Beredskapsanalyse for avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord

Transkript

1 Beredskapsanalyse for avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord Gradering: Open Status: Final Side 1 av 28

2

3 Innhold 1 Oppsummering Innledning Bakgrunn Aktivitetsbeskrivelse Definisjoner og forkortelser Metode Ytelseskrav Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer Dimensjonering av barrierene Resultater Utslippsscenarier Oljens egenskaper Operasjonslys Bølgeforhold Bølger i kystsonen Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger Influensområder og stranding Beregning av beredskapsbehov og responstider for barriere 1 og Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 3 til Bruk av kjemisk dispergering Deteksjon av olje og kartlegging av olje under oljevernaksjoner Oljevernberedskap som konsekvensreduserende tiltak Konklusjon beredskapsanalyse Referanser App A Blowout scenario analysis Gradering: Open Status: Final Side 3 av 28

4 1 Oppsummering Statoils krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for boring av avgrensningsbrønnen 30/8-5 Tune Statfjord er etablert gjennom foreliggende beredskapsanalyse og oppsummert i tabellen under. Det er satt krav til 2 NOFO-systemer med responstid innen 5 timer for første system og innen 10 timer for andre system. Disse vil primært drive med overvåkning. Mekanisk bekjempelse og kjemisk dispergering er ikke egnet for referanseoljen til brønnen, men potensiale for mekanisk bekjempelse og kjemisk dispergering vil vurderes kontinuerlig ved et eventuelt utslipp. Dersom oljen er bekjempbar vil både mekanisk bekjempelse og kjemisk dispergering kunne bidra til et effektivt oljevern til havs. Oljedriftsmodelleringen tilsier at emulsjon med høy sannsynlighet ikke vil kunne nå land. Det stilles derfor ikke krav til dimensjonering av kystnær beredskap og strandberedskap. Ytterligere ressurser og utstyr kan mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO og Kystverket. Gjennom aksjonsledelsen vil Statoil fortløpende tilpasse bruk av bekjempelsesmetoder, utstyr og dimensjonering til de gjeldende forhold. Tabell 1-1 Beregnet krav til beredskap for Tune Statfjord avgrensingsbrønn Barriere 1 og 2 bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid 2 NOFO-systemer for overvåkning Første system innen 5 timer, andre system innen 10 timer Barriere 3 til 5 bekjempelse i kyst- og strandsone og strandsrensing Systemer og responstid Det stilles ikke spesifikke beredskapskrav til barriere 3 til 5. Fjernmåling og miljøundersøkelser Akutt forurensning skal oppdages innen 3 timer etter at hendelsen har inntruffet Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer 2 Innledning 2.1 Bakgrunn Foreliggende beredskapsanalyse er utarbeidet for boring av avgrensningsbrønn 30/5-8 Tune Statfjord i nordsjøen, som Statoil planlegger å bore i 4 kvartal Effektiv oljevernberedskap vil kunne redusere oljemengder på sjøen, begrense utstrekning og eventuell stranding av olje og redusere miljørisiko. Statoil vil være ansvarlig for en eventuell oljevernaksjon både nær kilden til havs, langs kysten og på land i tilfelle stranding. Valg av metoder og utstyr for bekjempelse vil baseres på utslippets karakter, værforhold, effektivitet av utstyr og tilstedeværelse av sårbare ressurser. Hovedstrategien for oljevernberedskapen er bekjempelse nær kilden. Statoil vil tilstrebe å benytte den bekjempelsesmetoden, mekanisk oppsamling eller kjemisk dispergering, som resulterer i minst miljøskade ut fra en «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 er brønnspesifikk. Aktivitetsforskriftens 73 og Styringsforskriftens 17 stiller krav til beregning av miljørisiko og beredskapsbehov i forbindelse med aktiviteter som kan gi miljøforurensning som følge av akutte utslipp. Dette skal tjene som grunnlag for beredskapsetablering. Informasjon fra miljørisikoanalysen inngår som grunnlag i beredskapsanalysen. Det vil lages en egen «Blow out Contingency and Relief Well Plan» for brønnen. Denne inneholder beskrivelse og tekniske prosedyrer for hvordan brønnutblåsning vil kunne stoppes, enten med brønninternt utstyr, capping eller avlastningsboring. Gradering: Open Status: Final Side 4 av 28

