drift av Dagny og Eirin-feltet Gradering:Open Status: Final Utløpsdato: Side 1 av 45
Tittel: Oppsummering av miljørisikoanalyse samt krav til beredskap mot akutt forurensning for utbygging og Dokumentnr.: Kontrakt: Prosjekt: Gradering: Internal Utløpsdato: Distribusjon: Fritt i Statoilkonsernet Status Final Utgivelsesdato: : Eksemplar nr.: 2012-05-31 Forfatter(e)/Kilde(r): Aasbø, Linda-Mari Omhandler (fagområde/emneord): Merknader: : Oppdatering: Ansvarlig for utgivelse: Myndighet til å godkjenne fravik: Fagansvarlig (organisasjonsenhet): Fagansvarlig (navn): Dato/Signatur: TPD TEX HSEC EIT Tom Sørnes Utarbeidet (organisasjonsenhet): Utarbeidet (navn): Dato/Signatur: TPD TEX HSEC EIT ET Linda-Mari Aasbø Anbefalt (organisasjonsenhet): Anbefalt (navn): Dato/Signatur: TPD TEX HSEC EIT Marianne B. Tangvald Godkjent (organisasjonsenhet): Godkjent (navn): Dato/Signatur: TPD TEX HSEC EIT Kåre Salte Gradering:Open Status: Final Utløpsdato: Side 2 av 45
Innhold 1 Sammendrag... 4 2 Innledning... 5 2.1 Definisjoner og forkortelser... 5 2.2 Bakgrunn... 6 2.3 Aktivitetsbeskrivelse... 6 2.4 Statoils akseptkriterier for miljørisiko... 7 2.5 Metodikk... 7 2.5.1 Miljørisikoanalyse... 7 2.5.2 Beredskapsanalyse... 7 3 Miljørisikoanalyse... 8 3.1 Basisinformasjon om Dagny og Eirin... 8 3.2 Type aktiviteter og utslippssannsynlighet... 8 3.3 Utblåsningsrater- og varigheter... 9 3.4 Oljetype og oljedriftssimuleringer... 9 3.5 Årstid... 14 3.6 Beskrivelse av miljøressurser/vøker... 14 3.7 Miljørisiko... 15 3.7.1 Miljørisiko for sjøfugl åpent hav... 15 3.7.2 Miljørisiko for kystnære sjøfugl... 16 3.7.3 Miljørisiko for marine pattedyr... 17 3.7.4 Miljørisiko for strandhabitater... 17 3.8 Oppsummering og konklusjon av miljørisiko... 18 4 Beredskapsanalyse... 20 4.1 Ytelseskrav... 20 4.1.1 Kapasitet... 20 4.1.2 Responstid... 20 4.2 Dimensjonering av barriere 1 og 2... 20 4.3 Dimensjonering av barriere 3 og 4... 23 4.4 Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning... 24 5 Referanser... 25 App A Input to environmental risk analysis for the Katla field development. Technical note.... 27 Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 3 av 45
1 Sammendrag Statoil planlegger å bygge ut olje- og gassfeltet Dagny og Eirin i Nordsjøen. Feltet er lokalisert ca. 30 km nord for Sleipner og ca. 200 km fra nærmeste land, som er Utsira (Figur 2-1). Vanndybden på lokasjonen er 116 meter. Dagny er et olje- og gassfelt som i utgangspunktet vil bli bygget ut med 8 oljeproduserende brønner og 3 gassproduserende brønner/injeksjonsbrønner. Feltet bygges ut med en plattform med stålunderstell. Brønnene vil bli boret med en jack-uprigg via plattformen. Eirin-feltet ligger 9 km nord-vest for Dagny og vil bygges ut med sjøbunnsrammer. Eirin er et gassfelt, og vil i utgangspunktet bli bygget ut med 2 gassproduserende brønner. Produksjon har planlagt oppstart i Q4 2016. I forkant av boringen har Statoil fått gjennomført en fullstendig miljørisikoanalyse for Dagny og Eirin, 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 4,7 % av Statoils akseptkriterier. Miljørisikoen forbundet med utbyggingen av Dagny og Eirin ligger således innenfor Statoils feltspesifikke akseptkriterier og godt under ALARP-nivå (50 % av akseptkriteriet) i alle fire sesonger. 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 11 NOFO-systemer i barriere 1 og 2 for boringen i forbindelse med utbyggingen av Dagny og Eirin. Resultatene fra oljedriftsberegningene gjennomført for Dagny og Eirin viser at det vil forekomme noe stranding, men strandingen er forbundet med lang drivtid (60,8 døgn) og lav emulsjonsmengde (201 tonn) innenfor 95-persentilen. Ressurser i barriere 3 og 4 mobiliseres i det omfanget situasjonen tilsier og iht NOFOs planverk for produserende felt i området. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 4 av 45
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: Side 5 av 45
- 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 Dagny og Eirin 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 3-1). 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 planlegger å bygge ut olje og gassfeltet Dagny og Eirin i Nordsjøen. Feltet er lokalisert ca. 30 km nord for Sleipner og ca. 200 km fra nærmeste land, som er Utsira (Figur 2-1). Vanndybden på lokasjonen er 116 meter. Dagny er et oljeog gassfelt som i utgangspunktet vil bli bygget ut med 8 oljeproduserende brønner og 3 gassproduserende brønner/injeksjonsbrønner. Feltet bygges ut med en plattform med stålunderstell. Brønnene vil bli boret med en jack-uprigg via plattformen. Eirin-feltet ligger 9 km nord-vest for Dagny og vil bygges ut med sjøbunnsrammer. Eirin er et gassfelt, og vil i utgangspunktet bli bygget ut med 2 gassproduserende brønner. Produksjon har planlagt oppstart i Q4 2016. Figur 2-1: Beliggenheten til Dagny og Eirin i Nordsjøen Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 6 av 45
2.4 Statoils akseptkriterier for miljørisiko For analyse av miljørisiko knyttet til utbyggingen av Dagny og Eirin 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 Dagny og Eirin. Varighet av skaden Installasjonsspesifikk Feltspesifikk risikogrense Miljøskade (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 2.5 Metodikk 2.5.1 Miljørisikoanalyse Miljørisikoanalysen for utbyggingen av Dagny og Eirin 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 Dagny og Eirin 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, er det satt krav til mobilisering etter behov og iht NOFOs planverk for produserende felt i området [3]. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 7 av 45
