1. No category

Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28
Gasol/Gretel
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato: 2016-05-28
Side 1 av 40
Tittel:
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel
Dokumentnr.:
Kontrakt:
Prosjekt:
Gradering:
Distribusjon:
Internal
Fritt i Statoilkonsernet
Utløpsdato:
Status
2016-05-28
Final
Utgivelsesdato:
Rev. nr.:
Eksemplar nr.:
2015-05-28
Forfatter(e)/Kilde(r):
Anne-Laure Szymanski
Omhandler (fagområde/emneord):
Miljørisiko, oljevern, beredskap
Merknader:
Trer i kraft:
Oppdatering:
Ansvarlig for utgivelse:
Myndighet til å godkjenne fravik:
Fagansvarlig (organisasjonsenhet/ navn):
Dato/Signatur:
TPD TEX SST ETOP Anne-Lise Heggø
Utarbeidet (organisasjonsenhet/ navn):
Dato/Signatur:
TPD TEX SST ETOP Anne-Laure Szymanski
Anbefalt (organisasjonsenhet/ navn):
Dato/Signatur:
TPD TEX SST Arne Myhrvold
Godkjent (organisasjonsenhet/ navn):
Dato/Signatur:
TPD TEX SST ETOP Per Gunnar Stavland
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato: 2016-05-28
Side 2 av 40
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn
25/11-28 Gasol/Gretel
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
Innhold
1
Sammendrag ................................................................................................................................................. 4
2
Innledning ...................................................................................................................................................... 5
2.1
Definisjoner og forkortelser ............................................................................................................................. 5
2.2
Bakgrunn......................................................................................................................................................... 6
2.3
Aktivitetsbeskrivelse........................................................................................................................................ 7
3
Miljørisikoanalyse ......................................................................................................................................... 8
3.1
Metodikk og inngangsparametere................................................................................................................... 8
3.2
Oppsummering av miljørisiko for 16/2-8 Aldous Major South ....................................................................... 11
3.3
Konklusjon miljørisiko for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel.......................................................................... 16
4
Beredskapsanalyse .................................................................................................................................... 18
4.1
Ytelseskrav ................................................................................................................................................... 18
4.2
Metodikk........................................................................................................................................................ 18
4.3
Dimensjonering av barriere 1 og 2- nær kilden og på åpent hav .................................................................. 19
4.4
Dimensjonering av barriere 3 til 5 – kyst og strandsone ............................................................................... 19
4.5
Dimensjonering av barriere 5 - strandrensing ............................................................................................... 20
4.6
Analysegrunnlag ........................................................................................................................................... 20
4.7
Resultat – beredskapsbehov og responstider .............................................................................................. 28
4.8
Oppsummering av krav til beredskap for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel.................................................. 31
5
Referanser ................................................................................................................................................... 31
App A
Blowout Scenario Analysis ........................................................................................................................ 32
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 3 av 40
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn
25/11-28 Gasol/Gretel
Dok. nr.
Trer i kraft
1
Rev. nr.
Sammendrag
Statoil planlegger boring av letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel. Brønnen er lokalisert i Nordsjøen. Avstanden til nærmeste
land, Utsira utenfor Karmøy kommune i Rogaland, er om lag 145 km. Boringen er planlagt med oppstart Q4 2015, og
brønnen planlegges boret med den halvt nedsenkbare riggen Songa Trym. Forventet oljetype er Kvitebjørn lettolje. Dette
dokumentet oppsummerer resultatene fra miljørisikoanalysen og setter krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for
den planlagte aktiviteten.
Miljørisikoanalysen er utført som en referansebasert analyse mot letebrønn 16/2-8 Aldous Major South fra 2011 [1].
Miljørisikoen i referanseanalysen for letebrønn 16/2-8 Aldous Major South er innenfor Statoils operasjonsspesifikke
akseptkriterier for alle VØKer i alle fire sesonger. Miljørisikoen for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel er forventet å være
lavere enn referanseanalysen grunnet lavere rater, lettere oljetype og ellers tilsvarende forhold. Se Tabell 1-1 for en
sammenligning av sentrale parametere. Miljørisikoen forbundet med boring av letebrønnen 25/11-28 Gasol/Gretel er
derfor vurdert å være akseptabel sett i forhold til Statoils akseptkriterier for miljørisiko gjennom hele året.
Statoils beregnede beredskapsbehov mot akutt forurensning i forbindelse med utslipp fra letebrønn 25/11-28
Gasol/Gretel er kapasitet tilsvarende 2 NOFO-systemer i barriere 1 og 2 med responstid på 5 timer på første system og 9
timer for fullt utbygd barriere 1 og 2. I barriere 3, 4 og 5 stilles det ingen spesifikke krav ettersom det ikke forventes
stranding.Ved behov vil ressurser kunne mobiliseres i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og
IUAene.
Tabell 1-1 Sammenligning av parametere for 25/11-28 Gasol/Gretel og referansebrønn 16/2-8 Aldous Major South
Parameter
25/11-28
Gasol/Gretel
Referansbrønn 16/2-8
Aldous Major South
Kriteriet
Sammenligning
Geografisk lokasjon
59º 00’ 31” N
02º 21’ 59” Ø
58º 48’ 57” N
02º 32’ 31” Ø
< 50 km fra
sammenlignet
felt/operasjon
24km
OK
Oljetype
Kvitebjørn
Glitne
Tilsvarende eller kortere
levetid på sjø
OK
Sannsynlighet for
utslipp
1,41 x10-4
1,60 x10-4
Tilsvarende eller lavere
OK
Vektet rate (Sm3/d)
Overflate: 900
Sjøbunn: 700
Overflate: 7060
Sjøbunn: 6200
Tilsvarende eller lavere
OK
Potensiell maksimal
varighet av
utblåsningen
63 døgn
63 døgn
Tilsvarende eller lavere
OK
25/75
Sannsynlighet for
overflateutblåsning må
være tilsvarende eller
lavere
OK
Sannsynlighetsfordeling 25/75
overflate/sjøbunn
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 4 av 40
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn
25/11-28 Gasol/Gretel
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
Parameter
25/11-28
Gasol/Gretel
Referansbrønn 16/2-8
Aldous Major South
Kriteriet
Sammenligning
Spesielt sårbar årstid/
analyseperiode
Høst/Vinter
Helårlig analyse
Referanse-analysen må
dekke aktuell
boreperiode
OK
2
Innledning
2.1
Definisjoner og forkortelser
Sentrale ord og uttrykk som inngår i miljørisikoanalysen og beredskapsanalysen 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.
Risikoreduserende tiltak skal implementeres med mindre den tilhørende kostnaden eller
gjennomførbarheten er urimelig i forhold til risikoreduksjonen. Det skal være et særlig fokus på
risikoreduserende tiltak når risikoen er beregnet å være over 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).
BOP
Blow Out Preventer
DFU
Definert fare- og ulykkessituasjon.
Grunnberedskap1 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
Miljøskade
Direkte eller indirekte tap av liv for en eller flere biologiske ressurser på grunn av oljeutslipp som kan
beskrives på individ- eller bestandsnivå. For at et oljeutslipp skal kunne gi en miljøskade må
restitusjonstiden for den mest sårbare bestanden være lengre enn 1 måned.