5 2.2 Aktivitetsbeskrivelse Avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord er lokalisert i nordlige delen av Nordsjøen (Figur 2-1). Brønnen ligger ca 118 km fra Øygarden (Hordaland). Vanndypet på borelokasjon er 104 meter. Boretidspunkt vil være Q4 2017, og brønnen skal bores med Deep Sea Bergen, Scarabeo 5 eller en tilsvarende rigg. Forventet oljetype er en oljetype av lignende kvalitet som Huldra kondensat. Basisinformasjon for brønnen er oppsummert i Tabell 2-1. Hovedformålet med brønnen er å avklare produktivitet i Tune Statfjord funnet og å gjøre datainnsamling for å optimalisering av fremtidig feltutbygging. Figur 2-1 Beliggenheten til avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord og avstand til land. Tabell 2-1 Basisinformasjon for avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord Avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord Posisjon for DFU (geografiske koordinater WGS 84) 60 28' 13" N, ' 9" Ø Vanndyp 93 m Borerigg Deep Sea Bergen eller Scarabeo 5 Planlagt boreperiode Q Sannsynlighet for utblåsning 9,62 x 10-4 Sannsynlighetsfordeling (% overflate/sjøbunn) 25/75 Vektet utblåsningsrate* Overflate: 200 m 3 /døgn Sjøbunn: 200 m 3 /døgn Oljetype (tetthet) Huldra kondensat (809 kg/m 3 ) Maksimal varighet av en utblåsning (tid til boring av 70 døgn avlastningsbrønn) Gradering: Open Status: Final Side 5 av 28

6 2.3 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. 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 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 3 Metode 3.1 Ytelseskrav Statoils ytelseskrav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Statoils forutsetninger og metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [1], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i NOROG veiledning [2] og NOFO [3]. 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 m 3 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. Gradering: Open Status: Final Side 6 av 28

7 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. 3.2 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. Funksjonene benyttes i Statoil sin beregningskalkulator for beredskapsbehov i alle barrierer. Kapasiteten til havgående opptakssystem i NOFO-klasse som brukes i beregningene er 2400 m 3 /døgn (for oljer med viskositet under cp). Kapasiteten til havgående dispergeringssystem i NOFO-klasse er satt til 1950 m 3 /døgn. For flere detaljer henvises det til Statoils metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [1]. 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) 3.3 Dimensjonering av barrierene 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 Gradering: Open Status: Final Side 7 av 28

8 sokkel. I beregningen av systembehov for barriere 2 benyttes oljeegenskaper for 12 timer forvitret olje (12 timer etter utslipp). Kravene til responstid er satt til best oppnåelig responstid for NOFO-fartøyer til feltet, og er basert på avstand til oljevernressurser, gangfart for OR-fartøy, slepebåtkapasitet og gangfart for disse, mobilisering av oljevernutstyr om bord på OR-fartøy, og tilgang til personell på basene. I tillegg kommer en vurdering opp mot krav om etablering av barriere 1 og 2 senest innen korteste drivtid til land (95-persentil). Ved særlig lange avstander til eksisterende oljevernressurser kan det settes krav til kortere responstider, noe som forutsetter brønn eller installasjonsspesifikke løsninger med reduserte responstider for oljevernressursene Dimensjonering av barriere 3 og 4 kyst- og strandsone For barriere 3 og 4, bekjempelse av olje i kyst- og strandsone, er kravene til beredskap satt ut fra størst behov ved å bruke to alternative tilnærminger: 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon. Beredskapen i barriere 4 skal ha kapasitet til å bekjempe emulsjonen som passerer barriere 3. Beredskapsbehovet i barriere 3 og 4 er beregnet basert på resultater fra oljedriftssimuleringer gjennomført for aktiviteten. Prioriterte områder som er berørt av stranding med drivtid kortere enn 20 døgn (ifølge oljedriftssimuleringer) skal kunne ha tilgang til grunnberedskap. Grunnberedskap er definert som 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B). Beredskapsressursene skal brukes der det er mest hensiktsmessig og er ikke begrenset til de prioriterte områdene. Denne tilnærmingen medfører at Statoil dimensjonerer både for volumer og utstrekning av strandet emulsjon, og legger til grunn det største behovet, når krav til beredskap i barriere 3 og 4 settes. Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 3 og 4 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land 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. 4 Resultater 4.1 Utslippsscenarier Tabell 4-1 gir en oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen. Tabell 4-1 Utslippsscenarier for avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord Type utslipp Kilde Referanse bakgrunn for rate/volum Utblåsning 200 m 3 /døgn Langvarig utblåsning fra reservoar (Maks varighet 70 døgn) Dimensjonerende utblåsningsrate (vektet) for 30/8-5 Tune Statfjord, Huldra Kondensat [App A] Middels utslipp m 3 punktutslipp Eksempelvis lekkasje fra brønn Volum bestemt ut fra faglig vurdering Mindre utslipp m 3 punktutslipp Eksempelvis lekkasje fra brønn Volum bestemt ut fra faglig vurdering Gradering: Open Status: Final Side 8 av 28

