naturlig avgrenset del av en populasjon).
FIFI: Firefighting - brannvernutstyr
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
Miljø: Et ytre miljø som kan bli berørt av oljeutslipp til sjø, dvs. det marine miljø.
Miljørisikoanalyse: Risikoanalyse som vurderer risiko for ytre miljø.
Miljøskade: Direkte eller indirekte tap av liv for en eller flere biologiske ressurser på grunn av oljeutslipp som kan beskrives på individ- eller bestandsnivå. For at et oljeutslipp skal kunne gi en miljøskade mårestitusjonstiden for den mest sårbare bestanden være lengre enn 1 måned.
Miljøskadekategorier: Kategorisering av miljøskader i hhv. mindre, moderat, betydelig eller alvorlig på grunnlag av restitusjonstid for den mest sårbare bestanden:Mindre: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 måned og 1 år.
Moderat: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 år og 3 år.
Betydelig: en miljøskade med restitusjonstid mellom 3 år og 10 år.
Alvorlig: en miljøskade med restitusjonstid over 10 år.
NOFO: Norsk Oljevernforening For Operatørselskap
Operasjon: En enkel, tidsbegrenset arbeidsoperasjon som kan medføre akutt utslipp, f.eks. boring av en letebrønn, som inkluderer all aktivitet fra leteriggen er på borelokasjonen til den forlater lokasjonen.
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 tiloljevernberedskapen. Disse områdene er derfor forhåndsdefinert som dimensjonerende for oljevernberedskapen.
Ressurs eller biologisk ressurs: Levende organismer, f.eks. plankton, tang og tare, virvelløse dyr, fisk, sjøfugl og sjøpattedyr.
Restitusjonstid: Tiden det tar etter en akutt reduksjon før ressursen har tatt seg opp til (omtrentlig) normalnivået. Den akutte reduksjonen skjer (her) som følge av et oljeutslipp.
VØK: Verdsatte økologiske komponenter. En VØK er en populasjon, et samfunn eller et habitat (naturområde) som:- Er viktig for lokalbefolkningen (ikke bare økonomisk), eller - Har regional, nasjonal eller internasjonal verdi, eller
- Har stor økologisk, vitenskapelig, estetisk og/eller økonomisk verdi, og som
- Vil være dimensjonerende med hensyn på gjennomføring av risikoreduserende tiltak.
2.2 Bakgrunn
Miljørisikoanalysen for boring av letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg er gjennomført som en referansebasert analyse med utgangspunkt i analysen som ble gjennomført for letebrønn 6706/12-1 Snefrid fra 2008 [1]. I analysen av Snefrid fra 2008 er oljedriftsmodellen OILTRAJ benyttet. De siste årene har OS3D modellen til SINTEF blitt benyttet til
oljedriftsmodellering for miljørisikoanalyser i Statoil, og dette antas å være en forbedring av metodikken. For å underbygge bruken av analysen fra 2008 som referanse ble det som en ekstra verifikasjon av resultatene sett på miljørisikoanalysen for utbygging og drift av Aasta Hansteen feltet, da dette feltet ligger i samme område og tar i bruk OSCAR for oljedriftsmodellering, og har oppdaterte naturressursdata [2].
Formålet med miljørisikoanalysen er å kartlegge risikonivået for det ytre miljøet i forbindelse med boring av letebrønnen og å sammenholde risiko mot gjeldende operasjonsspesifikke akseptkriterier (Tabell 2-1).
Beredskapsanalysen for 6706/12-3 Roald Rygg er brønnspesifikk.
Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning. Dette skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av oljevernberedskap i forbindelse med akutte utslipp. Aktivitetsforskriftens § 73 og
Styringsforskriftens § 17 stiller krav til beregning av risiko og beredskap ved miljøforurensning som følge av akutte utslipp som grunnlag for beredskapsetablering.
2.3 Aktivitetsbeskrivelse
Letebrønnen 6706/12-3 Roald Rygg skal bores i Norskehavet (Figur 2-1). Vanndybden på borelokasjon er 1290 m og korteste avstand til land, som er Røst i Nordland, er om lag 224 km. Boringen har planlagt oppstart vinter 2015. Brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Transocean Spitsbergen.
Figur 2-1 Lokasjon for letebrønn Snefrid og omtrentlig lokasjon for 6706/12-3 Roald Rygg
I analysen av miljørisiko knyttet til boringen av letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg benyttes Statoils akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko (Tabell 2-1). Statoils akseptkriterier er fastsatt på grunnlag av hovedprinsippet om at:
"Restitusjonstiden etter en miljøskade for den mest sårbare bestanden skal være ubetydelig i forhold til forventet tid mellom slike miljøskader".
Tabell 2-1 Statoils akseptkriterier for miljørisiko Miljøskade Feltspesifikk
risiko per år:
Installasjonsspesifikk risiko per år:
Operasjonsspesifikk risiko per operasjon:
Mindre < 2 x 10-2 < 1 x 10-2 < 1 x 10-3
Moderat < 5 x 10-3 < 2,5 x 10-3 < 2,5 x 10-4
Betydelig < 2 x 10-3 < 1 x 10-3 < 1 x 10-4
Alvorlig < 5 x 10-4 < 2,5 x 10-4 < 2,5 x 10-5
3 Miljørisikoanalyse
3.1 Metodikk
En fullstendig miljørisikoanalyse består av en sammenstilling av sannsynlighet for utslippshendelser og potensiell miljøskade relatert til disse. Oljedriftsmodeller gir innspill til beregning av skadeomfang på utvalgte Verdsatte Økologiske Komponenter (VØK’er) i influensområdet. Metodikk samt begrepsdefinisjoner er fullstendig beskrevet i Norsk olje og gass (tidligere OLF) sin veiledning for miljørettede risikoanalyser [3].
