Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 6407/11- 04 Gunnvald
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 6407/11- 04 Xxxxxxxx
Xxxxxx: Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 6407/11-04 Gunnvald | ||
Dokumentnr.: | Kontrakt: | Prosjekt: |
Gradering: Open | Distribusjon: Open |
Utløpsdato: | Status Final |
Utgivelsesdato: 2018-03-06 | Rev. nr.: | Eksemplar nr.: |
Forfatter(e)/Xxxxx(r): Xxxxx Xxxxxx | |
Omhandler (fagområde/emneord): | |
Merknader: | |
Trer i kraft: | Oppdatering: |
Ansvarlig for utgivelse: | Myndighet til å godkjenne fravik: |
Utarbeidet (organisasjonsenhet/ navn): FT SST XXX Xxxxx xxxxxx | Dato/Signatur: 2018/3/6 |
Fagansvarlig (organisasjonsenhet/ navn): FT SST Xxxx-Xxxx Xxxxx | Dato/Signatur: 2018/3/8 |
Godkjent (organisasjonsenhet/ navn): FT SST XXX Xxxxx Xxxxxx Xxxxxxx | Dato/Signatur: 2018/3/8 |
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 6407/11-04 Gunnvald
Dok. nr.
Trer i kraft Rev. nr.
Innhold
2.1 Definisjoner og forkortelser 6
3.1 Metodikk og inngangsparametere 9
3.1.2 Type operasjon og utslippssannsynlighet 9
3.1.3 Utblåsningsrater og varigheter 10
3.1.6 Beskrivelse av miljøressurser 12
3.1.7 Akseptkriterier for miljørisiko 13
3.1.8 Konsekvens for beregnet miljørisiko ved overgang fra OSCAR 6.2 til 7.0.1 inkludert nye ressursdata 14
3.2 Oppsummering av miljørisikoanalyse 17
3.2.2 Strandet mengde olje/emulsjon 22
3.2.1 Miljørisiko for letebrønn 6407/11-04 Gunnvald 23
3.2.1.1 Miljørisiko for sjøfugl i åpent hav 23
3.2.1.2 Miljørisiko for kystnære sjøfugl 24
3.2.1.3 Miljørisiko for marine pattedyr 26
3.2.1.4 Miljørisiko for fisk 26
3.2.1.5 Miljørisiko for strandhabitat 27
3.3 Konklusjon - Miljørisiko 27
4.2.1 Dimensjonering av barriere 1 og 2 – nær kilden og på åpent hav 28
4.2.2 Dimensjonering av barriere 3 og 4 – kyst og strandsone 29
4.2.3 Dimensjonering av barriere 5 – strandrensing 29
4.3.1.1 Mekanisk oppsamling 30
4.3.1.2 Kjemisk dispergerbarhet 30
4.3.3 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer 31
4.3.4 Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger 34
4.3.5 Influensområder og stranding 38
4.4.1 Beredskapsbehov og responstider i barriere 1 og 2 39
4.4.2 Beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og 4 40
4.4.3 Beredskapsbehov og responstider i barriere 5 42
4.4.4 Bruk av kjemisk dispergering 42
4.5 Oljevernberedskap som konsekvensreduserende tiltak 43
4.6 Konklusjon – Beredskapsanalyse 44
App A Blowoutscenarieanalyse 46
Blowout scenario analysis for Xxxxxxxx (6407/11-01) 46
A.2 Well specific information 47
A.3 Blowout scenarios and probabilities 49
1 Sammendrag
Statoil planlegger boring av letebrønn 6407/11-04 Gunnvald i Norskehavet (PL 751). Brønnen ligger ca. 63 km vest fra Sula i Frøya kommune, Trøndelag. Vanndypet på borelokasjon er 314 meter. Boreoperasjonen har planlagt oppstart i Q3 2018. Brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Deep Sea Bergen. Forventet fluid er olje med tilsvarende egenskaper som Hyme olje. Dette dokumentet oppsummerer resultatene fra miljørisikoanalysen og setter krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for den planlagte aktiviteten.
Miljørisikoanalysen for boring av letebrønn 6407/11-04 Gunnvald er gjennomført som en referansebasert analyse med utgangspunkt i analysen som ble gjennomført for letebrønn 6407/8-6 Snilehorn fra 2013 [1], underbygget av reanalyse gjennomført i forbindelse med boring av letebrønn 6407/7-9 Njord NF2 i 2016 [13]. Reanalyse for Njord NF 2 inkluderer oppdaterte naturressursdata og ble gjennomført med oppdatert oljedriftsmodell. En sammenligning av parameterne for benyttelse av referanseanalyse Snilehorn og reanalyse for Njord NF 2 er presentert i Tabell 1-1 .
Alle parametere er innenfor kriteriene og miljørisikoen forbundet med boringen av letebrønn Snilehorn og letebrønn Njord NF 2 og dermed er også Gunnvald er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier gjennom hele året. Høyeste utslag i miljørisiko var for Snilehorn og Njord NF 2 beregnet til hhv.14,5 % og 67 % av akseptkriteriet.
Krav til beredskap mot akutt forurensning er satt til 4 NOFO systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer på første system og 24 timer på fullt utbygd barriere 1 og 2. For barriere 3 og 4 stilles det krav til en kapasitet tilsvarende 1 NOFO-system og 13 Kystsystemer og 14 fjordsystemer, responstid på 7 døgn . For barriere 5 settes det krav til kapasitet tilsvarende 12 strandrenselag med responstid på 7 døgn, som er korteste drivtid til land.
Tabell 1-1 Sammenligning av parametre for referanseanalyse
Parameter | Kriteriet | Xxxxxxxx | Xxxxxxxxx | Njord NF 2 | Sammenligning |
Geografisk lokasjon | < 50 km fra sammenlignet felt/operasjon | 64° 12' 22" N, 007° 29' 33" Ø | 64° 21' 12" N, 007° 27' 44" Ø | 64° 19' 00" N 007° 09' 03" Ø | OK - Avstand Snilehorn og Njord NF 2 hhv. 17 km og 19 km |
År | 2018 | 2013 | 2016 | OK | |
Oljetype | Tilsvarende eller kortere levetid på sjø | Hyme | Njord | Njord | OK |
Sannsynlighet for utslipp | Tilsvarende eller lavere | 1,29E-04 | 1,57E-04 | 1,4E-04 | OK |
Utblåsningsrate | Tilsvarende eller lavere | 4000 Sm3/d vektet rate | 11500 Sm3/d overflate 11700 Sm3/d Sjøbunn | 4300Sm3/d 4400Sm3/d | OK |
Potensiell maksimal varighet av utblåsningen | Tilsvarende eller lavere | 56 | 84 | 70 | OK |
Sannsynlighets- fordeling sjøbunn/overflate | Sannsynlighet for overflateutblåsning må være tilsvarende eller lavere | 75/25 | 80/20 | 75/25 | OK |
2 Innledning
2.1 Definisjoner og forkortelser
Sentrale ord og uttrykk som inngår i miljørisiko- og beredskapsanalysen er kort beskrevet nedenfor:
• Akseptkriterium: Verbal eller tallfestet grense for hvilket risikonivå som aksepteres.