Miljøskadekategorier
Gradering: Internal
Risikoanalyse som vurderer risiko for ytre miljø med hensyn til akutt oljeforurensning.
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.
Status: Final
Utløpsdato:
Side 5 av 40
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn
25/11-28 Gasol/Gretel
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
Alvorlig: en miljøskade med restitusjonstid over 10 år.
NOFO
Norsk Oljevernforening for Operatørselskap
NEBAprinsippet Net Environmental Benefit Analysis – metode for å sammenligne og rangere netto miljøgevinst forbundet
med forskjellige bekjempelsesmetoder innen oljevern, eksempelvis oppsamling, mekanisk og kjemisk
dispergering.
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.
Prioriterte områder
Til bruk i beredskapsplanleggingen er det definert arealer kalt prioriterte områder (basert på en
vurdering av tidligere eksempelområder i NOFO). Disse er karakterisert ved at de ligger i ytre kystsone,
har høy tetthet av miljøprioriterte lokaliteter og som også på andre måter setter strenge krav til
oljevernberedskapen. Disse områdene er derfor forhåndsdefinert som dimensjonerende for
oljevernberedskapen.
Ressurs eller biologisk ressurs
sjøpattedyr.
Levende organismer, f.eks. plankton, tang og tare, virvelløse dyr, fisk, sjøfugl og
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.
Størst strandet emulsjonsmengde 95-persentilen i utfallsrommet for størst strandet mengde
VØK
2.2
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.
Bakgrunn
Miljørisikoanalysen for boring av letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel er gjennomført som en referansebasert analyse med
utgangspunkt i analysen som ble gjennomført for letebrønn 16/2-8 Aldous Major South fra 2011 [1].
Formålet med miljørisikoanalysen er å kartlegge risikonivået for det ytre miljøet med hensyn til akutt oljeutslipp i
forbindelse med boring av letebrønnen og å sammenholde risiko mot gjeldende operasjonsspesifikke akseptkriterier.
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. Beredskapsanalysen for 25/11-28
Gasol/Gretel er brønnspesifikk. Aktivitetsforskriftens § 73 og Styringsforskriftens § 17 stiller krav til beregning av risiko og
beredskap ved miljøforurensning som følge av akutte utslipp som grunnlag for beredskapsetablering.
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 6 av 40
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn
25/11-28 Gasol/Gretel
Dok. nr.
Trer i kraft
2.3
Rev. nr.
Aktivitetsbeskrivelse
Letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel ligger i Nordsjøen, se Figur 2-1. Brønnen ligger ca 145 km fra nærmeste land som er
Utsira utenfor Karmøy kommune i Rogaland. Vanndypet er ca 115m. Boringen er planlagt fjerde kvartal 2015, og skal
bores med den halvt nedsenkbare riggen Songa Trym.
Formålet med brønnen er å påvise hydrokarboner i Gasol og Gretel formasjonene, og det forventes oljetype av
tilsvarende kvalitet som Kvitebjørn lettolje. Basisinformasjon for letebrønnen er oppsummert i Tabell 2-1.
Figur 2-1 Lokasjon av letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel , samt utsnittskart som viser avstanden til referansebrønnen
16/2-8 Aldous Major South .
Tabell 2-1 Basisinformasjon
for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel
Posisjonering for DFU (geografiske koordinater) *
059° 00' 31" N
002° 21' 59" Ø
Vanndyp
115 m
Analyseperiode
Hele året (4 sesonger for miljørisikoanalysen)
Borerigg
Songa Trym
Sannsynlighet for utblåsning
1,41 x10 -4
Sannsynlighetsfordeling (%) (overflate/sjøbunn)
25/75
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 7 av 40
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn
25/11-28 Gasol/Gretel
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
Vektet utblåsningsrate
750 Sm3/døgn
Oljetype
Kvitebjørn (802 kg/m3)
Tid for boring av avlastningsbrønn (lengste varighet, døgn)
71
*Liten endring i brønnlokasjon kan forventes
3
Miljørisikoanalyse
3.1
Metodikk og inngangsparametere
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
sin veiledning for miljørettede risikoanalyser [2].
Miljørisikoanalysen for 25/11-28 Gasol/Gretel er gjennomført som en referansebasert analyse mot letebrønn 16/2-8
Aldous Major South fra 2011, 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 parameterne er gjort i kapittel 3.1.1 til 3.1.7 og med referanse i App A (Blow-out Scenario
Analysis for exploration well Gasol/Gretel (25/11-28)).
3.1.1
Geografisk lokasjon
Letebrønnen 25/11-28 Gasol/Gretel har lokasjon 059° 00' 31" N 002° 21' 59" Ø og ligger ca. 24 km i nordlig retning fra
referansebrønnen 16/2-8 Aldous Major South (58º 48’ 57” N 02º 32’ 31” Ø). Avstand kvalifiserer derfor for å benytte den
gjennomførte miljørisikoanalysen for 16/2-8 Aldous Major South som referanse.
3.1.2
Type operasjon og utslippssannsynlighet
Letebrønn 25/11-8 Gasol/Gretel er vurdert som en normal letebrønn, der eventuelt hydrokarbonfunn forventes å være
olje. Basert på Lloyd’s register rapporten (2015) [3] er den totale utblåsningssannsynligheten for letebrønnen beregnet til
1,41 × 10-4.
Brønnen er planlagt boret med Songa Trym, som er en halvt nedsenkbar flyterigg som vil bli holdt på plass ved ankring.
Songa Trym vil ha BOP plassert på havbunnen og vil ha mulighet for å koble fra og forlate lokasjonen ved en utblåsning.
Sannsynligheten for utblåsning fordelt på utslippspunkt er satt til 25 % for overflateutblåsning og 75 % sjøbunnsutblåsning [3].
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 8 av 40
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn
25/11-28 Gasol/Gretel
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
For referansebrønnen 16/2-8 Aldous Major South var den totale utblåsningssannsynligheten beregnet til 1,60 x 10-4.
Utblåsningssannsynligheten for 25/11-28 Gasol/Gretel er lavere enn for referansebrønnen 16/2-8 Aldous Major South, og
det er dermed en konservativ tilnærming å bruke sistnevnte som referansebrønn.
3.1.3
Utblåsningsrater og – varigheter
Forventet rate- og varighetsfordeling for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel er gitt i Tabell 3-1. Rate- og
varighetsfordelingen til referansebrønnen 16/2-8 Aldous Major South er presentert i Tabell 3-2.
Letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel har utblåsningsrater mellom 100 og 1400 Sm3/d, mens referansebrønnen 16/2-8
Aldous Major South hadde utblåsningsrater mellom 5400 Sm3/d og 7250 Sm3/d. Vektet utblåsningsrate for 25/11-28
Gasol/Gretel er 750 Sm3/d [3]. Vektet utblåsningsrate for letebrønn 16/2-8 Aldous Major South var 6415 Sm3/d [1].