Miljørisikoanalysen for 6706/12-3 Roald Rygg er gjennomført som en referansebasert analyse mot letebrønn 6706/12-1 Snefrid fra 2008, hvor følgende parametere er gjennomgått:
• Geografisk lokasjon
• Definerte fare- og ulykkeshendelser
• Type operasjon og utslippssannsynlighet
• Utslippsrater og -varigheter
• Oljetype
• Årstid
• Miljøressurser (Verdsatte Økologiske Komponenter)
En detaljert gjennomgang av parametrene er gjort i kapittel 3.2 til 3.7.
3.2 Geografisk lokasjon
Letebrønnen 6706/12-3 Roald Rygg har lokasjon 67°04ʹ 5ʹʹ N, 6°43ʹ 54ʹʹ Ø og ligger 11 km fra referansebrønnen 6706/12- 1 Snefrid (67º 02'56" N, 006º 52' 37" Ø). Avstand kvalifiserer derfor for å benytte den gjennomførte miljørisikoanalysen for 6706/12-1 Snefrid som referanse.
3.3 Type operasjon og utslippssannsynlighet
Det skal benyttes en halvt nedsenkbar rigg (Transocean Spitsbergen) for boringen av letebrønnen. Basert på informasjon fra Lloyds Register Consulting (tidligere Scandpower), og en samlet vurdering av scenarioer og type rigg, er fordelingen av sannsynlighet mellom utblåsning på havbunn og overflate under boring satt til 90 % / 10 %.
Utblåsningsfrekvensene som er benyttet for å beregne utblåsningssannsynlighet er fra Lloyds Register Consulting.
Forventet fluid er gass, men da man ikke kan utelukke forekomst av noe olje benyttes Kristin kondensat som
referanseolje. For 6706/12-3 Roald Rygg baseres sannsynligheten på en utblåsningsfrekvens lik en undersøkelsesbrønn (exploration).
6706/12-3 Roald Rygg: P(blowout, exploration) = 1,43 x10-4
I referanseanalysen 6706/12-1 Snefrid var følgende utblåsningssannsynlighet benyttet:
6706/12-1 Snefrid: P(blowout, leteboring, gjennomsnittsbrønn) = 2,9 × 10-4
Utblåsningssannsynligheten for 6706/12-3 Roald Rygg er altså lavere enn for referansebrønnen 6706/12-1 Snefrid. Se Vedlegg A for flere detaljer.
3.4 Utblåsningsrater og – varigheter
Ratefordelingen for letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg og referansebrønnen 6706/12-1 Snefrid er presentert i Tabell 3-1 og Tabell 3-2. For 6706/12-3 Roald Rygg er utblåsningsratene vesentlig lavere enn for referansebrønnen. For 6706/12-3 Roald Rygg er utblåsningsratene mellom 57 og 438 Sm3/d, mens for 6706/12-2 Snefrid var utblåsningsratene mellom 4900 og 11500 Sm3/d.
Tabell 3-1 Simulerte utblåsningsrater og sannsynligheter for 6706/12-3 Roald Rygg
Section Scenarios Scenario
probability
Blowout rates, Surface (Sm3/d)
Blowout rates, Seabed (Sm3/d)
8 ½”
Top penetration 20% 57 47
Drilling ahead 40% 116 99
Tripping 40% 438 406
Expected rate*: 230 210
Tabell 3-2 Simulerte utblåsningsrater og sannsynligheter for referansebrønnen 6706/12-1 Snefrid
Sannsynlighet Utblåsningsrate (Sm3/d)
Havbunn Overflate
20% 4900 8100
40% 6300 9800
40% 7700 11500
Tid til boring av avlastningsbrønn er basert på operasjonelle og brønnspesifikke forhold og inkluderer tid til avgjørelser, mobilisering av rigg, transitt, oppankring, boring, geomagnetisk styring og dreping av brønnen. Tid til boring av
avlastningsbrønn er basert på vurderinger fra prosjektet og beregnet vha Monte-Carlo-simuleringer.
For 6706/12-3 Roald Rygg er potensiell utblåsningsvarighet beregnet til 70 døgn, mens for referansebrønnen 6706/12-1 Snefrid er utblåsningsvarigheten beregnet til 95 døgn. Det, samt at ratene for 6706/12-3 Roald Rygg er betydelig lavere, i forhold til 6706/12-1 Snefrid, gjør at vi kan konkludere med at utblåsningsrater og -varigheter for 6706/12-1 Snefrid er gyldige også for 6706/12-3 Roald Rygg.
Se Vedlegg A for flere detaljer for 6706/12-3 Roald Rygg.
3.5 Oljetype
Det er forventet å finne gass på 6706/12-3 Roald Rygg, men da man ikke kan utelukke forekomst av noe olje benyttes Kristin kondensat som referanseolje. Oljedriftsmodelleringen for referansebrønnen 6706/12-1 Snefrid er utført med Norne olje. Kristin kondensat er et parafinsk kondensat og har en tetthet på 0,798 g/ml. Det inneholder 7,3 vekt % voks og 0,6 vekt % asfaltener. Tabell 3-3 viser forvitringsegenskapene til Kristin kondensat og Norneolje. Norneoljen har en tetthet på 0,863g/ml og er en betydelig tyngre oljetype enn Kristin kondensatet med tilsvarende lenger levetid på sjø.
Forvitringsegenskapene til Kristin kondensatet er hentet fra forvitringsstudiet for Kristin kondensat[4].
Forvitringsegenskapene til Norneoljen er hentet fra forvitringsstudiet for Norne olje [5]
Tabell 3-3 Forvitringsegenskaper til Kristin kondensat og Norneolje ved 2 og 12 timer for sommer og vinter
Parameter Kristin kondensat
Vinter (5 ºC, 10m/s)
Norne olje Vinter (5 ºC, 10m/s)
Kristin kondensat Sommer (15 ºC, 5 m/s)
Norne olje
Sommer (15 ºC, 5 m/s) Vanninnhold (%)
2 timer 24 4 23 33
12 timer 25 18 25 50
Fordampning (%)
2 timer 46 13 45 12
12 timer 60 18 60 18
Nedblanding (%)
2 timer 28 1 3 0
12 timer 53 9 32 1
Viskositet av emulsjon (cP)
2 timer 41 15000 40 1300
12 timer 90 10000 60 1600
Emulsjon på overflaten % av utslipp
2 timer 81 89 72 131
12 timer 46 89 100 162
3.6 Årstid
Miljørisikoanalysen for referanseanalysen 6706/12-1 Snefrid ble gjort som en helårlig analyse og vil dermed være dekkende for letebrønnen 6706/12-3 Roald Rygg.