9 12 timer 2 timer 4.2 Oljens egenskaper Huldra kondensat er ansett som representativ for forventet oljetype ved avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord. De fysisk-kjemiske egenskapene til Huldra kondensat-olje er presentert i Tabell 4-2 [4]. Tabell 4-2 Fysisk-kjemiske egenskaper for Huldra kondensat. Parameter Huldra kondensat Oljetetthet (kg/m 3 ) 809 Maksimalt vanninnhold ved 5/13ºC (vol %) -/40 Voksinnhold (vekt %) 5,2 Asfalteninnhold (harde) (vekt %) - Viskositet, fersk olje (13 ºC) (cp) 4,3 Huldra kondensat er et parafinsk kondensat med relativt høyt voksinnhold og moderat innhold av asfaltener. Initiell fordampning er høy (40-50 % etter ett døgn). Kondensatet kan danne emulsjoner med et vannopptak på ca 40 %. Emulsjoner er ikke stabile. Huldra har en relativt høy tetthet sammenlignet med andre kondensat, men lav sammenlignet med de fleste råoljer. Forvitringsegenskaper for Huldra kondensat ved ulik vind og temperatur er angitt i Tabell 4-3. Tabell 4-3 Forvitringsegenskaper til Huldra kondensat ved 2 og 12 timer, sommer og vinter [4] Time Parameter Huldra kondensat Vinter 5 ºC - 10 m/s Sommer 15 ºC - 5 m/s Fordampning (%) Nedblanding (%) 17 1 Olje på overflate (%) Vanninnhold (%) Viskositet av emulsjon (cp) Fordampning (%) Nedblanding (%) Olje på overflate (%) Emulsjon 1 40 Vanninnhold (%) Viskositet av emulsjon (cp) Oljens og emulsjonens egenskaper ved mekanisk oppsamling Erfaring fra norske feltforsøk viser at risikoen for lekkasje av olje under lensa er størst for oljer/emulsjoner med viskositet under 1000 cp [4]. Huldra kondensatet danner ustabile emulsjoner og har lav viskositet selv etter flere døgn på sjø. Det vil være risiko for lekkasje under lensen. Tabell 4-4 Potensiale for mekanisk oppsamling basert på viskositet av Huldra kondensat [4] Viskositet Tid (timer) Tid (døgn) Vinterforhold (5 ºC - 10m/s) Sommerforhold (15 ºC - 5m/s) Viskositet < 1000 cp risiko for lekkasje under lensa Viskositet mellom 1000 og cp Viskositet > cp bruk av HiVisc skimmer anbefalt Gradering: Open Status: Final Side 9 av 28

10 4.2.2 Oljens og emulsjonens egenskaper ved kjemisk dispergering Den naturlige forvitringen til Huldra kondensat tilsier høy fordampning og nedblanding og det vil være lite olje tilgjengelig på overflaten for dannelse av emulsjon. Huldra kondensat er vurdert å ha dårlig potensiale for kjemisk dispergering da det er høy sannsynlighet for at emulsjonene som dannes ikke er stabile. Dersom emulsjonene er stabile og har tatt opp noe vann vil denne kunne dispergeres i følge forvitringsstudiet. Både Dasic NS og Corexit 9500 har god effekt. Tidsvinduet for påføring dersom det dannes stabile emulsjoner vil kunne være på flere dager ved både sommerforhold og vinterforhold. Forvitringsstudiet har ikke testet optimal dispergeringsdosering, og der bør antas en dosering 1:20. Tabell 4-5 Potensiale for kjemisk dispergering av Huldra kondensat [4] Viskositet Tid (timer) Tid (døgn) Vinterforhold (5 ºC - 10m/s) Sommerforhold (15 ºC - 5m/s) Godt potensial for kjemisk dispergering Redusert potensial for kjemisk dispergering Lite eller ikke potensiale for kjemisk dispergering 4.3 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 Tune Statfjord (region 2) er operasjonslys oppsummert i Tabell 4-4. Figur 4-1 Regioner brukt i beregning av operasjonslys Tabell 4-6 Andel operasjonslys i region 2, hvor letebrønn Tune Statfjord er lokalisert Vinter Vår Sommer Høst År Operasjonslys 38 % 68 % 80 % 49 % 58 % Gradering: Open Status: Final Side 10 av 28

11 4.4 Bølgeforhold 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 10 er antatt å best representere bølgeforholdene ved letebrønn Tune Statfjord. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for NOFO- og Kystvaktsystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) er oppsummert i Tabell 4-7. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-8. Figur 4-2 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav Tabell 4-7 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon Tune Statfjord (Stasjon 5) Vinter Vår Sommer Høst År NOFO-system 48 % 65 % 77 % 58 % 62 % Kystvakt-system 34 % 54 % 69 % 46 % 51 % Tabell 4-8 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon Tune Statfjord (Stasjon 5) Vinter Vår Sommer Høst NOFO-system (Hs < 4 m) 51 % 69 % 79 % 61 % NOFO-dispergering (Hs < 4 m) 51 % 69 % 79 % 61 % Kystvakt-system (Hs < 3 m) 35 % 58 % 779 % 51 % 4.5 Bølger i kystsonen Bølgeforhold i kystsonen inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 3 og 4. Statoil har bølgedata for 5 stasjoner, som vist i Figur 4-3. Stasjon 4 og 3 er antatt mest konservative mtp å representere bølgeforholdene for henholdsvis kyst- og fjordsystem. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for kyst- og fjordsystem er oppsummert i Tabell 4-9. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell Gradering: Open Status: Final Side 11 av 28