Tabell 3-1 Utblåsningsrater og sannsynligheter for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel [3]
Fordeling
overflate/sjøbunn (%)
Rate
(Sm3/d)
Sannsynlighetsfordeling (%) for varighet (døgn)
2
5
14
35
63
66,5
14
9
3
7,5
200
Overflate
25
700
20
1400
75
500
40
40
100
Sjøbunn
Sannsynlighet
for raten (%)
20
49
16
14
6
15
1100
40
40
Tabell 3-2 Utblåsningsrate og sannsynligheter for letebrønn 16/2-8 Aldous Major South [1]
Fordeling overflate/
sjøbunn (%)
Rate
(Sm3/d)
Sannsynlighetsfordeling (%) for varighet (døgn)
2
14
63
55
35
9
6300
Overflate
25
20
7250
80
5400
Sjøbunn
75
Sannsynlighet
for raten (%)
20
38
39
6400
22
80
Tid for 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 både 25/11-28
Gasol/Gretel og 16/2-8 Aldous Major South er utblåsningsvarighet beregnet til 63 døgn.
Basert på betydelig lavere utblåsningsrater og tilsvarende utblåsningsvarighet for Gasol/Gretel er det en konservativ
tilnærming å bruke 16/2-8 Aldous Major South som referansebrønn.
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 9 av 40
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn
25/11-28 Gasol/Gretel
Dok. nr.
Trer i kraft
3.1.4
Rev. nr.
Oljetype
Det er forventet å finne olje av lignende kvalitet som Kvitebjørn lettolje på letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel .
Oljedriftsimuleringen for referansebrønnen 16/2-8 Aldous Major South er utført med Glitne olje.
Egenskapene til Glitneoljen og Kvitebjørn lettolje er presentert i Tabell 3-6. En sammenligning av oljene basert på
gjenværende olje på overflaten som funksjon av tid er gitt i Figur 3-1 [4,5]. For både sommer og vinterforhold gir
Kvitebjørn lettolje lavere andel gjenværende olje på overflaten for alle gitte tidspunkt sammenlignet med Glitneoljen. Det
er dermed en konservativ tilnærming å benytte Glitneolje for å beregne miljørisiko for Gasol/Gretel.
Forvitringsstudie for Glineolje er utført fra Sintef i 2002 [5]. Glitne råolje er en parafinsk olje (tetthet 864 kg/m3) med
meget lite asfaltener og relativt høyt voksinnhold. Stivnepunktet for fersk Glitne olje ligger på 9 °C økende til 24 °C for
250 °C+ residuet, men Glitne vil sannsynligvis ikke stivne på sjøen på samme måte som f.eks. Norne og Gullfaks Sør
kan gjøre ved enkelte forutsetninger [5].
Forvitringsegenskapene til Kvitebjørn er hentet fra forvitringsstudien fra Sintef utført i 2009 [4]. Se kapittel 4.1.6 for flere
detaljer rundt Kvitebjørn lettolje.
Tabell 3-3: Egenskaper for Kvitebjørn olje (2009) [4] og Glitne (2002) [5].
Parameter
Oljetetthet (kg/m 3)
Maksimalt vanninnhold (vol%)
Glitne
(2002)
Kvitebjørn
(2009)
864
802
75
0
Voksinnhold (vekt %)
6,14
4,31
Asfalteninnhold (harde) (vekt %)
0,13
0,07
Viskositet, fersk olje (13ºC) (cP)
250
5
Figur 3-1: Sammenligning av oljetypene Glitne og Kvitebjørn basert på gjenværende olje på overflate som funksjon av
tid på overflate for sommer - og vinterforhold. Sommerforhold = 15 °C og 5 m/s, Vinterforhold = 5 °C og 10 m/s
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 10 av 40
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn
25/11-28 Gasol/Gretel
Dok. nr.
Trer i kraft
3.1.5
Rev. nr.
Årstid
Miljørisikoanalysen for referansebrønn 16/2-8 Aldous Major South er gjennomført som en helårlig analyse og vil dermed
være dekkende for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel som er planlagt boret Q4 2015.
3.1.6
Statoils akseptkriterier for miljørisiko
Miljørisiko i forbindelse med akutte utslipp av olje er en funksjon av sannsynlighet for og konsekvens av en
utslippshendelse. For boring av letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel skal miljørisikoen måles mot operasjonsspesifikke
akseptkriterier. Referanseanalysen 16/2-8 Aldous Major South er også basert på operasjonsspesifikke akseptkriterier, og
den vil derfor kunne sammenliknes direkte med 25/11-28 Gasol/Gretel.
I analysen av miljørisiko knyttet til boringen av letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel benyttes Statoils akseptkriterier for
operasjonsspesifikk miljørisiko (Tabell 3-4). 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 3-4 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
-3
Betydelig
< 2 x 10
Alvorlig
< 5 x 10-4
3.1.7
< 1 x 10
-3
< 2,5 x 10-4
< 1 x 10-4
< 2,5 x 10-5
Beskrivelse av miljøressurser
Miljørisikoanalysen for referansebrønn 16/2-8 Aldous Major South ble gjennomført i mai 2011, og nyeste
naturressursdata ble da benyttet. Basert på influensområdet ble det beregnet miljørisiko for følgende naturressurser:
sjøfugl åpent hav og i kystnære farvann, marine pattedyr, fisk og strandhabitat.
3.2
Oppsummering av miljørisiko for 16/2-8 Aldous Major South
Miljørisikoen som presenteres under er resultatene for oljedrift og miljørisiko for 16/2-8 Aldous Major South, og regnes
som konservative for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel.
3.2.1
Resultater fra oljedriftmodelleringer for 16/2-8 Aldous Major South
I miljørisikoanalysen for 16/2-8 Aldous Major South ble det for modellert overflate- og sjøbunnsutblåsning 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 over 1 tonn olje i 10 x 10 km ruter), gitt
utblåsning fra 16/2-8 Aldous Major South i de ulike sesongene, er presentert i Figur 3-2 (overflate) og Figur 3-3
(sjøbunn).
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 11 av 40
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn
25/11-28 Gasol/Gretel
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
Figur 3-2 Sannsynligheten for treff av over 1 tonn olje i 10 x 10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra letebrønn
16/2-8 Aldous Major South i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres
individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det
området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong.
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 12 av 40
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn
25/11-28 Gasol/Gretel
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
Figur 3-3: Sannsynligheten for treff av over 1 tonn olje i 10 x 10 km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra letebrønn
16/2-8 Aldous Major South i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres
individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det
området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong.
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 13 av 40
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn
25/11-28 Gasol/Gretel
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
Figur 3-4 viser influensområdene i vannsøylen ved THC konsentrasjoner (totalt hydrokarbon) over 100 ppb (effektgrense
for fiskeegg og larver) for alle rate- og varighetskombinasjoner for en overflate- og sjøbunnsutblåsning fra 16/2-8 Aldous
Major South. Ved undervannsutslipp var det kun om sommeren at oljen ble nedblandet slik at vannmassene fikk en total
oljekonsentrasjon høyere enn 100 ppb i en området som overlapper med tobisområder.
Figur 3-4 Beregnede gjennomsnittlige THC konsentrasjoner (≥ 100 ppb) i 10 x 10 km ruter per sesong, basert på alle
kombinasjoner av rater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter ved overflate- og sjøbunnsutblåsning fra
letebrønn 16/2-8 Aldous Major South. Merk at det markerte området ikke gir uttrykk for omfanget av et enkelt oljesøl,
men er det statistiske området som berøres med ulike vannsøylekonsentrasjoner på basis av enkeltsimuleringene av
oljens drift og spredning i ulike sesonger. Figurene viser også tobisområder i Nordsjøen.