3.7 Sammenligning mot Statoils akseptkriterier
Miljørisiko i forbindelse med akutte utslipp av olje er en funksjon av sannsynlighet for og konsekvens av en
utslippshendelse. For boring av letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg skal miljørisikoen måles mot operasjonsspesifikke akseptkriterier. Referanseanalysen av 6706/12-1 Snefrid er også basert på operasjonsspesifikke akseptkriterier, og den vil derfor kunne sammenliknes direkte med 6706/12-3 Roald Rygg.
3.8 Beskrivelse av miljøressurser (VØKer)
Referanseanalysen for 6706/12-1 Snefrid ble gjennomført i april 2008, og nyeste data for naturressurser ble da benyttet.
Basert på influensområdet ble det beregnet miljørisiko for følgende naturressurser: sjøfugl på åpent hav og i kystnære farvann, marine pattedyr, fisk og strandhabitat. Grunnet oppdatering av miljøressursdata er disse også sjekket mot analysen av Aasta Hansteen-feltet utført i 2013.
Det er vanskelig å prediktere hva en oppdatering i bestandsdata hadde resultert i i forhold til bestandstap og miljørisiko for 6706/12-3 Roald Rygg. Siden miljørisikoresultatene for referanseanalysen tilsier en lav miljørisiko (maksimalt 10,1 % av Statoils akseptkriterier for moderat miljøskade), og referanseanalysen er konservativ (både i bruk av oljetype, men også vesentlig høyere rater og varighet for utblåsning) for bruk for 6706/12-3 Roald Rygg, har Statoil vurdert at mulig endring i miljørisiko grunnet oppdatert bestandsdata er neglisjerbar.
Miljørisikoen forbundet med 6706/12-3 Roald Rygg vil ikke overstige resultatene fra referanseanalysen for 6706/12-1 Snefrid. Miljørisikoen som presenteres under er resultatene for 6706/12-1 Snefrid.
3.9 Resultater av miljørisiko for letebrønn 6706/12-1 Snefrid og Aasta Hansteen feltet
3.9.1 Resultater fra oljedriftmodelleringer
For modellert overflate- og sjøbunnsutblåsning er det generert oljedriftsstatistikk på rutenivå for fire sesonger; vår (mars- mai), sommer (juni-august), høst (september-november) og vinter (desember-februar). Influensområdene (≥ 5 %
sannsynlighet for treff av olje i 10 x 10 km ruter) gitt utblåsning fra henholdsvis overflate og sjøbunn på referansebrønnen 6706/12-1 Snefrid i de ulike sesongene, er presentert i Figur 3-1 (hele året) og Figur 3-2 (pr sesong).
Figur 3-1 Gjennomsnittlige oljemengder på sjøoverflaten (tidsmidlet oljemengde i sjøruter og akkumulert oljemengde i landruter) ved hhv. en overflate- og en sjøbunnsutblåsning fra referanseanalysen 6706/12-1 Snefrid (Merk: Oljetypen som ligger til grunn for simuleringen er Norne olje). Figurene er basert på vektet rate og varighet.
Figur 3-2 Sannsynligheten for treff av olje i 10 x10 km ruter gitt et overflate- og sjøbunnsutslipp fra referanseanalysen 6706/12- 1Snefrid for alle sesonger(Merk: Oljetypen som ligger til grunn for simuleringen er Norne olje). Influensområdet er vist for vektet rate og vektet varighet. Merk også at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av 900 enkeltsimuleringer av oljens drift og spredning innenfor hver sesong.
Influensområdene er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Figurene viser sesongvariasjon i
influensområdenes utstrekning. Influensområdene strekker seg lengst for overflateutblåsning i vår- og sommersesongen.
Et sjøbunnsutslipp fra referansebrønnen 6706/12-1 Snefrid medfører ikke stranding. Ved overflateutslipp er sannsynlighet for stranding i landruter i referanseanalysen(6706/12-1 Snefrid) mellom 0 % og 11,3 %.
Ratene i referanseanalysen (vektet rate overflate 10140 Sm3/d, vektet rate sjøbunn 6580 Sm3/d) er svært mye høyere enn det som er beregnet for letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg (vektet rate overflate 123 Sm3/d, vektet rate sjøbunn 103 Sm3/d). Oljetype i referanseanalysen (Norne olje) ansees som svært konservativ i forhold til Kristin kondensatet som antas å være representativ for letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg.
Det vurderes at oljedriftsmodelleringen i miljørisikoanalysen for Aasta Hansteen feltet er mer representativ for
influensområde og stranding fra letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg. Det er ingen 10 × 10 km landruter som har over 5 % treffsannsynlighet med mer enn 1 tonn olje gitt en utblåsning fra Aasta Hansteen i et høyaktivitetsår eller et normalt produksjonsår. Det er således heller ingen stranding på 95-persentilen for strandingsmengde gitt en utblåsning.
3.9.2 Resultater fra miljørisiko for sjøfugl
Resultatene av analysene med hensyn til miljørisiko er presentert for hele året (sesongvis). Oppgitte verdier gjelder måneden med høyest utslag innenfor hver sesong. Miljørisiko er vist som andel av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier i Figur 3-3 og Figur 3-4. Høyest miljørisiko er beregnet for lunde i både vår-, høst- og vintersesongen.
