Vurdering av utblåsningsrater for oljeproduksjonsbrønn på Edvard Grieg feltet

Transkript

1 NOTAT TIL: Geir Olav Fjeldheim Lundin Norway AS NOTAT NR.: 1689ZWB-14/ RAKRU FRA: DNV KOPI: DATO: SAKSBEH.: Randi Kruuse-Meyer Vurdering av utblåsningsrater for oljeproduksjonsbrønn på Edvard Grieg feltet Bakgrunn DNV gjennomførte på vegne av Lundin Norway AS (heretter referert som Lundin) en miljørisikoanalyse for utbygging av Edvard Grieg-feltet i 2011 (DNV, 2011). Feltet ligger i Nordsjøen, om lag 160 km fra nærmeste land som er Utsira i Rogaland. Analysen dekket en høyaktivitetsfase med boring av 5 produksjonsbrønner, 5 kompletteringer, 2 kveilerørsoperasjoner, 1 brønnoverhaling og 6 wireline operasjoner. Miljørisikoanalysen ble gjennomført som en skadebasert analyse i henhold til Norsk Olje og Gass sin veiledning for gjennomføring av miljørisikoanalyser for petroleumsaktiviteter på norsk sokkel (OLF, 2007). Som bakgrunn for analysen ble det benyttet utblåsningsrater i størrelsesorden 600 Sm 3 /døgn opp til om lag Sm 3 /døgn, basert på rater beregnet av Add Wellflow (2011) for de ulike brønntypene; horisontale brønner, hellende oljeprodusenter og vanninjeksjonsbrønner. Samlet vektet utblåsningsrate for de tre ulike brønntypene var henholdsvis 2742 Sm 3 /døgn for overflateutblåsning og 2676 Sm 3 /døgn for sjøbunnsutblåsning. Miljørisikoen beregnet for utbyggingsfasen av feltet ble beregnet til 3,1 % av Lundins akseptkriterie for feltspesifikk risiko. Det ble også utarbeidet et miljørisikoverktøy for feltet (OPERAto Operational Risk Analysis tool) som også dekker driftsfasen av feltet, og eventuelle endringer i inngangsdata til analysen. Verktøyet dekker rater fra 300 Sm 3 /døgn til Sm 3 /døgn, utblåsningsvarigheter fra 1 døgn til 60 døgn, og ulike aktiviteter forbundet med Edvard Grieg-feltet. I 2012 gjennomførte DNV en beredskapsanalyse for utbyggingsfasen (DNV, 2012). Dimensjonerende rate (90 persentil) som ble benyttet i analysen var 5000 Sm 3 /døgn. Det ble i tillegg utarbeidet et beredskapsverktøy (OSCAto Oil Spill Contingency Analysis tool) for feltet, som favner utblåsningsrater fra 2500 Sm 3 /døgn til 9000 Sm 3 /døgn. Lundin har modellert nye utblåsningsrater for én av oljeprodusentene (OP1), og ønsker en vurdering av miljørisikonivå og beredskapsbehov forbundet med produsenten, og hvorvidt eksisterende analyser dekker de nye ratene. Dette blir behandlet i foreliggende notat. Det henvises til DNV, 2011 og DNV, 2012 for beskrivelse av opprinnelig inngangsdata og anvendt metodikk.

2 Figur 1 Beliggenhet av Edvard Grieg-feltet (tidligere kalt Luno) i Nordsjøen. Page 2 of 18

3 Inngangsdata Lundin Norway AS har modellert mulige utblåsningsrater for OP1 (oljeprodusent) i produksjonsfasen (Lundin, 2013). Fire mulige scenarioer er modellert; utblåsning fra produksjonsrør (tubing) 100 % åpen utblåsnig fra produksjonsrør (tubing) 5 % åpen utblåsning fra ringrom (annulus) 100 % åpen utblåsning fra ringrom (annulus) 5 % åpen De ulike scenarioene er sannsynlighetsvurdert i henhold til statistikk fra Scandpower (2013), basert på SINTEF Offshore Blowout database (2012). Det er også gjort en sannsynlighetsvurdering av overflate- versus sjøbunnsutblåsning basert på samme statistikk. Følgende sannsynligheter for de ulike utblåsningsscenarioene er benyttet: Ringrom 41,4 % Overflate 73 % Åpen 0 %* Produksjonsrør 58,6 % Sjøbunn 27 % 5 % 100 % * Beregnede rater er ikke relevante for åpen case (Lundin, 2013). Dette gir følgende sannsynligheter på de beregnede ratene: Rate (Sm 3 /døgn) Sannsynlighet Produksjonsrør Åpen ,0 % 5 % ,6 % Ringrom Åpen ,0 % 5 % ,4 % Dette gir en vektet utblåsningsrate for oljeprodusenten på 2930 Sm 3 /døgn. Tiden det eventuelt vil ta å bore en avlastningsbrønn for å stanse en utblåsning fra produksjonsbrønnen er antatt å være like lang om under produksjonsborig; maksimalt 60 døgn. Page 3 of 18