3.2.2
Miljørisiko for sjøfugl åpent hav
Miljørisiko forbundet med en utblåsning for sjøfugl åpent hav, er vist som andel av akseptkriteriet i de fire
skadekategoriene (mindre, moderat, betydelig og alvorlig miljøskade) i Figur 3-5.
Høyest utslag for sjøfugl i åpent hav for 16/2-8 Aldous Major South var 45 % av akseptkriteriet for alvorlig skadekategori
og er beregnet for alkekonge om vinteren.
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 14 av 40
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn
25/11-28 Gasol/Gretel
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
Figur 3-5 Miljørisiko forbundet med utblåsning fra letebrønn 16/2-8 Aldous Major South, presentert for sjøfugl i åpent
hav, og vist som andel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene. Miljørisiko for hver ressurs er vist for den
måneden som ga høyest utslag i hver av skadekategoriene i vår, sommer, høst og vintersesongen.
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 15 av 40
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn
25/11-28 Gasol/Gretel
Dok. nr.
Trer i kraft
3.2.3
Rev. nr.
Miljørisiko for kystnære sjøfugl og marine pattedyr
Miljørisiko forbundet med en utblåsning for kystnær sjøfugl og marine pattedyr er vist som andel av Statoils
akseptkriterier i de fire skadekategoriene (mindre, moderat, betydelig og alvorlig miljøskade), og presentert i Figur 3-6.
Høyest utslag for sjøfugl og marine pattedyr kystnært for 16/2-8 Aldous Major South var 19% av akseptkriteriet for
alvorlig skadekategorie og ble beregnet for havert om høsten.
3.2.4
Miljørisiko for strandhabitat
Miljørisiko for strandhabitat for 16/2-8 Aldous Major South var beregnet for alle årets måneder. Miljørisikoen utgjorde
maksimalt 7% av akseptkriteriet for moderat miljøskade (1-3 års restitusjonstid) i vintersesongen.
Figur 3-6 Miljørisiko forbundet med utblåsning fra letebrønn 16/2-8 Aldous Majors South, presentert for sjøfugl og
marine pattedyr kystnært, og vist som andel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene. Miljørisiko for hver ressurs er
vist for den måneden som ga høyest utslag i hver av skadekategoriene i vår-, sommer-, høst- og vintersesongen.
3.2.5
Miljørisiko for fisk
For fisk ble det for referanseanalysen ikke beregnet tapsandeler [1].
3.3
Konklusjon miljørisiko for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel
Figur 3-7 viser maksimal miljørisiko for boring av letebrønn 16/2-8 Aldous Major South for hver av ”VØK-gruppene”, hhv.
strandhabitat, marine pattedyr og sjøfugl i åpent hav og i kystnære farvann, per sesong. Oppgitte verdier er høyeste
utslag i hver skadekategori uavhengig av art og sesong.
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 16 av 40
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn
25/11-28 Gasol/Gretel
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
Miljørisiko
50
Andel av akseptkriteriet (%)
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
Sjøfugl - åpent hav
Sjøfugl - kyst
Marine pattedyr
Strand
VØK-gruppe
Mindre < 1 år
Moderat 1-3 år
Betydelig 3-10 år
Alvorlig > 10 år
Figur 3-7: Miljørisiko forbundet med letebrønn 16/2-8 Aldous Major South, angitt som andel av akseptkriteriet for hver
VØK-gruppe i hver av sesongene; vår, sommer, høst og vinter. Figuren viser maksimalt utslag innen hver
skadekategori uavhengig av VØK
Høyeste utslag i miljørisiko utgjør 45 % av akseptkriteriet for alvorlig miljøskade, og er beregnet for alkekonge i åpent hav
om vinteren.Miljørisikoen forbundet med boring av letebrønn 16/2-8 Aldous Major South ligger for alle VØKer innenfor
Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier i alle fire sesonger.
Miljørisikoen for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel er forventet å være betydelig lavere enn referanseanalysen grunnet
vesentlig lavere rater, lettere oljetype, lavere sannsynlighet for utslipp og ellers tilsvarende forhold. Miljørisikoen
forbundet med boring av letebrønnen 25/11-28 Gasol/Gretel er derfor vurdert å være akseptabel sett i forhold til Statoils
akseptkriterier for miljørisiko gjennom hele året.
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 17 av 40
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn
25/11-28 Gasol/Gretel
Dok. nr.
Trer i kraft
4
Rev. nr.
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 [6], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i Norsk
Olje og Gass sin veiledning [7] og NOFO [8].
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 18 av 40
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn
25/11-28 Gasol/Gretel
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
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 og OSRL)
4.3
Dimensjonering av barriere 1 og 2- nær kilden og på åpent hav
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 og 4 – kyst og strandsone
For barriere 3 og 4, bekjempelse av olje i kyst- og strandsone, er kravene til beredskap satt ut fra størst behov ved å
bruke to alternative tilnærminger:
• 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon. Beredskapen i barriere 4 skal ha kapasitet til å
bekjempe emulsjonen som passerer barriere 3. Beredskapsbehovet i barriere 3 og 4 er beregnet basert på
resultater fra oljedriftssimuleringer gjennomført for aktiviteten.
• Prioriterte områder som er berørt av stranding med drivtid kortere enn 20 døgn (ifølge oljedriftssimuleringer) skal
kunne ha tilgang til grunnberedskap. Grunnberedskap er definert som 1 Kystsystem (type A eller B) og 1
Fjordsystem (type A eller B). Beredskapsressursene skal brukes der det er mest hensiktsmessig og er ikke
begrenset til de prioriterte områdene.
Denne tilnærmingen medfører at Statoil dimensjonerer både for volumer og utstrekning av strandet emulsjon, og legger til
grunn det største behovet, når krav til beredskap i barriere 3 og 4 settes.
Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 3 og 4 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til et
prioritert området. Dersom drivtiden til et prioritert område er lenger enn 20 døgn settes det ikke spesifikke krav til
beredskap i barriere 3 og 4.
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 19 av 40
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn
25/11-28 Gasol/Gretel
Dok. nr.
Trer i kraft
4.5
Rev. nr.
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, med kortere drivtid enn 20 døgn til prioriterte
områder.
Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 5 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land til hvert
prioritert område. Når minste drivtid er lengre enn 20 døgn stilles det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 5.
4.6
Analysegrunnlag
4.6.1
Oljens egenskaper
Forventet oljetype for 25/11-28 Gasol/Gretel er Kvitebjørn lettolje. Det er gjennomført forvitringsstudie for Kvitebjørn
lettolje fra 2009 [4]. Kvitebjørn er i forvitringssammenheng klassifisert som en parafinsk lettolje og ikke et kondensat.
Dette er basert på fysikalsk- kjemiske egenskaper som innhold av tyngre komponenter som voks og asfaltener,
fordampning, tetthet, levetid på sjø og oljens emulgerende egenskaper som beskriver oljens evne til å ta opp vann.
Kvitebjørn danner ikke typiske stabile vann-i-olje emulsjoner, men mer av type olje-og-vann blanding [4].