• 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.
• Grunnberedskap: 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B).
• IKV: Indre Kystvakt
• Influensområde: Område som med mer enn 5 % sannsynlighet vil bli berørt av et oljeutslipp, hvor det er tatt hensyn til fordeling over alle utslippsrater og -varigheter.
• Korteste drivtid: 95-persentilen i utfallsrommet for korteste drivtid til kysten.
• KYV: Kystverket
• 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.
• NOFO: Norsk Oljevernforening for Operatørselskap
• 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.
• OSRL: Oil Spill Response Limited – internasjonalt oljevernselskap, kan bidra med dispergeringskapasitet fra fly samt utstyr til capping og subseadispergering.
• Prioriterte områder: Til bruk i beredskapsplanleggingen er det definert arealer kalt prioriterte områder (basert på en vurdering av tidligere eksempelområder i NOFO). Disse er karakterisert ved at de ligger i ytre kystsone, har høy tetthet av miljøprioriterte lokaliteter og som også på andre måter setter strenge krav til oljevernberedskapen. Disse områdene er derfor forhåndsdefinert som dimensjonerende for oljevernberedskapen.
• Ressurs eller biologisk ressurs: Levende organismer, f.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.
• XXXX: Spill Impact Mitigation Assessment. Erstatter Net Environmental Benefit Analysis – metode for å sammenligne og rangere netto miljøgevinst forbundet med forskjellige bekjempelsesmetoder innen oljevern, eksempelvis oppsamling, mekanisk og kjemisk dispergering
• Størst strandet emulsjonsmengde: 95-persentilen i utfallsrommet for størst strandet mengde
• 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
- Har stor økologisk, vitenskapelig, estetisk og/eller økonomisk verdi, og som
- Vil være dimensjonerende med hensyn på gjennomføring av risikoreduserende tiltak.
Miljørisikoanalysen for boring av letebrønn 6407/11-04 Gunnvald er gjennomført som en referansebasert analyse med utgangspunkt i analysen som ble gjennomført for letebrønn 6407/8-6 Snilehorn i 2013 [1]. I tillegg gjennomførte Akvaplan Niva en reanalyse med bakgrunn i miljørisikoanalysen for Snilehorn i 2016 for å vurdere om en referansebasert miljørisikoanalyse var tilstrekkelig for letebrønn 6407/7-9 Njord NF2 [14]. Reanalysen er gjennomført ved bruk av et representativt utvalg av oljedriftssimuleringene av overflateutslippene for letebrønn Snilehorn for å se på konsekvens for beregnet miljørisiko ved overgang fra OSCAR 6.2 til 7.01 inkludert oppdaterte naturressursdata. Resultatene fra reanalysen for Njord NF2 er tatt med for å underbygge bruk av Snilehorn i en referansebasert analyse for Xxxxxxxx. Se kap 3.1.8 for flere detaljer rundt dette.
Formålet med miljørisikoanalysen er å kartlegge risikonivået for det ytre miljøet med hensyn til akutt oljeutslipp i forbindelse med den planlagte aktiviteten og å sammenholde risiko mot gjeldende operasjonsspesifikke akseptkriterier. Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning. Dette skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av oljevernberedskap i forbindelse med akutte utslipp. Beredskapsanalysen for 6407/11-04 Xxxxxxxx er brønnspesifikk. Aktivitetsforskriftens § 73 og Styringsforskriftens § 17 stiller krav til beregning av risiko og beredskap ved miljøforurensning som følge av akutte utslipp som grunnlag for beredskapsetablering.
Letebrønn 6407/11-04 Gunnvald er lokalisert i Norskehavet (Figur 2-1). Brønnen ligger ca. 63 km fra Sula i Frøya kommune (Trøndelag). Vanndypet på borelokasjon er 314 meter. Boreoperasjonen har planlagt oppstart i Q3 2018, og brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Deepsea Bergen. Forventet oljetype er en oljetype av lignende kvalitet som Hyme-olje. Basisinformasjon for letebrønnen er oppsummert i Tabell 2-1.
Figur 2-1 Beliggenheten til letebrønn 6407/11-04 Gunnvald (stjerne), i forhold til avstand til referanseanalyse letebrønn Snilehorn (ca. 17 km) og letebrønn Njord NF 2 (ca. 19 km), og avstand til land (Sula, ca. 63 km).
Tabell 2-1 Basisinformasjon for letebrønn 6407/11-04 Xxxxxxxx
Xxxxxxxxx 6407/11-04 Gunnvald | |
Posisjon for DFU (geografiske koordinater) | 64° 12' 23" N 07° 29' 33" Ø |
Vanndyp | 314 m |
Borerigg | Deep Sea Bergen |
Planlagt boreperiode | Q3 2018 |
Sannsynlighet for utblåsning | 1,29E-04 |
Sannsynlighetsfordeling (% overflate/sjøbunn) | 25/75 |
Utblåsningsrate | 4000 m3/døgn vektet rate overflate og sjøbunn |
Oljetype (tetthet) | Hyme (809 kg/m3) |
Maksimal varighet av en utblåsning (tid til boring av avlastningsbrønn) | 56 døgn |
3 Miljørisikoanalyse
3.1 Metodikk og inngangsparametere
Miljørisiko 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. Miljørisikoen er vist som prosentandel av de operasjonsspesifikke akseptkriteriene i hver av skadekategoriene mindre, moderat, betydelig og alvorlig.
Miljørisikoanalysen for 6407/11-04 Xxxxxxxx er gjennomført som en referansebasert analyse mot 6407/8-6 Snilehorn fra 2013 [1] og reanalyse av Snilehorn miljørisikoanalyse med 2015 ressursdata som underlag for referansebasert analyse for Njord NF 2 fra 2016 [14]. Følgende parametere er gjennomgått:
• Geografisk lokasjon
• Definerte fare- og ulykkeshendelser
• Type operasjon og utslippssannsynlighet
• Utslippsrater og -varigheter
• Oljetype
• Årstid
• Miljøressurser (Verdsatte Økologiske Komponenter)
• Konsekvens for beregnet miljørisiko ved overgang fra OSCAR 6.2 til 7.01 inkludert nye ressursdata
En detaljert gjennomgang av parameterne er gjort i kapittel 3.1.1 til 3.1.8 og i utblåsningsscenarieanalysen for letebrønnen (App A).
3.1.1 Geografisk lokasjon
Letebrønn Xxxxxxxx har planlagt borelokasjon 64° 12' 22" N, 07° 29' 33" Ø, og ligger ca 17 km i sørlig retning fra
referansebrønnen Snilehorn (64° 21' 12" N, 007° 27' 44" Ø), se Figur 2-1. Avstand kvalifiserer derfor for å benytte den gjennomførte miljørisikoanalysen for Snilehorn som referanse.
