Beredskapsanalyse for letebrønn 7121/8-1 Blåmann

(1)

Beredskapsanalyse

for letebrønn 7121/8-1 Blåmann

(2)

Classification: Distribution:

Open Open

Expiry date: Status

Final

Distribution date: Rev. no.: Copy no.:

2016 - 12 - 02

Author(s)/Source(s):

Endre Aas

Subjects:

Remarks:

Valid from: Updated:

Responsible publisher: Authority to approve deviations:

Techn. responsible (Organisation unit / Name): Date/Signature:

TPD R&T FT SST ERO Endre Aas

Responsible (Organisation unit/ Name): Date/Signature:

TPD R&T PTC Arne Myhrvold

Approved by (Organisation unit/ Name): Date/Signature:

TPD R&T FT SST ERO Hanne Greiff Johnsen

(3)

Beredskapsanalyse

for letebrønn 7121/8-1 Blåmann

Doc. No.

Valid from Rev. no.

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 Goliat Blend 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 Blåmann ... 11

3.2.4 Bølgeforhold nær lokasjon til letebrønn Blåmann ... 12

3.2.5 Bølger i kystsonen (generisk for Norges kystlinje) ... 13

3.3 Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger ... 14

3.4 Influensområder og stranding ... 16

3.5 Beregning av beredskapsbehov og responstider for barriere 1 og 2 ... 16

3.6 Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og 4 ... 19

3.7 Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 5 ... 19

3.8 Bruk av kjemisk dispergering ... 20

3.9 Deteksjon av olje og kartlegging av olje under oljevernaksjoner ... 20

3.10 Oljevernberedskap som konsekvensreduserende tiltak ... 20

3.11 Særlige hensyn ... 21

4 Konklusjon ... 21

5 Referanser ... 23

App A Blow out scenario analysis ... 24

(4)

Oppsummering

Statoils krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for boring av letebrønn 7121/8-1 Blåmann er etablert gjennom foreliggende beredskapsanalyse og oppsummert i tabellen under. Det er satt krav til 4 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 36 timer. Kjemisk dispergering vil, basert på en NEBA vurdering, kunne bidra til et effektivt oljevern til havs. For barriere 3 og 4 stilles det krav til en kapasitet tilsvarende 5 kystsystem og 5 fjordsystem med responstid på 4,5 døgn, som er korteste drivtid til kysten. For barriere 5 settes det krav til kapasitet tilsvarende 22 strandrenselag med responstid på 5 døgn, som er korteste drivtid til berørt prioritert område. Ytterligere ressurser og utstyr kan mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og berørte IUAer. 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 4 NOFO-systemer

Første system innen 5 timer, fullt utbygd barriere innen 36 timer Barriere 3 og 4 – bekjempelse i kyst- og strandsone

Systemer og responstid

Kapasitet tilsvarende 5 kystsystem og 5 fjordsystem, responstid på 4,5 døgn Barriere 5 - strandrensing

Systemer og responstid Totalt behov for kapasitet tilsvarende 22 strandrenselag. Personell og utstyr skal være klar til operasjon i aktuelt område innen 5 døgn.

Fjernmåling og miljøundersøkelser

Akutt forurensning skal oppdages innen 1 time 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 7121/8-1 Blåmann i Barentshavet, som Statoil planlegger å bore i andre kvartal 2017.

Effektiv oljevernberedskap vil redusere oljemengder på sjøen, begrense utstrekning og påslagsområder for et oljesøl og redusere miljørisiko. Statoil vil være ansvarlig for en eventuell oljevernaksjon både nær kilden til havs, langs kysten og på land i tilfelle stranding. Valg av metoder og utstyr for bekjempelse vil baseres på utslippets karakter, værforhold,

effektivitet av utstyr og tilstedeværelse av sårbare ressurser. Hovedstrategier for aksjoner er bekjempelse nær kilden. En vil tilstrebe å benytte den bekjempelsesmetoden, mekanisk oppsamling eller kjemisk dispergering, som resulterer i minst miljøskade ut fra en «Net Environmental Benefit Analysis».

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 7121/8-1 Blåmann er brønnspesifikk. Aktivitetsforskriftens § 73 og Styringsforskriftens § 17 stiller krav til beregning av miljørisiko

(5)

Beredskapsanalyse

for letebrønn 7121/8 - 1 Blåmann

Doc. No.

Valid from Rev. no.

og beredskap sbeho v 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 [1 ]. Informasjon fra miljørisikoanalysen inngår som grunnlag i beredskapsanalyse n .

1.2 Aktivitetsbeskrivelse

Letebrønnen 71 21 /8 - 1 Blåmann skal bores i Barentshavet ( Figur 1 - 1 ). Va nndybden på borelokasjon er 37 6 m , og

korteste avstand til land er 76 km, til Kamøya i Hammerfest kommune . Boringen er planlagt med oppstart i løpet av andre kvartal 201 7 . Tentativ oppstar tdato er 1 .april. Brønnen er planlagt boret med den halvt nedsenkbare riggen Songa

Enabler . Det planlegges for dynamisk posisjonering av riggen under boreoperasjonen.