3 Miljørisikoanalyse 3.1 Basisinformasjon om Dagny og Eirin Tabell 3-1: Basisinformasjon for utbyggingen av Dagny og Eirin Posisjon for DFU 58 34' 19.848'' N 1 41' 48.436'' Ø Vanndyp 116 Analyseperiode Oljetype (referanseolje) Riggtype Utblåsningsrater Maksimal utblåsningsvarighet Hele året (4 sesonger for miljørisikoanalysen) Norne blend Flytere - ukjent Vektet rate overflate: ca. 7500 Sm 3 /døgn Vektet rate sjøbunn: ca. 6000 Sm 3 /døgn 98 døgn GOR (Sm 3 /Sm 3 ) 240 Sm 3 /Sm 3 Tid for boring av avlastningsbrønn 83 døgn Forventet borestart 4Q 2016 3.2 Type aktiviteter og utslippssannsynlighet En oversikt over aktiviteter som inkluderes i miljørisikoanalysen for Dagny er gitt i Tabell 3-2. Ratevurderingene omfatter alle brønner og alle operasjoner i brønner, inklusiv boring av produksjonsbrønner, kompletteringer og brønner i drift slik man antar aktivitetsnivået er i et år med høy aktivitet. Frekvensen for et år med normal aktivitet og produksjon er noe lavere enn et år med høy aktivitet (8,2 x 10-4 ) og vil således 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 Dagny (Statoil 2012, se Vedlegg 1) Antall operasjoner Aktivitet Oljebrønn Gassbrønn Boring 3 Komplettering 3 Intervensjonsaktiviteter 3 Produksjon 5 3 Sannsynligheten for utblåsning per operasjon i høyaktivitetsfasen for Dagny er oppgitt i Tabell 3-3, med angivelse av sannsynlighet for overflate- versus sjøbunnsutblåsning. Total utslippssannsynlighet er 9,0 x 10-4, med en overflate- /sjøbunnsfordeling på 0,79/0,21. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 8 av 45
Tabell 3-3: Sannsynlighet for utblåsning per operasjon for Dagny i et høyaktivitetsår. Det er videre angitt sannsynlighetsfordelingen mellom overflate- og sjøbunnsutblåsning (Statoil 2012; Vedlegg 1) Aktivitet Antall av aktiviteten Frekvens per aktivitet Total frekvens Overflateutblåsning Sjøbunnsutblåsning Boring (utviklingsboring, oljebrønn) 3 2,6E-05 7,8E-05 Komplettering 3 8,5E-05 2,5E-04 Wireline 0 4,0E-06 0,00E+00 Workover 0 1,4E-05 0,00E+00 79 % 21 % Intervensjon 3 1,4E-05 4,2E-04 Produksjon (olje) 5 1,5E-05 7,5E-04 Produksjon (gass) 3 1,5E-04 4,5E-04 Total sannsynlighet for utblåsning 9,0E-04 79 % 21 % 3.3 Utblåsningsrater- og varigheter Tabell 3-4 angir rate- og varighetsfordeling for utblåsning fra Dagny i et høyaktivitetsår. Forventet tid for boring av avlastningsbrønn er 83 dager. Maksimal utblåsningsvarighet er beregnet til 98 døgn. Utblåsningsratene er i området 700 10100 Sm 3 /døgn. Dette gjelder både for overflate- og sjøbunnsutblåsning. Tabell 3-4: Oversikt over rate- og varighetsfordelinger som inngangsdata til oljedriftsberegninger for Dagny og Eirin-feltet i et høyaktivitetsår (Statoil, 2011; Vedlegg 1) Fordeling Utslippssted overflate/ sjøbunn Overflate 79 % Sjøbunn 21 % Varigheter (døgn) og Rate Sannsynlighet for sannsynlighetsfordeling Sm3/døgn raten 2 14 98 700 0,016 4900 0,444 66 % 24 % 10 % 8000 0,063 10100 0,476 700 0,023 4900 0,717 49 % 30 % 21 % 8000 0,093 10100 0,166 3.4 Oljetype og oljedriftssimuleringer Oljedriftsmodelleringen er utført med Norne blend-olje. Norne blend er en middels tung råolje med tetthet 0,868 g/ml, i likhet med Stær-oljen. Den er også en parafinsk råolje, med et høyt innhold av voks (11,7 vekt % voks). Norne Blend har lavt innhold av asfaltener (0,06 vekt %). Den har et høyt stivnepunkt (ca. 20 C allerede etter en time på sjøen). Når det foreligger tilstrekkelig med olje fra Dagny og Eirin vil det gjennomføres forvitringsstudier av oljen og oppdatering av analysene vil vurderes. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 9 av 45
Viktige parametere for Norne blend-oljen er vist i Tabell 3-5. Tabell 3-6 viser forvitringsegenskapene til Norne blend-oljen. Tabell 3-5: Oljeparametere for Norne blend-oljen benyttet i spredningsberegninger for Dagny og Eirin-feltet (SINTEF, 2010) Parameter Norne blend-olje Oljetetthet 868 kg/m 3 Maksimalt vanninnhold sommer/vinter 90 % / 86 % Voksinnhold 11,7 vekt % Asfalteninnhold (harde) 0,06 vekt % Viskositet, fersk olje (5 C og 10s -1 ) 212 cp GOR 240 Sm 3 /Sm 3 Tabell 3-6: Forvitringsegenskaper ved 2 og 12 timer for Norne blend-olje Forvitringsegenskaper Dagny og Eirin Norne blend-olje Sommer (15 C, 5m/s vind) Vinter (5 C, 10m/s vind) 2 timer Vannopptak 44 % 42 % Viskositet av emulsjon 1000 cp 3800 cp Fordampet 14 % 16 % Nedblandet 0 % 3 % 12 timer Vannopptak 79 % 74 % Viskositet av emulsjon 3500 cp 8000 cp Fordampet 20 % 21 % Nedblandet 2 % 15 % 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. Utfallet fra modelleringen er beregnet i tre fysiske dimensjoner og tid. Modellen inneholder databaser for ulike oljetyper, vanndyp, sediment-type, økologiske habitater og strandtyper. Oljedriftsberegningene er gjennomført for én lokasjon med posisjon 58 34' 19.848'' N 1 41' 48.436'' Ø og et havdyp på 116 m. Spredningsmodelleringer er gjennomført for et høyaktivitetsår for både 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 fire sesonger; vår (mars-mai), sommer (juni-august), høst (september- november) og vinter (desember-februar). Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 10 av 45