3.1.2 Type operasjon og utslippssannsynlighet
Letebrønn 6407/11-04 Xxxxxxxx er vurdert som en normal letebrønn, der eventuelt hydrokarbonfunn forventes å være olje. Basert på Lloyd’s register rapporten (2016) [1] er utblåsningssannsynligheten satt til 1,29 × 10-4.
Brønnen er planlagt boret med Deep Sea Bergen, som er en halvt nedsenkbar flyterigg som vil bli holdt på plass ved ankring. Sannsynligheten for utblåsning fordelt på utslippspunkt er satt til 25 % for overflateutblåsning og 75 % for sjøbunnsutblåsning.
Sannsynlighet for overflateutblåsning: 0,25 · 1.29 · 10-4 = 3.23 · 10-5
Sannsynlighet for sjøbunnsutblåsning: 0,75 · 1.29 · 10-4 = 9.68 · 10-5
For referansebrønnen Snilehorn og Njord NF 2 var den totale utblåsningssannsynligheten beregnet til hhv. 1,57E-04 og 1,4E-04.
Endringen i utblåsningssannsynlighet skyldes oppdatering av SINTEFs Offshore Blowout database [1] Ublåsningssansynlighetet for Xxxxxxxx er laveren enn for Snilehorn og Njord NF 2 og forskjellen i utblåsningssannsynlighet er vurdert til å være neglisjerbar mellom de tre letebrønnene. Utslippssannsynlighet kvalifiserer til å bruke Snilehorn og Njord NF2 som referanse.
3.1.3 Utblåsningsrater og varigheter
For Gunnvald er det brukt en vektet rate på 4000 m3/d [2], [App A]. Det understrekes at raten på 4000 m3/d gjelder ved bruk av brønndesign på 8,5’’ casingdesign. Vektet rate på 4000 Sm3/d er benyttet til dimensjonering av beredskap mot akutt forurensning.
Tabell 3-1 Utblåsningsrater med tilhørende sannsynlighet for letebrønn 6407/11-04 Gunnvald
Utslippslokasjon | Fordeling overflate/ sjøbunn | Rate (Sm3/d) | Varigheter (døgn) og sannsynlighetsfordeling | Sannsynlighet for raten (%) | ||||
2 | 5 | 14 | 35 | 56 | ||||
Overflate | 25 % | 3100 | 52 | 19 | 14 | 5 | 10 | 20 |
4100 | 40 | |||||||
4400 | 40 | |||||||
Sjøbunn | 75 % | 3100 | 40 | 19 | 18 | 8 | 15 | 20 |
4100 | 40 | |||||||
4400 | 40 | |||||||
Utblåsningsrater med tilhørende sannsynligheter for 6407/8-6 Snilehorn [1] er presentert i Tabell 3-2.
Tabell 3-2 Utblåsningsrater med tilhørende sannsynligheter for letebrønnen 6407/8-6 Snilehorn
Utslippslokasjon | Fordeling overflate/ sjøbunn | Rate (Sm3/d) | Varigheter (døgn) og sannsynlighetsfordeling | Sannsynlighet for raten (%) | |||
0,5 | 5 | 28 | 84 | ||||
Overflate | 20 % | 2200 | 41 | 40 | 11 | 8 | 20 |
13300 | 40 | ||||||
14300 | 40 | ||||||
Sjøbunn | 80 % | 2100 | 28 | 37 | 19 | 16 | 20 |
12400 | 40 | ||||||
13200 | 40 | ||||||
For referanseanalysen Snilehorn varierer ratene mellom 2100 og 14300 Sm3/d. Vektet rate for Snilehorn er 11480 Sm3/d for overflateutslipp og 10660 Sm3/d for sjøbunnutslipp. Total vektet rate er 10865 m3/d for Snilehorn. Vektet rate for Njord NF 2 er på 4400 m3/d for både overflateutslipp og sjøbunnsutslipp. En vurdering av rater og utblåsningsvarighet fra reanalysen for Njord NF 2 er omfattet av kapittel 3.1.8 «Konsekvens for beregnet miljørisiko ved overgang fra OSCAR
6.2 til 7.01 inkludert nye naturressursdata».
Tid for boring av avlastningsbrønn er basert på operasjonelle og brønnspesifikke forhold og inkluderer tid til avgjørelser, mobilisering av rigg, transitt, oppankring, boring, geomagnetisk styring og dreping av brønnen. Tid til boring av avlastningsbrønn er basert på vurderinger fra prosjektet. For 6407/11-04 Gunnvald er maksimal utblåsningsvarighet beregnet til 56 døgn. For 6407/8-6 Snilehorn og 6407/7-9 Njord NF 2 ble maksimal utblåsningsvarighet beregnet til hhv. 84 og 70 døgn.
Basert på lavere utblåsningsrater og lavere utblåsningsvarighet for 6407/11-04 Gunnvald er det en konservativ tilnærming å bruke 6407/8-6 Snilehorn 6407/7-9 Njord NF2 som referansebrønner.
3.1.4 Oljetype
Forventet hydrokarbonfunn for Gunnvald er beregnet til å være olje av liknende kvalitet som Hyme olje. Det er gjennomført en studie for re-sjekk av forvitringsegenskaper for Njord og Hyme råolje I 2013 [4] som konkluderer med at Hyme olje er ikke signifikant forskjellig fra Njord olje, men emulsjonene som dannes av Hyme olje er noe mer ustabile enn for Njord olje. Det er derfor antatt at Hyme olje vil ha kortere levetid på sjø enn Njord olje og forvitringsstudiet for Njord olje fra 2002 [5] kan brukes som en konservativ basis for Hyme olje. Tabell 3-3 viser en sammenlikning av sentrale parametere og egenskaper for Hyme oljen og Njord oljen.
Oljedriftsimuleringen for 6407/8-6 Snilehorn er utført med Njord-olje. Ettersom Hyme har kortere levetid på sjø enn Njord er det vurdert at oljedriftssimuleringene med Njord olje for Snilehorn er dekkende for Gunnvald. Oljetypen Njord er også benyttet for å dimensjonere oljevernberedskap for Xxxxxxxx.
Tabell 3-3 Egenskaper for oljene Hyme og Njord. Njord råolje er benytter i referanseanalysen Snilehorn
Parameter | Njord olje | Hyme olje |
Oljetetthet (kg/m3) | 835 | 809 |
Maksimalt vanninnhold (vol %) | 70 | 91* |
Voksinnhold (vekt %) | 6,4 | 3,6 |
Asfalteninnhold (harde) (vekt %) | 0,1 | 0,05 |
Viskositet, fersk olje (13 ºC) (cP) | 51 | 7 |
*Hymes emulsjoner er ustabile. 91 % er supermetning og er sannsynlig forårsaket av test metoden og vil ikke oppstå ved en utslippshendelse på sjøoverflaten.
