drift av Aasta Hansteen-feltet Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 1 av 39
Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 2 av 39
Table of Contents 1 Sammendrag... 4 2 Innledning... 6 2.1 Definisjoner og forkortelser... 6 2.2 Bakgrunn... 7 2.3 Aktivitetsbeskrivelse... 7 2.4 Statoils akseptkriterier for miljørisiko... 8 2.5 Metodikk... 9 2.5.1 Miljørisikoanalyse... 9 2.5.2 Beredskapsanalyse... 9 3 Miljørisikoanalyse... 9 3.1 Basisinformasjon om Aasta Hansteen... 9 3.2 Type aktiviteter og utslippssannsynlighet... 10 3.3 Utblåsningsrater- og varigheter... 10 3.4 Oljetype og oljedriftssimuleringer... 11 3.5 Årstid... 15 3.6 Beskrivelse av miljøressurser/vøker... 15 3.7 Miljørisiko... 15 3.7.1 Miljørisiko for sjøfugl åpent hav... 15 3.7.2 Miljørisiko for kystnære sjøfugl... 17 3.7.3 Miljørisiko for fisk... 17 3.7.4 Miljørisiko for marine pattedyr... 17 3.7.5 Miljørisiko for strandhabitater... 17 3.8 Oppsummering og konklusjon av miljørisiko... 17 4 Beredskapsanalyse... 19 4.1 Ytelseskrav... 19 4.1.1 Kapasitet... 19 4.1.2 Responstid... 19 4.2 Dimensjonering av barriere 1 og 2... 19 4.3 Dimensjonering av barriere 3 og 4... 22 4.4 Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning... 23 5 Referanser... 23 App A Input to environmental risk analysis for Aasta Hansteen.... 24 Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 3 av 39
1 Sammendrag Statoil planlegger å bygge ut gassfeltet Aasta Hansteen i Norskehavet. Feltet er lokalisert ca. 125 km nordvest for Norne og ca. 213 km fra nærmeste land, som er Røst i Nordland (Figur 2-1). Vanndybden på lokasjonen er 1300 meter. Aasta Hansteen er et gassfelt som i utgangspunktet vil bli bygget ut med 6 gassproduserende brønner. Feltet skal bygges ut med en Spar-plattform. Tre forskjellige reservoarer skal knyttes til plattformen; Snefrid, Haklang og Aasta Hansteen. Oppstart på feltet er planlagt til Q4 2016. I forkant av utbyggingen har Statoil fått gjennomført en fullstendig miljørisikoanalyse for Aasta Hansteen, utført av DNV [1]. Dette dokumentet oppsummerer resultatene fra miljørisikoanalysen og setter krav til beredskap mot akutt forurensning for den planlagte utbyggingen. Miljørisikoen forbundet med aktiviteten er maksimalt 3,8 % av Statoils akseptkriterier. Høyaktivitetsår Normalt produksjonsår Miljørisikoen forbundet med utbyggingen av Aasta Hansteen ligger således innenfor Statoils feltspesifikke akseptkriterier og godt under ALARP-nivå (50 % av akseptkriteriet) i alle fire sesonger. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 4 av 39
Statoils krav til oljevern for den planlagte utbyggingen er basert på et beregnet behov for antall NOFO-systemer, og krav til responstid er basert på best oppnåelig responstid for systemene ut til feltlokasjon. Dette er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i OLF og NOFOs planverk. Statoil har satt krav til 1 NOFO-system i barriere 1 og 2 for boringen i forbindelse med utbyggingen av Aasta Hansteen. Resultatene fra oljedriftsberegningene gjennomført for Aasta Hansteen viser ingen stranding. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 5 av 39
2 Innledning 2.1 Definisjoner og forkortelser Sentrale ord og uttrykk som inngår i miljørisikoanalysen er kort beskrevet nedenfor: Akseptkriterium: Verbal eller tallfestet grense for hvilket risikonivå som aksepteres. ALARP: As low as reasonably practicable : prinsipp som benyttes ved vurdering av risikoreduserende tiltak. Sannsynligheten for miljøskade er i et ALARP-område når sannsynligheten er mer enn halvparten av akseptkriteriet. Bestand: Gruppe av individer innen en art som befinner seg i et bestemt geografisk område i en bestemt tidsperiode (naturlig avgrenset del av en populasjon). DFU: Definert fare- og ulykkessituasjon. 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. Miljø: Et ytre miljø som kan bli berørt av oljeutslipp til sjø, dvs. det marine miljø. Miljørisikoanalyse: Risikoanalyse som vurderer risiko for ytre miljø. Miljøskade: Direkte eller indirekte tap av liv for en eller flere biologiske ressurser på grunn av oljeutslipp som kan beskrives på individ- eller bestandsnivå. For at et oljeutslipp skal kunne gi en miljøskade må restitusjonstiden for den mest sårbare bestanden være lengre enn 1 måned. Miljøskadekategorier: Kategorisering av miljøskader i hhv. mindre, moderat, betydelig eller alvorlig på grunnlag av restitusjonstid for den mest sårbare bestanden: Mindre: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 måned og 1 år. Moderat: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 år og 3 år. Betydelig: en miljøskade med restitusjonstid mellom 3 år og 10 år. Alvorlig: en miljøskade med restitusjonstid over 10 år. 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. Ressurs eller biologisk ressurs: Levende organismer, eks. plankton, tang og tare, virvelløse dyr, fisk, sjøfugl og sjøpattedyr. Restitusjonstid: Tiden det tar etter en akutt reduksjon før ressursen har tatt seg opp til (omtrentlig) normalnivået. Den akutte reduksjonen skjer (her) som følge av et oljeutslipp. VØK: Verdsatte økologiske komponenter. En VØK er en populasjon, et samfunn eller et habitat (naturområde) som: - Er viktig for lokalbefolkningen (ikke bare økonomisk), eller - Har regional, nasjonal eller internasjonal verdi, eller Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 6 av 39