12 Figur 4-3 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold i kystsonen. Stasjonene er valgt ut som representative for norskekysten Tabell 4-9 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet gitt bølgeforhold ved stasjon 4 (kystsystem) og 3 (fjordsystem) Vinter Vår Sommer Høst Kyst-system 39 % 55 % 65 % 47 % Fjord-system 66 % 66 % 72 % 68 % Tabell 4-10 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 % 99 % 94 % 4.6 Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger Figur 4-4 viser plasseringen av NOFO utstyr per januar 2017 [3]. Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til borelokasjon er brukt som grunnlag for beredskapsanalysen, Tabell Tabell 4-12 presenterer ytterligere forutsetninger som gangfart, avgivelsestid for beredskapsfartøy og slepefartøy samt tid for mobilisering av utstyr fra baser. Gradering: Open Status: Final Side 12 av 28

13 Figur 4-4 NOFOs utstyrsoversikt per mars 2017 [3] Tabell 4-11 Avstander fra oljevernressurser til 30/8-5 Tune Statfjord benyttet i analysen Avstander fra 30/8-5 Tune Oljevernressurser Statfjord (nm) Esvagt Stavanger -Ustira Nord / Sleipner 75 Stril Merkur Troll Oseberg 36 Stril Herkules - Tampen 47 Ocean Alden - Gjøa 64 Mongstad NOFO Base 86 Stavanger NOFO Base 119 Haugesund 94 Kleppestø 96 Måløy 118 Gradering: Open Status: Final Side 13 av 28

14 Tabell 4-12 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av barriere 1 og 2 [3] 14 knop (17 knop for Statoils egne fartøy) Gangfart, OR-fartøy 10 timer Mobilisering, klargjøring, lasting og lossing på base Unttatt Sandnessjøen -20 timer system 1 fra NOFO-base 30 timer Mobilisering av system 2 fra NOFO-base 48 timer Mobilisering av system 3 fra NOFO-base Ekofisk/sørfeltene: 6 timer Avgivelsestid for beredskapsfartøyer Ula/Gyda/Tamber: 6 timer Sleipner/Volve: 6 timer Balder: 6 timer Oseberg: inkl. i områdeberedskap Troll: 6 timer Tampen: 6 timer Haltenbanken: 6 timer Goliat: 4 timer Gjøa: 4 timer Avløserfartøy: 6 time Slepefartøy fra NOFO-pool: 24 timer Responstid for slepefartøy Redningsskøyter: 20 knops hastighet, 2 timer frigivelsestid Egersund Haugesund Kleppestø Måløy Kristiansund N Rørvik Ballstad Sørvær Båtsfjord Vadsø 1 time Tid til å sette lenser på sjøen / klargjøre dispergering ombord 4.7 Influensområder og stranding Oljedriftssimuleringene og miljørisikoanalysen for avgrensningsbønn Tune Statfjord er gjennomført som en referansebasert analyse mot letebrønn Krafla Main Statfjord 8 ½ seksjonen [5]. Korteste drivtid til land er beregnet til 19 døgn, om høsten, og største strandet emulsjonsmengde er beregnet til 1 tonn også om høsten (95 persentil). Det forekommer ikke stranding i de andre sesongene. Statistikk for stranding er angitt i Tabell 4-13 for alle fire sesonger. Tabell 4-13 Største strandingsmengder og korteste drivtid (95-persentil) for 30/8-5 Tune Statfjord. Alle simuleringene for overflate- og sjøbunnsutblåsning er lagt til grunn for tallene presentert Sesong Strandingsmengde Korteste drivtid (døgn) emulsjon (tonn) 95 persentil 95 persentil Vår - - Sommer - - Høst 1 19 Vinter - - Innenfor influensområdet er det ingen prioriterte områder som blir berørt av stranding. Ettersom inngangsdataene for Krafla Main Statfjord 8 1/2 seksjon er konservative for Tune Statfjord, og de tilhørende resultatene på stranding på stranding er svært lave, antas det at det ikke vil forekomme stranding for Tune Statfjord. Gradering: Open Status: Final Side 14 av 28