Influensområdene ( 5 % sannsynlighet for treff av olje i 10 10 km ruter), gitt utblåsning fra henholdsvis overflate og sjøbunn fra Dagny og Eirin-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 hver sesong. Influensområdene for både overflate- og sjøbunnsutblåsningsscenariene på Dagny & Eirin-feltet viser at oljen vil spre seg ut i Nordsjøen, mot norskekysten, med hoved-influensområde mot sør-øst. Det strekker seg også inn i Skagerrak. Det er samtidig noe sannsynlighet for at olje vil komme inn i kyststrømmen og bli dratt med nordover inn i Norskehavet langs kysten. Influensområdet er større fra et overflateutslipp enn fra et sjøbunnsutslipp. Figur 3-1: Sannsynlighet for treff av olje i 10 x 10 km sjøruter gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning fra Dagny og Eirin i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 11 av 45
Treff av olje i mengdekategorier: Årlig sannsynlighet for treff av olje i mengdekategoriene 1-100 tonn, 100-500 tonn, 500-1000 tonn og >1000 tonn i 10 10 km ruter gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning fra Dagny & Eirin-feltet er gitt i Figur 3-2. Det er et begrenset område, med lav sannsynlighet, for > 500 tonn olje ved både en overflate- og sjøbunnsutblåsning (Figur 3-2). Det er større sannsynlighet for treff av olje i mengdekategoriene 1-100 tonn enn 100-500 tonn. Figur 3-2: Sannsynligheten for treff av mer enn 1 tonn olje i mengdekategoriene 1-100 tonn, 100-500 tonn, 500-1000 tonn og >1000 tonn i 10 10 km sjøruter gitt en overflate- (venstre) og sjøbunnsutblåsning (høyre) fra Dagny & Eirinfeltet for 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 er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning. 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. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 12 av 45
igur 3-3 viser influensområdene i vannsøylen med THC (totalt hydrokarbon) -konsentrasjoner over 100 ppb i 10 10 km ruter (effektgrense for fiskeegg og larver) for alle rate- og varighetskombinasjoner gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning fra Dagny & Eirin-feltet i de ulike sesongene. Influensområdene i vannsøylen er vist sammen med tobisområder i Nordsjøen. For et overflateutslipp er det ingen sannsynlighet for THC-konsentrasjoner > 300ppb. Det er større treffsannsynlighet for THC konsentrasjoner i vannsøylen gitt sjøbunnsutslipp kontra et overflateutslipp. Området med observasjoner av THC-konsentrasjoner i vannsøylen er også større om våren og sommeren enn om høsten og vinteren ved et sjøbunnsutslipp. Forskjellene mellom sesongene kan skyldes variasjoner i vær- og vindforhold. Avstanden fra Dagny & Eirin-feltet til nærmeste tobisområde er ca. 70km, og avstanden fra områder med sannsynlighet for THC konsentrasjoner i vannsøylen fra et sjøbunnsutslipp til nærmeste tobisområde er ca. 15km. Figur 3-3: Beregnede gjennomsnittlige THC-konsentrasjoner ( 100 ppb) i 10 10 km ruter per sesong, basert på alle kombinasjoner av rater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter ved overflate- og sjøbunnsutblåsninger fra Dagny & Eirin-feltet. Merk at det markerte området ikke gir uttrykk for omfanget av et enkelt oljesøl, men er det statistiske området som berøres med ulike vannsøylekonsentrasjoner på basis av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning i ulike sesonger. Figurene viser også tobisområder i Nordsjøen. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 13 av 45
Stranding: Årlig influensområde for landruter fra henholdsvis overflate- og sjøbunnsutblåsning fra Dagny & Eirin-feltet er presentert i Figur 3-4. For begge scenariene er høyeste treffsannsynlighet 5-10 %. Det er i hovedsak Hordaland som berøres, med noe sannsynlighet for treff av et par ruter i Sogn og Fjordane, Rogaland, Vest-Agder, og på Danskekysten (Figur 3-4). Figur 3-4: Sannsynligheten for treff av olje i 10 x 10 km kystruter gitt en overflateutblåsning (venstre) og en sjøbunnsutblåsning (høyre) fra Dagny & Eirin-feltet. Figurene er basert på helårsstatistikk. Influensområdet er basert på utblåsningsratene og de ulike varighetene og deres individuelle sannsynligheter. Merk: Det markerte området viser ikke omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor året. 3.5 Årstid Analysen for Dagny og Eirin er gjennomført som en helårig analyse og dekker dermed planlagt boreperiode. 3.6 Beskrivelse av miljøressurser/vøker Miljørisikoanalysen for Dagny og Eirin ble gjennomført våren 2011, og nyeste data for naturressurser ble benyttet. Analysen er gjennomført som en skadebasert miljørisikoanalyse i henhold til OLFs veiledning for miljørisikoanalyser for Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 14 av 45
sjøfugl (åpent hav og kystnært), marine pattedyr og strandhabitat. For fiskeressurser er det gjennomført en kvalitativ vurdering, hvor tobisområdene er vurdert i forhold til vannsøylekonsentrasjoner av hydrokarboner. For flere detaljer henvises det til hovedrapporten [1]. 3.7 Miljørisiko Miljørisikoen ved en sjøbunnsutblåsning 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 Dagny & Eirin-feltet i et høyaktivitetsår er vist i Figur 3-5 som månedlige risikobidrag og Figur 3-6 som årlig risiko målt mot de feltspesifikke akseptkriteriene. I høyaktivitetsfasen er det bidrag fra produksjon, brønnoverhaling, kompletteringer og boring. Det er størst sannsynlighet for mindre og moderat skade på sjøfugl i perioden august-mars, med høyest utslag for alkekonge i januar. Størst sannsynlighet for betydelig og alvorlig skade er i perioden november til mars, med alkekonge som utslagsgivende art. Høyeste månedlige nivå er 2,68*10-5 for moderat miljøskade. Årlig risiko utgjør 4,8 % av akseptkriteriet for moderat miljøskade. Bidraget til risikonivået kommer hovedsakelig fra overflateutblåsning. Figur 3-5: Månedlige risikobidrag for sjøfugl i åpent hav for henholdsvis mindre, moderat, betydelig og alvorlig miljøskade forbundet med utblåsning fra Dagny & Eirin-feltet i et høyaktivitetsår. Høyeste utslag i hver skadekategori uavhengig av art er vist. Årlig hendelsesfrekvens er delt på årets tolv måneder. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 15 av 45