Hovedformålet med letebrønn 71 21 /8 - 1 er å undersøke hydrokarbonforekomster i Stø formasj onen . Forventet oljetype er tilsvarende som Goliat Blend olje basert på forventede fluidegenskaper og geografisk nærhet . Basisinformasjon for letebrønnen er oppsummert i Tabell 1 - 1 .

Figur 1 - 1 Lokasjon til letebrønn 7121/8 - 1 Blåmann . Korteste avstand til land er ca 76 km . Fra miljørisikoanalysen for brønnen [1].

(6)

Tabell 1-1 Basisinformasjon for letebrønn 7121/8-1 Blåmann

Letebrønn 7121/8-1 Blåmann Posisjon for DFU (geografiske koordinater) 71°26'N, 21°38'Ø

Vanndyp 376 m

Borerigg Songa Enabler

Planlagt boreperiode Q2 2017

Sannsynlighet for utblåsning 1,41·10^-4 Sannsynlighetsfordeling (% overflate/sjøbunn) 25/75

Vektet utblåsningsrate Overflate: 1900 m³/døgn Sjøbunn: 1900 m³/døgn

Oljetype (tetthet) Goliat Blend 70% Kobbe-30% Realgrunnen (822

kg/m³) Maksimal varighet av en utblåsning (tid til

boring av avlastningsbrønn)

63 døgn

1.3 Definisjoner og forkortelser

Sentrale ord og uttrykk som inngår i beredskapsanalysen er kort beskrevet nedenfor:



DFU: Definert fare- og ulykkessituasjon.



Grunnberedskap: 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B).



IKV: Indre Kystvakt



Influensområde: Område som med mer enn 5 % sannsynlighet vil bli berørt av et oljeutslipp, hvor det er tatt hensyn til fordeling over alle utslippsrater og -varigheter.



Korteste drivtid: 95-persentilen i utfallsrommet for korteste drivtid til kysten.



KYV: Kystverket



Miljørisikoanalyse: Risikoanalyse som vurderer risiko for ytre miljø.



NOFO: Norsk Oljevernforening for Operatørselskap



NEBA-prinsippet: Net Environmental Benefit Analysis – metode for å sammenligne og rangere netto miljøgevinst forbundet med forskjellige bekjempelsesmetoder innen oljevern, eksempelvis oppsamling, mekanisk og kjemisk dispergering.



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

(7)

Beredskapsanalyse

Doc. No.

Valid from Rev. no.

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 mengde

2 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-/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.

(8)

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 15000 cP). 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 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 NOFO-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).

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.

(9)

Beredskapsanalyse

Doc. No.

Valid from Rev. no.

• 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 7121/8-1 Blåmann. Utslipp av kondensat eller lette petroleumsprodukter blir behandlet i beredskapsplanen.

Tabell 3-1 Utslippsscenarier for letebrønn 7121/8-1 Blåmann

Type utslipp Oljetype Referanse – bakgrunn for rate/volum

Langvarig utblåsning – 1900 m³/døgn

Goliat Blend Vektet utblåsningsrate for 7121/8-1 Blåmann (Se Appendiks A)

Middels utslipp – 2000 m³ punktutslipp

Goliat Blend Eksempelvis lekkasje fra brønn

Mindre utslipp – 100 m³ punktutslipp

Goliat Blend Eksempelvis lekkasje fra brønn

Mindre punktutslipp av lette produkter

Kondensat eller andre

petroleumsprodukter som danner tynn oljefilm

Lekkasje fra dieseltank, hydraulikksystem

3.2 Goliat Blend oljens egenskaper

Goliat Blend olje er ansett som representativ for forventet oljetype i letebrønn 7121/8-1 Blåmann. Det er gjennomført en forvitringsstudie av Goliat Blend i 2008 [5]. Goliat Blend olje er en relativ lett olje (822 kg/m3) med lavt innhold av asfaltener og medium voksinnhold. Goliat Blend er vist å danne emulsjoner med høyt vanninnhold relativt raskt.

Emulsjonsbryter er forventet å ha effekt på oljen og kan benyttes ved lagring av forvitret olje på tanker. Levetiden til oljen

(10)

på havoverflaten er 2 til 5 døgn ved middels og høye vindstyrker (10-15 m/s) og lengre enn 5 døgn ved lavere vindstyrker. 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 15 minutter, selv ved lave vindstyrker.

Forvitringsegenskaper for Goliat Blend olje ved ulike vindstyrker og temperaturer er angitt i Tabell 3-2. Vintertemperatur er satt til 5°C og sommertemperatur til 10°C i studien.

Tabell 3-2 Forvitringsegenskaper til Goliat Blend olje ved 2 og 12 timer, ved vinter- og sommerforhold

Timer Parameter – Goliat Blend

Vinter, 5 ºC 10 m/s

vind

Sommer, 10 ºC 5 m/s

vind

2 timer

Fordampning (%) 30 28

Nedblanding (%) 4 0

Vanninnhold (%) 53 22

Viskositet av emulsjon (cP) 2200 750

Gjenværende olje på overflate (%) 66 72

12 timer

Fordampning (%) 37 37

Nedblanding (%) 17 2

Vanninnhold (%) 80 68

Viskositet av emulsjon (cP) 6300 2100

Gjenværende olje på overflate (%) 46 61

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 Goliat Blend olje vil ha viskositeter over 1000 cP etter 6 timer ved sommerforhold og etter 1 time ved vinterforhold. Det er raskere emulsjonsdannelse og økning i viskositet med økning i vindstyrke. Det forventes ikke å være behov for Hi-visc skimmere den første uken på sjø. Tabell 3-3 oppsummerer potensialet for mekanisk oppsamling av Goliat Blend olje ved definerte vinter- og sommerforhold, basert på oljens viskositet.