3.1.5 Årstid
Miljørisikoanalysen for referansebrønn 6407/8-6 Snilehorn er gjennomført som en helårlig analyse og vil dermed være dekkende for letebrønn 6407/11-04 Gunnvald. I reanalysen for Njord NF2 er miljørisiko beregnet juli-november som også ligger innen for planlagt boreperiode for Xxxxxxxx.
3.1.6 Beskrivelse av miljøressurser
Miljørisikoanalysen for letebrønn 6407/8-6 Snilehorn er gjennomført som en skadebasert miljørisikoanalyse iht. til NOROG veiledning for miljørisikoanalyser [7]. Miljørisikoanalysen ble gjennomført i 2013, og nyeste naturressursdata ble da benyttet. I reanalyse for Njord NF2 er det benyttet oppdaterte datasett for sjøfugl i åpent hav (data fra SEAPOP fra 2015) og sjøfulg kystnært (data fra NINA 2015).
I datasettene for distribuert i 2013 og som ble benyttet for miljørisikoanalysen for Snilehorn, hadde NINA inkludert en faktor som skulle ta hensyn til at sjøfugl er flekkvis fordelt, dvs. at sjøfugl på næringssøk i stor grad opptrer samlet, innen et begrenset geografisk område. Dette var gjennomført ved å multiplisere bestandsandelene med en aggregeringsfaktor, som ga svært konservative utslag i miljørisikoanalyser. Denne aggregeringsfaktoren varierte mellom artene, summen av bestandsandeler i rutene i 2013-datasettet oversteg 100 % av populasjonen, i enkelte tilfeller med en faktor 20-40. For noen av artene som ga store forskjeller i miljørisiko mellom analysen for Snilehorn som ble gjennomført i 2013 og reberegning med 2015-data kystnært, var aggregeringsfaktoren, angitt ved summen av bestandsandeler i juli, som følger: Storskarv (1,75), svartbak (7,9), lunde (35) og alke (23).
I reanalyse er det benyttet datasett som er tilrettelagt med grunnlag i grunnlagsdatasett fra SEAPOP fra 2015 som blant annet har mindre forskjeller mellom artene og totale bestandsestimat nærmere 100 %. Et prosjekt ble i 2014 igangsatt av APN med mål om å etablere en anbefalt beste praksis for bruk av datasettene i miljørisikoanalyser. Som en del av dette arbeidet ble det gjennomført analyser på den siste, oppdaterte utgaven av SEAPOP-datasett (2015). Resultatene av disse analysene er diskutert med XXXX og presentert overfor Miljødirektoratet, og det ble foreløpig konkluderte med at en aggregeringsfaktor på 7 vil gi et rimelig, konservativt uttrykk for en del sjøfuglarters tendens til aggregering i næringssøk. Alle arter er tildelt samme aggregeringsfaktor i alle måneder, ikke bare i hekkeperioden. Noen arter som tidligere ikke hadde slik faktor er nå tildelt samme faktor, mens andre arter som før hadde høyere faktor nå har samme som de øvrige. I reanalysen for Snilehorn er det med dette som bakgrunn benyttet sist oppdaterte datasett fra SEAPOP (2015) med en aggregeringsfaktor på 7 som grunnlag for måling av miljørisiko mot operatørens akseptkriterier med bruk av overflateutslippene.
Dette gir dermed et mer konservativt uttrykk for enkelte av artene som tidligere ikke hadde aggregeringsfaktor men er mindre konservativt enn analysen gjennomført for Snilehorn for de artene som tidligere hadde høyere aggregeringsfaktor. Det arbeides fortsatt per mars 2018 videre med å nyansere dette bildet. Datasett for åpent hav hadde ikke aggregeringsfaktor i 2013.
Tabell 3-4 og Tabell 3-5 viser henholdsvis fisk i området med gyteperiode, og tetthet av utvalgte sjøfuglarter i området rundt Njord NF2. Gyteperiode er hentet fra oversikter for 12 arter gjort tilgjengelig fra Havforskningsinstituttet i 2015 [12]. Tetthet av sjøfuglarter er basert på nyeste tilgjengelig datasett fra SEAPOP i 2015 [13].
Tabell 3-4 Gyteperiode (G) for fisk i området nær (50 nm) Gunnvald [12]. Kun arter med gyting i området er tatt med i oversikten
Jan | Feb | Mar | Apr | Mai | Jun | Jul | Aug | Sep | Okt | Nov | Des | |
Nordøstarktisk Sei | G | G | G | |||||||||
Norsk vårgytende sild | G | G | ||||||||||
Vanlig Uer | G | G | ||||||||||
Snabeluer | G | G | ||||||||||
Øyepål | G | G | G | G | G |
Art og sensitivitet | IUCN 2015 | Sommer (apr - juni) | Høst (juli - okt) | Vinter (nov - mars) |
Alkekonge | LC | Middels | Lav | Høy |
Alke | EN | Lav | Lav | Middels |
Lunde | VU | Middels | Middels | Høy |
Havhest | EN | Høy | Høy | Høy |
Fiskemåke | NT | Lav | - | - |
Polarmåke | NA | Lav | Lav | Lav |
Svartbak | LC | Middels | Middels | Høy |
Gråmåke | LC | Middels | Middels | Høy |
Krykkje | EN | Høy | Middels | Høy |
Havsule | LC | Lav | Middels | Lav |
Polarlomvi | EN | Lav | Lav | Lav |
Lomvi | CR | Middels | Middels | Middels |
Kategoriene for tetthet (individ/rute) er basert på Seapop: < 0,3: lav, 0,3 – 10: middels, > 10: høy, -: ingen data tilgjengelig. Arter med særlig sensitivitet til olje på overflaten er uthevd i fet skrift [12], og artenes nasjonale IUCN status (fastland) fra 2015 er gjengitt: kritisk truet (CR), Sterkt truet (EN), Sårbar (VU), Nær truet (NT), livskraftig (LC), og ikke egnet (NA). Kategoriene truet er understreket (CR, EN, VU)[13].
3.1.7 Akseptkriterier for miljørisiko
I analysen av miljørisiko knyttet til boringen av letebrønn Snilehorn og Njord NF 2 er Statoils akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko benyttet (Tabell 3-6). Statoils akseptkriterier for miljørisiko har ikke endret seg siden 2013, og er også gjeldende for Xxxxxxxx.
Statoils akseptkriterier er fastsatt på bakgrunn av hovedprinsippet om at:
«Restitusjonstiden etter en miljøskade for den mest sårbare bestanden skal være ubetydelig i forhold til forventet tid mellom slike miljøskader».
Tabell 3-6 Statoils akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko
Miljøskade | Akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko: |
Mindre | < 1 × 10-3 |
Moderat | < 2,5 × 10-4 |
Betydelig | < 1 × 10-4 |
Alvorlig | < 2,5 × 10-5 |
3.1.8 Konsekvens for beregnet miljørisiko ved overgang fra OSCAR 6.2 til 7.0.1 inkludert nye ressursdata
Oljedriftsmodellen som er anvendt for letebrønnen Snilehorn er SINTEFs OSCAR modell (Oil Spill Contingency And Response) med MEMW versjon 6.2 av modellen, OSCAR modellen som ble brukt i reanalysen av Njordn NF2 er MEMW versjon 7.0.1. OSCAR modell versjon 7.0.1. er per februar 2018 fortsatt gjeldende versjon.