4 Miljørisikoanalyse OPERAto For å relatere inngangsdata for OP1 til faktiske modellerte rater i OPERAto er følgende rater og sannsynlighetsfordeling benyttet for både overflate- og sjøbunnsutblåsning: Rate Sm 3 /døgn Sannsynlighet ,5 % ,7 % ,8 % Mulige varigheter av utblåsning fra oljeprodusenten er sannsynlighetsvurdert på følgende måte basert på statistikk i SINTEF Offshore Blowout Database (2011): Varighet (døgn) Overflate Sjøbunn 2 54,7 % 43,5 % 5 18,2 % 16,8 % 15 15,7 % 19,0 % 35 4,9 % 9,5 % 60 6,6 % 11,2 % Utblåsningsfrekvensen som er benyttet er hentet fra Scandpower (2013) for oljebrønn; 1,36*10-5 per brønnår. Utvalgte ressurser Utvalget av miljøressurser (VØK vedsatte økosystem komponenter) som er inkludert i OPERAto for Edvard Grieg og er vist i Error! Reference source not found.. Page 4 of 18

5 Tabell 1 Utvalgte VØK sjøfugl for miljørisikoanalysen for Edvard Grieg feltet og i OPERAto (Seapop, 2011 & 2012; Artsdatabanken, 2010). Navn Latinsk navn Rødlista Tilhørighet Alke Alca torda VU Alkekonge Alle alle - Fiskemåke Larus canus NT Gråmåke Larus argentatus LC Havhest Fulmarus glacialis NT Sjøfugl åpent Havsule Morus bassanus LC hav Krykkje Rissa tridactyla EN Lomvi Uria aalge CR Lunde Fratercula arctica VU Polarmåke Larus hyperboreus - Svartbak Larus marinus LC Alke Alca torda VU Fiskemåke Larus canus NT Gråmåke Larus argentatus LC Gråstrupedykker Podiceps grisegena - Havelle Clangula hyemalis - Havhest Fulmarus glacialis NT Havsule Morus bassanus LC Islom Gavia immer - Krykkje Rissa tridactyla EN Laksand Mergus merganser - Lomvi Uria aalge CR Sjøfugl Lunde Fratercula arctica VU kystnære Polarmåke Larus hyperboreus - bestander Praktærfugl Somateria spectabilis - Siland Mergus serrator - Sjøorre Melanitta fusca NT Smålom Gavia stellata - Stellerand Polysticta stelleri VU Storskarv Phalacrocorax carbo - Svartand Melanitta nigra NT Teist Cepphus grylle VU Toppskarv Phalacrocorax aristotelis - Ærfugl Somateria molissima - NT nær truet, EN- sterkt truet, CR kritisk truet, VU sårbar, LC Livskraftig Av marine pattedyr er havert og steinkobbe inkludert i analysen. Disse har høyest sårbarhet under kaste- og hårfellingsperioden da de samler seg i kolonier i kystnære områder. Det er også gjennomført skadebaserte analyser for strand, med utgangspunkt i sårbare habitater langs kysten. Miljørisiko I Figur 2 til Figur 4 er miljørisiko for henholdsvis sjøfugl i åpent hav, sjøfugl/marine pattedyr kystnært og strandhabitat presentert som sesongvis skadefrekvens for mindre, moderat, betydelig og alvorlig miljøskade (NB. Skalaen er ulik i de ulike figurene). Figurene viser at risikoen er Page 5 of 18