15 4.8 Beregning av beredskapsbehov og responstider for barriere 1 og 2 Huldra kondensat er sannsynligvis ikke tilgjengelig hverken for mekanisk bekjempelse eller kjemisk dispergering de første 5 dagene i følge forvitringsstudiet. Det settes krav til 2 systemer for overvåkning for alle tre utslippscenarier. Disse systemene skal ha utstyr om bord for test av og gjennomføring kjemisk dispergering og mekanisk oppsamling dersom det viser seg at utslippet er bekjempbart, særlig etter en tids forvitring på sjøen. Dersom utslippet er bekjempbart viser beregninger at 2 NOFO system i barriere 1 og 2 vil være tilstrekkelig for å håndtere mengde emulsjon ved en utblåsning (Tabell 4-14). Krav til første NOFO system (uten slepefartøy) er satt til 5 timer etter at oljeutslipp er oppdaget. Krav til andre system er satt til 10 timer. Ytterligere systemer vil kunne bli mobilisert gjennom NOFO ved behov. Nærmere detaljer om fartøy og systemer vil bli beskrevet i beredskapsplanen, et eksempel på mulig disponering av ressurser er gitt i Tabell Tabell 4-14 Beregnet systembehov dersom emulsjoner er stabile, ved dimensjonerende hendelse for Tune Statfjord i barriere 1 og 2 langvarig utblåsning Parameter Vinter 5 C - 10 m/s vind Utstrømningsrate (Sm3/d) Sommer 15 C - 5 m/s vind Tetthet (Kg/Sm3) Fordampning etter 2 timer på sjø (%) Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 17 1 Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm3/d) Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 1 (Sm3/d) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 333* 164* Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere (rundet opp fra 0,06) (rundet opp fra 0,09) Emulsjonsmengde inn til barriere 2 (Sm3/d) Oljemengde inn til barriere 2 (Sm3/d) Fordampning etter 12 timer på sjø (%) Nedblanding etter 12 timer på sjø (%) Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm3/d) Vannoppdak etter 12 timer på sjø (%) Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 2 (Sm3/d) Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 (cp) 696* 447* Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere (rundet opp fra 0,02) (rundet opp fra 0,02) Behov for NOFO systemer i barriere 1 og *Viskositet under 1000 cp tilsier risiko for lenselekkasje Tabell 4-15 Eksempel på disponering av oljevernressurser i barriere 1 og 2 ved dimensjonerende hendelse ved 30/8-5 Tune Statfjord Oljevernressurs Lokasjon Avstand (nm) Responstid* Stril Merkur Troll Oseberg 36 5 timer Stril Herkules Tampen timer *eksl. utsetting av lenser ettersom overvåkning er primærtiltak 4.9 Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 3 til 5 Beredskap i barriere 3 og 4, mekanisk oppsamling nær kysten, reduserer oljemengder på sjø og potensielt strandede mengder som er særlig viktig for kystbundne sjøfugl. Miljørisiko vil da bli ytterligere redusert i forhold til nivået beregnet i Gradering: Open Status: Final Side 15 av 28

16 miljørisikoanalysen og reduksjonen som barriere 1 og 2 vil gi. Ettersom det er antatt at det ikke vil forekomme stranding er det ikke satt spesifikke krav for barriere 3 og 4, eller barriere 5. Dersom det likevel ser ut som om emulsjon kan strande ved en hendelse vil ytterligere ressurser og utstyr kunne mobiliseres etter behov og iht eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og de berørte IUA-ene Bruk av kjemisk dispergering Referanseoljen Huldra kondensat har lite potensiale for kjemisk dispergering, ettersom det er lite sannsynlig det danner stabile emulsjoner. Ved et utslipp vil uansett dispergerbarheten til olje/ oljeemulsjon testes ved hjelp utstyr fra SINTEF prøvetakingskoffert for å vurdere om dispergering kan være et aktuelt beredskapstiltak for den aktuelle oljen. I tillegg til å vurdere effektivitet av dispergering, skal en også alltid vurdere observasjoner eller sannsynlig tilstedeværelse av naturressurser i området samt værforhold før en igangsetter eller viderefører kjemisk dispergering. Vurderingene skal gjøres i henhold til NEBA prinsippet Net Environmental Benefit Analysis. Kjemisk dispergering vil være særlig aktuelt ved høye forekomster av sjøfugl og/eller for å forhindre landpåslag. Tabell 4-16 viser noen aktuelle beredskapsfartøyer som har dispergeringsmidler ombord og deres responstid til brønnen. 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 m 3 dispergeringsmiddel (Dasic Slickgone NS, Corexit EC9500A og Finasol OSR 52). Tabell 4-16 Responstider for et utvalg oljevernressurser med dispergeringskapasitet per mars Oljevernressurs Lokasjon Responstid* Volum dispergeringsmiddel om bord Stril Merkur Troll Oseberg 5 timer 33 Stril Herkules Tampen 11 timer 62 * inkl. klargjøringstid for dispergering ombord skipene (1 time) 4.11 Deteksjon av olje og kartlegging av olje under oljevernaksjoner Statoil stiller krav til at oljevernberedskapsfartøyer er utstyrt og har rutiner for å oppdage olje og å kunne kartlegge oljeutbredelse under en evt aksjon. Dette vil inkludere oljedetekterende radar, IR kamera og mulighet for downlink av bilder tatt fra fly eller helikopter til bruk for å optimalisere innsatsen. Satellittradar vil inngå som en kapasitet både for deteksjon og kartlegging gjennom nedlasting av daglige radarbilder. Under en aksjon vil en kunne laste ned bilder to ganger per døgn. NOFO har tilgang på aerostat (Ocean Eye), som kan benyttes for å få oversikt over olje ved en aksjon. Kystverkets overvåkningsfly LN-KYV vil bli benyttet ved en hendelse. SAR helikoptre vil også kunne benyttes i en aksjon. Brønnovervåkning på boreriggen vil detektere uregelmessigheter og utslipp i forbindelse med boreoperasjonene 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 4-17 viser at en situasjon uten oljevern tiltak resulterer i svært lave emulsjonsmengder på overflaten. Mekanisk oppsamling kan redusere emulsjonsmengden ytterligere (mellom 18% og 50%) dersom det dannes stabile emulsjoner. Gradering: Open Status: Final Side 16 av 28