Høyest miljørisiko gjennom året er om våren, med utslag på 10,1 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for moderat miljøskade. Maksimalt utslag for betydelig og alvorlig miljøskade er hhv. 0,7 % (lomvi om sommeren) og 0,004
% (gråmåke om sommeren).
Figur 3-3 Miljørisiko ved utblåsning fra 6706/12-1 Snefrid, presentert for sjøfuglbestander (vist som % - andel av Statoils
operasjonsspesifikke akseptkriterier). Miljørisiko for hver ressurs er vist for den måneden som ga høyest utslag i henholdsvis vår- og sommersesongen
Figur 3-4 Miljørisiko ved utblåsning fra 6706/12-1 Snefrid, presentert for sjøfuglbestander (vist som % - andel av Statoils
operasjonsspesifikke akseptkriterier). Miljørisiko for hver ressurs er vist for den måneden som ga høyest utslag i henholdsvis høst- og vintersesongen
3.9.3 Miljørisiko for marine pattedyr
Havert og steinkobbe har høyest sårbarhet under kaste- og hårfellingsperioden da de samler seg i kolonier i kystnære områder. Influensområdet til 6706/12-1 Snefrid dekker sentrale områder av Norskehavet, og har ikke sannsynlighet for å treffe kyst. Det er derfor ikke identifisert marine pattedyrarter som VØK for videre miljørisikoberegning.
3.9.4 Miljørisiko for strandhabitater
Miljørisikoen for strandhabitater er i referanseanalysen for 6706/12-1 Snefrid beregnet for boring i alle årets måneder.
Resultater er i referanseanalysen presentert for hver sesong, hvor oppgitte verdier gjelder måneden med høyest utslag innenfor hver sesong. Resultatene viser at høyeste utslag for strandhabitater er beregnet til 0,14 % av akseptkriteriet for moderat miljøskade. Det henvises til referanseanalysen kapittel 7.5 for videre informasjon om miljørisiko på
strandhabitater. Referanseanalysen ansees som konservativ i forhold til oljetype benyttet til oljedriftssimuleringer (Norne olje).
3.9.5 Resultater for miljørisiko for fisk
Tapsandelene beregnet for torske- og sildelarver I referanseanalysen er svært lave. Tatt i betraktning de lave
tapsandelene som er beregnet for torsk og sild vil skade på tidlige livsstadier av fisk ikke være på et bestandsmessig nivå og miljørisikoen vil være neglisjerbar. Fisk er derfor ikke tatt med videre i miljørisikoberegningene.
3.10 Konklusjon miljørisiko for letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg
Miljørisikoen for referansebrønnen 6706/12-1 Snefrid ligger for alle VØK-bestander og VØK-habitat godt innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier og godt under ALARP-nivå (50 % av akseptkriteriet). Det er generelt liten forskjell på miljørisikoen i de ulike sesongene. Miljørisikoen for letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg er forventet å være vesentlig lavere enn referanseanalysen grunnet betydelige lavere rater og en lettere nedbrytbar oljetype. Det kan derfor konkluderes at miljørisikoen forbundet med boring av 6706/12-3 Roald Rygg er akseptabel sett i forhold til Statoils akseptkriterier for miljørisiko gjennom hele året.
4 Beredskapsanalyse
Beredskap som et konsekvensreduserende tiltak vil være et viktig bidrag til risikoreduksjon. Effektiv oljevernberedskap vil redusere oljemengdene på sjøen, og videre føre til reduksjon i det totale influensområdet for et mulig oljeutslipp. Statoils primære strategi for oljevern ved leteboring er mekanisk oppsamling på åpent hav nær kilden. Dispergering vil vurderes som et alternativ eller supplement under en aksjon og NOFOs ressurser vil da kunne benyttes. I tillegg er Statoil medlem i OSRL og vil kunne benytte oljevernressurser, som dispergering og strandrenseutstyr, etter behov i en aksjon.
Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning basert på forventede dimensjonerende utslippsrater fra aktiviteten.
4.1 Ytelseskrav
Statoils ytelseskrav for de ulike barrierene er beskrevet under [6].
Barriere 1: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe beregnet emulsjonsmengde på sjø. Første system innen best oppnåelig responstid. Full kapasitet snarest mulig og senest innen 95-persentilen av korteste drivtid til land, basert på beregnet kapasitetsbehov. Statoil setter, som et minimum, krav til tilstrekkelig kapasitet til å bekjempe et oljeutslipp 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.
4.2 Metodikk
Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Statoils forutsetninger og metode for
beredskapsdimensjonering i alle barrierer [7,8], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i Norsk Olje og Gass’ veiledning (tidligere OLF) [3] og NOFO [9].
Utstyr som kan benyttes til bekjempelse av olje/emulsjon i barriere 1-4:
• Havgående NOFO-system
• Havgående Kystvaktssystem
• System Kyst A – IKV
• System Kyst B – KYV
• System Fjord A – NOFO/Operatør
• System Fjord B – IUA/KYV
• Dispergeringssystem (NOFO og OSRL)
4.3 Dimensjonering av barriere 1 og 2
Beredskapsanalysen for barriere 1 og 2, nær kilden og på åpent hav, er basert på vektet utblåsningsrate og forventet oljetype. Beregninger er gjort for vintersesong og sommersesong.
For dimensjonering av barriere 1 benyttes egenskaper (fordamping, naturlig nedblanding og vannopptak) for 2 timer gammel olje. Det grunnleggende prinsippet er at kapasiteten i de ulike barrierene skal være tilstrekkelig til å kunne håndtere emulsjonsmengden ved de gitte betingelsene.
For dimensjonering av barriere 2 er det utført beregninger av 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 gammel 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 av korteste drivtid til land).