Akvaplan-niva utførte i 2016 en forenklet reanalyse av miljørisiko i forbindelse med boring av letebrønn Njord NF2 [14]. Reanalysen er gjennomført med bakgrunn i miljørisikoanalysen for Snilehorn, hvor relevante rater for overflateutslipp fra Snilehorn (tabell 3-9) ble postprosessert med oppdaterte miljøressursdata der det var aktuelt. Konklusjonen fra reanalysen er vist nedenfor og resultatene er oppsummert i kap 3.2.1. Basert på lavere utblåsningsrater og lavere utblåsningsvarighet for 6407/11-04 Gunnvald er det en konservativ tilnærming å bruke 6407/8-6 Snilehorn som referansebrønn, understøttet av reanalyse fra Njord NF 2.
"Reanalysen av miljørisiko ved bruk av et representativt utvalg av oljedriftssimuleringene av overflateutslippene for letebrønn Snilehorn med MEMW 6.2, er foretatt for å gi en sammenligning med hva dagens OSCAR-versjon (MEMW 7.01) kunne gitt som resultat med oppdaterte ressursdata, men ovenfornevnte usikkerheter. Fordi sjøbunnsutslipp simulert med MEMW 7.01 gir tilnærmet samme influensområde og oljemengder på overflaten som overflateutslipp, ble denne tilnærningen valgt for å gi ytterligere informasjon om mulig miljørisiko og dermed gi Statoil grunnlag for å vurdere om en referansebasert miljørisikoanalyse er tilstrekkelig for letebrønn Njord NF2. Algoritmene som er forandret i MEMW
7.01 er basert på ny kunnskap om dråpestørrelsesfordeling ved sjøbunnsutslipp, bl.a. ved forskning utført ved SINTEF etter Macondo (Deep Water Horizon)-hendelsen.
Analysen er gjennomført med de siste tilrettelagte ressursdata og med oppdatert analyseperiode, men det kan ikke benyttes best tilgjengelige driverdata for strøm og vind uten å foreta nye oljedriftssimuleringer. Bruk av nye data ville forventes å øke miljørisikoestimatet. Selv om den høyeste raten som ble simulert for Snilehorn er utelatt, er likevel de to ratene som er benyttet for å representere Njord NF2 konservativt valgt, i det de er høyere enn de forventede strømningsratene for Njord NF2. Analysen er dermed konservativ på dette punktet.
Det kan ikke gis noe anslag av hvor mye miljørisiko ville økt dersom nye driverdata med høyere oppløsning hadde vært benyttet, derved heller ikke om konservativiteten i ratene og varighetsutvalget sikrer konservativitet i sluttresultatet."
Resultatene av de forenklede analysene viser at det er en økning i miljørisiko når denne beregnes med oppdaterte datasett og bruk av overflateutslipp som grunnlag for oljedriftssimuleringer.
Høyeste utslag ble beregnet for alke i Norskehavet med 67 % av akseptkriteriet i kategori "Alvorlig", 22 % av akseptkriteriet i "Betydelig", 21 % av akseptkriteriet i "Moderat" og 4 % av akseptkriteriet i skadekategori "Mindre". Miljørisikoen er derfor innenfor Statoils akseptkriteriet for alle VØK'er.
Dette er også beskrevet som konservative resultater, i og med at ratene benyttet i reanalysen er til dels mye høyere enn de som ville blitt brukt hvis man hadde kjørt en fullstendig ny miljørisikoanalyse for Njord NF2:
"Til reanalysen er bare overflateutslippene brukt. Ved å sette sannsynligheten for overflateutslippene til 100 % lar man i praksis overflateutslippet som gir større oljemengder på overflaten også representere sjøbunnsutslippene. Letebrønn Njord NF2 har lavere rater enn Snilehorn (tabell 3-9), og den høyeste raten er dermed utelatt. Varigheter og varighetsfordeling er også ulik mellom de to brønnene. Til reanalysen er sannsynlighetsfordelingen mellom varighetene i matrisen for Njord NF2 er fordelt på et utvalg av varigheter fra analysen for Snilehorn.
Tabell 3-7 og Tabell 3-8 viser rate-varighetsfordelingen for hhv. Snilehorn (2013) og Njord NF2, slik de er oppgitt av Statoils brønnekspertise. Tabell 3-9 viser oversikt over rater og varigheter som er benyttet fra Snilehorn oljedriftsanalyser og hvordan de er benyttet konservativt til reanalyse av miljørisiko med bare gjenbruk av overflateutslippscenariene også som representanter for sjøbunnsutslipp. Denne viser at simuleringene med 14300 Sm3/døgn fra Snilehorn ikke er benyttet, og heller ikke scenariene med 0,5 døgns varighet.
Ratene som ble analysert for Snilehorm er langt høyere enn dem som er forventet for Njord NF2 og gjenbruken er derfor konservativ mht. dette. 2 og 5 døgns varighet (Njord NF2) er representert ved 3 døgns varighet fra Snilehorn, 14 døgns varighet (Njord NF2) er representert ved 26 døgns varighet (Snilehorn), og 35 døgns varighet er fordelt på 26 og 70 døgn (mest på 26 døgn), og 70 døgns varighet (Njord NF2) er representert ved 84 døgns-scenariene fra Snilehorn- simuleringene fra 2013. For rate 2200 Sm3/døgn-simuleringen var resultatfilen for varighet 26 døgn ikke lenger tilgjengelig og denne ble derfor erstattet med 84 døgns-simuleringen. Dette øker konservativiteten noe, men utgjør liten andel av sannsynligheten.
Sannsynlighetsfordelingen mellom varighetene er ulike mellom sjøbunns-utslipp og overflateutslipp, i det sannsynligheten for mer langvarige utslipp øker ved sjøbunnsutslipp. Tabell 3-9 viser hvordan overflateutelippene fra Snilehorn- simuleringen er gjenbrukt ulikt for sjøbunnsutslipp og overflateutslipp
Tabell 3-7. Rate-varighetsmatrise med sannsynlighetsfordeling for Snilehorn (Statoil 2013).