Tabell 3-3 Potensiale for mekanisk oppsamling basert på viskositet av Goliat Blend olje

Tid (timer) Tid (døgn)

1 3 6 12 1 2 3 4 5

Vinterforhold (5 ºC - 10m/s) Sommerforhold (10 ºC - 5m/s)

Viskositet < 1000 cP – risiko for lekkasje under lensen

Viskositet mellom 1000 og 15000 cP

Viskositet > 15000 cP – bruk av HiVisc skimmer anbefalt

(11)

Beredskapsanalyse

for letebrønn 7121/8 - 1 Blåmann

Doc. No.

Valid from Rev. no.

3.2.2 Ol j ens egenskaper ved k jemisk disperge ring

Emulsjonen til Goliat Blend har et godt potensiale for kjemisk disperger ing , med noe kortere tidsvindu ved vinterforhold og økende vindstyrke [ 6 ] . Tabell 3 - 4 oppsummerer potensiale for kjemisk dispergering av Goliat Blend ved definerte vinter - og sommerforhold.

Tabell 3 - 4 Potensiale for kjemisk dis pergerbarhet til emulsjon av Goliat Blend olje

Tid (timer) Tid (døgn)

1 3 6 12 1 2 3 4 5

Vinterforhold (5 ºC - 10m/s) Sommerforhold (10 ºC - 5m/s)

Godt potensial for kjemisk dispergering Redusert potensial for kjemisk dispergering Lite eller ikke potensial for kjemisk dispergering

3.2.3 O perasjonslys ved letebrønn Blåmann

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 7121/8 - 1 Blåmann (region 5 ) er operasjonslys oppsummert i Tabell 3 - 5 .

Figur 3 - 1 Regioner brukt i beregning av operasjonslys

(12)

Tabell 3-5 Andel operasjonslys i region 5, hvor letebrønn 7121/8-1 Blåmann er lokalisert

3.2.4 Bølgeforhold nær lokasjon til letebrønn Blåmann

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 23 er antatt å best representere bølgeforholdene ved letebrønn 7121/8-1 Blåmann. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for NOFO- og Kystvaktsystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) er oppsummert i Tabell 3-6. Antatt andel av tiden hvor

bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 3-7.

Figur 3-2 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav

Tabell 3-6 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon 7121/8-1 Blåmann (Stasjon 23)

Vinter Vår Sommer Høst År

NOFO-system 50 % 66 % 77 % 62 % 64 %

Kystvakt-system 37 % 55 % 69 % 51 % 53 %

Tabell 3-7 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon 7121/8-1 Blåmann (Stasjon 23)

Vinter Vår Sommer Høst

NOFO-system (Hs < 4 m) 76 % 91 % 99 % 88 %

NOFO-dispergering (Hs < 4 m) 76 % 91 % 99 % 88 %

Kystvakt-system (Hs < 3 m) 55 % 79 % 96 % 74 %

Vinter Vår Sommer Høst År

Operasjonslys 23 % 79 % 100 % 48 % 63 %

(13)

Beredskapsanalyse

Doc. No.

Valid from Rev. no.

3.2.5 Bølger i kystsonen (generisk for Norges kystlinje)

Bølgeforhold i kystsonen inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 3 og 4. Statoil har bølgedata for 5 stasjoner, som vist i Figur 3-3. Stasjon 4 og 3 er antatt mest konservative mtp å representere bølgeforholdene for henholdsvis kyst- og fjordsystem. Antatt gjennomsnittlig

opptakseffektivitet for kyst- og fjordsystem er oppsummert i Tabell 3-8. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 3-9.

Figur 3-3 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold i kystsonen. Stasjonene er valgt ut som representative for norskekysten

Tabell 3-8 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet gitt bølgeforhold ved stasjon 4 (kystsystem) og 3 (fjordsystem)

Kyst-system 39 % 55 % 65 % 47 %

Fjord-system 66 % 66 % 72 % 68 %

Tabell 3-9 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon for kyst- og fjordsystem, gitt bølgeforhold ved stasjon 4 og 3

Kyst-system (Hs < 1,5 m) 56 % 78 % 93 % 68 % Fjord-system (Hs < 1 m) 91 % 92 % 99 % 94 %

(14)

3.3 Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger

Figur 3-4 viser plasseringen av NOFO utstyr per november 2016 [4], og inkluderer endringer i posisjoner gjeldende fra Q3 2016. Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til borelokasjon brukt som grunnlag for beredskapsanalysen er vist i Tabell 3-10. Tabell 3-11 presenterer ytterligere forutsetninger som gangfart, avgivelsestid for beredskapsfartøy og slepefartøy samt tid for mobilisering av utstyr fra baser.

Figur 3-4 NOFOs utstyrsoversikt per november 2016

Tabell 3-10 Avstander fra aktuelle oljevernressurser til 7121/8-1 Blåmann.