4.4 Dimensjonering av barriere 3 til 5
Beredskapsbehovet i barriere 3, 4 og 5 er basert på resultater fra oljedriftssimuleringer gjennomført for den spesifikke aktiviteten. Statoil legger til grunn et prinsipp, for å sikre robusthet og fleksibilitet i beredskapen, om at barriere 3 og 4 dimensjoneres slik at hvert prioritert område som er berørt av stranding innen 20 døgn (ifølge oljedriftssimuleringer) skal kunne ha tilgang til kapasitet tilsvarende 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. Prinsippet om grunnberedskap medfører at Statoil dimensjonerer for både volumer og utstrekning av strandet emulsjon. Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 3 og 4 skal være etablert innen 95- persentilen av korteste drivtid til land. Når minste drivtid er lengre enn 20 døgn spesifiseres ikke krav til beredskap i barriere 3, 4 og 5.
4.5 Analysegrunnlag
4.5.1 Oljens egenskaper
Forventet oljetype for 6706/12-3 Roald Rygg er Kristin kondensat, Tabell 3-3 gir en oversikt over Kristin kondensatets forvitringsegenskaper ved ulike temperaturer og vindstyrker.
Kristin kondensat er et parafinsk kondensat med en høy andel mettede hydrokarboner. Det inneholder noe asfaltener, og har et høyt innhold av voks (7,3 vekt %). Kristin kondensat tar opp noe vann, men emulsjonene som blir dannet er meget ustabile. Kristin kondensat har godt potensiale for dispergering.[4]
4.5.2 Utslippsscenarier
Tabell 4-1 gir en oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg.
Tabell 4-1 Utslippsscenarier for letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg
Type utslipp Kilde Oljetype
Utblåsning – 212 m3/døgn (Kristin kondensat)
Langvarig utblåsning fra reservoar (Vektet rate, maksimal varighet - 70 døgn)
Kristin kondensat
Middels utslipp - 2000 m3 punktutslipp
Eksempelvis lekkasje fra brønn Kristin kondensat
Mindre utslipp - 100 m3 punktutslipp
Eksempelvis lekkasje fra brønn Kristin kondensat
4.5.3 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer
Ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning, målt i bekjempet mengde oljeemulsjon pr. døgn, er en funksjon av følgende forhold:
- Andel av tiden enheten kan operere (mørke/redusert sikt og bølgeforhold)
- Effektiviteten innen operasjonsvinduet (relatert til ulike bølgeforhold, eller antatt konstant) - Opptaks-/bekjempelseskapasitet under operasjon
- Lagringskapasitet for oppsamlet olje (kun relevant for opptakssystemer)
- Frekvens og varighet av driftsstans (overføring av oppsamlet olje, plunder og heft)
- Andel av tiden hvor tilgangen/tilflyten av olje til lense er mindre enn oljeopptakerens kapasitet (for mekanisk bekjempelse) eller hvor emulsjonen har en fordeling som gjør at dispergeringsmiddel ikke kan påføres med optimal effektivitet.
Funksjonene er brukt i Statoil sin beregningskalkulator for beredskapsbehov i alle barrierer.
Kapasiteten til havgående opptakssystem i NOFO-klasse som brukes i beregningene er 2400 m3/døgn (for oljer under 30000cP). Kapasiteten til havgående dispergeringssystem i NOFO-klasse er satt til 1950 m3/døgn.
Funksjonene som er områdespesifikke for 6706/12-3 Roald Rygg er omtalt i de følgende delkapitlene. For flere detaljer henvises det til Statoils metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [8].
4.5.3.1 Operasjonslys
Andel operasjonslys inngår i beregning av ytelsen og effektiviteten til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt
forurensning. Statoil har valgt å beregne operasjonslys for 5 regioner, se Figur 4-1. For letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg (region 4) er operasjonslys oppsummert i Tabell 4-2.
Figur 4-1. Regioner brukt for beregning av operasjonslys
Tabell 4-2 Andel operasjonslys i region 4, hvor letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg er lokalisert
Vinter Vår Sommer Høst År
Operasjonslys 32 % 76 % 95 % 49 % 63 %
4.5.3.2 Bølgeforhold – åpent hav
Bølgeforhold på åpent hav inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 1 og 2. Statoil har bølgedata for 27 stasjoner, som vist i Figur 4-2. Stasjon 17 er antatt å best representere bølgeforholdene ved 6706/12-3 Roald Rygg. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for NOFO- og Kystvaktsystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) er oppsummert i Tabell 4-3. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-4.
Figur 4-2 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav
Tabell 4-3 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon 6706/12-3 Roald Rygg (antatt stasjon 17)
Vinter Vår Sommer Høst År
NOFO-system 41 % 62 % 76 % 55 % 58 %
Kystvakt-system 27 % 50 % 68 % 42 % 47 %
Tabell 4-4 Andel av tid hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved 6706/12-3 Roald Rygg (antatt stasjon 17)
Vinter Vår Sommer Høst
NOFO-system (Hs < 4 m) 64 % 87 % 99 % 81 %
NOFO-dispergering (Hs < 4 m) 64 % 87 % 99 % 81 % Kystvakt-system (Hs < 3 m) 40 % 73 % 94 % 62 %
4.5.3.3 Bølger i kystsonen
Bølgeforhold i kystsonen inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 3 og 4. Statoil har bølgedata for 5 stasjoner, som vist i figur 4-3. Stasjon 4 og 3 er antatt mest konservative mtp å representere bølgeforholdene for henholdsvis kyst- og fjordsystem. Antatt gjennomsnittlig
opptakseffektivitet for kyst- og fjordsystem er oppsummert i Tabell 4-5. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-6.
Figur 4-3 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold i kystsonen. Stasjonene er valgt ut som representative for norskekysten.
Tabell 4-5 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet gitt bølgeforhold ved stasjon 4 (kystsystem) og 3 (fjordsystem) Vinter Sommer
Kyst-system 39 % 65 %
Fjord-system 66 % 72 %
Tabell 4-6 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon for kyst- og fjordsystem, gitt bølgeforhold vedstasjon 4 og 3 Vinter Sommer
Kyst-system (Hs < 1,5 m) 56 % 93 % Fjord-system (Hs < 1 m) 91 % 99 %
4.5.4 Oljevernressurser – utstyrsplassering og forutsetninger
Figur 4-4 viser plasseringen av NOFO-utstyr per desember 2014 [9]. Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til borelokasjon er brukt som grunnlag for beredskapsanalysen.