Probability top/ sub | Rate (Sm3/d) | Probability distribution - duration | Scenario probability | |||||
0.5 | 3 | 26 | 84 | |||||
Topside | 0.2 | 2200 | 0.406 | 0.402 | 0.126 | 0.067 | 0.2 | |
13300 | 0.4 | |||||||
14300 | 0.4 | |||||||
Avg: 11480 | ||||||||
Subsea | 0.8 | 2100 | 0.282 | 0.369 | 0.217 | 0.131 | 0.2 | |
12400 | 0.4 | |||||||
13200 | 0.4 | |||||||
Avg: 10660 | ||||||||
Tabell 3-8 Rate-varighetsmatrise for Njord NF2 (Statoil, 2016)
Probability top/ sub | Rate (Sm3/d) | Probability distribution - duration | Scenario probability | |||||
2 | 5 | 14 | 35 | 70 | ||||
Topside | 0.25 | 600 | 0.52 | 0.19 | 0.14 | 0.05 | 0.10 | 0.2 |
4400 | 0.4 | |||||||
5900 | 0.4 | |||||||
Weighted: 4300 | ||||||||
Subsea | 0.75 | 600 | 0.40 | 0.19 | 0.18 | 0.08 | 0.15 | 0.2 |
4500 | 0.4 | |||||||
6000 | 0.4 | |||||||
Weighted: 4400 | ||||||||
Top/ sub | Rate (Sm3/d) Njord NF2 | Repr. ved overflateuts l. rate fra Snilehorn | Sannsynlighetsfordeling - varigheter | Scen. Prob. | |||||
2 | 5 | 14 | 35 | 70 | |||||
Top | 0.25 | 600 | 2200 | 0.52 | 0.19 | 0.14 | 0.05 | 0.10 | 0.2 |
4400 | 13300 | 0.4 | |||||||
5900 | 13300 | 0.4 | |||||||
3 døgn: 0.71 | 26 døgn: 0.18 84 døgn 0,11 | ||||||||
Sub | 0.75 | 600 | 2200 | 0.40 | 0.19 | 0.18 | 0.08 | 0.15 | 0.2 |
4500 | 13300 | 0.4 | |||||||
6000 | 13300 | 0.4 | |||||||
3 døgn: 0.59 | 26 døgn: 0.24 84 døgn: 0.17 | ||||||||
For flere detaljer rundt reanalysen av miljørisikoen henvises det direkte til notatet fra Akvaplan NIVA [14]
3.2 Oppsummering av miljørisikoanalyse
3.2.1 Influensområde
Figurer i kapittel 3.2.1 er hentet fra miljørisikoanalysen for 6407/8-6 Snilehorn, og figurene gir en indikasjon på hvordan influensområdet vil kunne bli seende ut ved en utblåsning fra Xxxxxxxx. Det ble ikke laget nye figurer som viser influensområder i reanalysen for letebrønn Njord NF 2 utført av Akvaplan.
Følgende resultater fra Snilehorns miljørisikoanalyse er valgt vist:
Overflateutslipp (treffsannsynlighet - overflate)
• Laveste rate og korteste varighet (2200 Sm3/døgn i 0,5 døgn), se figur 3-1.
• Den midlere rate og varighet nærmest vektet (scenariet har moderat lav frekvens for overflateutslipp) 13 300 Sm3/døgn i 3 døgn, se figur 3-3. Dette scenariet er benyttet til analyse av miljørisiko for fiskeressurser. (Treffsannsynlighet på overflate, sannsynlig THC-konsentrasjon 50-100, 100-500 og >500 ppb), se figur 3-4
• Høyeste rate og lengste varighet for overflateutslipp (14300 Sm3/dag i 84 døgn), se figur 3.2.
Det er valgt å vise de enkelte rate-/varighetsstatistikkene separat, og ikke samlet, da de representerer ulike situasjoner som kan oppstå. Influensområdene (≥ 5 % sannsynlighet for treff av ≥ 1 tonn olje i 10 × 10 km ruter) gitt utblåsning fra fra letebrønn Snilehorn er presentert i Figur 3-1 til Figur 3-5.
Figur 3-1 Sannsynlighet for treff av olje på overflaten med mer enn 1 tonn i en 10x10 km rute for.overflateutslipp med laveste rate og korteste varighet.
Figur 3-2 Sannsynlighet for treff av olje på overflaten med mer enn 1 tonn i en 10x10 km rute for overflateutslipp, med høyeste rate og lengste varighet
Figur 3-3 Sannsynlighet for treff av olje på overflaten med mer enn 1 tonn i en 10x10 km rute for overflateutslipp, med rate nærmest over vektet rate og varighet nærmest vektet varighet
Figur 3-4 Sannsynlig THC-konsentrasjon (ppb) i en 10x10 km rute for overflateutslipp, med rate nærmest over vektet rate og -varighet
Figur 3-5 Sannsynlighet for treff av olje på overflaten med mer enn 1 tonn i en 10x10 km rute for sjøbunnsutslipp, med midlere rate og varighet med høyeste frekvens
3.2.2 Strandet mengde olje/emulsjon
Reanalysen av Snilehorn inkluderer oppdatert strandingsstatistikk hvor det totalt er det gjenbrukt simuleringer fordelt på alle rater og varigheter av hhv. sjøbunns- og overflateutslipp for hele året. Det er kun beregnet total mengde olje som treffer kysten, ikke hvor mye olje som treffer hvert enkelt prioritert område. De prioriterte områdene vist i Tabell 3-11 er hentet fra miljørisikoanalysen for 6407/8-6 Snilehorn, og gir en indikasjon på hvilke prioriterte områder som kan få landpåslag ved en hendelse. Totalt er det 12 prioriterte områder som får landpåslag i Snilehorns miljørisikoanalyse [1], og disse brukes til å dimensjonere beredskapsbehovet i barriere 5, se kap. 4.4.3.
95-prosentien for størst strandet emulsjonsmengde, gitt en utblsåning, er 34 794 tonn for analyseperioden og korteste drivtid til land er 7 døgn, vist i tabell 3-10. Den maksimale strandingsmengden i en enkeltsimulering er 138647 tonn emulsjon. Reanalysert strandingsstatistikk for Snilehorn er langt høyere enn rater som er forventet for Xxxxxxxx og strandet mengde emulsjon og antall prioriterte områder ansees for konservativt beregnet i forhold til en eventuell utblåsning fra letebrønn Xxxxxxxx 6407-11/04.
Tabell 3-10 95-persentiler for korteste drivtid til den norske kystlinje og største strandet mengde emulsjon basert på de gjenbrukte simuleringer for scenarier i oljedriftssimuleringene med startdato i juli-november.
Parameter | 95-persentil |
Korteste drivtid til land (døgn) | 7 |
Største strandet mengde emulsjon (tonn) | 34974 |
Prioritert område |
Andøya |
Bliksvær |
Bø og Hadseløya |
Frøya/Froan |
Karlsøy |
Lovunden |
Moskenesøy og Flaktstadøy |
Røst |
Smøla |
Træna |
Vega |
Vikna vest |
3.2.1 Miljørisiko for letebrønn 6407/11-04 Xxxxxxxx
Reberegningen av miljørisiko for Snilehorn med rate-varighetsfordeling som beskrevet i Tabell 3-9 i kapittel 3.1.8, er gitt for å representere et grovestimat av hva miljørisiko ville vært for en brønn med et utvalg av ratene og varighetene dersom de hadde vært analysert med MEMW 7.01 (mer likt overflateutslipp med MEM 6.2) og med ressursdata fra 2015.