Oljevernressurser Avstander fra 7121/8-1 Blåmann (nm)

Beredskapsfartøy på borelokasjon 0

Esvagt Aurora (Goliat) 17

Stril Barents 66 (Hammerfest)

Troms Pollux 66 (Hammerfest)

Forsyningsskip på lokasjon 132 (t/r Polarbase, Hammerfest)

Stril Poseidon 491

(15)

Beredskapsanalyse

Doc. No.

Valid from Rev. no.

Ocean Alden 735

Stril Herkules 772

Stril Merkur 769

Stril Power 866

Esvagt Stavanger 871

Sandnessjøen NOFO-base 413

Kristiansund NOFO-base 600

Mongstad NOFO-base 769

Stavanger NOFO-base 884

Hammerfest NOFO-base 66

Redningsskøyte Sørvær 51

Redningsskøyte Båtsfjord 181

Redningsskøyte Vadsø 261

Tabell 3-11 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av barriere 1 og 2 [9]

Gangfart, OR-fartøy 14 knop (17 knop for Statoils egne fartøy) Mobilisering, klargjøring, lasting og lossing

på base – system 1 fra NOFO-base

10 timer Mobilisering av system 2 fra NOFO-base 30 timer Mobilisering av system 3 fra NOFO-base 48 timer

Avgivelsestid for beredskapsfartøyer Ekofisk/sørfeltene: 6 timer Ula/Gyda/Tamber: 6 timer Sleipner/Volve: 6 time Balder: 6 timer Oseberg: 6 timer Troll: 6 timer Tampen: 6 timer Haltenbanken: 6 timer Goliat: 4 timer

Gjøa: 4 timer

Avløserfartøy: 6 timer

Responstid for slepefartøy Slepefartøy fra NOFO-pool: 24 timer

Redningsskøyter: 20 knops hastighet, 2 timer frigivelsestid

• Egersund

• Haugesund

• Kleppestø

• Måløy

• Kristiansund – N

• Rørvik

• Ballstad

• Sørvær

• Båtsfjord

• Vadsø Tid til å sette lenser på sjøen / klargjøre

dispergering ombord

1 time

(16)

3.4 Influensområder og stranding

Korteste drivtid for olje til land (hele kysten) er 4,5 døgn og største strandet emulsjonsmengde varierer fra 4000 tonn (vinter) til 27000 tonn (sommer) (95 persentil), se Tabell 3-12. Influensområdet omfatter 5 prioriterte områder som har kortere drivtid enn 20 døgn; Sørøya nordvest, Ingøya, Gjesværstappan, Sværholtklubben og Nordkinn. Størst strandede mengder og korteste drivtider til disse områdene er vist i

Tabell 3-13. Dimensjoneringen av barriere 5 er basert størst strandet mengde inn til et prioritert område. Det er ytterligere 3 prioriterte områder innenfor influensområdet (Karlsøy, Nordkinnhalvøya nordøst og Kongsfjord).

Tabell 3-12: Strandingsmengder med oljeemulsjon og kortest drivtid til land for letebrønnen 7121/8-1 Blåmann gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning (95-persentiler).

Maksimal mengde strandet emulsjon (tonn) Korteste drivtid (døgn) Hele

Kysten Vinter Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst

Overflate 4120 22352 25200 7330 5,8 5,0 4,7 4,5

Sjøbunn 4539 24341 27149 7462 5,2 4,9 4,7 4,6

Tabell 3-13: Største strandingsmengder med oljeemulsjon og korteste drivtid (95-persentiler) for prioriterte områder innenfor influensområdet til letebrønn 7121/8-1 Blåmann. Presenterte tall er de største mengder og korteste drivtider fra alle årstider og fra overflate og sjøbunnsutslipp.

Prioritert område Størst strandet mengde

emulsjon (tonn)

Korteste drivtid (døgn)

Sørøya nordvest 6535 6

Ingøya 7127 5

Gjesværstappan 2554 7

Sværholtklubben 165 19

Nordkinn 682 11

3.5 Beregning av beredskapsbehov og responstider for barriere 1 og 2

For letebrønn 7121/8-1 Blåmann er behov for antall mekaniske oppsamlingssystemer beregnet for mindre utslipp (Tabell 3-14), middels utslipp (Tabell 3-15) og dimensjonerende hendelse, en utblåsning med vektet rate på 1900 m3/d (Tabell 3-16). Systembehovet er beregnet med hjelp av Statoils beredskapskalkulator og basert på oljens forvitringsegenskaper og bransjestandard for ytelse og effektivitet av oljevernutstyr [4]. Beregninger av

systembehov er utført for definerte sommer- og vinterforhold. Responstidskrav for barriere 1 og 2 er satt som best oppnåelige responstid gitt antatt utstyrslokalisering på boretidspunktet og standardiserte frigivelsestider og hastigheter. Statoil vil ha avtale med Eni om redusert frigivelsestid for Esvagt Aurora ved Goliatfeltet for letebrønn 7121/8-1 Blåmann. Statoil vil også kunne disponere det dedikerte forsyningsskipet for leteoperasjonen til

beredskapsformål. Responstider er verifisert med NOFO.

(17)

Beredskapsanalyse

Doc. No.

Valid from Rev. no.