Figur 3-6: Årlig risiko for sjøfugl i åpent hav i et høyaktivitetsår ved Dagny & Eirin-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. 3.7.2 Miljørisiko for kystnære sjøfugl Miljørisiko for kystnær sjøfugl forbundet med utblåsning fra Dagny & Eirin-feltet i et høyaktivitetsår er vist i Figur 3-7 som månedlige risikobidrag. I høyaktivitetsfasen er det bidrag fra produksjon, brønnoverhaling, kompletteringer og boring. Det er størst sannsynlighet for skade på kystnær sjøfugl i alle skadekategoriene i perioden april- august, med høyest utslag for mindre og moderat skade på havhest og betydelig og alvorlig skade på lomvi i juli. Høyeste månedlige nivå er 8,00*10-6 for moderat miljøskade. Årlig risiko utgjør 1 % av akseptkriteriet for moderat miljøskade, men det er ikke lagt ved figur for å illustrere dette. Bidraget til risikonivået kommer hovedsakelig fra overflateutblåsning. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 16 av 45
Figur 3-7: Månedlige risikobidrag for kystnær sjøfugl for henholdsvis mindre, moderat, betydelig og alvorlig miljøskade forbundet med utblåsning fra Dagny & Eirin-feltet i et høyaktivitetsår. Høyeste utslag i hver skadekategori uavhengig av art er vist. Årlig hendelsesfrekvens er delt på årets tolv måneder. 3.7.3 Miljørisiko for marine pattedyr Miljørisiko for marine pattedyr forbundet med en utblåsning fra Dagny & Eirin-feltet i et høyaktivitetsår er vist i Figur 3-8 som månedlige risikobidrag. I høyaktivitetsfasen er det bidrag fra produksjon, brønnoverhaling, kompletteringer og boring. Det er størst sannsynlighet for moderat skade på sjøpattedyr i perioden juli- november, med høyest utslag for havert i september. Det er størst sannsynlighet for mindre skade i perioden mai september. Størst sannsynlighet for betydelig og alvorlig skade er i perioden september til desember, med havert som utslagsgivende art. Høyeste månedlige nivå er 2,71*10-6 for moderat miljøskade. Årlig risiko utgjør 0,5 % av akseptkriteriet for moderat miljøskade. Det er ikke lagt ved figur som viser årlig risiko målt mot de feltspesifikke akseptkriteriene, siden risikoen er så lav. Bidraget til risikonivået kommer hovedsakelig fra overflateutblåsning. Figur 3-8: Månedlige risikobidrag for sjøpattedyr for henholdsvis mindre, moderat, betydelig og alvorlig miljøskade forbundet med utblåsning fra Dagny & Eirin-feltet i et høyaktivitetsår. Høyeste utslag i hver skadekategori uavhengig av art er vist. Årlig hendelsesfrekvens er delt på årets tolv måneder. 3.7.4 Miljørisiko for strandhabitater Risikoen for strand er veldig lav for Dagny & Eirin, maksimalt 0,06 % av akseptkriteriet for moderat skade om våren og sommeren, og maksimalt 0,04 % av akseptkriteriet for moderat skade om høsten og vinteren. I høyaktivitetsfasen er det bidrag fra produksjon, brønnoverhaling, kompletteringer og boring. For mer informasjon se hovedrapporten fra DNV [1]. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 17 av 45
3.8 Oppsummering og konklusjon av miljørisiko Miljørisiko ved Dagny & Eirin-feltet er beregnet for en potensiell utblåsning i et høyaktivitetsår. I høyaktivitetsåret inngår 3 boringer (oljebrønner), 3 kompletteringer, 3 brønnoverhalinger, 5 produserende oljebrønner, og 3 produserende gassbrønner. Figur 3-9 viser årlig risiko for de ulike ressursgruppene; strandhabitat, sjøfugl i åpent hav, kystnær sjøfugl og marine pattedyr i et høyaktivitetsår ved Dagny & Eirin-feltet, presentert som andel av de feltspesifikke akseptkriteriene i de ulike skadekategoriene. Miljørisiko forbundet med aktiviteten er høyest for sjøfugl i åpent hav, med 4,7 % av akseptkriteriet for moderat miljøskade. Figur 3-9: Årlig risiko for de ulike ressursgruppene; strandhabitat, sjøfugl i åpent hav, kystnær sjøfugl og marine pattedyr i et høyaktivitetsår ved Dagny & Eirin-feltet, presentert som andel av de feltspesifikke akseptkriteriene i de ulike skadekategoriene. Figur 3-10 viser risikobidragene fra de ulike aktivitetene på feltet til den årlige risikoen. I høyaktivitetsfasen er det bidrag fra produksjon, brønnoverhaling, kompletteringer og boring. Miljørisikoen er størst for produksjon, etterfulgt av komplettering, boring, og til slutt brønnoverhaling. Miljørisikoen ligger langt under Statoils feltspesifikke akseptkriterier. Det kan dermed konkluderes med at miljørisikoen forbundet med aktiviteten på Dagny & Eirin-feltet er akseptabel sett i forhold til Statoils akseptkriterier for feltspesifikk risiko. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 18 av 45
Figur 3-10 Årlig risiko i et høyaktivitetsår ved Dagny & Eirin-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 produksjon, brønnoverhaling, kompletteringer og boring. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 19 av 45