17 Tabell 4-17 Konsekvensreduserende effekt av barriere 1 og 2 (åpent hav) vist som reduksjon av emulsjonsmengde på overflate for dimensjonerende hendelse, langvarig utblåsning ved 30/8-5 Tune Statfjord. Vinter (5 C - 10 m/s vind) Sommer (15 C - 5 m/s vind) Utstrømningsrate (m 3 /d) Antall og systemtyper i valgt beredskapsløsning i barriere 1 og 2 2 Havgående opptakssystem - NOFO 2 Havgående opptakssystem - NOFO Emulsjonsmengde ut av barriere 2 (m 3 /d) Emulsjonsmengde på overflaten uten oljevernberedskap i B1 B2 (m 3 /d) Reduksjon i emulsjonsmengde med bruk av oljevernberedskap i barriere 1 og 2 50 % 18 % 4.13 Konklusjon beredskapsanalyse Ved en langvarig utblåsning på 200 m 3 /d i maksimalt 70 døgn med Huldra kondensat vil overvåkning og fjernmåling av utslippet være det primære tiltaket ettersom levetid på sjø vil være kort og hverken mekanisk oppsamling eller kjemisk dispergering vil være effektive tiltak grunnet ustabile emulsjoner. Tiltak for mekanisk oppsamling, mekanisk og kjemisk dispergering vil vurderes kontinuerlig som supplerende tiltak dersom det forekommer vedvarende og stabile emulsjoner. Satellittradar vil være en viktig ressurs for å bidra til kartlegging av utbredelse i tillegg til fartøy med IR-kamera og oljedetekterende radar. Overvåkning skal kunne skje så fort som mulig og innen 5 timer. Bekjempelsesstrategien vil være tilsvarende for middels og lite utslipp (punktutslipp). For mindre og middels utslipp settes det krav til 1 system i barriere 1 og 2. Krav til responstider er satt ut fra best oppnåelige responstid for oljevernressurser som har utstyr for kartlegging og overvåking av et utslipp. Responstiden for overvåkning er satt til 5 timer for første fartøy og 10 timer for andre fartøy. De foreslåtte systemene vil ha utstyr for mekanisk bekjempelse og kjemisk dispergering. Best oppnåelig ressursdisponering er basert på utstyr og kapasitet til de navngitte fartøyene. Fartøyene kan endres, men tilsvarende utstyr og kapasiteter for kartlegging og overvåkning må være tilgjengelig innen samme responstid for at analysen skal være gjeldende. Det stilles ikke spesifikke beredskapskrav til barriere 3 og 4, og 5 da det ikke forventes stranding av olje. Ytterligere ressurser og utstyr vil kunne mobiliseres iht eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og IUAer. Figur 4-5 Statoils krav til oljevernberedskap for boring av avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord Barriere 1 og 2 bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid 2 NOFO-systemer for overvåkning Første system innen 5 timer, andre system innen 10 timer Barriere 3 til 5 bekjempelse i kyst- og strandsone og strandsrensing Systemer og responstid Det stilles ikke spesifikke beredskapskrav til barriere 3 og 4, og 5. Fjernmåling og miljøundersøkelser Akutt forurensning skal oppdages innen 3 timer etter at hendelsen har inntruffet Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer 5 Referanser [1] Statoil (2014) Statoil Rådgivende dokument. GL Retningslinje for analyser av beredskap mot akutt oljeforurensning fra offshoreaktiviteter på norsk sokkel [2] Norsk olje og gas (2013) Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser. Revisjons nr: 04 / [3] NOFOs nettsider - [4] SINTEF (1998) Forvintringsegenskaper for Huldra kondensat, STF66F98085 [5] Statoil (2017) Miljørisikoanalyse for avgrensningsbrønn 30/8-5 Tune Statfjord Gradering: Open Status: Final Side 17 av 28