Tabell 3-14 Beregnet systembehov for mekanisk oppsamling ved et mindre utslipp – punktutslipp 100 m³ Vinter

5 °C - 10 m/s vind

Sommer 10 °C - 5 m/s vind

Utslipp (Sm³) 100 100

Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 30 28

Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 4 0

Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm³) 66 72

Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 53 22

Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm³) 140 92 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 2200 750*

Behov for NOFO-systemer 1 1

*Viskositet er lav og det kan forventes lensetap før emulsjonen har oppnådd tilstrekkelig viskositet.

Tabell 3-15 Beregnet systembehov for mekanisk oppsamling ved et middels utslipp - punktutslipp 2000 m³ Vinter

5 °C – 10 m/s

Sommer 10 °C – 5 m/s

Utslipp (Sm³) 2000 2000

Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 30 28

Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 4 0

Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm³) 1320 1440

Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 53 22

Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm³) 2809 1846 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 2200 750*

Behov for NOFO-systemer 2 2**

** For å sikre fleksibilitet og robusthet i beredskapsløsningen legges det inn behov for 2 NOFO systemer.

(18)

Tabell 3-16 Beregnet systembehov for mekanisk oppsamling ved dimensjonerende hendelse for 7121/8-1 Blåmann i barriere 1 og 2 – langvarig utblåsning 1900 m³/d

Parameter

Vinter 5 °C - 10 m/s

Sommer 10 °C - 5 m/s

Utstrømningsrate (Sm³/d) 1900 1900

Tetthet (Kg/Sm³) 822 822

Fordampning etter 2 timer på sjø (%) 30 28

Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 4 0

Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm³/d) 1254 1368

Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 53 22

Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 1 (Sm³/d) 2668 1754

Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 2200 750*

Økt systembehov grunnet høy cP (HiVisc: >15000 cP)? Nei Nei

Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere 1 2 1

Emulsjonsmengde inn til barriere 2 (Sm³/d) 1689 399

Oljemengde inn til barriere 2 (Sm³/d) 794 311

Fordampning etter 12 timer på sjø (%) 37 37

Nedblanding etter 12 timer på sjø (%) 17 2

Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm³/d) 635 277

Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) 80 68

Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 (cP) 6300 2100

Økt systembehov grunnet høy cP (HiVisc: >15000 cP)? Nei Nei

Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere 2 2 1

Behov for NOFO-systemer i barriere 1 og 2 4 2

Basert på dimensjonerende scenario for 7121/8-1 Blåmann er det beregnet et behov for 4 NOFO-systemer for

vinterforhold og 2 systemer for sommerforhold i barriere 1 og 2. Boring av letebrønn Blåmann er planlagt til april måned.

Operasjonslys vil da tilsvare sommerforhold mens sjøtemperatur vil være nærmere vinterforhold. Vinterscenariet er derfor lagt til grunn for dimensjoneringen.

Krav til første NOFO system er satt til 5 timer etter at oljeutslipp er oppdaget. Krav til fullt utbygd barriere 1 og 2 er satt til 36 timer.

Ytterligere systemer vil kunne bli mobilisert gjennom NOFO ved behov. Nærmere detaljer om fartøy og systemer vil bli beskrevet i beredskapsplanen. Statoil vil etablere samarbeid om beredskapsressurser med andre operatører som har samtidig aktivitet i Barentshavet. Dette vil gjelde Eni ifm Goliat og vi er kjent med at Lundin også planlegger leteaktivitet i 2017.

(19)

Beredskapsanalyse

Doc. No.

Valid from Rev. no.

3.6 Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og 4

95-persentilen av størst strandet emulsjonsmengde, gitt en sjøbunnsutblåsning, er 4539 tonn om vinteren og 27149 tonn om sommeren. Korteste drivtid til land er 5 døgn om vinteren og 4,5 døgn om sommeren. Det antas at størst strandet mengde strander over en periode på 10 døgn. Ved å ta effekten i barriere 1 og 2 i betraktning gir dette en tilførselsrate inn i barriere 3 på 235 tonn/døgn for vinterhalvåret og 380 tonn/døgn for sommerhalvåret. Beregningene er basert på Goliat Blend olje.

Tabell 3-17 Beregnet ressursbehov for barriere 3 og 4 for dimensjonerende hendelse, langvarig utblåsning ved letebrønn 7121/8-1 Blåmann

Parameter

Vinter 5 °C - 10 m/s

Sommer 10 °C - 5 m/s

95-persentil av strandet emulsjonsmengde (tonn) 4539 27149

Samlet barriereeffektivitet i barriere 1 (%) 36,7 77,3

Strandet mengde etter effekt av barriere 1 (tonn) 2873 6176

Strandet mengde etter effekt av barriere 2 (tonn) 2346 3790

Antall døgn hvor stranding forekommer (d) 10 10

Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 3 (tonn/d) 235 380

Beregnet behov for kystsystemer i barriere 3 2 3

Antatt behov for fjordsystemer i barriere 4 3 2

Antall prioriterte områder med landpåslag innen 20 døgn 5 5

Behov for kystsystemer i barriere 3 5 5

Behov for fjordsystemer i barriere 4 5 5

Beregnet systembehov basert på strandingsmengder blir mindre enn 1 kystsystem og 1 fjordsystem for hvert berørt prioritert område. Det settes derfor krav til en kapasitet tilsvarende 5 kystsystem og 5 fjordsystem i barriere 3 og 4 for de planlagte aktivitetene på letebrønn 7121/8-1 Blåmann. Responstiden er satt til 4,5 døgn som er korteste drivtid til kysten. Ytterligere ressurser og utstyr vil kunne mobiliseres etter behov og iht eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og de berørte IUA-ene.