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 [2]. 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 Dagny og Eirin. For feltutbygging benyttes vektet 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: Side 20 av 45
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 Norne blend-oljen 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 beregning av systembehov for barriere 2 benyttes oljeegenskaper for 12 timer gammel olje. Utregningen av beredskapsbehov for Dagny og Eirin i barriere 1 og 2, som er gitt på basis av vektet utblåsningsrate i borefasen (7500 Sm 3 /d), er vist i Tabell 4-1. Tabell 4-1: Beregnet beredskapsbehov for Dagny og Eirin i barriere 1 og 2 Juni-August Desember-Februar Sommer Vinter Parameter 15 C, 5 m/s vind 5 C, 10 m/s vind Utstrømningsrate (Sm 3 /d) 7500 7500 Tetthet (ikke brukt i beregningene) 868 kg/sm 3 868 kg/sm 3 Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 14 16 Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 0 3 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 6450 6075 Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 44 42 Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 21 av 45
Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3/d) 11518 10474 Viskositet av emulsjon (etter 2 timer) 1000 3800 Behov for NOFO-systemer i barriere 1 5 5 Systemeffektivitet, barriere 1 (%) 55 26 Emulsjonsmengde til barriere 2 (Sm3/d) 5183 7751 Oljemengde inn til barriere 2 (Sm3/d) 2903 4496 Fordamping (delta 2-12 t) 20 21 Nedblanding (delta 2-12 t) 2 12 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 2670 3866 Vannopptak % (etter 12 timer på sjø) 79 74 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 2 (Sm3/d) 12716 14870 Viskositet av emulsjon (etter 12 timer) 3500 8000 Behov for NOFO-systemer i barriere 2 6 6 Totalt antall systemer i barriere 1 og 2 11 11 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 [2]. Ved bruk av NOFOs planverk og i samarbeid med StatoilMarin vurderes best oppnåelig 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. For utbyggingen av Dagny og Eirin settes det krav til første NOFO-system med slepefartøy innen 5 timer etter at akutt forurensning er oppdaget. Dette vil være beredskapsfartøy fra Sleipnerområdet. For barriere 1 og 2 settes det krav til fullt utbygd barriere innen 41 timer. Fullt utbygd barriere 1 med 5 systemer vil være på plass etter 12 timer. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 22 av 45
Figur 4-2: Plassering av NOFO-utstyr per januar 2012 [3] 4.3 Dimensjonering av barriere 3 og 4 Resultatene fra oljedriftssimuleringene gjennomført for Dagny og Eirin viser at det vil forekomme noe stranding, men strandingen er forbundet med lang drivtid (60,8 døgn) og lav emulsjonsmengde (201 tonn) innenfor 95-persentilen. Ressurser i barriere 3 og 4 mobiliseres i det omfanget situasjonen tilsier og iht NOFOs planverk for produserende felt i området. For mer informasjon rundt berørte eksempelområder henvises det til DNVs rapport for miljørisiko [1]. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 23 av 45
4.4 Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for utbyggingen av Dagny og Eirin er oppsummert i Tabell 4-2. Det er satt krav til 11 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 41 timer. Tabell 4-2: Statoils krav til oljevernberedskap for utbyggingen av Dagny og Eirin Barriere 1 2 Bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid Første system innen 5 timer, fullt utbygd barriere innen 41 timer Antall systemer i barrieren 11 NOFO-systemer Barriere 3 4 Bekjempelse i kyst- og strandsone Systemer og responstid Korteste drivtid er 60,8 døgn, med høyest emulsjonsmengde på 201 tonn innenfor 95-persentilen. 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 Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 24 av 45
5 Referanser [1] DNV (2011). Miljørisikoanalyse for Dagny & Eirin-feltet i PL029 i Nordsjøen, 2012. Rapport nr. 2012-0682. [2] OL (2007). Veileder for miljørettet beredskapsanalyse. [3] NOFOs planverk - www.nofo.no [4] OL (2007). Veileder for miljørettet risikoanalyse. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 25 av 45
App A Input to environmental risk analysis for Dagny and Eirin. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 27 av 45
Technical note Blowout Scenario Analysis Input to the environmental risk analysis for Dagny and Eirin. Alexander Solberg, TPD TEX HSEC ST April 18 th 2012 Summary This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to the Dagny and Eirin gas field. Blowout probability, flow rates and duration are quantified for application in the Dagny and Eirin environmental risk analysis (ERA). The assessment is based on activity levels in a year of peak and a year of normal activity. For Dagny, the overall blowout probability is judged to be 9.0 10-4 for a year of peak activity and 8.2 10-4 for a year of normal activity. The blowout rates are in the range between 700 and 10100 Sm 3 /d. It is found that the duration of a blowout could potentially amount to 98 days with 0.5 % probability. For Eirin, the overall blowout probability is judged to be 4.6 10-4 for a year of peak activity and 1.1 10-3 for a year of normal activity. Blowout rates have currently not been simulated for Eirin. It is found that the duration of a blowout could potentially amount to 98 days with 0.5 % probability. This assumes that the time to drill a relief well for Eirin will be the same as for Dagny. 1 Introduction The purpose of this note is to provide input to the environmental risk analysis for the Dagny and Eirin 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 /4/ Judgements and considerations in TPD TEC HSEC ST and in dialogue with the relevant organisation. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 28 av 45