- Har stor økologisk, vitenskapelig, estetisk og/eller økonomisk verdi, og som - Vil være dimensjonerende med hensyn på gjennomføring av risikoreduserende tiltak. 2.2 Bakgrunn Statoil har i forkant av utbyggingen av Aasta Hansteen fått gjennomført en miljørisikoanalyse, utført av DNV [1]. Formålet med miljørisikoanalysen er å kartlegge risikonivået for det ytre miljøet i forbindelse med utbyggingen, og å sammenholde risiko mot gjeldende feltspesifikke akseptkriterier (Tabell 2-1). 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 oljeutslipp. Aktivitetsforskriftens 73 og Styringsforskriftens 17 stiller krav til beregning av risiko og beredskap ved miljøforurensning som følge av akutte utslipp som grunnlag for beredskapsetablering. 2.3 Aktivitetsbeskrivelse Statoil ASA (Statoil) planlegger å bygge ut Aasta Hansteen-feltet i Norskehavet. Feltet er lokalisert ca. 125 km nordvest for Nornefeltet og ca. 213 km fra nærmeste land, som er Røst i Nordland (Figur 2-1). Oppstart på feltet er planlagt til Q4 2016. Som forberedelse til den planlagte feltutbyggingen er det utarbeidet en miljørettet risikoanalyse for aktiviteten. Miljørisikoanalysen er gjennomført som en skadebasert analyse i henhold til OLFs Veiledning for gjennomføring av miljørisikoanalyser for petroleumsaktiviteter på norsk sokkel [2]. Miljørisikoen vurderes opp mot Statoils feltspesifikke akseptkriterier. Figur 2-1: Beliggenheten til Aasta Hansteen i Norskehavet Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 7 av 39
Aasta Hansteen-feltet skal bygges ut med en Spar-plattform. Tre forskjellige reservoarer skal knyttes til plattformen; Snefrid, Haklang og Aasta Hansteen. Som det første feltet med en flytende produksjonsenhet på norsk sokkel vil det brukes faste stigerør av stål som går opp gjennom senter av skroget. Disse stigerørene vil kobles mot to undervanns brønnrammer med fire brønner hver, pluss en satellittbrønn (Figur 2-2). Spar-plattformen vil forankres med 15-18 stramt forankrete polyesterliner. Figur 2-2: Planløsning for Aasta Hansteen 2.4 Statoils akseptkriterier for miljørisiko For analyse av miljørisiko knyttet til utbyggingen av Aasta Hansteen benyttes Statoils akseptkriterier for feltspesifikk miljørisiko. Statoils akseptkriterier er fastsatt på grunnlag av hovedprinsippet om at: "Restitusjonstiden etter en miljøskade for den mest sårbare bestanden skal være ubetydelig i forhold til forventet tid mellom slike miljøskader". Tabell 2-1: Statoils akseptkriterier for forurensning. De feltspesifikke akseptkriteriene er lagt til grunn i den miljørettede risikoanalysen for Aasta Hansteen Miljøskade Varighet av skaden Installasjonsspesifikk Feltspesifikk risikogrense (restitusjonstid) risikogrense (per år) (per år) Mindre 1mnd-1 år 1 x 10-2 2 x 10-2 Moderat 1-3 år 2,5 x 10-3 5 x 10-3 Betydelig 3-10 år 1 x 10-3 2 x 10-3 Alvorlig > 10 år 2,5 x 10-4 5 x 10-4 Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 8 av 39
2.5 Metodikk 2.5.1 Miljørisikoanalyse Miljørisikoanalysen for utbyggingen av Aasta Hansteen er gjennomført som en full analyse. 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 (VØKer) i influensområdet. Metodikk samt begrepsdefinisjoner er fullstendig beskrevet i OLFs veiledning for miljørettede risikoanalyser [2]. 2.5.2 Beredskapsanalyse Statoils krav til oljevernberedskap for utbyggingen av Aasta Hansteen er satt ut fra to delprosesser. For barriere 1 og 2, oppsamling nær kilden og på åpent hav, er det beregnet et behov for antall NOFO-systemer basert på vektet rate og forventet oljetype. Kravene til responstid er satt til best oppnåelig responstid til borelokasjonen. Dette er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i NOFOs planverk [3]. For barriere 3 og 4, oppsamling i kyst- og strandsone, settes krav til mobilisering etter behov og iht NOFOs planverk for produserende felt i området [3]. 3 Miljørisikoanalyse 3.1 Basisinformasjon om Aasta Hansteen Tabell 3-1: Basisinformasjon for utbyggingen av Aasta Hansteen Posisjon for DFU Vanndyp Analyseperiode Oljetype (referanseolje) Riggtype Utblåsningsrater Maksimal utblåsningsvarighet 67 04' 07'' N 07 05' 50'' E 1300 m Hele året (4 sesonger for miljørisikoanalysen) Kristin kondensat Flytere - ukjent Overflate/sjøbunn: 100 400 Sm 3 /døgn 140 døgn GOR (Sm 3 /Sm 3 ) 67200 Sm 3 /Sm 3 Tid for boring av avlastningsbrønn 111 døgn Forventet borestart 2Q 2015 Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 9 av 39
3.2 Type aktiviteter og utslippssannsynlighet En oversikt over aktiviteter som inkluderes i miljørisikoanalysen for Aasta Hansteen er gitt i Tabell 3-2. Ratevurderingene omfatter alle brønner og alle operasjoner i brønner, inklusiv boring av produksjonsbrønner, kompletteringer, wirelineoperasjoner og brønner i drift, slik man antar aktivitetsnivået er i et år med høy aktivitet. Frekvensen for et år med normal aktivitet og produksjon (9,2 x 10-4 ) er noe lavere enn et år med høy aktivitet og vil være dekket som følge av dette. Normal aktivitet vil ikke bli nærmere beskrevet, men kan sees i Vedlegg 1. Tabell 3-2: Aktivitetsoversikt (antall brønnoperasjoner pr. år) i et høyaktivitetsår for Aasta Hansteen (Statoil 2012, se Vedlegg 1) Høyaktivitetsår Aktivitet Antall operasjoner Boring 6 Komplettering 6 Produksjon 6 Sannsynligheten for utblåsning per operasjon i høyaktivitetsfasen for Aasta Hansteen er oppgitt i Tabell 3-3, med angivelse av sannsynlighet for overflate- versus sjøbunnsutblåsning. Total utslippssannsynlighet er 2,42 x 10-3, med en