Figur 4-4 NOFOs utstyrsoversikt per desember 2014 [9]
Tabell 4-7 Avstander fra 6706/12-3 Roald Rygg til aktuelle oljevernressurser
Navn Type Avstand
(nm)
Kristiansund Redningsskøyte 242
Rørvik Redningsskøyte 179
Ballstad (Lofoten) Redningsskøyte 166
Sørvær (Sørøya) Redningsskøyte 392
Stavanger NOFO Base 505
Mongstad NOFO Base 390
Kristiansund NOFO Base 241
Sandnessjøen NOFO Base 156
Hammerfest NOFO Base 431
Skandi Hugen - Ekofisk NOFO Vessel 650
Stril Mariner - Ula Gyda Tamber NOFO Vessel 613
Esvagt Bergen - Sleipner NOFO Vessel 541
Stril Power - Balder NOFO Vessel 483
Esvagt Stavanger - Oseberg NOFO Vessel 405
Tabell 4-8 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av barriere 1 og 2 [9]
Gangfart, OR-fartøy 14 knop
Mobilisering, klargjøring, lasting og lossing på base – system 1 fra NOFO-base
10 timer
Mobilisering av system 2 fra NOFO-base 30 timer
Mobilisering av system 3 fra NOFO-base 48 timer Avgivelsestid for beredskapsfartøyer Tampen: 1 time
Troll/Oseberg: 1 time - første system, 1 time - andre system Balder: 6 timer
Haltenbanken: 1 time Gjøa: 4 timer
Sleipner/Volve: 1 time Ula/Gyda: 6 timer
Ekofisk/sørfeltene: 6 timer Goliat: 4 timer
Responstid for slepefartøy Slepefartøy fra NOFO-pool: 24 timer for avstander <120 nm fra utvalgte stasjoner og polarbase, 36 timer for avstander
>120nm
Redningsskøyter: 20 knops hastighet, 2 time frigivelsestid
• Egersund
• Haugesund
• Kleppestø
• Måløy
• Kristiansund – N
• Rørvik
• Ballstad
• Sørvær
• Båtsfjord
• Vadsø Tid til å sette lenser på sjøen 1 time
4.5.5 Resultater fra oljedriftsberegninger – influensområde og stranding
Oljedriftssimuleringene utført for Aasta Hansteen er mer relevant for 6706/12-3 Roald Rygg ettersom det her er benyttet OS3D (OSCAR) modellen. Resultatene herfra viser ingen 10 × 10 km landruter med over 5 % treffsannsynlighet for mer enn 1 tonn kondensat gitt en utblåsning fra Aasta Hansteen. Ratene for hendelser ved boring av 6706/12-3 Roald Rygg er vesentlig lavere enn ratene brukt i simuleringene for Aasta Hansteen. Det forventes derfor ingen stranding fra hendelser ved boring av 6706/12-3 Roald Rygg.
4.6 Administrative grenser/ berørte IUA
Figur 4-5: Beredskapsregionene sør for Lofoten [10]
4.7 Resultat - Beredskapsbehov og responstider 6706/12-3 Roald Rygg
4.7.1 Barriere 1 og 2 – nær kilden og på åpent hav
For 6706/12-3 Roald Rygg er systembehov beregnet for mindre punktutslipp (Tabell 4-9), middels punktutslipp (tabell 4- 10) og dimensjonerende hendelse. Det er forventet en oljetype med lignende egenskaper som Kristin kondensat.
Dimensjonerende hendelse er en langvarig utblåsning, med maksimal varighet 70 døgn og vektet utblåsningsrate 105 Sm3/d (Tabell 4-11).
Tabell 4-9 Beregnet systembehov for et mindre utslipp – punktutslipp på 100 Sm3 (6706/12-3 Roald Rygg)
Parameter – Kristin kondensat Vinter –
5°C, 10 m/s vind
Sommer 15 °C, 5 m/s vind
Utstrømningsrate (Sm3) 100 100
Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 46 45
Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 28 3
Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 26 52
Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 24 23
Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3/d) 34 68
Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 41* 40*
Behov for NOFO-systemer 1 1
*viskositeten er lav og det kan forventes et betydelig lensetap.
Tabell 4-10 Beregnet systembehov for et middels stort utslipp – punktutslipp på 2000 Sm3 (6706/12-3 Roald Rygg)
Parameter – Kristin Kondensat Vinter
5°C, 10 m/s vind
Sommer 15 °C, 5 m/s vind
Utstrømningsrate (Sm3) 2000 2000
Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 46 45
Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 28 3
Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 520 1040
Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 24 23
Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3/d) 684 1351
Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 41* 40*
Behov for NOFO-systemer (mekanisk oppsamling
og/eller kjemisk dispergering) 2** 2**
*viskositeten er lav og det kan forventes et betydelig lensetap.
** For å sikre fleksibilitet og robusthet i beredskapsløsningen legges det konservativt inn behov for 2 NOFO-systemer
Tabell 4-11 Beregnet systembehov for barriere 1 og 2 ved en dimensjonerende hendelse – langvarig utblåsning 212 Sm3 (6706/12-3 Roald Rygg, vektet rate)
Parameter – Kristin kondensat Vinter
5°C, 10 m/s
Sommer 15 °C, 5 m/s
Utstrømningsrate (Sm3/d) 212 212
Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 46 45
Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 28 3
Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 55 110
Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 24 23
Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3/d) 73 143
Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 41* 40*
Behov for NOFO-systemer i barriere 1
1 1
Systemeffektivitet i barriere 1 (%) 31 74
Emulsjonsmengde til barriere 2 (Sm3/d) 50 37
Oljemengde inn til barriere 2 (Sm3/d) 38 28
Fordampning % (etter 12 timer på sjø) 60 60
Nedblanding % (etter 12 timer på sjø) 53 32
Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 23 16
Vannopptak % (etter 12 timer på sjø) 25 25
Emulsjonsmengde for opptak i barriere 2 (Sm3/d) 23 16
Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 90* 60*
Behov for NOFO-systemer i barriere 2
1 1
Behov for NOFO-systemer i barriere 1 og 2 2 2
*viskositeten er lav og det kan forventes et betydelig lensetap.