2 Field Specific Information The Dagny and Eirin gas field is located 30 north of Sleipner in the North Sea at water depths of 116 m. Dagny is an oil and gas field and will initially be developed with 8 oil producing wells and 3 gas producers/ injectors. The field will be developed from a new steel jacket platform designed for drilling and possible well intervention from a jack-up installation. The Eirin gas field is located 9 km north-west of Dagny and will be developed from a subsea template. Eirin will initially be developed with 2 gas producing wells. The field will be developed using near vertical wells into the gas cap for the injection wells, and horizontal wells through the oil reservoir for production wells. The target reservoir at Dagny is the Hugin sands that lie at a depth of approximately 3587 m TVD MSL and 472 bara for the gas filled sands, and 3971 m TVD MSL and 483 bara for the oil filled sands. The well will be drilled with a jack-up (not yet specified) through the platform, with an assumed RBK MSL of 43 m. The expected fluid to be explored for the oil producers is oil with GOR of 240 Sm³/Sm³ and no gas cap present. The expected fluid in the gas injectors is gas with GOR of 1182 Sm³/Sm³. Production start up is planned 4Q 2016. A well design for a typical Dagny well is shown below in Figure 1. Figure 1: Illustration of typical Dagny oil producer, ref /3/. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 29 av 45
Figure 2: Illustration of typical Dagny gas injector/ producer, ref /3/. The simulations were performed by Acona, ref /3/, and based on the reservoir and fluid input presented in Table 1 and Table 2. Table 1: Reservoir properties for Dagny East and West oil producer, ref /3/. Table 2: Fluid conditions for the expected fluids, ref /3/ Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 30 av 45
3 Blowout scenarios and probabilities 3.1 Blowout scenarios Blowouts have been simulated for topside scenarios. The project has stated that subsea blowouts should have about identical results due to the water depth of 116 meters. This is considered conservative. 3.1.1 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 Dagny and Eirin. Conservatively the probability for the tripping scenario has been assigned to this category. 3.1.2 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: Open Status: Final Utløpsdato: Side 31 av 45
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 3.2 Blowout probabilities The blowout frequencies found in Scandpower /2/ are the outset of our assessment. The Dagny field consists of both an oil zone and a gas zone. The field will include oil production and gas injection and production wells. For both oil and gas wells the reservoir section will be through 1 HC zone. The expected fluid of Eirin is gas. The applied blowout probabilities for Dagny and Eirin are: Blowout probability for activity Frequency, Frequency, Gas well Oil well P (blowout, drilling) 2.2 10-5 2.6 10-5 P (blowout, completion) 2.1 10-4 8.4 10-5 P (blowout, wireline) 1.0 10-5 4.0 10-6 P (blowout, workover) 3.6 10-4 1.4 10-5 P (blowout, coiled tubing) 2.1 10-4 8.4 10-5 P (blowout, production) 1.5 10-4 1.5 10-5 Blowout frequencies for workover is also used for intervention activities. 3.2.1 Blowout probability in a year of peak activity, Dagny The activity level on Dagny 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, Dagny Activity Number of operations Oil wells Gas wells Drilling 3 Completion 3 Intervention activities 3 Production 5 3 Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 32 av 45
The resulting blowout probability relative to a year of peak activity is: P(blowout, drilling, oil well) = 3 2.6 10-5 = 7.8 10-5 P(blowout, completion, oil well) = 3 8.5 10-5 = 2.5 10-4 P(blowout, intervention, oil well) = 3 1.4 10-5 = 4.2 10-4 P(blowout, production, gas well) = 3 1.5 10-4 = 4.5 10-4 + P(blowout, production, oil well) = 5 1.5 10-5 = 7.5 10-4 = P(blowout in a year of peak activity) 9.0 10-4 3.2.2 Blowout probability in a year of normal activity, Dagny 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, Dagny Activity Number of operations Oil wells Gas wells Wireline 7 Workover 1 Intervention activities 3 Coiled tubing operation 2 Production 8 3 The resulting blowout probability relative to a year of normal activity is: P(blowout, wireline, oil well) = 7 4.0 10-6 = 2.8 10-5 P(blowout, workover, oil well) = 1 1.4 10-5 = 1.4 10-5 P(blowout, intervention activities, oil well) = 3 1.4 10-5 = 4.2 10-5 P(blowout, coiled tubing, oil well) = 2 8.4 10-5 = 1.7 10-4 P(blowout, production, gas well) = 3 1.5 10-4 = 4.5 10-5 + P(blowout, production, oil well) = 8 1.5 10-5 = 1.2 10-4 = P(blowout in a year of normal activity) 8.2 10-4 Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 33 av 45