3.7 Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 5

Basert på størst strandet mengde oljeemulsjon inn til berørte prioriterte områder inkludert effektivitet av

oljevernberedskap i foregående barrierer, er det beregnet et behov for 22 strandrenselag for letebrønn 7121/8-1 Blåmann. Det settes derfor krav til at 22 strandrenselag skal kunne være mobilisert innen korteste drivtid til prioritert område med kortest drivtid (Ingøya) som er 5 døgn. Ytterligere ressurser vil kunne mobiliseres ved behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og berørte IUAer.

(20)

3.8 Bruk av kjemisk dispergering

Referanseoljen Goliat Blend olje har godt potensiale for kjemisk dispergering (se kap 3.2.2 for kjemisk dispergerbarhet til Goliat Blend olje). Ved et utslipp skal alltid dispergerbarheten til olje/ oljeemulsjon testes in situ ved hjelp utstyr fra SINTEF prøvetakingskoffert for å vurdere om dispergering kan være et aktuelt beredskapstiltak.

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 NEBA prinsippet Net Environmental Benefit Analysis. 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: International Association of Oil & Gas Producers (IOGP) Arctic Oil Spill Response Technology Joint Industry Programme. (2012-2016), Joint Industry Program to Evaluate Biodegradation and Effects of Dispersed Oil in Arctic Marine Environments (2009-2011), Joint Industry Program on Oil in Ice (2006- 2009). 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 3-18 viser noen aktuelle beredskapsfartøyer som har dispergeringsmidler ombord og deres responstid til letebrønn 7121/8-1 Blåmann. 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 til OSRLs globale lager som består av 5000 m³ dispergeringsmiddel (Dasic Slickgone NS, Corexit EC9500A og Finasol OSR 52).

Tabell 3-18 Responstider for et utvalg oljevernressurser med dispergeringskapasitet. Responstid inkluderer 1 times kjørgjøringstid for dispergering om bord på fartøyene.

Oljevernressurs Lokasjon Responstid

Esvagt Aurora Goliat 7 timer

Troms Pollux Hammerfest 16 timer

Stril Barents Hammerfest 24 timer

Stril Poseidon Haltenbanken 36 timer

Stril Herkules Tampen 53 timer

Ocean Alden Gjøa 58 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. Prosessovervåkning på boreriggen vil detektere uregelmessigheter og utslipp.

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 3-19 viser at mekanisk oppsamling kan være et

(21)

Beredskapsanalyse

Doc. No.

Valid from Rev. no.

vesentlig konsekvensreduserende tiltak ved en utblåsning. Mekanisk oppsamling med 4 systemer i barriere 1 og 2 er forventet å ha en effektivitet på 48 % 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.

Tabell 3-19 Konsekvensreduserende effekt av barriere 1 og 2 (åpent hav) vist som reduksjon av

emulsjonsmengde på overflate for dimensjonerende hendelse, langvarig utblåsning ved 7121/8-1 Blåmann.

Vinter (5 °C - 10 m/s vind) Sommer (10 °C - 5 m/s vind)

Utstrømningsrate (m³/d) 1900 1900

Antall og systemtyper i valgt beredskapsløsning i barriere 1 og 2

4 Havgående opptakssystem - NOFO

2 Havgående opptakssystem - NOFO

Emulsjonsmengde ut av barriere 2

(m³/d)* 2593 531

Emulsjonsmengde på overflaten uten

oljevernberedskap i B1 B2 (m³/d)* 5016 3805

Reduksjon i emulsjonsmengde med bruk

av oljevernberedskap i barriere 1 og 2 48 % 86 %

* tar i betraktning fordampning, naturlig nedblanding og økning av emulsjonsmengde i B1 og B2 pga vannopptak.

3.11 Særlige hensyn

Miljødirektoratet har det sentrale forvaltningsansvaret for sjøfugl. Deres vurdering er at det ikke er aktuelt å rehabilitere oljeskadet sjøfugl annet enn arter der hvert individs overlevelse har betydning for bestanden. For tiden gjelder det bare Stellerand og dverggås, som har sentrale tilholdsområder om vinteren og våren i Varanger- og Porsangerfjorden i Finnmark. Miljørisikoanalysen for Blåmann identifiserer Stellerand innenfor potensielt influensområdet til en eventuell utblåsning, og høyeste utslag i miljørisiko er 0,73 % av akseptkriteriet i skadekategori moderat i mai. Det vil frem mot borestart arbeides med å inkludere planer for håndtering av oljeskadet vilt i brønnspesifikk oljevernberedskapsplan for 7121/8-1 Blåmann.

4 Konklusjon

Statoils krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for boring av letebrønn 7121/8-1 Blåmann er oppsummert i Tabell 4-1. Det er satt krav til 4 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 36 timer. For den planlagte boreperioden april og utover vil operasjonslys være best representert ved de definerte sommerforhold. Temperatur i sjøen vil derimot være best representert ved de definerte vinterforhold. Det er valgt å dimensjonere og sette krav basert på beregninger for vinterforhold som gav det største systembehovet. Dette kan anses som et konservativt valg for beredskapsdimensjoneringen for letebrønn Blåmann.