Basert på dimensjonerende scenarie for 6706/12-3 Roald Rygg er det beregnet et behov for 2 NOFO-system i barriere 1 og 2 for å kunne håndtere dimensjonerende scenario med mekanisk oppsamling. Ettersom viskositeten er lav og det vil ta noe tid før emulsjon dannes, vil mekanisk dispergering ved bruk av fartøyevt vannkanoner (FIFI) på fartøy kunne være en aktuell strategi for bekjempning i de første timene. Overvåkning av utslippet fra helikopter vil bli igangsatt. Nærmere detaljering av fartøyer og systemer vil beskrives i beredskapsplanen. Beregnet responstid for første system med dagens fartøy/utstyrs-plassering er 11 timer og fullt utbygd barriere (2 systemer) innen 28 timer (Tabell 4-12).
Kristin kondensat har godt potensiale for kjemisk dispergering og denne tiltaksmetoden bør vurderes ved en eventuell hendelse. Effekten av dispergeringsmidler kan bli noe redusert ved flere dagers forvitring på sjøen, men i praksis vil bruk av dispergeringsmidler alltid ha potensiale for Kristin. Dispergeringsmidlet Dasic NS er brukt i alle dispergerbarhetstester i forvitringsstudiet for Kristin kondensatet.
Tabell 4-12 Oljevernressurser
Oljevernressurs Lokasjon Avstand
(nm)
Responstid
OR-fartøy/slepefartøy
Responstid inkl.
utsetting av lenser Stril Poseidon Haltenbanken 133 nm 10 timer OR-fartøy
Standby-fartøy på borelokasjon
11 timer redningsskøyte
11 timer
Base Kristiansund Kristiansund 239 nm 28 timer OR-fartøy 12 timer slepebåt
28 timer
4.7.2 Barriere 3 og 4 i kyst- og strandsone samt barriere 5 strandsanering
Det forventes ikke stranding fra en eventuell hendelse ved 6706/12-3 Roald Rygg, og det settes derfor ikke krav til beredskap i barriere 3, 4 eller 5.
4.8 Oppsummering av krav til beredskap for letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg
Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for boring av 6706/12-3 Roald Rygg er oppsummert i Tabell 4-13.
For 6706/12-3 Roald Rygg er det satt krav til 2 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 11 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 28 timer. Da det ikke forventes stranding stilles det ikke spesifikke krav til barriere 3-5.
Ytterligere ressurser og utstyr kan mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og IUA.
Tabell 4-13 Oppsummering av dimensjonerende krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg Barriere 1 – 2 Bekjempelse nær kilden og på åpent hav
Systemer og responstid
Ettersom viskositeten er lav og det vil ta noe tid før emulsjons dannes, vil mekanisk dispergering ved bruk av fartøy og evt vannkanoner (FIFI) på fartøy være en aktuell strategi for bekjempning innledningsvis. Overvåkning av utslippet fra helikopter vil bli igangsatt.
Kapasitet tilsvarende 2 NOFO-systemer
Første system innen 11 timer, fullt utbygd barriere innen 28 timer Barriere 3 – 4 Bekjempelse i kyst- og strandsone
Systemer og responstid Det stilles ikke spesifikke krav til barriere 3 og 4 da det ikke forventes stranding Barriere – 5 Strandsanering
Antall strandrenselag og responstid Det stilles ikke spesifikke krav til barriere 3 og 4 da det ikke forventes stranding Fjernmåling og
miljøundersøkelser
- Akutt oljeforurensning skal oppdages innen 3 timer etter hendelsen - Luftovervåking igangsettes snarest mulig og senest innen 5 timer - Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer
5 Referanser
[1] DNV (2008) Miljørisikoanalyse for letebrønn 6706/12-1 Snefrid i PL218 - Rapport Nr. 2008-0541
[2] DNV (2012) Miljørisikoanalyse for utbygging og drift av Aasta Hansteen feltet i Norskehavet – Rapport Nr. 2012-0695 / 14O7JZ9-2
[3] OLF (2007) Veileder for miljørettet risikoanalyse
[4] Sintef (1997) Forvitringsegenskaper Lavrans og Kristin kondensat. Stokastiske drivbaneberegninger ved overflate- og undervannsutslipp for Kristin kondensat. STF66 F97086
[5] Sintef (2007) Long term weathering of the Norne crude on the sea surface. STF80MK F07096 [6] Statoil (2012) Statoils ytelseskrav, beredskap mot akutt oljeforurensning
[7] Statoil (2012) Forutsetninger for analyse og planlegging av beredskap mot akutt oljeforurensning [8] Statoil (2012) Statoil Rådgivende dokument. GL 0339. Retningslinje for analyser av beredskap mot akutt oljeforurensning fra offshoreaktiviteter på norsk sokkel.
[9] NOFOs nettsider - www.nofo.no [10] Kystverket – www.kystverket.no
App A Blowout Scenario Analysis
Technical note:
Input to the environmental risk assessment–
Blowout scenario analysis – exploration well Roald Rygg (6706/12-3)
Alexander Solberg, TPD TEX SST ST Fornebu, 28th November 2014
A.1 Summary
This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to drilling of the exploration well Roald Rygg (6706/12-3).
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 1.4 ·10-4. The oil blowout rates range between 47 and 438 Sm3/d. It is found that the duration of a blowout could potentially amount to 70 days with a 1.0 % probability.