3.2.3 Blowout probability in a year of peak activity, Eirin The activity level on Eirin is evaluated by the project, ref /4/. A year of peak activity is presented in Table 3. Table 5: Activity level, year of peak activity, Eirin Activity Number of operations Oil wells Drilling 2 Completion 2 Gas wells The resulting blowout probability relative to a year of peak activity is: P(blowout, development drilling, gas well) = 2 2.2 10-5 = 4.4 10-5 + P(blowout, completion, gas well) = 2 2.1 10-4 = 4.2 10-4 = P(blowout in a year of peak activity) 4.6 10-4 3.2.4 Blowout probability in a year of normal activity, Eirin A year of production has been chosen to represent the normal activity level which is presented in Table 4. Table 6: Activity level, in a normal year of production, Eirin Activity Number of operations Oil wells Gas wells Wireline 3 Workover 1 Intervention activities 1 Production 2 The resulting blowout probability relative to a year of normal activity is: P(blowout, wireline, gas well) = 3 1.0 10-5 = 3.0 10-5 P(blowout, workover, gas well) = 1 3.6 10-4 = 3.6 10-4 P(blowout,intervention, gas well) = 1 3.6 10-4 = 3.6 10-4 + P(blowout, production, gas well) = 2 1.5 10-4 = 3.0 10-4 = P(blowout in a year of normal activity) 1.1 10-3 Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 34 av 45
4 Blowout rates 4.1 Blowout rates for Dagny The Dagny installation will be a jacket with dry wellheads. Drilling activities on Dagny will be conducted from a jack-up rig. Both surface and seabed are possible release points should a blowout occur. The activity specific flow path distribution for fixed installations as recommended by Scandpower, is presented in Table 7. It is based on information found in Table 6.2 in /2/ and an overall assessment of scenarios and type of platform. Table 7: Flow path distribution, Fixed Installations Activity Flow Path Distribution Seabed Surface Drilling 0,28 0,72 Completion 0,00 1,00 Wireline 0,00 1,00 Coiled Tubing 0,00 1,00 Workover 0,21 0,79 Production (subsea well) 0,30 0,70 Simulations of blowout rates for different scenarios have been performed by Acona, ref /3/, based on input as displayed in Table 1 and Table 2. Three main scenarios have been evaluated with respect to possible blowout rates: 1. Kick scenario, partly penetrated: 5 meter penetration with 8 ½'' hole 2. Swab scenario: full penetration with 8 ½'' hole 3. Completed well: through tubing The blowout rates are calculated for surface releases 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, ref /3/. For completed wells blowouts through drill string, annulus and tubing have been recorded in /1/ with drill string and tubing as the most likely flow paths. Simulations of blowouts through production tubing have been performed. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 35 av 45
For assessment of environmental risk, only the oil (condensate) blowout rates are relevant. The blowout rates are presented in Table 8 and Table 9. Table 8: Oil blowout rates from Dagny oil producing wells, ref /3/ Section Scenario Scenario probability Blowout rates Unrestricted, annulus flow (Sm 3 /d)* Drilling 8 ½ Drilling Top penetration 0,2 700 Tripping 0,8 8000 Completed Well Completed well Through tubing 1,0 10100 * adjusted towards the nearest hundred. Table 9: Oil blowout rates from Dagny gas producing wells, ref /3/ Section Scenario Scenario probability Blowout rates Unrestricted, annulus flow (Sm 3 /d)* Surface Drilling Drilling Top penetration 0,2 2700 8 ½ Tripping 0,8 4000 Completed well Completed well Through tubing 1,0 4900 * adjusted towards the nearest hundred. 4.1.1 Blowout rates in a year of peak activity, Dagny 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) = 7.8 10-5 / 9.0 10-4 = 0.087 P(blowout, completion blowout) = 2.5 10-4 / 9.0 10-4 = 0.281 P(blowout, well intervention blowout) = 4.2 10-5 / 9.0 10-4 = 0.047 P(blowout, production, gas blowout) = 4.5 10-4 / 9.0 10-4 = 0.502 + P(blowout, production, oil blowout) = 7.5 10-5 / 9.0 10-4 = 0.084 = Sum 1.000 Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 36 av 45
Error! Reference source not found. displays combinations of activity specific blowout rates and scenario probabilities. All probabilities are conditioned on a blowout in a year of peak activity. Table 10: Blowout rate probability distribution, Dagny. Blowout scenario Oil blowout rate (Sm 3 /d) Scenario probability Surface release Drilling oil producer Top penetration 700 0,087 0,2 0,72 = 0,013 Tripping 8000 0,087 0,8 0,72 = 0,050 Completion 10100 0,281 1,0 = 0,281 Well Intervention 10100 0,047 0,79 = 0,037 Production, gas 4900 0,502 0,7 = 0,351 Production, oil 10100 0,084 0,7 = 0,059 Seabed release Drilling oil producer Top penetration 700 0,087 0,2 0,28 = 0,005 Tripping 8000 0,087 0,8 0,28 = 0,019 Completion 10100 0,281 0,0 = 0 Well Intervention 10100 0,047 0,21 = 0,010 Production, gas 4900 0,502 0,3 = 0,151 Production, oil 10100 0,084 0,3 = 0,025 The probability distribution between surface and seabed release is 79% and 21% in order of appearance. Table 11: Normalised blowout rate probability distribution. Release Oil blowout rate point (Sm 3 /d) Normalised rate probability 700 0,013/0,790 = 0,016 Surface 4900 0,351/0,790 = 0,444 8000 0,050/0,790 = 0,063 10100 0,376/0,790 = 0,476 700 0,005/0,210 = 0,023 Seabed 4900 0,151/0,210 = 0,717 8000 0,019/0,210 = 0,093 10100 0,035/0,210 = 0,166 Sum 2,00 The probability distribution is shown below in Figure 3 and Figure 4 for topside and subsea releases, respectively. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 37 av 45