6 beregnet høyest for sjøfugl i åpent hav, og disse er mest utsatt i vintersesongen. Sjøfugl i mer kystnære områder er mest utsatt i vår-/sommersesongen, men risikoen er betydelig lavere enn for sjøfugl i åpent hav. Figur 2 Sesongvis miljørisikorisiko for sjøfugl i åpent hav forbundet med utblåsning fra oljeprodusent på Edvard Grieg-feltet (OP1). Risikoen er vist som frekvens for henholdsvis mindre, moderat, betydelig og alvorlig miljøskade. Page 6 of 18

7 Figur 3 Sesongvis miljørisikorisiko for sjøfugl/marine pattedyr kystnært forbundet med utblåsning fra oljeprodusent på Edvard Grieg-feltet (OP1). Risikoen er vist som frekvens for henholdsvis mindre, moderat, betydelig og alvorlig miljøskade. Page 7 of 18

8 Figur 4 Sesongvis miljørisikorisiko for strandhabitat forbundet med utblåsning fra oljeprodusent på Edvard Grieg-feltet (OP1). Risikoen er vist som frekvens for henholdsvis mindre, moderat, betydelig og alvorlig miljøskade. Årlig miljørisiko for de ulike artsgruppene er målt mot Lundins feltspesifikke akseptkriterier for miljørisiko og vist i Figur 5 og Tabell 2. Analysen viser at risikonivået forbundet med oljeprodusenten er lavt, med høyeste utslag på om lag 0,2 % av Lundins installasjonsspesifikke akseptkriterier for miljøskade, beregnet for sjøfugl i åpent hav. Page 8 of 18

9 Figur 5 Årlig miljørisikorisiko for sjøfugl åpent hav, kystnære VØK og strandhabitat forbundet med utblåsning fra oljeprodusent på Edvard Grieg-feltet (OP1). Risikoen er vist som andel av Lundins installasjonsspesifikke akseptkriterier for henholdsvis mindre, moderat, betydelig og alvorlig miljøskade. Tabell 2 Årlig miljørisikorisiko for sjøfugl åpent hav, kystnære VØK og strandhabitat forbundet med utblåsning fra oljeprodusent på Edvard Grieg-feltet (OP1). Risikoen er oppgitt som andel av Lundins installasjonsspesifikke akseptkriterier for henholdsvis mindre, moderat, betydelig og alvorlig miljøskade. RISIKO SOM DEL AV AKSEPTKRITERIUM Mindre < 1 år Moderat 1-3 år Betydelig 3-10 år Alvorlig > 10 år Sjøfugl, åpent hav 0,04 % 0,17 % 0,04 % 0,04 % Kystnære VØK 0,01 % 0,05 % 0,02 % 0,03 % Stranding 0,01 % 0,02 % 0,00 % 0,00 % Page 9 of 18

10 Beredskapsanalyse OSCAto Beredskap for akutt forurensning for et felt (produksjonsbrønn) skal dimensjoneres til å kunne håndtere en utblåsningsrate i størrelsesorden 90 persentil av fullt utfallsrom. I beredskapsanalyse for utbygging av Edvard Grieg-feltet (DNV, 2012) var dimensjonerende utblåsningsrate 5000 Sm 3 /døgn. Dette ga et systembehov på totalt syv systemer i barriere 1 og 2 (henholdsvis tre i barriere 1 og fire i barriere 2). Dersom en tar utgangspunkt kun i ratene for OP1 vil 90 persentil av utfallsrommet tilsvare rate 3200 Sm 3 /døgn (dvs tonn/døgn). Det er videre valgt å se nærmere på beredskapsbehovet for å håndtere en eventuell utblåsning fra denne produksjonsbrønnen, både effektberegnet systembehov (i henhold til NOFO/OLF, 2007) og modellert systembehov (OSCAto). I beredskapsverktøyet (OSCAto) ble det modellert rater fra 2500 Sm 3 /døgn til 9000 Sm 3 /døgn, med fra 0 til 12 beredskapssystemer i aksjon. Beregnet systembehov I beregningen av effektberegnet systembehov beregnes det antall systemer som er nødvendig i åpent hav (barrierene 1 og 2) for å håndtere emulsjonsmengden som følger av den feltspesifikke utslippsraten. Termen nominelt systembehov referer til den den metodikk som er presentert i NOFO/OLFs Veiledning for miljørettet beredskapsanalyser (NOFO/OLF 2007). Beregningen av nominelt systembehov er basert på lys-, vind-, bølgeforhold, utslippsrate, oljevernutstyr og oljeegenskaper. Disse dataene danner inputvariabler til enkle, statiske funksjoner som kan beregnes enten for hånd eller med hjelp av regneark, og resulterer i et teoretisk systembehov. Resultatene av denne analysen er gitt i Tabell 3, og viser at det i sommerperioden er behov for henholdsvis 2 systemer i barriere 1 og 1 systemer i barriere 2 (totalt 3 systemer) for å håndtere tilflyt av olje etter utblåsning, mens det i vinterperioden er behov for 2 systemer i barriere 1 og 2 systemer i barriere 2 (totalt 4 systemer). Page 10 of 18