Probability top/ sub
Rate (Sm3/d)
Probability distribution - duration Scenario probability
2 5 14 35 70
Topside 0,10
57
0.66 0.14 0.09 0.03 0.07
0.2
116 0.4
438 0.4
Average = 230
Subsea 0,90
47
0.49 0.16 0.14 0.06 0.15
0.2
99 0.4
406 0.4
Average = 210
A.2 Introduction
Statoil is planning to start drilling the Roald Rygg (6706/12-3) exploration wells during the Q4 2014 in the Norwegian Sea.
The semi-submersible drilling rig, Transocean Spitsbergen, is planned used for drilling the well.
The purpose of this note is to provide input to the environmental risk assessment regarding blowout probability, rates and duration.
The assessment of risk figures in this note is based on:
Historical blowout statistics /1/
Blowout and well leak frequencies /2/
Simulations of blowout rates /3/
Judgements and considerations in TPD TEX HSEC ST and in dialogue with the project.
Well specific information
Water depth at well location is 1290 meters MSL. The distance RT-MSL of Transocean Spitsbergen is 40 meters. The main target of the well is to test the presence of a commercial hydrocarbon accumulation in the Nise, Kvitnos and Lysing Formations. The well will penetrate the Nise, Kvitnos and Lysing with top formation at 2380, 2987 and 3290 meter TVD RKB, respectively.
A 9 5/8” liner will be set at 2299 meters TVD RKB. The reservoir will be penetrated in the 8 ½” diameter section. Total depth will be at about 3300 meters TVD RKB. A well schematics overview is shown in Figure 1.
Figure 1: Well Schematic for Roald Rygg (well 6706/12-3), ref. /3/.
The probability of discovery is 29% in the Nise and 25 % in the Kvitnos reservoirs, respectively. The reservoir has a GOR of 140,000 Sm3/Sm3(Nise) and 12,500 Sm3/Sm3(Kvitnos) Normal pressure is expected in the reservoir. Expected reservoir data and fluid properties are shown in Table 1 and
Table 2.
Table 1: Expected reservoir parameters for Roald Rygg, ref /3/
Table 2: Fluid properties for the expected Roald Rygg reservoir, ref /3/.
A.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 LR Consulting /2/ are the outset of our assessment. As the expected fluid of Roald Rygg is gas, a gas blowout frequency is used below;
P(blowout | exploration, gas well) = 1,43 · 10-4 per well
The frequency relate to an average gas 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 which is the case for Roald Rygg (6706/12-3).
Transocean Spitsbergen will be used for drilling the wells. This is a semi-submersible drill rig which will be kept in position by dynamic positioning (DP) during the operation. It will operate with a subsea BOP and have the possibility to disconnect and abandon the site in case of a blowout. 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 90% and 10% in order of appearance. This results in the following probabilities:
P(blowout with seabed release) = 1,43 · 10-4 · 0,90 = 1.3 · 10-4 P(blowout with surface release) = 1,43 · 10-4 · 0,10 = 1.4 · 10-5
A.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 have been calculated by Acona, ref /3/.The simulated scenarios include;
1 Top penetration – 5 meters of reservoir exposed 2 Drilling ahead – 50 % of reservoir exposed 3 Tripping – Reservoir fully exposed
The simulation results are shown below in Table 3.
Table 3: Simulated blowout condensate rates (Sm3/d), given a 8 ½” reservoir section
Section Scenarios Scenario
probability
Blowout rates, Surface (Sm3/d)
Blowout rates, Seabed (Sm3/d)
8 ½”
Top penetration 20% 57 47
Drilling ahead 40% 116 99
Tripping 40% 438 406
Expected rate*: 230 210
*) Rounded off to nearest tenth.
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 drillstring, i.e. free annular flow. This is reasonable according to blowout statistics since drillpipe 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.
For a full description of the rate calculations see ref /3/.
A.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 4. One assumption in the assessment of blowout duration is that one relief well is sufficient to kill the well. Need for a second relief well would require a re-evaluation.
Table 4: Time to drill a relief well (days), ref /3/
Time to: Minimum: Most likely: Maximum:
- make decisions 1 1 2
- mobilise a rig; transfer, anchoring, supply of equipment and preparations 10 12 18
- drilling, 12 ¼” 19 26 34
- 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 38 and 79 days.
A Monte Carlo simulation is performed to produce a duration distribution from the well specific input in Table 4. The expected time found is 56 days. A probability distribution is presented in Figure 2.
Figure 2: Duration distribution, ‘Time to drill a relief well’
The probability distribution, found in Table 5 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 5 maximum blowout duration is suggested to be 70 days.
Table 5: Probability distribution for a blowout to end as a function of time (days)
*Proba bilities in the tail end of the duratio n distribut ion (<
0,001) are added to the probability of the preceding duration category.
Different probability descriptions of the duration of a seabed or surface blowout are produced. Possible durations of a seabed or surface blowout are described by probabilities in Figure 3. In Figure 4 seabed and surface blowout duration and ‘time to drill a relief well’ are described by cumulative probability curves.
0,00 0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30 0,35 0,40 0,45 0,50
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 0,406 0,282 28 0.007 0.017
1 0,127 0,098 35 0.004 0.009
2 0.131 0.114 42 0.002 0.006
5 0.144 0.157 49 0.004 0.010
7 0.038 0.052 56 0.030 0.061
10 0.031 0.048 63 0.032 0.064
14 0.021 0.037 70* 0.005 0.010
21 0.016 0.034
Figure 3: Blowout duration described by probability distributions
Figure 4: Blowout duration described by cumulative distributions 0,00
0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60
1 2 5 7 10 14 21 28 35 42 49 56 63 70 Blowout Duration (days)
Surface Seabed
A.6 References
/1/ Holand, Per: Blowout and Well Release Characteristics and Frequencies, 2012, Sintef Technology and Society, December 2012.
/2/ LR Consulting: “Blowout and Well Release Frequencies based on Sintef Offshore Blowout Database 2013”, report no 19.101.001-8/2014/R3, rev Final, 22 May 2014.
/3/ Input parameters and simulation results are documented on team site.