18 App A Blowout scenario analysis Technical note: Input to the environmental risk assessment Blowout scenario analysis exploration wells Tune Statfjord Appraisal (30/8-5). Kari Apneseth, TPD R&T FT SST TSW Fornebu, January 3 rd 2017 Summary This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to drilling of the exploration well Tune Statfjord Appraisal (30/8-5). 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 The oil blowout rates range between 20 and 330 Sm 3 /d. It is found that the duration of a blowout could potentially amount to 70 days with a 4 % probability. The results for Tune Statfjord Appraisal are shown below: Probability top/ sub Topside 0,25 Subsea 0,75 Rate (Sm3/d) 20 Probability distribution - duration Scenario probability ,664 0,144 0,089 0,027 0, Average = ,495 0,157 0,137 0,060 0, Average = Gradering: Open Status: Final Side 18 av 28

19 1 Introduction Statoil is planning to start drilling Tune Statfjord Appraisal well in the North Sea Q The well will be drilled by a semisubmersible. 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/ Input from the project /3/ Judgements and considerations in TPD R&T FT SST TSW and in dialogue with the project. 2 Well specific information Water depth at well location is 93 meters MSL. The distance RKB-MSL is 25 meters. The objective of the wells is to test for hydrocarbons in the Statfjord sst formation in the 8 ½ section. According to the well design the a 9 5 /8 casing will set at 4049 meters TVD RKB. The 8 ½ section will be drilled through the Statfjord formation with an expected top of 4100 meters TVD RKB. Total depth will be at about 4500 meters MD RKB Gradering: Open Status: Final Side 19 av 28

20 Figure 1: Well Schematic for well 30/8-5, Tune Statfjord Appraisal Expected reservoir data and fluid properties are found in Table 1 and Table 2 below. Table 1: Reservoir data for well 30/8-5, ref /3/ Reservoir Data Unit 8 ½ Statfjord Top reservoir m TVD MSL 4090 Total formation thickness m TVT 572 Net formation thickness m TVT 309 Net/Gross Ratio 0.54 Porosity v/v Permeability md 0.24 Kv/kh ratio 0.6 Temperature (@ 4330 m TVD MSL) C 156 Reservoir Pressure (@ 4330 m TVD MSL) bara 778 Reservoir length along well m 2500 Reservoir width across well m 5000 X-position of well within reservoir m 1250 Y-position of well within reservoir m 3000 Discovery probability % 1 Gradering: Open Status: Final Side 20 av 28

21 Table 2: Fluid properties for the expected fluid from well 30/8-5, ref /3/. Fluid data Unit 8 ½» Statfjord Reference field/well for fluid properties 30/5-3, A-14, A-12, A-11, A-13 Gas/water contact(s) 30/8-5 m TVD MSL 4471 FLUID PROPERTIES AT SURFACE CONDITIONS Oil (condensate) density kg/m3 825 Gas gravity sg GOR (GCR) Sm3/Sm FLUID PROPERTIES AT RESERVOIR CONDITIONS Fluid type gas/oil/cond Condensate Reservoir fluid density g/cc Viscosity cp CO2 % 3.01 N2 % H2S % Formation Volume Factor, B Rm3/Sm Gradering: Open Status: Final Side 21 av 28

22 3 Blowout scenarios and probabilities During a drilling operation a blowout may result if a reservoir is penetrated while well pressure is in under balance with the formation pore pressure (well pressure < reservoir pressure), and a loss of well control follows. Three different scenarios are defined: 1. Top penetration Kick and loss of well control after 5 m reservoir penetration, typically due to higher reservoir pressure than expected. 2. Drilling ahead Kick and loss of well control after penetration of half the pay zone depth. Represents various causes of under balance while drilling ahead. 3. Tripping Kick and loss of well control after full reservoir penetration, typically due to swabbing during tripping. The overview of blowout causes given in /1/ (Table 4.9) combined with an assumption of annular flow do, in our opinion, justify the following probabilities: P(Top penetration blowout) = 0,20 P(Tripping blowout) = 0,40 Given the above definition of scenarios: P(Drilling ahead blowout) = 1,0 P(Top penetration or Tripping blowout) = 0,40. During drilling on Tune Statfjord Appraisal it is evaluated that a blowout can potentially take place in the 8 ½ section. The blowout frequencies found in Scandpower /2/ are the outset of our assessment. The expected fluid is gas and condensate at high pressure and temperature (HTHP). An average blowout frequency for appraisal wells is used for the section adjusted for HTHP conditions. P(blowout, HTHP, appraisal exploration, gas well) = per well The frequency relates to an average HTHP well with hydrocarbons in one section (shallow gas not included). The blowout frequency is considered applicable for Tune Statfjord Appraisal. Deepsea Bergen or Scarabeo 5 will be used for drilling the well. These are semi-submersible drill rigs that will operate on thruster assisted mooring. 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) = ,75 = P(blowout with surface release) = ,25 = Gradering: Open Status: Final Side 22 av 28