Opprinnelig miljørisikoanalyse for Snilehorn var gjennomført for perioden oktober-mars og tilleggsperiode april- september. I reberegningen for Njord NF2 er perioden juli-november benyttet og det er resultatene fra reberegningen som er presentert i dette kapittelet.
3.2.1.1 Miljørisiko for sjøfugl i åpent hav
Miljørisiko 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.
I perioden juli-november slår alke i Norskehavet høyest ut med 67 % av akseptkriteriet i kategori "Alvorlig", 22 % av akseptkriteriet i "Betydelig", 21 % av akseptkriteriet i "Moderat" og 4 % av akseptkriteriet i skadekategori "Mindre". Alkekonge slår nest høyest ut med 21 % av akseptkriteriet i skadekategori "Alvorlig". Andre arter som slår ut er vist i
Figur 3-6 (arter i åpent hav). Arter med lave utslag (under 1 prosent) er ikke vist i denne analysen men er tilgjengelig i notatet fra Akvaplan Niva).
Utslagene er høyere enn for opprinnelig analyse for Snilehorn (oktober-mars). Datasettene for sjøfugl i åpent hav som brukes i dag er uendret siden 2013. Endring i miljørisiko skyldes periodeendring og økningen i oljemengde på sjøoverflaten som er estimert ved bruk av overflateutslipp som referanse for hva en ny modellering med MEMW 7.01 ville antas å gi.
3.2.1.2 Miljørisiko for kystnære sjøfugl
I perioden juli-november slår storskarv (nasjonal bestand) høyest ut med 43,5 % av akseptkriteriet i kategori "Alvorlig", 5
kystnært). Arter med lave utslag (under 1 prosent) er ikke vist i denne analysen men er tilgjengelig i notatet fra Akvaplan Niva.
Utslagene kystnært i opprinnelig miljørisikoanalyse var meget lave (under 0,3 % av akseptkriteriet). Storskarv hadde i datasettene fra 2013 en aggregeringsfaktor på 1,75, og resultatet for denne arten er mer konservativ med dagens data, men denne konservatismen i datasettet forklarer ikke den store ulikheten. Forskjellen kan i stor grad tilskrives høyere oljemengder på overflaten. Aggregeringsfaktoren for lunde er fem ganger lavere i dag og resultatet for denne er dermed mindre konservativt enn i opprinnelig analyse. Det samme gjelder de øvrige alkefuglene. Økning i miljørisiko for disse artene kan dermed antas å være i samsvar med modellendringen og økt oljemengde på overflaten.
3.2.1.3 Miljørisiko for marine pattedyr
Perioden juli-november omfatter deler av kasteperioden for steinkobben, hårfelling for samme art, samt store deler av kasteperioden for haverten. Havertbestanden fra Stadt-Lofoten slår høyest ut i reanalysen med 7,4 % av akseptkriteriet i kategori "Moderat", 7,3 % av akseptkriteriet i "Alvorlig", 6 % av akseptkriteriet i "Betydelig" og 1,5 % av akseptkriteriet i skadekategori "Mindre". Det er et meget lite utslag på havertbestanden i Vesterålen-Finnmark. Steinkobbebestanden fra Rogaland-Lopphavet slår ut med 2,3 % av akseptkriteriet i skadekategori "Alvorlig", 2,2 % av akseptkriteriet i skadekategori "Moderat", 1,5 % av akseptkriteriet i skadekategori "Betydelig" og under 0,5 % " av akseptkriteriet i skadekategori "Mindre". Figur 3-8 viser miljørisiko for sel som andel av Statoils akseptkriterier.
Figur 3-8 Miljørisiko for sel vist som andel av Statoils akseptkriterier i hver skadekategori (juli-november)
3.2.1.5 Miljørisiko for strandhabitat
Høyeste utslag for miljørisikoen for letebrønn 6407/7-9 Njord NF2 er beregnet til å være 67 % av Statoil’s akseptkriterie i forventet boreperiode, og derved ansett som akseptabel risiko.. Beregningene er gjort med konservative rater, varighet og sannsynlighet for utblåsning. Oljetypen er antagelig også konservativ. Resultatene av beregningene er dermed også vurdert som konservative.
Det konkluderes dermed med at miljørisikoen forbundet med boringen av letebrønn 6407/11-04 Gunnvald vil være innenfor Statoil’s akseptkriterier for miljørisiko gjennom hele året.
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 av influensområdet for et mulig oljeutslipp. Statoils primære strategi for oljevern ved leteboring er mekanisk oppsamling på åpent hav nær kilden. Dispergering vil vurderes som et alternativ eller supplement under en aksjon og NOFOs ressurser vil da kunne benyttes. I tillegg er Statoil medlem i OSRL og vil kunne benytte oljevernressurser, som kjemisk dispergering og strandrenseutstyr, etter behov i en aksjon.
Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning basert på dimensjonerende utslippsrater fra aktiviteten.
Statoils ytelseskrav for de ulike barrierene er beskrevet under [5].
Barriere 1: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe beregnet emulsjonsmengde på sjø. Første system innen best oppnåelig responstid. Full kapasitet snarest mulig og senest innen 95-persentilen av korteste drivtid til land, basert på beregnet kapasitetsbehov. Statoil setter, som et minimum, krav til tilstrekkelig kapasitet for å bekjempe et oljeutslipp på minimum 500 m3 med ressurser som skal være klar for operasjon innen 5 timer etter at utslippet er oppdaget.
Barriere 2: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe den mengden emulsjon som passerer barriere 1 på grunn av operative begrensninger. Første system skal mobiliseres fortløpende etter at systemene i barriere 1 er mobilisert og med full kapasitet innen 95-persentilen av korteste drivtid til land.
Barriere 3 og 4: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon innen influensområdet. Systemene skal være mobilisert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land.
Barriere 5: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon inn til et prioritert område. Personell og utstyr til strandsanering skal være klar til operasjon innen 95-persentilen av korteste drivtid inn til prioritert område for de berørte områder med kortere drivtid enn 20 døgn.
En plan for grovrensing av forurenset strand skal utarbeides senest innen 7 døgn fra registrert påslag av oljeemulsjon. Grovrensing av de påslagsområder som prioriteres av operasjonsledelsen i samråd med aksjonsledelsen skal være gjennomført innen 100 døgn fra plan for grovrensing foreligger, forutsatt at dette kan gjennomføres på en sikkerhetsmessig forsvarlig måte.
Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Statoils forutsetninger og metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [5], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i NOROG veiledning [7] og NOFO [8].
Utstyr som kan benyttes til bekjempelse av olje/emulsjon i barriere 1-4:
• Havgående NOFO-system
• Havgående Kystvaktsystem
• System Kyst A – IKV
• System Kyst B – KYV
• System Fjord A – NOFO/Operatør
• System Fjord B – IUA/KYV
• Dispergeringssystem (NOFO og OSRL)
4.2.1 Dimensjonering av barriere 1 og 2 – nær kilden og på åpent hav
Beredskapsanalysen for barriere 1 og 2, nær kilden og på åpent hav, er basert på vektet utblåsningsrate og forventet oljetype. Beregninger er gjort for vintersesong og sommersesong.