For barriere 3 og 4 stilles det krav til en kapasitet tilsvarende 5 kystsystem og 5 fjordsystem med responstid på 4,5 døgn, som er korteste drivtid til kysten. For barriere 5 settes det krav til kapasitet tilsvarende 22 strandrenselag med responstid på 5 døgn, som er korteste drivtid til berørt prioritert område.

(22)

Ytterligere ressurser og utstyr kan mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og berørte IUAer. Statoil vil etablere samarbeid om beredskapsressurser med andre operatører som har samtidig aktivitet i Barentshavet. Dette vil gjelde Eni ifm Goliat og vi er kjent med at Lundin også planlegger leteaktivitet i 2017.

Tabell 4-1 Krav til beredskap i hver barriere for letebrønn 7121/8-1 Blåmann Barriere 1 og 2 – bekjempelse nær kilden og på åpent hav

Systemer og responstid 4 NOFO-systemer

Første system innen 5 timer, fullt utbygd barriere innen 36 timer Barriere 3 og 4 – bekjempelse i kyst- og strandsone

Systemer og responstid

Kapasitet tilsvarende 5 kystsystem og 5 fjordsystem, responstid på 4,5 døgn Barriere 5 - strandrensing

Systemer og responstid Totalt behov for kapasitet tilsvarende 22 strandrenselag. Personell og utstyr skal være klar til operasjon i aktuelt område innen 5 døgn.

Fjernmåling og miljøundersøkelser

Akutt forurensning skal oppdages innen 1 time etter at hendelsen har inntruffet Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer

(23)

Beredskapsanalyse

Doc. No.

Valid from Rev. no.

5 Referanser

1. Acona (2016) – Stokastisk oljedriftsimulering, miljørisikoanalyse for boring av letebrønn 7121/8-1 Blåmann.

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. Sørheim, K.R og Moldestad, M.Ø (2008) Weathering properties of the Goliat Kobbe and two Goliat Blend of Kobbe and Realgrunnen crude oils. SINTEF rapport F3959.

6. Sørheim, K.R og Leirvik F (2010): Innledende analyser, dispergerbarhet, egenfarge og spredningsegenskaper av oljer på Goliatfeltet (Kobbe, Realgrunnen og Blend). SINTEF F17609.

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

(24)

App A Blow out scenario analysis

Technical note:

Input to the environmental risk assessment–

Blowout scenario analysis – exploration well Blåmann (7121/8-1).

Alexander Solberg & Kari Apneseth, TPD R&T FT SST TSW Fornebu, 3^rdOctober 2016

Summary

This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to drilling of the exploration well Blåmann (7121/8-1).

Blowout probability, flow rates and duration are quantified for application in the environmental risk assessment. The overall blowout probability of the Blåmann well is judged to be 1.41 · 10^-4. The oil blowout rates range between 300 and 3400 Sm³/d. It is found that the duration of a blowout could potentially amount to 63 days with a less than 0.8 % probability.

The results for Blåmann are shown below:

Probability top/ sub

Rate (Sm3/d)

Probability distribution - duration Scenario probability

2 5 14 35 63

Topside 0,25

300

0,522 0,189 0,140 0,046 0,103

0.2

1100 0.4

3400 0.4

Average = 1900

Subsea 0,75

300

0,403 0,188 0,179 0,076 0,154

0.2

1100 0.4

3400 0.4

Average = 1900

6 Introduction

Statoil is planning to start drilling Blåmann (7121/8-1) exploration well in the North Sea Q1 2017. The well is planned drilled with the Songa Enabler semi-submersible.

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, ref /ⁱ/

• Blowout and well leak frequencies, ref /ⁱⁱ/

(25)

Beredskapsanalyse

Doc. No.

Valid from Rev. no.

• Simulations of blowout rates, ref /ⁱⁱⁱ/

• Input from the project, ref /iii/

• Judgements and considerations in TPD R&T FT SST TSW and in dialogue with the project.

7 Well specific information

Water depth at well location is 376 meters MSL. The distance RKB-MSL is 32 meters. The objective of the wells is to test for hydrocarbons in the Stø formation.

According to the well design a 9 5/8” liner will be set above the reservoir at approximately 1800 meters MD. The reservoir section will be drilled vertically. TD for the well will be at 2250 meters MD. Expected reservoir data and fluid properties are found in Table 1 through Table 2 below.

Table 1: Reservoir data for Blåmann, well 7121/8-1, ref /iii/

Reservoir Data Unit Reservoir 1

Top reservoir m TVD MSL 1879

Gas/oil/water contact(s) m TVD MSL 1890

Total formation thickness m TVT 1916

HC bearing formation thickness m TVT 10.5

Net/Gross v/v 24.7

Porosity v/v 0.95

Permeability¹ mD 0.19

Kv/kh ratio 270

Pressure at top of reservoir bar 0.5

Temperature (top res) °C 210.5

Reservoir radius (re) m 67.6

Reservoir length along well m 7000

Reservoir width across well m 500

X-position of well within reservoir m 3500 Y-position of well within reservoir m 25

Discovery probability % 60

1Describe permeability estimate in chapter 2.1

(26)

Table 2: Fluid properties for the expected fluid from 7121/8-1, Blåmann, ref /iii/.