23 4 Blowout rates Scenarios for blowout rate calculations have been defined and scenario probability distribution adjusted based on the above and well specific information. Blowout rates and scenario probabilities combined describe a well specific risk picture. Blowout rates to surface and seabed has been calculated in Prosper, ref /3/. The simulated scenarios include; 1 Top penetration 5 meters of primary reservoir exposed 2 Drilling ahead 50% of total reservoir length exposed 3 Tripping All reservoir zones fully exposed The simulations are performed for the scenarios listed above and the results are shown below in Table 3. Table 3: Simulated blowout oil rates (Sm 3 /d) and probabilities. Section 8 ½ Scenarios Scenario probability Blowout rates*, (Sm3/d) Tune Surface Statfjord Appraisal Seabed Top penetration 20% Drilling ahead 40% Tripping 40% Weighted rate * Adjusted towards the nearest tenth. It is assumed that scenarios involve free, unrestricted annular flow and a total failure of the BOP. These assumptions are conservative. In the flow model the only restriction is the drillstring, i.e. free annular flow. This is reasonable according to blowout statistics since drillpipe and open hole flow are rather rare compared to annular flow. Though a partly closed BOP may serve as a restriction, even a small opening will give marginal choking effects and a partly closed ram may be severely degraded by erosion after a short period of time. For a full description of the rate calculations see the Prosper simulation file /3/. Gradering: Open Status: Final Side 23 av 28

24 4.1 Sensitivity, open hole case Section 8 ½ Blowout rates*, (Sm3/d) Blowout rates*, (Sm3/d) Tune Scenarios Scenario Tune Statfjord Statfjord Appraisal GAS probability Appraisal OIL Surface Seabed Surface Seabed Top 20% penetration Drilling ahead 40% Tripping 40% Weighted rate Gradering: Open Status: Final Side 24 av 28

25 Probability Blowout duration An oil blowout can be stopped by: 1. Operator actions mechanical (capping) 2. Wellbore collapse and/or rock material plugging the well (bridging) 3. Altered fluid characteristics resulting from water or gas coning during a blowout 4. Drilling a relief well and applying kill mud The probability distribution of the duration of a possible blowout is derived by way of the approach utilised in /2/. An operation specific consideration of bridging probability or capping efficiency has not been attempted. Water/gas coning is not considered, as this would require more detailed reservoir information. The well specific input, time to drill a relief well, is presented in Table 4. One assumption in the assessment of blowout duration is that one relief well is sufficient to kill the well. Need for a second relief well would require a re-evaluation. Table 4: Time to drill a relief well (days), ref /3/ Time to: Minimum: Most likely: Maximum: - make decisions mobilise a rig; transfer, anchoring, supply of equipment and preparations drilling geomagnetic steering into the well* killing the well* * 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 44 and 80 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 61 days. A probability distribution is presented in Figure 2. 0,60 0,50 0,40 0,30 0,20 0,10 0, Time to Drill a Relief Well (days) Figure 2: Duration distribution, Time to drill a relief well The probability distribution, found in Table 5 below, is constructed by combination of the well specific duration distribution and probabilities that a blowout will end by the mechanisms capping and bridging /2/. Based on Table 5 maximum blowout duration is suggested to be 70 days. Gradering: Open Status: Final Side 25 av 28

26 Table 5: Probability distribution for a blowout to end as a function of time (days) Duration Duration Surface blowout Seabed blowout (days) (days) Surface blowout Seabed blowout 0,5 0,410 0, ,007 0, ,123 0, ,004 0, ,131 0, ,002 0, ,144 0, ,001 0, ,038 0, ,009 0, ,031 0, ,040 0, ,021 0, ,022 0, ,016 0,034 *Probabilities in the tail end of the duration distribution (< 0,002) are added to the probability of the preceding duration category. Different probability descriptions of the duration of a seabed or surface blowout are produced. Possible durations of a seabed or surface blowout are described by probabilities in Figure 3. In Figure 4 seabed and surface blowout duration and time to drill a relief well are described by cumulative probability curves. 0,60 0,50 0,40 0,30 0,20 Surface Seabed 0,10 0, Blowout Duration (days) Figure 3: Blowout duration described by probability distributions Gradering: Open Status: Final Side 26 av 28

27 Figure 4: Blowout duration described by cumulative distributions Gradering: Open Status: Final Side 27 av 28

28 5 References /1/ SINTEF: Blowout and Well Release Characteristics and Frequencies, 2015, report no. SINTEF F27447, rev Final Report, 19 January /2/ Scandpower: Blowout and Well Release Frequencies based on SINTEF Offshore Blowout Database 2015, report no /2016/R3, ref Final, /3/ Correspondence and simulation Files are located on ST Risk Management for Drilling and Well Activities Team Site. Gradering: Open Status: Final Side 28 av 28

29