overflate-/sjøbunnsfordeling på 0,52/0,48. Tabell 3-3: Sannsynlighet for utblåsning per operasjon for Aasta Hansteen i et høyaktivitetsår. Det er videre angitt sannsynlighetsfordelingen mellom overflate- og sjøbunnsutblåsning (Statoil 2012; Vedlegg 1) Høyaktivitetsår Antall Frekvens per Aktivitet operasjoner operasjon Total frekvens Boring 6 4.30E-05 2.58E-04 Komplettering 6 2.10E-04 1.26E-03 Overflateutblåsning Sjøbunnsutblåsning 0,52 0,48 Produksjon 6 1.50E-04 9.00E-04 2.42E-03 52 % 48 % 3.3 Utblåsningsrater- og varigheter Tabell 3-4 angir rate- og varighetsfordeling for utblåsning fra Aasta Hansteen-feltet i et høyaktivitetsår. Maksimal tid for boring av avlastningsbrønn er 140 dager, som settes som lengste varighet. Utblåsningsratene er i området mellom 100 400 Sm 3 /døgn. Vektet varighet for overflateutblåsning er 18,6 døgn, mens vektet varighet for sjøbunnsutblåsning er 35,1 døgn. Vektet rate for overflateutblåsning er 106 Sm 3 /døgn, mens vektet rate for sjøbunnsutblåsning er 123 Sm 3 /døgn. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 10 av 39
Tabell 3-4: Oversikt over rate- og varighetsfordelinger som inngangsdata til oljedriftsberegninger for Aasta Hansteen-feltet i et høyaktivitetsår (Statoil, 2012; Vedlegg 1) Utslippssted Fordeling overflate/sjøbunn Overflate 0.52 Sjøbunn 0.48 Rate Sm3/dg 100 Varigheter (dg) og sannsynlighetsfordeling 2 14 140 Sannsynlighet for raten 0.979 300 0.66 0.23 0.1 0.004 400 0.017 100 0.912 200 0.49 0.29 0.21 0.018 400 0.071 3.4 Oljetype og oljedriftssimuleringer Oljedriftsmodelleringen er utført med Kristin kondensat. Kristin kondensat er et parafinsk kondensat og har en tetthet på 0,798 g/ml. Det inneholder 7,3 vekt % voks og 0,6 vekt % asfaltener. Viktige parametere for Kristin kondensat er vist i Tabell 3-5. Tabell 3-6 viser forvitringsegenskapene til Kristin kondensat. Tabell 3-5: Parametere for Kristin kondensat benyttet i spredningsberegning for Aasta Hansteen feltet (SINTEF, 2007;Statoil, 2012) Parameter Kristin kondensat Tetthet 798 kg/m 3 Maksimalt vanninnhold sommer/vinter 25 % / 25 % Voksinnhold 7,3 vekt % Asfalteninnhold (harde) 0,6 vekt % Viskositet, fersk olje (13 C og 100s -1 ) 4 cp GCR 67200 Sm 3 /Sm 3 Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 11 av 39
Tabell 3-6: Forvitringsegenskaper ved 2 og 12 timer for Kristin kondensat Forvitringsegenskaper Aasta Hansteen Kristin kondensat Sommer (15 C, 5m/s vind) Vinter (5 C, 10m/s vind) 2 timer Vannopptak 23 % 24 % Viskositet av emulsjon 40 cp 41 cp Fordampet 45 % 46 % Nedblandet 3 % 28 % 12 timer Vannopptak 25 % 25 % Viskositet av emulsjon 60 cp 90 cp Fordampet 60 % 60 % Nedblandet 32 % 53 % OSCAR er benyttet til oljedriftsmodellering. Dette er en 3-dimensjonal oljedriftsmodell som beregner oljemengde på sjøoverflaten, på strand og i sedimenter, samt konsentrasjoner i vannsøylen. Modellen inneholder databaser for ulike oljetyper, vanndyp, sediment-type, økologiske habitater og strandtyper. Oljedriftsberegningene er gjennomført for én lokasjon med posisjon 67 04' 07'' N, 07 05' 50'' E og et havdyp på 1300 m. Spredningsmodelleringer er gjennomført for et høyaktivitetsår for overflate- og sjøbunnsutblåsning fra feltet. Spredningsberegningene for utblåsning av olje tar utgangspunkt i Tabell 3-4. Treffsannsynlighet: For modellert overflate- og sjøbunnsutblåsning er det generert oljedriftsstatistikk på rutenivå for året (januar - desember). Influensområdene ( 5 % sannsynlighet for treff av olje i 10 10 km ruter), gitt utblåsning fra henholdsvis overflate og sjøbunn fra Aasta Hansteen-feltet i de ulike sesongene, er presentert i Figur 3-1. Influensområdene er basert på alle utslippsrater og -varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres av > 1 tonn olje i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor året. Det er veldig lite variasjon mellom sesongene. Influensområdene for både overflate- og sjøbunnsutblåsningsscenariene på Aasta Hansteen-feltet viser at kondensatet vil spre seg ut i Norskehavet mot nord-øst, parallelt med Norskekysten. Influensområdet er større fra et sjøbunnsutslipp enn fra et overflateutslipp. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 12 av 39
Figur 3-1: Sannsynlighet for treff av olje i 10 x 10 km sjøruter gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning fra Aasta Hansteen hele året. 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 det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor året. Tidsmidlet oljemengde >1 tonn (i 10 10 km ruter) innenfor influensområdet gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning fra Aasta Hansteen-feltet i et høyaktivitetsår er vist i Figur 3-2. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 13 av 39
Figur 3-2 Tidsmidlet oljemengde >1 tonn (i 10 10 km ruter) innenfor influensområdet gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning fra Aasta Hansteen-feltet i et høyaktivitetsår. Vannsøylekonsentrasjoner: Resultatene av konsentrasjonsberegningene rapporteres som totale konsentrasjonsverdier av olje (THC) i de øverste vannmassene, dvs. det skilles ikke mellom dispergert olje og løste oljekomponenter. Oljen i vannmassene vil i hovedsak skrive seg fra olje som blandes ned i vannmassene fra drivende oljeflak (naturlig dispergering som følge av vind og bølger). Nedblanding av oljen fra overflaten beregnes på basis av oljens egenskaper og den rådende sjøtilstanden. Oljedriftsmodelleringene gir ingen influensområder i vannsøylen med THC (totalt hydrokarbon) -konsentrasjoner >100 ppb i 10 10 km ruter (effektgrense for fiskeegg og larver) for noen av rate- og varighetskombinasjonene gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning fra Aasta Hansteen i de ulike sesongene, hverken for et høyaktivitetsår eller et normalt produksjonsår. Stranding: Det er ingen 10 10 km landruter som har over 5 % treffsannsynlighet med mer enn 1 tonn olje gitt en utblåsning fra Aasta Hansteen i et høyaktivitetsår eller et normalt produksjonsår. Det er således heller ingen stranding på 95- persentilen for strandingsmengde gitt en utblåsning. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 14 av 39