11 Tabell 3 Effektberegnet systembehov forbundet med håndtering av dimensjonerende rate for OP1, i henhold til NOFO/OLF, Parameter Sommer Vinter Vektet utblåsningsrate (Sm 3 /d) Fordampning etter 2 timer på sjø (%) Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 0 6 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm 3 /d) Behov for NOFO-systemer i barriere 1 1,21 (2) 1,51 (2) Effektivitet av barriere Fordampning etter 12 t (%) Nedblanding etter 12 t (%) 1 15 Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) Emulsjonsmengde til barriere 2 (Sm3/d) Behov for NOFO-systemer i barriere 2 0,85 (1) 2,09 (2) Modellert systembehov OSCAto er benyttet til å vurdere modellert systembehov forbundet med rate 3200 Sm 3 /døgn. Resultatene er illustrert i Figur 6 og oppgitt i Tabell 4 for sommersesongen og Figur 7 og Tabell 5 for vintersesongen. Resultatene av modelleringen i sommerperioden viser at ved innsats av 3 systemer er opptaket av olje på om lag 27 % av totalt utsluppet oljemengde. Opptaket av olje blir gradvis større ved innsats av flere systemer, men tilleggseffekten avtar, dvs. en får mindre igjen for å sette inn flere systemer, og er variabel. Ved innsats av ytterligere systemer utover 5 systemer er tilleggseffekten variabel, men i all hovedsak < 2 % av totalt utsluppet mengde. Modelleringen av oljeopptak i vinterperioden viser at effekten av systemene er betydelig lavere, og tilleggseffekten er mer variabel (uforutsigbar) allerede ved system nummer 2. En kan imidlertid oppnå opptak av om lag 17 % ved innsats av 5 systemer. Systemer utover dette gir < 2 % tilleggseffekt. Massebalansen til de ulike tiltaksalternativene (samt uten tiltak) etter endt simulering er vist i Figur 8. Figurene viser oljens fordeling av olje i følgende kategorier 15 døgn etter utslippsslutt; fordampet, strandet, overflate, dispergert, oppløst, nedbrutt, oppsamlet og sedimentert. Figurene viser at hoveddelen av oljen har fordampet, dispergert eller er oppsamlet på dette tidspunkt, og det er lite olje igjen på havoverflaten eller som har strandet langs kysten. Page 11 of 18

12 Figur 6 Modellert effekt av mekanisk oppsamling av olje etter utblåsning med dimensjonerende rate 2720 tonn/døgn i sommersesongen. Søylene i diagrammet angir tilleggseffekt i oppsamlet oljemengde ved å tillegge ett og ett system, mens rød graf viser opptaket av olje (% av totalt utsluppet mengde) med stadig økende antall systemer i aksjon. Tabell 4 Modellert effekt av mekanisk oppsamling av olje etter utblåsning med dimensjonerende rate 2720 tonn/døgn i sommersesongen. %-vis opptak av olje (av totalt utsluppet oljemengde) er angitt, samt tilleggsgevinst ved å suppelere med et og et system, angitt som % opptak og mengde (tonn/døgn). Antall NOFO systemer Gevinst pr. tilleggssystem Opptak [% av total I barriere 1 og 2 Totalt antall oljemengde] [tonn/ [%-opptak] døgn] 0_0 0 0,0 % 0,0 % 0,0 1_0 1 11,7 % 11,7 % 317,2 1_1 2 21,3 % 9,6 % 260,8 2_1 3 26,9 % 5,6 % 152,5 2_2 4 31,9 % 5,1 % 137,7 3_2 5 34,9 % 3,0 % 82,0 4_2 6 36,6 % 1,6 % 44,0 3_4 7 39,8 % 3,2 % 87,4 5_3 8 40,3 % 0,6 % 15,5 6_3 9 41,1 % 0,8 % 21,1 7_ ,4 % 1,3 % 36,2 8_ ,6 % 0,1 % 3,4 9_ ,4 % 1,9 % 50,3 Page 12 of 18