Kvitebjørn olje vil ha en stor spredning på overflaten og danne en tynn oljefilm. Emulsjonsdannelse forventer å være
begrenset. Den tynne oljefilmen gjør at avdampingen blir høy og naturlig nedblanding (dispergering) blir stor. Dette gjør
at Kvitebjørn vil være lite tilgjengelig på overflate for mekanisk oppsamling. Ved et utslipp vil en overvåkning av
oljekonsentrasjoner i vannmassene være viktig. Tabell 4-1 gir en oversikt over Kvitebjørn oljens forvitringsegenskaper
ved ulike temperaturer og vindstyrker.
Tabell 4-1 Detaljert forvitringsegenskaper til Kvitebjørnolje (2009) [4].
12 timer
2 timer
Time
Vinter
5ºC
10 m/s
Sommer
15ºC
5 m/s
Fordampning (%)
35
32
Nedblanding (%)
13
1
Olje på overflate (%)
52
67
Vanninnhold (%)
11
14
Viskositet av emulsjon (cP)
369
54
Fordampning (%)
44
46
Nedblanding (%)
45
6
Olje på overflate (%)
11
48
Parameter - Kvitebjørnolje
Vanninnhold (%)
Viskositet av emulsjon (cP)
20
35
1785
255
4.6.1.1 Mekanisk oppsamling
Erfaring fra norske feltforsøk viser at det er risiko for lekkasje av olje under lensa ved forsøk på mekanisk oppsamling av
oljer/emulsjoner med viskositeter under 1000 cP [4]. Kvitebjørn har viskositeter under denne grensen i flere døgn om
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 20 av 40
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn
25/11-28 Gasol/Gretel
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
sommeren, og betydelig lenselekkasje vil kunne forekomme, se Tabell 4-2. Den naturlige dispergeringen og den høye
graden av fordampning vil gi Kvitebjørn en relativ kort levetid på overflaten.
Tabell 4-2 Potensiale for mekanisk oppsamling basert på viskositet av Kvitebjørnolje
Viskositet
Kvitebjørn (2009) [4]
1
Tid (timer)
3
6
12
1
Tid (døgn)
2
3
4
5
Sommerforhold (15 ºC - 5m/s)
Vinterforhold (5 ºC - 10m/s)
Viskositet < 1.000cP – risiko for lekkasje under lensa
Viskositet mellom 1.000 og 15.000cP
Viskositet > 15.000cP – bruk av HiVisc skimmer anbefalt
4.6.1.2 Kjemisk dispergerbarhet
Det kan være mulig å forkorte levetiden ytterligere ved å benytte dispergeringsmidler, men i de fleste tilfeller vil ikke dette
være nødvendig. Olje på sjø forventes å ha stor spredning og tynn filmtykkelse. Derfor antas at det ikke vil være så
aktuelt med bruk av dispergeringsmiddel ved en hendelse.
Forvitringsstudiet inkluderer ikke testing av kjemisk dispergerbarhet for Kvitebjørn.
4.6.2
Utslippsscenarier
Tabell 4-1 gir en oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønn 25/11-28
Gasol/Gretel.
Tabell 4-3 Utslippsscenarier for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel
Type utslipp
Kilde
Referanse – bakgrunn for rate/volum
Utblåsning – 750 Sm /døgn
Langvarig utblåsning fra reservoar
(Maks varighet i 63 døgn)
Dimensjonerende (vektet) utblåsningsrate for
25/11-28 Gasol/Gretel
Middels utslipp - 2000 m3
punktutslipp
Eksempelvis lekkasje fra brønn
Volum bestemt ut fra faglig vurdering
Mindre utslipp - 100 m3
punktutslipp
Eksempelvis lekkasje fra brønn
Volum bestemt ut fra faglig vurdering
3
4.6.3
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)
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 21 av 40
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn
25/11-28 Gasol/Gretel
Dok. nr.
Trer i kraft
-
Rev. nr.
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
oljeemulsjoner under 15000cP). Kapasiteten til havgående dispergeringssystem i NOFO-klasse er satt til 1950 m3/døgn.
Funksjonene som er områdespesifikke for 25/11-28 Gasol/Gretel er omtalt i de følgende delkapitlene. For flere detaljer
henvises det til Statoils metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [6].
4.6.3.1 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 25/11-28 Gasol/Gretel
(region 2) er operasjonslys oppsummert i Tabell 4-4.
Figur 4-1 Regioner brukt for beregning av operasjonslys
Tabell 4-4 Andel operasjonslys i region 2, hvor letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel er lokalisert
Operasjonslys
Gradering: Internal
Vinter
Vår
Sommer
Høst
År
38%
66%
80%
49%
58%
Status: Final
Utløpsdato:
Side 22 av 40
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn
25/11-28 Gasol/Gretel
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
4.6.3.2 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 5 er antatt å best
representere bølgeforholdene ved 25/11-28 Gasol/Gretel. Under forutsetning av at oljen danner emulsjoner hvor
mekanisk oppsamling har en effekt, så er antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for NOFO- og Kystvaktsystem (som
kan brukes i både barriere 1 og 2) oppsummert i Tabell 4-5. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon
er oppsummert i Tabell 4-6.
Figur 4-2 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav
Tabell 4-5 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon 25/11-28 Gasol/Gretel (antatt stasjon 5)
Vinter
Vår
Sommer
Høst
År
NOFO-system
48%
65%
77%
58%
62%
Kystvakt-system
34%
54%
69%
46%
51%
Tabell 4-6 Andel av tid hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon 25/11-28 Gasol/Gretel
(antatt stasjon 5)
NOFO-system (Hs < 4 m)
NOFO-dispergering (Hs < 4 m)
Kystvakt-system (Hs < 3 m)
Gradering: Internal
Vinter
Vår
Sommer
Høst
51%
51%
35%
69%
69%
58%
79%
79%
77%
61%
61%
51%
Status: Final
Utløpsdato:
Side 23 av 40
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn
25/11-28 Gasol/Gretel
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
4.6.3.3 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 med tanke på å representere bølgeforholdene for henholdsvis kyst- og fjordsystem. Antatt gjennomsnittlig
opptakseffektivitet for kyst- og fjordsystem er oppsummert i Tabell 4-7. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater
operasjon er oppsummert i Tabell 4-8.
Figur 4-3 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold i kystsonen. Stasjonene er valgt ut som representative for
norskekysten
Tabell 4-7 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet gitt bølgeforhold ved stasjon 4 (kystsystem) og 3 (fjordsystem)
Vinter
Vår
Sommer
Høst
År
Kyst-system
39 %
55 %
65 %
47 %
41 %
Fjord-system
66 %
66 %
72 %
68 %
68 %
Tabell 4-8 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon for kyst- og fjordsystem, gitt bølgeforhold ved stasjon
4 og 3
Vinter
Vår
Sommer
Høst
Kyst-system (Hs < 1,5 m)
56 %
78 %
93 %
68 %
Fjord-system (Hs < 1 m)
91 %
92 %
100 %
94 %
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 24 av 40
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn
25/11-28 Gasol/Gretel
Dok. nr.
Trer i kraft
4.6.4
Rev. nr.