3.5 Årstid Analysen for Aasta Hansteen er gjennomført som en helårig analyse og dekker dermed planlagt boreperiode. 3.6 Beskrivelse av miljøressurser/vøker Miljørisikoanalysen for Aasta Hansteen ble gjennomført våren 2012, og nyeste data for naturressurser ble benyttet. Analysen er gjennomført som en skadebasert miljørisikoanalyse i henhold til OLFs veiledning for miljørisikoanalyser for sjøfugl (åpent hav og kystnært), marine pattedyr, fisk og strandhabitat. For flere detaljer henvises det til hovedrapporten [1]. 3.7 Miljørisiko Miljørisikoen ved en utblåsning beregnes for de identifiserte VØKene og uttrykkes ved sannsynlighet for skade på bestander eller kystområder. Skade er definert i form av restitusjonstid og graden av skade er inndelt i fire kategorier; mindre (<1 års restitusjonstid), moderat (1-3 års restitusjonstid), betydelig (3-10 års restitusjonstid) og alvorlig (>10 års restitusjonstid) miljøskade. 3.7.1 Miljørisiko for sjøfugl åpent hav Miljørisiko for sjøfugl i åpent hav forbundet med utblåsning fra Aasta Hansteen-feltet i et høyaktivitetsår er vist i Figur 3-3 som månedlige risikobidrag og Figur 3-4 som årlig risiko målt mot de feltspesifikke akseptkriteriene. I høyaktivitetsfasen er det bidrag fra boring, komplettering og produksjon. Sannsynligheten for mindre og moderat skade på sjøfugl er rimelig lik gjennom hele året, med høyest utslag for lunde i desember. Høyeste månedlige nivå er 1,72*10-5 for moderat miljøskade. Det er høyest sannsynlighet for betydelig risiko i perioden desember februar, og ingen betydelig risiko i perioden april juli. Høyest utslag er for polarlomvi i mars. Det er bare sannsynlighet for alvorlig risiko i perioden desember mars, med høyest utslag for polarlomvi med en frekvens på 6,00*10-7. Årlig risiko utgjør 3,8 % av akseptkriteriet for moderat miljøskade. Bidraget til risikonivået er nokså likt fra overflate- og sjøbunnsutblåsning, med noe høyere bidrag fra sjøbunnsutblåsning. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 15 av 39
Figur 3-3: Månedlige risikobidrag for sjøfugl i åpent hav for henholdsvis mindre, moderat, betydelig og alvorlig miljøskade forbundet med utblåsning fra Aasta Hansteen-feltet i et høyaktivitetsår. Høyeste utslag i hver skadekategori uavhengig av art er vist. Årlig hendelsesfrekvens er delt på årets tolv måneder. Figur 3-4: Årlig risiko for sjøfugl i åpent hav i et høyaktivitetsår ved Aasta Hansteen-feltet, presentert som prosentandel av de feltspesifikke akseptkriteriene i de ulike skadekategorier. Figuren viser risikobidrag fra hhv. overflate- og sjøbunnsutblåsning. Høyeste månedlige bidrag i hver skadekategori uavhengig av art er summert til årlig risiko. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 16 av 39
3.7.2 Miljørisiko for kystnære sjøfugl Det er ingen beregnet miljørisiko for kystnær sjøfugl forbundet med utblåsning fra Aasta Hansteen-feltet i et høyaktivitetsår. 3.7.3 Miljørisiko for fisk Det er ingen beregnet sannsynlighet for tap av mer enn 1 % fiskeegg og -larver, eller mer enn 1 % årsklasse-rekrutter av sild og torsk, gitt en overflate- eller sjøbunnsutblåsning fra Aasta Hansteen i et høyaktivitetsår (ikke vist i figur). Fisk er derfor ikke tatt videre i risikoberegninger for Aasta Hansteen-feltet. 3.7.4 Miljørisiko for marine pattedyr Influensområdene for utblåsninger fra Aasta Hansteen-feltet ligger langt fra land, og det er ikke sannsynlighet for treff av kondensat i kystområdene. Det ble derfor ikke analysert på miljørisiko for marine pattedyr i foreliggende analyse. 3.7.5 Miljørisiko for strandhabitater Det er ingen 10 10 km landruter som har over 5 % treffsannsynlighet for mer enn 1 tonn kondensat gitt en utblåsning fra Aasta Hansteen i et høyaktivitetsår. Det er heller ingen stranding på 95-persentilen for strandingsmengde gitt en utblåsning. Strand ble derfor ikke tatt videre og vist i resultatene i foreliggende analyse. 3.8 Oppsummering og konklusjon av miljørisiko Figur 3-5 viser risikobidragene fra de ulike aktivitetene i et høyaktivitetsår på Aasta Hansteen-feltet som andel av de feltspesifikke akseptkriteriene i de ulike skadekategoriene. I et høyaktivitetsår er det antatt 6 boringer, 6 kompletteringer og 6 brønner i produksjon. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 17 av 39
Figur 3-5: Årlig risiko i et høyaktivitetsår ved Aasta Hansteen-feltet, presentert som andel av de feltspesifikke akseptkriteriene i de ulike skadekategorier. Figuren viser risikobidrag fra de ulike aktivitetene på feltet. I høyaktivitetsfasen er det bidrag fra boreoperasjoner, kompletteringer og produksjon. Miljørisikoen forbundet med et høyaktivitetsår er maksimalt 3,8 % av akseptkriteriet for moderat miljøskade, og miljørisikoen forbundet med et normalt produksjonsår er maksimalt 2,0 % av akseptkriteriet for moderat miljøskade. Miljørisikoen ligger således innenfor Statoils feltspesifikke akseptkriterier og godt under ALARP-nivå (50 % av akseptkriteriet). Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 18 av 39