13 Figur 7 Modellert effekt av mekanisk oppsamling av olje etter utblåsning med dimensjonerende rate 2720 tonn/døgn i vintersesongen. Søylene i diagrammet angir tilleggseffekt i oppsamlet oljemengde ved å tillegge ett og ett system, mens rød graf viser opptaket av olje (% av totalt utsluppet mengde) med stadig økende antall systemer i aksjon. Tabell 5 Modellert effekt av mekanisk oppsamling av olje etter utblåsning med dimensjonerende rate 2720 tonn/døgn i vintersesongen. %-vis opptak av olje (av totalt utsluppet oljemengde) er angitt, samt tilleggsgevinst ved å suppelere med et og et system, angitt som % opptak og mengde (tonn/døgn). Antall NOFO systemer Gevinst pr. tilleggssystem Opptak [% av total I barriere 1 og 2 Totalt antall oljemengde] [tonn/ [%-opptak] døgn] 0_0 0 0,0 % 0,0 % 0,0 1_0 1 5,1 % 5,1 % 139,2 1_1 2 8,7 % 3,6 % 97,4 2_1 3 12,6 % 3,9 % 106,1 2_2 4 14,8 % 2,2 % 59,7 3_2 5 17,3 % 2,5 % 67,1 4_2 6 19,2 % 1,9 % 52,8 3_4 7 20,3 % 1,1 % 30,1 5_3 8 21,7 % 1,4 % 37,9 6_3 9 23,2 % 1,5 % 41,1 7_ ,3 % 1,1 % 29,1 8_ ,6 % 0,3 % 7,4 9_ ,6 % 1,0 % 28,5 Page 13 of 18

14 Figur 8 Massebalanse for alle modellerte scenarier etter endt simulering med ulikt antall sysmter, sommer (øverst) og vinter (nederst). Se Tabell 4 og Tabell 5 for definisjoner av de ulike scenariene. «Utenfor grid» angir andel olje som har sedimentert. Page 14 of 18

15 Stranding av olje i kyst- og strandsone Tabell 6 og Tabell 7 angir 95 persentil av strandet mengde oljeemulsjon og korteste drivtid til kyst- og strandsone i henholdsvis sommerperioden og vinterperioden. I sommerperioden er 95 persentilen av strandet oljemengde om lag 1500 tonn, mens den ved innsats av tre systemer er redusert til om lag 700 tonn. 95 persentil av korteste drivtid til land er på om lag 13 døgn. Barriere 3 og 4 (beredskap i kyst- og strandsone) må således være operativ innen 13 døgn. Med vektet utblåsningsvarighet på om lag 10 døgn kan en forvente en døgnrate på 70 tonn/døgn inn til barriere 3 og 4 i sommerperioden forutsatt innsats av 3 systemer i barriere 1 og 2. I vinterperioden er 95 persentil av strandet oljemenge om lag 900 tonn. Denne reduseres til om lag 700 tonn ved innsats av fire systemer. 95 persentil av korteste drivtid til land er på om lag 8 døgn. Med vektet utblåsningsvarighet på om lag 10 døgn kan en forvente en døgnrate på 70 tonn/døgn inn til barriere 3 og 4 i vinterperioden, forutsatt innsats av fire systemer i barriere 1 og 2. Tabell 6 Standet oljemengde og korteste drivtid til land (95 persentil) etter utblåsning fra OP1 med ulike tiltaksalternativer (0 til 12 systemer) i sommersesongen. Antall NOFO systemer 95 persentil oljeemulsjon til kyst I barriere 1 og 2 Totalt antall Mengde [tonn] Tid [døgn] 0_ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ Tabell 7 Standet oljemengde og korteste drivtid til land (95 persentil) etter utblåsning fra OP1 med ulike tiltaksalternativer (0 til 12 systemer) i vintersesongen. Antall NOFO systemer 95 persentil oljeemulsjon til kyst I barriere 1 og 2 Totalt antall Mengde [tonn] Tid [døgn] 0_ _ _ _ _ _ Page 15 of 18