Oljevernressurser – utstyrsplassering og forutsetninger
Figur 4-4 viser plasseringen av NOFO-utstyr [8]. Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til borelokasjon (Tabell 4-9) og
ulike forutsetninger (Tabell 4-10) er brukt som grunnlag for beredskapsanalysen.
Figur 4-4 NOFOs utstyrsoversikt per mai 2015 [8].
Tabell 4-9 Avstander fra letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel til aktuelle oljevernressurser
Navn
Type
Avstand (nm)
Esvagt Bergen - Sleipner
NOFO Fartøy
Stril Power - Balder
NOFO Fartøy
Esvagt Stavanger - Oseberg
NOFO Fartøy
Stavanger
NOFO Base
Mongstad
NOFO Base
Egersund
Redningsskøyte
Haugesund
Redningsskøyte
Kleppestø
Redningsskøyte
Måløy
Redningsskøyte
40
18
96
100
143
123
95
126
200
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 25 av 40
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn
25/11-28 Gasol/Gretel
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
Tabell 4-10 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av barriere 1 og 2 [8]
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
Ekofisk/sørfeltene: 6 timer
Ula/Gyda/Tamber: 6 timer
Sleipner/Volve: 1 timer
Balder: 6 timer
Oseberg: 1 timer
Troll: 1 timer
Tampen: 1 timer
Gjøa: 4 timer
Haltenbanken: 1 timer
Goliat: 4 timer
Avløserfartøy: 1 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
1 time
4.6.5
Resultater fra oljedriftsberegninger – influensområde og stranding
Med hensyn til influensområde og mulighet for stranding er det vurdert at resultatene fra oljedriftssimulering for
Kvitebjørnfeltet er mer representative enn Aldous Majour South. Sammenligning av viktige inngangsdata for Gretel/
Gasol og Kvitebjørn viser at Kvitebjørn er meget konservativ for bruk av beregning av beredskapsbehov i barriere 3 til 5,
se Tabell 4-11.
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 26 av 40
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn
25/11-28 Gasol/Gretel
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
Tabell 4-11 Sammenligning av parametere for 25/11-28 Gasol/Gretel og Kvitebjørnfeltet
25/11-28
Gasol/Gretel
Kvitebjørnfeltet
Sammenligning
Geografisk lokasjon
59º 00’ 29” N
02º 21’ 54” Ø
61° 04 49’ N
02° 29 54’ Ø
230km nordlig retning
Avstand til land
145km
106km
Kvitebjørn nærmere til
land
Oljetype
Kvitebjørn
Kvitebjørn
Samme oljetype
Vektet rate (Sm3/d)
750 Sm3/d
5300 Sm3/d
Vektet rate betydelig
lavere for Gasol/Gretel
Potensiell maksimal
varighet av
utblåsningen
63 dager
98 dager
Varighet betydelig lavere
for Gasol/Gretel
Oljedriftsimulering og miljørisikoanalysen for Kvitebjørnfeltet er utført i 2012 av Acona [9].
For Kvitebjørnfeltet er mengde strandet olje, representert ved 95 persentilen, svært små for alle sesonger, mellom null og
29 tonn. Tilsvarende var strandingstidene, representert ved 95 persentilene, svært lange, over 78 døgn. Se Tabell 4-12.
Tabell 4-12: Strandingsstatistikk uten effekt av oljevern beregnet fra de oljedriftsimuleringene for Kvitebjørnfeltet [9].
Sesong
Strandingstid (døgn)
95 persentil
Strandet mengde (tonn)
95 persentil
Vår
78
29
Sommer
89
2
0
0
124
0
Høst
Vinter
For høst- og vintersesong et det beregnet at ingen stranding forekommer. Strandingsstatistikken for prioriterte områder
viser svært lave strandingssannsynligheter, lange strandingstider, og små strandingsmengder. Ingen av de prioriterte
eksempelområdene har drivtider mindre enn 20 dager.
Basert på sammenligning av inngangsdata mellom Kvitebjørnfeltet og letebrønnen er det forventet at en eventuell
utblåsning ved letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel gir mindre mengder av strandet oljeemulsjon og lengre drivtider til kystog strand i alle fire sesonger.
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 27 av 40
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn
25/11-28 Gasol/Gretel
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
4.7
Resultat – beredskapsbehov og responstider
4.7.1
Barriere 1 og 2 – nær kilden og åpent hav
Selv om Kvitebjørn lettolje har forventet kort levetid på sjøen, og det kan forventes betydelig lensetap pga lav viskositet er
det allikevel valgt å benytte vanlig metodikk for beredskapsanalyser og beregne behov for antall NOFO-systemer i de
ulike barrierer. Dette er begrunnet med at brønn 25/11-28 Gasol/Gretel er en letebrønn og det er alltid forbundet en
usikkerhet i forhold til valg av referanseolje.
For letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel er systembehovet beregnet for et mindre punktutslipp (Tabell 4-13), middels
punktutslipp (Tabell 4-14) og dimensjonerende hendelse (Tabell 4-15). Det er forventet en oljetype med lignende
egenskaper som Kvitebjørn olje. Dimensjonerende hendelse er en langvarig utblåsning, med maksimal varighet på 63
døgn og vektet utblåsningsrate på 750 Sm2/d.
3
Tabell 4-13 Beregnet systembehov for et mindre utslipp - punktutslipp på 100 Sm (25/11-28 Gasol/Gretel)
Vinter –
5°C, 10 m/s vind
Sommer
15°C, 5 m/s vind
Utslipp (Sm3)
100
100
Fordampning % (etter 2 timer på sjø)
35
32
Nedblanding % (etter 2 timer på sjø)
13
1
Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3)
52
67
Vannopptak % (etter 2 timer på sjø)
11
14
58
78
369*
54*
1
1
Parameter – Kvitebjørn lettolje
3
Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm )
Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP)
Behov for NOFO-systemer
*viskositeten er lav og det kan forventes et betydelig lensetap før emulsjonen har oppnådd tilstrekkelig viskositet
3
Tabell 4-14 Beregnet systembehov for et middels stort utslipp – punktutslipp på 2000 Sm (25/11-28 Gasol/Gretel)
Parameter – Kvitebjørn lettolje
Utslipp (Sm3)
Fordampning % (etter 2 timer på sjø)
Nedblanding % (etter 2 timer på sjø)
Vinter
5°C, 10 m/s vind
Sommer
15°C, 5 m/s vind
2000
2000
35
32
13
1
1040
1340
11
14
Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm )
1169
1558
Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP)
369*
54*
2**
2**
Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3)
Vannopptak % (etter 2 timer på sjø)
3
Behov for NOFO-systemer
* viskositeten er lav og det kan forventes et betydelig lensetap før emulsjonen har oppnådd tilstrekkelig viskositet
** For å sikre fleksibilitet og robusthet i beredskapsløsningen legges det konservativt inn behov for 2 NOFO-systemer
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 28 av 40
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn
25/11-28 Gasol/Gretel
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
Tabell 4-15 Beregnet systembehov for barriere 1 og 2 ved en dimensjonerende hendelse - langvarig utblåsning 750
3
Sm /d (25/11-28 Gasol/Gretel, dimensjonerende hendelse)
Vinter
5°C, 10 m/s
Sommer
15°C, 5 m/s
Utstrømningsrate (Sm3/d)
750
750
Fordampning % (etter 2 timer på sjø)
35
32
13
1
Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm /d)
390
503
Vannopptak % (etter 2 timer på sjø)
11
14
Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm /d)
438
584
Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP)
369*
54*
Behov for NOFO-systemer i barriere 1
1
1
Systemeffektivitet i barriere 1 (%)
Parameter – Kvitebjørn lettolje
Nedblanding % (etter 2 timer på sjø)
3
3
38
72
3
Emulsjonsmengde til barriere 2 (Sm /d)
273
163
Oljemengde inn til barriere 2 (Sm3/d)
243
140
Fordampning % (etter 12 timer på sjø)
44
46
Nedblanding % (etter 12 timer på sjø)
45
6
143
114
3
Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm /d)
Vannopptak % (etter 12 timer på sjø)
20
35
Emulsjonsmengde for opptak i barriere 2 (Sm3/d)
179
175
Viskositet av emulsjon inn til barriere 2
1785
255*
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 før emulsjonen har oppnådd tilstrekkelig viskositet
Basert på dimensjonerende scenario for 25/11-28 Gasol/Gretel er det beregnet et behov for 2 NOFO system i barriere 1
og 2 (vinter og sommer) for å håndtere dimensjonerende hendelse med mekanisk oppsamling.