4 Beredskapsanalyse Beredskap som et konsekvensreduserende tiltak vil være et viktig bidrag til risikoreduksjon. Effektiv oljevernberedskap vil redusere oljemengdene på sjøen, og videre føre til reduksjon i det totale influensområdet av et mulig oljeutslipp. Statoils primære strategi for oljevern ved utbygging er mekanisk oppsamling på åpent hav nær kilden. Dispergering vil vurderes som supplementær respons under en aksjon og NOFOs ressurser vil da kunne benyttes. Metodikk for fastsettelse av krav til oljevern er beskrevet i kapittel 2.5.2. For øvrige detaljer henvises det til NOFOs planverk [3] og OLFs veileder for miljørettet beredskapsanalyse [4]. 4.1 Ytelseskrav 4.1.1 Kapasitet Barriere 1: Skal ha kapasitet til å kunne ta opp beregnet emulsjonsmengde på sjø. Barriere 2: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne ta opp den mengden emulsjon som passerer barriere 1 pga. redusert barriere-effektivitet i barriere 1. 4.1.2 Responstid Barriere 1: Full kapasitet innen korteste drivtid til land, basert på beregnet kapasitetsbehov. Barriere 2: Fortløpende etter at barriere 1-systemer er mobilisert og med full kapasitet innen korteste beregnet drivtid til land. Barriere 3 og 4: Skal igangsettes innen korteste drivtid til land. 4.2 Dimensjonering av barriere 1 og 2 NOFOs kalkulator for beregning av systembehov er benyttet for å sette krav til oljevern i barriere 1 og 2 under boring og produksjon på Aasta Hansteen. For feltutbygging benyttes maksimal rate og forventet oljetype til å dimensjonere de to barrierene på åpent hav. Et NOFO-system består av: - Et oljevernfartøy et forsyningsfartøy med oljevernklasse (OR) - En 400-meters lense - En oljeopptaker, tradisjonell Transrec eller opptaker for voksholdig olje med høy viskositet - Et slepefartøy - Lagringskapasitet for oljeemulsjon på 1000 m 3 - NOFO-personell Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 19 av 39
Figur 4-1: Konfigurasjon av en NOFO-lense med slepebåt For dimensjonering av barriere 1 benyttes egenskaper (fordamping, naturlig nedblanding og vannopptak) for 2 timer gammel olje. Statoil har valgt å gjøre beregninger for to årstider, sommer og vinter. Som regel krever vintersesongen høyest beredskap. For sommerstid benyttes egenskaper ved vindstyrke 5 m/s, mens det vinterstid benyttes egenskaper ved vindstyrke 10 m/s. Utregningen viser hvor mange systemer som kreves for å kunne ta opp all emulsjonsmengde ved disse betingelsene for de to årstidene. Tabell 3-6 gir en oversikt over Kristin kondensat sine forvitringsegenskaper ved ulik vind og temperatur. For dimensjonering av barriere 2 beregnes det antall systemer som kreves for å kunne ta opp all emulsjonsmengde som har passert barriere 1 pga redusert barriere-effektivitet. Systemeffektiviteten er avhengig av bølgehøyde og lysforhold, og varierer mellom de ulike områdene (Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet) på norsk sokkel. Disse dataene hentes fra NOFO sine nettsider. I beregningen av systembehov for barriere 2 benyttes oljeegenskaper for 12 timer gammel olje. Utregningen av beredskapsbehov for Aasta Hansteen i barriere 1 og 2, som er gitt med bakgrunn i høyest utblåsningsrate i borefasen (400 Sm 3 /d), er vist i Tabell 4-1. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 20 av 39
Tabell 4-1: Beregnet beredskapsbehov for Aasta Hansteen i barriere 1 og 2 Sommer Vinter Parameter - Kristin kondensat 15 C, 5 m/s vind 5 C, 10 m/s vind Utstrømningsrate - vektet (Sm3/d) 400 400 Tetthet (ikke brukt i beregningene) 798 kg/sm 3 798 kg/sm 3 Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 45 46 Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 3 28 Oljemengde tilgj.for emulsjons dannelse (Sm3/d) 208 104 Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 23 24 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3/d) 270 137 Behov for NOFO-systemer i barriere 1 0,113 0,057 Systemeffektivitet, barriere 1 (%) 60 30 Emulsjonsmengde til barriere 2 (Sm3/d) 108 96 Oljemengde inn til barriere 2 (Sm3/d) 83 73 Fordampning (delta 2-12 t) 15 14 Nedblanding (delta 2-12 t) 29 25 Oljemengde tilgj.for emulsjons dannelse (Sm3/d) 47 44 Vannopptak (etter 12 timer på sjø) 25 25 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 2 (Sm3/d) 62 59 Behov for NOFO-systemer i barriere 2 0,026 0,025 Totalt antall systemer i barriere 1 og 2 1 1 For fastsettelse av responstider benyttes OLFs veiledning for miljørettede beredskapsanalyser, hvor det står at barriere 1 skal etableres ut fra best oppnåelig responstid, og være fullt utbygd senest innen korteste drivtid til land [4]. Ved bruk av NOFOs planverk og i samarbeid med StatoilMarin vurderes best oppnåelige responstid for systemene ut til borelokasjon basert på fartøyenes gangfart og dagens reelle fartøysituasjon, samt utstyrsplassering og slepebåtkapasitet. Figur 4-2 gir en oversikt over plasseringen av NOFO-utstyr per januar 2012. Kondensatet/lettoljen vil kunne danne lavviskøs, stabil emulsjon. Pga. lav viskositet kan lensetapet være betydelig, men mekanisk oppsamling er mulig. Kondensatet/lettoljen kan dispergeres, både under sommer- og vinterforhold. For utbyggingen av Aasta Hansteen settes det krav til første NOFO-system med slepefartøy innen 10 timer etter at akutt forurensning er oppdaget. Dette vil være beredskapsfartøy fra Haltenbanken. For barriere 1 og 2 settes det krav til fullt utbygget barriere innen 10 timer. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 21 av 39