16 4_ _ _ _ _ _ _ Anbefaling Basert på beregning av systembehov i henhold til NOFO/OLF, 2007 og modellering av systembehov viser foreliggende analyse at systembehovet for å håndtere en eventuell utblåsning fra oljeprodusenten (OP1) er lavere enn hva som er dimensjonert i utbyggingsfasen (DNV, 2012). I driftsfasen anbefales det å dimensjonere beredskapsløsningen i barriere 1 og 2 med totalt fem systemer for å sikre en robust beredskapsløsning for å håndtere en eventuell utblåsning fra oljeprodusent OP1 i driftsfasen gjennom hele året. Sammenlikning med opprinnelige analyser En miljørisiko- og beredskapsanalyse for planlagt utbygging på feltet ble gjennomført av DNV i henholdsvis 2011 og Miljørisikoanalysen ble gjennomført som en skadebasert analyse i henhold til Norsk Olje og Gass (tidligere OLF) Veiledning for gjennomføring av miljørisikoanalyser for petroleumsaktivitet på norsk sokkel (OLF, 2007). Beredskapsanalysen ble gjennomført i henhold til NOFO/Norsk Olje og Gass Veileder for miljørettet beredskapsanalyser (OLF, NOFO, 2007), samt gjennom modellering av beredskapsbehov i SINTEFs OSCAR modell. Begge analysene dekker utbyggingsfasen for feltet. I tillegg utarbeidet DNV et miljørisikostyrings-verktøy (OPERAto Operational Risk Analysis tool) og et beredskapsverktøy (OSCAto Oil Spill Contingency tool) som kan brukes til å analysere miljørisiko og beredskapsbehov forbundet med endrede utslippsbetingelser for feltet i driftsfasen. Verktøyene har blitt benyttet til å analysere miljørisiko og beredskapsbehov forbundet med første produksjonsbrønn (OP1) i foreliggende notat. I den opprinnelige miljørisikoanalysen for utbygging av feltet er risikonivået målt mot Lundins feltspesifikke akseptkriterier for miljørisiko (DNV, 2011). Analysen konkluderer med at risikonivået er lavt og utgjør 3,1 % av akseptkriteriet for moderat miljøskade (dvs. 1-3 års restitusjonstid), beregnet for sjøfugl i åpent hav, derav alkekonge er mest utsatt (i vintersesongen). Miljørisikoen forbundet med produksjonsbrønn OP1 isolert sett er beregnet ved bruk av OPERAto, og målt mot Lundins installasjonsspesifikke akseptkriterier. Analysen viser at risikonivået utgjør < 0,2 % av akseptkriteriet for moderat miljøskade (DNV, 2013). Beredskapsanalysen for utbygging av feltet konkluderte med et behov på 7 beredskapssystemer i barriere 1 og 2 (åpent hav) for å håndtere oljemengden på havoverflaten etter utblåsning (DNV, 2012). De syv første systemene kan være på plass og klare for aksjon innen 25 timer etter varslet hendelse (+ maksimalt 1 time for mobilisering av beredskapsplanen). Dimensjonerende rate for feltet er imidlertid noe høyere enn dimensjonerende rate for OP1 isolert sett (henholdsvis 5000 Page 16 of 18

17 Sm 3 /døgn versus 3200 Sm 3 /døgn). Beredskapsbehovet for å håndtere en eventuell utblåsning fra produksjonsbrønn OP1 er dimensjonert til maksimalt 5 systemer i barriere 1 og 2, samt en kapasitet til å håndtere 70 tonn olje per døgn i ti døgn i kyst- og strandsonen (barriere 3 og 4). Analysen av mulige responstider for systemene viser at inntil fem systemer kan være på plass innen 18 timer (+ maksimalt 1 time for mobilisering av beredskapsplanen). Page 17 of 18

18 Referanser Add wellflow, Weighted blowout rates, Luno field. DNV, Beredskapsanalyse for Edvard Grieg feltet i PL 338 i Nordsjøen. Rapportnr DNV, Miljørisikoanalyse for utbygging og drift av Luno-feltet i PL 338 i Nordsjøen. Rapportnr Lundin Norway AS, EG Blowout. Modellerte rater for OP1. Powerpoin-presentasjon, 8 sider. Scandpower, Blowout and well release frequencies based on SINTEF offshore blowout database Report no /2013/R3 Med vennlig hilsen for Det Norske Veritas AS Randi Kruuse-Meyer Senior Engineer Page 18 of 18