Fluid data Unit Reservoir 1

Reference field/well for fluid properties - Snøhvit oil and Goliat oil Fluid Properties at Standard Conditions (1.013 bar, 15°C)

Oil density kg/m3 0.847

Gas gravity sg 0.73

Fluid Properties at initial reservoir conditions

Fluid type gas/oil/cond Gas/oil

Gas density g/cc 0.699

Oil/Condensate density g/cc 0.8

Gas Viscosity cP 0.02

Oil Viscosity cP 0.65

GOR (Single Flash) Sm3/Sm3 70

Formation Volume Factor Oil, Bo Rm3/Sm3 1.2

Bubble point pressure (Pbp) bar 170

Formation Volume Factor Gas, Bg Rm3/Sm3 1.35

Dew point pressure (Pdp) Bar 238.9

(27)

Beredskapsanalyse

Doc. No.

Valid from Rev. no.

8 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 ref /i/ (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 Scandpower ref /ii/ are the outset of our assessment. As the expected fluid is expected to be oil and gas, an average exploration wildcat blowout frequency is used below.

Blåmann is evaluated to be a wildcat exploration well as some wells are drilled in the area but not sufficient data are available to call it an appraisal well. The formations are relatively well known considering this is exploration. The respective frequency is shown below;

P(blowout, wildcat exploration, average well) = 1.41 · 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, normally the 8 ½” section, and is considered applicable for Blåmann.

Songa Enabler or a similar semi-submersible will be used for drilling the wells. This is a semi-submersible drill rig that will operate on thruster assisted mooring. Based on information in Table 6.2 in ref /ii/ 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) = 1.41 · 10^-4 · 0,75 = 1.06 · 10^-4 P(blowout with surface release) = 1.41 · 10^-4 · 0,25 = 0.35 · 10^-4

(28)

9 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 EXP, ref /iii/. The simulated scenarios include;

1 Top penetration –5 meters of the gas cap

2 Drilling ahead – 100% gas cap + 5m oil reservoir exposed 3 Tripping – All reservoir zones fully exposed

The simulated rates performed by EXP for open hole and annulus rates are calculated by TSW refining the files received by EXP. The simulation results are shown below in Table 3.

Table 3: Simulated blowout oil rates (Sm³/d) and probabilities, 7121/8-1.

Section Scenarios Scenario

probability

Blowout rates*, (Sm3/d)

Surface Seabed

8 ½”

Top penetration 20 % 300 300

Drilling ahead 40% 1100 1100

Tripping 40% 3400 3400

Expected rate 1900 1900

* 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.

For a full description of the rate calculations see ref /iii/.

(29)

Beredskapsanalyse

Doc. No.

Valid from Rev. no.

10 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 ref /ii/.

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 /iii/

Time to: Minimum: Most likely: Maximum:

- make decisions 1 1 2

- mobilise a rig; transfer, anchoring, supply of equipment and preparations 6 12 19

- drilling 17 20 24

- geomagnetic steering into the well* 7 12 20

- killing the well* 1 2 5

* Numbers related to these operations are found reasonable and used as default based on expert consultation.

The required time to drill a relief well and kill a blowout is judged by the project to be between 32 and 70 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 50 days. A probability distribution is presented in Figure 1.

(30)

Figure 1: 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 ref /ii/.

Based on Table 5 maximum blowout duration is suggested to be 63 days.

Table 5: Probability distribution for a blowout to end as a function of time (days)

*Probabilities in the tail end of the duration distribution (< 0,01) 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 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 0,5000

42 49 56 63

Probability

Time to Drill a Relief Well (days)

Duration

(days) Surface blowout Seabed blowout Duration

(days) Surface blowout Seabed blowout

0,5 0,260 0,187 21 0,028 0,044

1 0,119 0,094 28 0,012 0,021

2 0,143 0,123 35 0,006 0,011

5 0,189 0,188 42 0,007 0,011

7 0,057 0,067 49 0,044 0,066

10 0,049 0,063 56 0,046 0,068

14 0,034 0,049 63 0,006 0,009

(31)

Beredskapsanalyse

Doc. No.

Valid from Rev. no.

Figure 2: Blowout duration described by probability distributions

Figure 3: Blowout duration described by cumulative distributions 0,000

0,050 0,100 0,150 0,200 0,250 0,300 0,350 0,400

1 2 5 7 10 14 21 28 35 42 49 56 63

Blowout Duration (days)

Surface Seabed

0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0

0 7 14 21 28 35 42 49 56 63

Probability

Number of Days

ReliefW Surface Seabed

(32)

/ⁱ/ Holand, Per: Blowout and Well Release Characteristics and Frequencies, 2014, report no SINTEF F26576, ver.

Final report, December 30 2014.

/ⁱⁱ/ Scandpower: “Blowout and Well Release Frequencies based on SINTEF Offshore Blowout Database 2015”, report no 19101001-8/2016/R3, ref Final, 04.04.2016.

/ⁱⁱⁱ/ ST Risk Management for Drilling and Well Activities Team Site.