Figur 4-2: Plassering av NOFO-utstyr per mai 2012 [3] 4.3 Dimensjonering av barriere 3 og 4 Oljedriftssimuleringer som er gjennomført viser at det ikke er sannsynlighet for stranding gitt en utblåsning fra Aasta Hansteen-feltet. Det settes dermed ikke spesifikke krav til oljevernberedskap i barriere 3 og 4 for aktiviteten på feltet, men ressurser kan mobiliseres ved behov og iht eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og de berørte IUAene. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 22 av 39
4.4 Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for utbyggingen av Aasta Hansteen-feltet er oppsummert i Tabell 4-2. Det er satt krav til 1 NOFO-system i barriere 1 og 2, med responstid på 10 timer for første system. Tabell 4-2: Statoils krav til oljevernberedskap for utbygging av Aasta Hansteen. Barriere 1 2 Bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid Første system innen 10 timer Antall systemer i barrieren 1 NOFO-system Barriere 3 4 Bekjempelse i kyst- og strandsone Systemer og responstid Ressurser mobiliseres i det omfanget situasjonen tilsier og iht NOFOs planverk for produserende felt i området [3] Fjernmåling og miljøundersøkelser - Akutt forurensning skal oppdages innen 3 timer etter hendelsen - Luftovervåking igangsettes snarest mulig og senest innen 5 timer - Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer 5 Referanser [1] DNV (2012). Miljørisikoanalyse for utbygging og i Norskehavet, 2012. Rapport nr. 2012-0695. [2] OLF (2007). Veileder for miljørettet risikoanalyse. [3] NOFOs planverk - www.nofo.no [4] OLF (2007). Veileder for miljørettet beredskapsanalyse. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 23 av 39
App A Input to environmental risk analysis for Aasta Hansteen. Technical note Blowout Scenario Analysis Input to the environmental risk analysis for Aasta Hansteen. Alexander Solberg, TPD TEX HSEC ST April 18 th 2012 Summary This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to the Aasta Hansteen gas field. Blowout probability, flow rates and duration are quantified for application in the Aasta Hansteen environmental risk analysis (ERA). The assessment is based on activity levels in a year of peak and a year of normal activity. The overall blowout probability is judged to be 2.4 10-3 for a year of peak activity and 9.2 10-4 for a year of normal activity. The condensate blowout rates are in the range between 100 and 400 Sm 3 /d. It is found that the duration of a blowout could potentially amount to 140 days with 0.5 % probability. 6 Introduction The purpose of this note is to provide input to the environmental risk analysis for the Aasta Hansteen Field Development 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/ Calculated blowout rates from the reservoir, surface and seabed /3/ Judgements and considerations in TPD TEC HSEC ST and in dialogue with the relevant organisation. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 24 av 39
7 Field Specific Information The Aasta Hansteen gas field is located west of Bodø in the North Sea at water depths of 1300 m. The nearest offshore installation is Norne 140 km away. The field consists of 7 subsea wells, 2 templates and 1 single satellite. The main challenges for the field are deep water, harsh environment and technology development. The well s objective is to penetrate the HC bearing formation Nise. Batch drilling is scheduled to start in Q2 2015 and will commence through 2016. The 8 ½ hole will be drilled through a HXT and the wells will be completed in batch from early spring 2016. A well design for a typical Aasta Hansteen well is shown below in Figure 1. Figure 1: Illustration of worst case flowpath for Luva Well, ref /3/. The simulations were performed by Acona Wellpro and based on the reservoir and fluid input presented in Table 1 and Table 2. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 25 av 39
Table 1: Reservoir properties, ref //. Table 2: Target reservoir/ fluid properties, ref /3/ Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 26 av 39
8 Blowout scenarios and probabilities 8.1 Blowout scenarios Both surface and subsea blowout scenarios are simulated. 8.1.1 During drilling operation 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. Simulations for the drilling ahead scenario have not been performed for Aasta Hansteen. Conservatively the probability for the tripping scenario has been assigned to this category. 8.1.2 During production and well intervention During production and wireline operation the following scenario is defined; Production etc. Loss of well control during production or during well intervention. Blowout through 7 production tubing to surface Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 27 av 39