Viskositeten er lav og det er forventet at det kan ta noe tid før viskositeten overskrider 1000 cP (lensetap), spesielt ved
sommerforhold. Dette kan medføre at mekanisk oppsamling ikke vil være egnet responsmetode på fersk olje før den
emulgerer, se kap. 4.6.1.1. Derfor vil de primære beredskapstiltakene ved et akutt utslipp om sommeren være overvåking
og fjernmåling, samt miljøundersøkelser. På grunn av antatt høye konsentrasjoner av gass fra fordampningen av lettolje
vil man, av sikkerhetsmessige grunner, følge et eventuelt flak på noe avstand.
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 29 av 40
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn
25/11-28 Gasol/Gretel
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
Nærmere detaljer om fartøy og systemer vil bli beskrevet i beredskapsplanen, et eksempel er gitt i Tabell 4-16. I de
tilfeller den totale responstiden for første system er kortere enn 5 timer, settes responstiden likevel til 5 timer med
grunnlag i Statoils minimumskrav for offshore oljevernberedskap [3]. Responstiden for fullt utbygd barriere er 9 timer.
Tabell 4-16 Eksempel på oljevernressurser som kan benyttes i beredskapssammenheng ved letebrønn 25/11-28
Gasol/Gretel
Oljevernressurs/området
Esvagt Bergen
Områdeberedskap Sleipner/Volve
Stril Power
Områdeberedskap Balder
Avstand
(nm)
Responstid (timer)
inkl. Frigivelstid + gangtid + utsetting av lense
Krav for total
responstid
(timer)
OR-fartøy
Slepefartøy
40
5
1 (Daugther craft*)
8 (RS Haugesund)
5
18
8
9 (RS Egersund)
9
*De første timene til redningsskøyte kan være på lokasjon
4.7.2
Barriere 3, 4 og 5 – bekjempelse i kyst- og strandsone samt strandsanering
Resultatene fra oljedriftssimuleringene som ble gjennomført for Kvitebjørnfeltet har blitt sammenlignet med inngangsdata
for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel. Det konkluderes at det er forventet svært lav mengde av oljeemulsjon som strandet
ved svært lang strandingstid (over 78 døgn) gitt en utblåsning om vår og sommer og det ikke er sannsynlighet for
stranding gitt en utblåsning om høst og vinter. Se kapitel 4.6.5.
Det settes dermed ikke spesifikke krav til barriere 3, 4 og 5 for 25/11-28 Gasol/Gretel. Ressurser og utstyr kan likevel
mobiliseres etter behov og iht eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og IUA.
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 30 av 40
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn
25/11-28 Gasol/Gretel
Dok. nr.
Trer i kraft
4.8
Rev. nr.
Oppsummering av krav til beredskap for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel
Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for boring av letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel er oppsummert i Tabell
4-17.
For letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel er det satt krav til 2 NOFO systemer med responstid på 5 timer for første system og
9 timer for fullt utbygd barriere 1 og 2.. For barriere 3, 4 og 5 settes det ikke spesifikke krav. Ved behov vil ressurser
kunne mobiliseres i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og IUAer.
Tabell 4-17 Oppsummering av krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for letebrønn 25/11-28 Gasol/Gretel
Barriere 1 – 2 Bekjempelse nær kilden og på åpent hav
Systemer og responstid
2 NOFO systemer
Første system innen 5 timer og fullt utbygd barriere innen 9 timer
Barriere 3 – 5 Bekjempelse i kyst- og strandsone / Strandsanering
Systemer og responstid
Ingen spesifikke krav. Ressurser mobiliseres ved behov og i henhold til
eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og de berørte IUAer.
Fjernmåling og
miljøundersøkelser
Akutt oljeforurensning skal oppdages innen 3 timer etter hendelsen har
inntruffet
Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer
5
[1]
[2]
[3]
[4]
[5]
[6]
[7]
[8]
[9]
Referanser
DNV (2011) - Miljørisikoanalyse for letebrønn 16/2-8 Aldous Major South i Nordsjøen. Rapport nr: 2011-0537
OLF (2007) Metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA) Revisjon 2007. Rapport nr: 2007-0063
Statoil (2015) Blowout Scenario Analysis – exploration well Gretel/Gasol (25/11-28)
SINTEF (2009) Kvitebjørn oljen – kartlegging av forvitringsegenskaper, vannløselighet og giftighet
SINTEF (2002) Glitne. Egenskaper og forvitring på sjøen relatert til beredskap
Statoil (2014) Statoil Rådgivende dokument. GL 0339. Retningslinje for analyser av beredskap mot akutt
oljeforurensning fra offshoreaktiviteter på norsk sokkel
Norsk olje og gas (2007) Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser. Revisjons nr: 04 / 16.08.2013
NOFOs nettside - www.nofo.no
ACONA (2012) - Stokastisk oljedriftsimulering og miljørisikoanalyse for planlagt aktivitet på feltet Kvitebjørn
(PL193). Refereansenr. 4502438902.
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 31 av 40
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn
25/11-28 Gasol/Gretel
Dok. nr.
Trer i kraft
App A
Rev. nr.
Blowout Scenario Analysis
Technical note:
Input to the environmental risk assessment–
Blowout scenario analysis – exploration well Gretel/ Gasol (25/11-28)
Alexander Solberg, TPD TEX SST ST
Fornebu, 26th May 2015
Summary
This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to drilling of the exploration well Gretel/ Gasol
(25/11-28).
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 100 and 1,400
Sm3/d. It is found that the duration of a blowout could potentially amount to 63 days with a 1.5 % probability. Results are
summarized below.
Probability
top/ sub
Probability distribution - duration
Rate
(Sm3/d)
2
5
14
35
63
200
Topside
0.25
700
1400
Scenario
probability
0.2
0.66
0.14
0.09
0.03
0.07
0.4
0.4
Avg: 900
100
Subsea
0.75
500
1100
0.2
0.49
0.16
0.14
0.06
0.15
0.4
0.4
Avg: 700
1
Introduction
Statoil is planning to start drilling the Gretel/ Gasol (25/11-28) exploration well in the North Sea in Q4 2015. The semisubmersible drilling rig, Songa Trym, 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/
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 32 av 40
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn
25/11-28 Gasol/Gretel
Dok. nr.