Figure 3: Blowout rate probability distribution for Dagny, topside releases. Figure 4: Blowout rate probability distribution for Dagny, subsea releases. 4.1.2 Blowout rates in a year of normal activity The probabilities presented in Chapter 3.2 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(blowout, wireline blowout) = 2.8 10-5 / 8.2 10-4 = 0,034 Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 38 av 45
P(blowout, workover blowout) = 1.4 10-5 / 8.2 10-4 = 0,017 P(blowout, well intervention blowout) = 4.2 10-5 / 8.2 10-4 = 0.051 P(blowout, coiled tubing blowout) = 1.7 10-4 / 8.2 10-4 = 0.204 P(blowout, production, gas blowout) = 4.5 10-4 / 8.2 10-4 = 0.547 + P(blowout, production, oil blowout) = 1.2 10-4 / 8.2 10-4 = 0,146 = Sum 1,00 The resulting probability distributions are displayed in Error! Reference source not found.. The probabilities are conditioned on a blowout in a year of normal activity. Table 12: Blowout rate probability distribution. Blowout scenario Oil blowout rate (Sm 3 /d) Scenario probability Surface release Wireline 10100 0,034 1,00 = 0,034 Workover 10100 0,017 0,79 = 0,013 Well Intervention 10100 0,051 0,79 = 0,040 Coiled Tubing 10100 0,204 1,00 = 0,204 Production, gas 4900 0,547 0,70 = 0,383 Production, oil 10100 0,146 0,70 = 0,102 Seabed release Wireline 10100 0,034 0,00 = 0 Workover 10100 0,017 0,21 = 0,004 Well Intervention 10100 0,051 0,21 = 0,011 Coiled Tubing 10100 0,204 0,00 = 0 Production, gas 4900 0,547 0,30 = 0,164 Production, oil 10100 0,146 0,30 = 0,044 The probability distribution between surface and seabed release is 78% and 22% in order of appearance. Table 13: Normalised blowout rate probability distribution. Release point Oil blowout rate Normalised rate (Sm 3 /d) probability Surface 4900 0,383/0,778 = 0,493 10100 0,394/0,778 = 0,507 Seabed 4900 0,164/0,222 = 0,739 10100 0,058/0,222 = 0,261 Sum 2,00 Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 39 av 45
The probability distribution is shown below in Figure 5 and Figure 6 for topside and subsea releases, respectively. Figure 5: Blowout rate probability distribution for Dagny, topside releases. Figure 6: Blowout rate probability distribution for Dagny, subsea releases. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 40 av 45
4.2 Blowout rates for Eirin Drilling and intervention activities from Eirin will be conducted by a semisubmersible platform. This platform will be positioned by anchor or DP during operation and the BOP will be placed on the seabed. Eirin 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 7. It is based on information found in Table 6.2 in /2/ and an overall assessment of scenarios and type of platform. Table 14: Flow path distribution, Floaters Semisubmersible Activity platform Seabed Surface Drilling 0,80 0,20 Completion 0,05 0,95 Wireline 0,75 0,25 Workover 0,64 0,36 Production (subsea well) 1 0 Blowout rates for Eirin have not been simulated. The report will be updated given the availability of simulated results. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 41 av 45
5 Blowout duration A 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 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 15. 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 15: Time to drill a relief well (days) Time to: Minimum: Most likely: Maximum: - make decisions 1 3 5 - mobilise a rig; transfer, anchoring, supply of equipment and preparations 7 12 20 - drilling 8 ½ 45 50 60 - geomagnetic steering into the well 7 12 20 - 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 61 and 110 days. A Monte Carlo simulation is performed to produce a duration distribution from the well specific input in Table 15. The expected time found is 83 days. A probability distribution is presented in Figure 7. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 42 av 45
Figure 7: Duration distribution, Time to drill a relief well The probability distribution, found in Table 16 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 16 maximum blowout duration is suggested to be 98 days. Duration (days) Table 16: Probability distribution for a blowout to end as a function of time (days) Surface blowout Seabed blowout Duration (days) Surface blowout Seabed blowout 0,5 0,41 0,28 42 0,00 0,01 1 0,12 0,10 49 0,00 0,00 2 0,13 0,11 56 0,00 0,00 5 0,14 0,16 63 0,00 0,00 7 0,04 0,05 70 0,00 0,00 10 0,03 0,05 77 0,01 0,02 14 0,02 0,04 84 0,03 0,06 21 0,02 0,03 91 0,02 0,05 28 0,01 0,02 98 0,00 0,01 35 0,00 0,01 *Probabilities in the tail end of the duration distribution (< 0,001) 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 8. In Error! Reference Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 43 av 45
source not found. blowout duration and time to drill a relief well are described by cumulative probability curves. Figure 8: Blowout duration described by probability distributions Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 44 av 45
Figure 9: 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: Blowout and Dynamic Wellkill Simulation Dagny Field Development, report no. AFT-2012-0460-002, rev. 2, April 2 nd, 2012 /4/ Environmental impact input sheet Dagny /5/ Environmental impact input sheet Eirin Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 45 av 45