The overview of blowout causes is given in /1/ (Table 4.9). A number of incidents are recorded with drill string or tubing in the wellbore for these operations. For this assessment a blowout through the production tubing with no additional tubing/ drill pipe in the hole is conservatively assumed. The following probability is applied: P(Through production tubing blowout) = 1,00 8.2 Blowout probabilities The blowout frequencies found in Scandpower /2/ are the outset of our assessment. The expected fluid of Aasta Hansteen is gas and condensate. Gas and condensate is expected both in the 12 ¼ and 8 ½ sections, the overall probability of a blowout is therefore estimated to be twice the one of a single section in this case: 2 x 2.16 10-5 = 4.3 10-5 The applied blowout probabilities for Aasta Hansteen is: P(blowout, drilling, gas well) = P(blowout, completion, gas well) = P(blowout, wireline, gas well) = P(blowout, production, gas well) = 4.3 10 2.1 10 1.0 10 1.5 10 5 4 5 4 8.2.1 Blowout probability in a year of peak activity The activity level on Aasta Hansteen is evaluated by the project, ref /4/. A year of peak activity is presented in Table 3. Table 3: Activity level, year of peak activity Activity Number of operations Gas well Drilling 6 Completion 6 Production 6 The resulting blowout probability relative to a year of peak activity is: P(blowout, development drilling, gas well) = 6 4.3 10-5 = 2.6 10-4 P(blowout, completion, gas well) = 6 2.1 10-4 = 1.3 10-3 + P(blowout, production, gas well) = 6 1.5 10-4 = 9.0 10-4 = P(blowout in a year of peak activity) 2.4 10-3 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 28 av 39
8.2.2 Blowout probability in a year of normal activity A year of production has been chosen to represent the normal activity level which is presented in Table 4. Table 4: Activity level, in a normal year of production Activity Number of operations Gas well Wireline 2 Production 6 The resulting blowout probability relative to a year of normal activity is: P(blowout, wireline, gas well) = 2 1.0 10-5 = 2.0 10-5 + P(blowout, production, gas well) = 6 1.5 10-4 = 9.0 10-4 = P(blowout in a year of normal activity) 9.2 10-4 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 29 av 39
9 Blowout rates Activities on Aasta Hansteen will be conducted by a SPAR platform. This SPAR platform will be positioned by anchor or DP during operation and the BOP will be placed on the seabed. Both surface and seabed are possible release points should a blowout occur. Aasta Hansteen will be developed with subsea templates and wellheads on the sea floor. For producing wells only seabed release is relevant. The activity specific flow path distribution for floaters as recommended by Scandpower, is presented in Table 5. It is based on information found in Table 6.2 in /2/ and an overall assessment of scenarios and type of platform. Table 5: Flow path distribution, SPAR Activity SPAR platform Seabed Surface Drilling 0,80 0,20 Completion 0,05 0,95 Wireline 0,75 0,25 Production (subsea well) 1 0 Simulations of blowout rates for different scenarios have been performed by Acona Wellpro, ref /3/, based on input as displayed in Table 1 and Table 2. Four main scenarios have been evaluated with respect to possible blowout rates: 1. Kick scenario: 5 meter penetration with 8 ½'' hole 2. Swab scenario: full penetration with 8 ½'' hole 3. Kick scenario: 5 meter penetration with 12 ¼'' hole 4. Swab scenario: 10 meter penetration with 12 ¼'' hole The blowout rates are calculated for both a seabed and surface release under the conservative assumptions: Unrestricted annulus flow where the BOP has failed entirely. Gas coning is not considered. As time passes reservoir pressure will decline from production, this factor is not accounted for. Historical data has few recordings of open hole blowouts /1/ and the likelihood of such a scenario is seen as negligible. Flow through annulus is most likely and annulus rates are therefore used to represent the flow potential of a blowout during drilling operations /3/. When it comes to completion and wireline activities, blowouts through drill string, annulus and tubing have been recorded /1/ with drill string and tubing as the most likely flow paths. Blowouts from producing wells will most likely flow through tubing. Calculation of a through tubing blowout rates are not performed and the assigned annulus rates for these operations are considered conservative. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 30 av 39
For assessment of environmental risk, only the oil (condensate) blowout rates are relevant. The blowout rates are presented in Table 6 and Table 7. Table 6: Condensate blowout rates, drilling /3/ Section Section Probability Scenario Scenario probability Blowout rates Unrestricted, annulus flow (Sm 3 /d)* Surface Seabed 12 ¼ 0,5 Top penetration 0,2 300 200 Tripping 0,8 400 400 Top penetration 0,2 100 100 8 ½ 0,5 Tripping 0,8 100 100 * adjusted towards the nearest hundred. Table 7: Condensate blowout rates, completion, wireline and production /3/ Blowout rates Unrestricted, 7.5 tubing flow (Sm 3 /d)* Surface Seabed 100 100 * averaged for two different well paths and adjusted towards the nearest hundred. 9.1 Blowout rates in a year of peak activity The probabilities presented in Chapter 2.1 above, are conditioned on different activities, relevant to a year of peak activity. Given a blowout in a year of peak activity we get the following normalised probabilities; P(blowout, drilling blowout) = 2.6 10-4 / 2.4 10-3 = 0.107 P(blowout, completion blowout) = 1.3 10-3 / 2.4 10-3 = 0.521 + P(blowout during production blowout) = 9.0 10-4 / 2.4 10-3 = 0.372 = Sum 1.000 Table 8 displays combinations of activity specific blowout rates and scenario probabilities. All probabilities are conditioned on a blowout in a year of peak activity. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 31 av 39