Trer i kraft

2
Rev. nr.
Judgements and considerations in TPD TEX SST ST and in dialogue with the project, /3/ and /4/.
Well specific information
Water depth at well location is 116 meters MSL. The distance RT-MSL of Songa Trym is 25 meters. The main target of
the well is to penetrate the Gasol and Gretel sst formations.
According to the well design a 20*13 3/8” casing will be set at approximately 1400 meters TVD RKB. Top Gasol reservoir
is expected at 1970 meters TVD RKB and top Gretel reservoir is expected at 2215 meters TVD RKB. The reservoir will
be penetrated by the 12 ¼” diameter section.
Total depth will be at about 2600 meters TVD RKB.
The probability of discovery for the Gretel formations is 10.1% and for the Gasol formation 10.8%. Gretel and Gasol are
expected to contain oil with a GOR of 107. Normal pressure is expected in the reservoir. Expected reservoir data and
fluid properties are found below in Table 1 and Table 2.
Table 1: Expected reservoir properties for 25/11-28, Gretel/ Gasol.
Reservoir Data
Unit
Group/Formation
Reservoir 1
Reservoir 2
Main Well
Main Well
Gasol
Gretel
1970
2215
28
120
Top reservoir
m TVD RKB
Total formation thickness
m TVT
HC bearing formation thickness
m TVT
Net/Gross
v/v
0.43
0.23
Net pay
m
12
28
Porosity
v/v
0.25
0.15
Permeability (effective)
mD
50
30
Kv/kh
ratio
1
1
Temperature (top res)
°C
83
93
Reservoir pressure (top res)
bar
201
226
Reservoir length along well (xe)
m
3790
5530
Reservoir width across well (ye)
m
2270
4510
X-position of well within reservoir
m
1250
530
Y-position of well within reservoir
m
530
1970
Connate water saturation
Fraction
Discovery probability
%
10.8
10.1
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 33 av 40
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn
25/11-28 Gasol/Gretel
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
Table 2: Expected fluid data for 25/11-28, Gretel/ Gasol.
Fluid data
Unit
Reference well for fluid properties
Oil/water contact(s)
m TVD MSL
Reservoir 1
Reservoir 2
Gasol
Gretel
25/11-24
modified
25/11-24
modified
1973
2310
FLUID PROPERTIES AT SURFACE CONDITIONS
Oil density
kg/m3
803
803
Gas gravity
sg
1.025
1.025
Sm3/Sm3
107
107
GOR
FLUID PROPERTIES AT INITIAL RESERVOIR CONDITIONS
Fluid type
gas/oil/cond
Oil
Oil
g/cc
0.684
0.680
Oil viscosity
cP
0.6165
0.5914
CO2
%
0.23
0.23
N2
%
2.04
2.04
H2S
%
-
-
127
127
1.372
1.380
Reservoir fluid density
Bubble/Dew point (bar)
Formation Oil Volume Factor, Bo
Gradering: Internal
Rm3/Sm3
Status: Final
Utløpsdato:
Side 34 av 40
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn
25/11-28 Gasol/Gretel
Dok. nr.
Trer i kraft
3
Rev. nr.
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
during tripping.
Kick and loss of well control after full reservoir penetration, typically due to swabbing
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 Scandpower /2/ are the outset of our assessment. As the expected fluid of Gretel/
Gasol is oil, an oil blowout frequency is used below;
P(blowout |wildcat exploration, oil well) = 1,41 · 10 -4 per well
The frequency relate 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 12 ¼” section, which is the case for Gretel/ Gasol (25/11-28).
Songa Trym will be used for drilling the wells. This is a semi submersible drill rig which will be kept in position by thruster
assisted mooring 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 75% and
25% in order of appearance. This results in the following probabilities:
P(blowout with seabed release) = 1,41 · 10 -4 · 0,75 = 1.1 · 10 -4
P(blowout with surface release) = 1,41 · 10 -4 · 0,25 = 0,4 · 10 -4
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 35 av 40
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn
25/11-28 Gasol/Gretel
Dok. nr.
Trer i kraft
4
Rev. nr.
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 in-house in the Prosper software. The simulated scenarios
include;
1
Top penetration – 5 meters of Gasol sst. exposed
2
Drilling ahead – 50%, Gasol fully exposed and 5 meters of Gretel exposed
3
Tripping – Gasol and Gretel fully exposed
The simulation results are shown below in Table 3.
3
Table 3: Simulated blowout oil rates (Sm /d) and probabilities
Section
12 ¼”
Sum:
Scenarios
Scenario
probability
Blowout rates*,
Surface (Sm3/d)
Blowout rates*,
Seabed (Sm3/d)
Top penetration
20%
200
100
Drilling ahead
40%
700
500
Tripping
40%
1400
1100
Expected rate
100%
900
700
* 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 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.
Reference data can be found in /3/.
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 36 av 40
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn
25/11-28 Gasol/Gretel
Dok. nr.
Trer i kraft
5
Rev. nr.
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 /4/
Time to:
Minimum: Most likely: Maximum:
- make decisions
1
1
2
3
7
12
- drilling
22
26
32
- geomagnetic steering into the well*
7
12
20
- killing the well*
1
2
5
- mobilise a rig; transfer, anchoring, supply of
equipment and preparations
* 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 34 and 71 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 51 days. A probability distribution is presented in Figure 1.
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 37 av 40
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn
25/11-28 Gasol/Gretel
Dok. nr.
Trer i kraft
Figure 1:
Rev. nr.
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 63 days.
Table 5:
Probability distribution for a blowout to end as a function of time (days)
Duration
Duration
Surface blowout
Seabed blowout
(days)
Surface blowout
Seabed blowout
(days)
0,5
0,406
0,282
21
0,016
0,034
1
0,127
0,098
28
0,007
0,017
2
0,131
0,114
35
0,004
0,009
5
0,144
0,157
42
0,003
0,007
7
0,038
0,052
49
0,025
0,051
10
0,031
0,048
56
0,039
0,078
14
0,021
0,037
63
0,007
0,015
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 38 av 40
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn
25/11-28 Gasol/Gretel
Dok. nr.
Trer i kraft
Rev. nr.
Figure 2:
Blowout duration described by probability distributions
Figure 3:
Blowout duration described by cumulative distributions
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 39 av 40
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn
25/11-28 Gasol/Gretel
Dok. nr.
Trer i kraft
6
Rev. nr.
References
/1/
Holand, Per: Blowout and Well Release Characteristics and Frequencies, 2013, Sintef Technology and
Society, Report no F25705, rev Final Report, December 19th 2013.
/2/
Scandpower: “Blowout and Well Release Frequencies based on SINTEF Offshore Blowout Database
2014”, report no 19101001-8/2015/R3, ref Final, 17.03.2015.
/3/
WCP NO 25/11-28 Gretel/ Gasol: EXP Team site for Gretel/ Gasol
/4/
Risk Management for Drilling and Well Activities – ST team site for Gretel/ Gasol.
Gradering: Internal
Status: Final
Utløpsdato:
Side 40 av 40