Table 8: Blowout scenario Blowout rate probability distribution. Condensate blowout rate (Sm 3 /d) Surface release Scenario probability 300 0,2 0,5 0,2 0,107 = 0,002 12 ¼ Drilling gas producer 400 0,2 0,5 0,8 0,107 = 0,009 8 ½ 100 0,2 0,5 0,2 0,107 = 0,002 100 0,2 0,5 0,2 0,107 = 0,009 Completion 100 0,95 0,521 = 0,495 Production 100 0 0,372 = 0 Seabed release 200 0,8 0,5 0,2 0,107 = 0,009 12 ¼ Drilling gas producer 400 0,8 0,5 0,8 0,107 = 0,034 8 ½ 100 0,8 0,5 0,2 0,107 = 0,009 100 0,8 0,5 0,2 0,107 = 0,034 Completion 100 0,05 0,521 = 0,026 Production 100 1 0,372 = 0,372 The probability distribution between surface and seabed release is 52% and 48% in order of appearance. Table 9: Normalised blowout rate probability distribution. Release point Surface Seabed Condensate blowout rate (Sm 3 /d) Normalised rate probability 100 0,506/0,516 = 0,979 300 0,002/0,516 = 0,004 400 0,009/0,516 = 0,017 100 0,441/0,484 = 0,912 200 0,009/0,484 = 0,018 400 0,034/0,484 = 0,071 Sum 2,00 The probability distribution is shown below in Figure 2 and Figure 3 for topside and subsea releases, respectively. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 32 av 39
Figure 2: Blowout rate probability distribution for Aasta Hansteen, topside releases. Figure 3: Blowout rate probability distribution for Aasta Hansteen, subsea releases. 9.2 Blowout rates in a year of normal activity The probabilities presented in Chapter 2.2 above, are conditioned on different activities, relevant to a year of normal activity. Given a blowout in a year of normal activity we get the following normalised probabilities; P(wireline blowout) = 2.0 10-5 / 9.2 10-4 = 0,022 + P(production blowout) = 9.0 10-4 / 9.2 10-4 = 0,978 = Sum 1,00 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 33 av 39
The resulting probability distributions are displayed intable 10 and Table 11. The probabilities are conditioned on a blowout in a year of normal activity. Table 10: Blowout rate probability distribution. Blowout scenario Condensate blowout rate (Sm 3 /d) Scenario probability Surface release Wireline 100 0,25 0,022 = 0,005 Production 100 0 0,978 = 0 Seabed release Wireline 100 0,75 0,022 = 0,016 Production 100 1 0,978 = 0,978 The probability distribution between surface and seabed release is 0.5% and 99.5% in order of appearance. Table 11: Normalised blowout rate probability distribution. Release point Condensate blowout rate (Sm 3 /d) Normalised rate probability Surface 100 0,005/0,005 = 1,00 Seabed 100 0,995/0,995 = 1,00 Sum 2,00 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 34 av 39
10 Blowout duration A condensate 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 oil 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/. Water and oil coning are not considered in the assessment. Well specific input about time to drill a relief wells is given by the project /4/, and presented in Table 12. 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 12: Time to drill a relief well (days) Time to: Minimum: Most likely: Maximum: - make decisions 1 1 1 - mobilise a rig; transfer, anchoring, supply of equipment and preparations 30 45 90 - drilling 8 ½ 40 50 60 - geomagnetic steering into the well 1 2 5 - killing the well 1 2 5 The required time to drill a relief well and kill a blowout is judged by the project to be between 73 and 161 days. A Monte Carlo simulation is performed to produce a duration distribution from the well specific input in Table 12. The expected time found is 111 days. A probability distribution is presented in Figure 4. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 35 av 39
Figure 4: Duration distribution, Time to drill a relief well The probability distribution, found in Table 13 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 13 maximum blowout duration is suggested to be 140 days. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 36 av 39
Table 13: Probability distribution for a blowout to end as a function of time (days) Duration Seabed blowout Duration Seabed Surface blowout Surface blowout (days) (days) blowout 0,5 0,41 0,28 63 0,000 0,002 1 0,12 0,10 70 0,000 0,001 2 0,131 0,114 77 0,000 0,001 5 0,144 0,157 84 0,000 0,001 7 0,038 0,052 91 0,003 0,007 10 0,031 0,048 98 0,010 0,019 14 0,021 0,037 105 0,014 0,027 21 0,016 0,034 112 0,012 0,023 28 0,007 0,017 119 0,011 0,022 35 0,004 0,009 126 0,009 0,017 42 0,002 0,006 133 0,006 0,012 49 0,001 0,004 140 0,004 0,009 56 0,001 0,003 *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 5. In Figure 6 blowout duration and time to drill a relief well are described by cumulative probability curves. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 37 av 39
Figure 5: Blowout duration described by probability distributions Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 38 av 39
Figure 6: Cumulative Probability distribution for number of days blowout duration. Referanser /1/ Holand, Per: Blowout and Well Release Characteristics and Frequencies, 2008, Sintef Technology and Society, December 2008. /2/ Scandpower: Blowout and Well Release Frequencies based on Sintef Offshore Blowout Database 2010, 2011 /3/ Acona Wellpro: Memo 6707/10-1 Luva Blowout rates and wellkill requirements #1, March 23 rd, 2011 /4/ Inputdata MRABA Aasta Hansteen Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 39 av 39