For dimensjonering av barriere 1 benyttes egenskaper (fordamping, naturlig nedblanding, vannopptak og viskositet av emulsjon) for 2 timer gammel olje. Det grunnleggende prinsippet er at kapasiteten i de ulike barrierene skal være tilstrekkelig til å kunne håndtere emulsjonsmengden ved de gitte betingelsene.
For dimensjonering av barriere 2 er det utført beregninger av det antall systemer som kreves for å kunne bekjempe emulsjonsmengden som har passert barriere 1 pga redusert systemeffektivitet. Systemeffektiviteten er avhengig av bølgehøyde og lysforhold, og varierer mellom de ulike områdene (Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet) på norsk sokkel. I beregningen av systembehov for barriere 2 benyttes oljeegenskaper for 12 timer gammel olje.
Kravene til responstid er satt til best oppnåelig responstid for NOFO-fartøyer til feltet, og er basert på avstand til oljevernressurser, gangfart for OR-fartøy, slepebåtkapasitet og gangfart for disse, mobilisering av oljevernutstyr om bord på OR-fartøy, og tilgang til personell på basene. I tillegg kommer en vurdering opp mot krav om etablering av barriere 1 og 2 senest innen korteste drivtid til land (95-persentil).
4.2.2 Dimensjonering av barriere 3 og 4 – kyst og strandsone
For barriere 3 og 4, bekjempelse av olje i kyst- og strandsone, er kravene til beredskap satt ut fra størst behov ved å bruke to alternative tilnærminger:
• 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon. Beredskapen i barriere 4 skal ha kapasitet til å bekjempe emulsjonen som passerer barriere 3. Beredskapsbehovet i barriere 3 og 4 er beregnet basert på resultater fra oljedriftssimuleringer gjennomført for aktiviteten.
• Prioriterte områder som er berørt av stranding med drivtid kortere enn 20 døgn (ifølge oljedriftssimuleringer) skal kunne ha tilgang til grunnberedskap. Grunnberedskap er definert som 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B). Beredskapsressursene skal brukes der det er mest hensiktsmessig og er ikke begrenset til de prioriterte områdene.
Denne tilnærmingen medfører at Statoil dimensjonerer både for volumer og utstrekning av strandet emulsjon, og legger til grunn det største behovet, når krav til beredskap i barriere 3 og 4 settes.
Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 3 og 4 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til et prioritert området. Dersom drivtiden til et prioritert område er lenger enn 20 døgn settes det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 3 og 4.
4.2.3 Dimensjonering av barriere 5 – strandrensing
For barriere 5, bekjempelse av strandet olje, er det beregnet behov for antall strandrenselag med tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av størst strandet mengde emulsjon innenfor de berørte prioriterte områdene med kortere drivtid enn 20 døgn.
Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 5 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land til hvert prioritert område.
Når minste drivtid er lengre enn 20 døgn stilles det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 5.
4.3.1 Oljens egenskaper
Njord olje er valgt som representativ for forventet oljetype ved letebrønn 6407/11-04 Gunnvald. Det er gjennomført en forvitringsstudie av Njord olje av SINTEF i 2012 [5]. Forvitringsegenskaper for Njord oljen ved ulike vind og temperaturer er angitt i Tabell 4-1. Njord olje har godt potensiale for dispergering og Njordoljen være dispergerbar mer enn 5 døgn etter et søl på sjøen både ved sommer og vinterforhold. Ved sommerforhold estimeres det at nedre viskositetsgrense for å oppnå effektiv mekanisk oppsamling (1000 cP) inntreffer etter rundt 12-15 timer [3].
Tabell 4-1 Detaljert forvitringsegenskaper for Njord olje ved 2 og 12 timer, sommer og vinter
Time | Parameter | Vinter 5 ºC - 10 m/s | Sommer 10 ºC - 5 m/s |
2 timer | Fordampning (%) | 26 | 24 |
Nedblanding (%) | 9 | 0 |
Olje på overflate (%) | 65 | 76 | |
Vanninnhold (%) | 37 | 24 | |
Viskositet av emulsjon (cP) | 240 | 75 | |
Fordampning (%) | 35 | 37 | |
Nedblanding (%) | 30 | 3 | |
Olje på overflate (%) | 35 | 60 | |
Vanninnhold (%) | 68 | 54 | |
Viskositet av emulsjon (cP) | 1900 | 600 |
4.3.1.1 Mekanisk oppsamling
Erfaring fra norske feltforsøk viser at risikoen for lekkasje av olje under lensa er størst for oljer/emulsjoner med viskositet under 1000 cP.
Njord oljens emulsjoner vil ha viskositeter over 1000 cP etter et døgn ved sommerforhold og seks timer ved vinterforhold. Det vil ikke være behov for tungolje skimmere. Tabell 4-2 oppsummerer potensialet for mekanisk oppsamling av Njord- olje ved definerte vinter- og sommerforhold.
Tabell 4-2 Potensiale for mekanisk oppsamling basert på viskositet av Njord-olje
Tid (timer) 1 3 6 12 | Tid (døgn) 1 2 3 4 5 | ||
Vinterforhold (5 ºC - 10m/s) | |||
Sommerforhold (10 ºC - 5m/s) | |||
Viskositet < 1000 cP – risiko for lekkasje under lensa Viskositet mellom 1000 og 15000 cP Viskositet > 15000 cP – bruk av tungoljeskimmer anbefalt | |||
4.3.1.2 Kjemisk dispergerbarhet
Emulsjonen til Njord oljen har et godt potensiale for kjemisk dispergering. Tabell 4-3 oppsummerer potensiale for kjemisk dispergering av Njord-olje ved definerte vinter- og sommerforhold.
Tabell 4-3 Potensiale for kjemisk dispergerbarhet av emulsjon til Njord-olje
Tid (timer) 1 3 6 12 | Tid (døgn) 1 2 3 4 5 | |
Vinterforhold (5 ºC - 10m/s) | ||
Sommerforhold (10 ºC - 5m/s) | ||
Godt potensial for kjemisk dispergering Redusert potensial for kjemisk dispergering Lite eller ikke potensial for kjemisk dispergering | ||
4.3.2 Utslippsscenarier
Tabell 4-4 gir en oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønnen. Hyme er representativ olje for Xxxxxxxx, men Njord er brukt til å dimensjonere beredskapsbehovet. Se kap 3.1.4 for diskusjon rundt oljetype.
Tabell 4-4 Utslippsscenarier for letebrønn 6407/11-04 Gunnvald
Type utslipp | Kilde | Referanse – bakgrunn for rate/volum | Oljetype |
Utblåsning – 4000 m3/døgn | Langvarig utblåsning fra reservoar (Maks varighet 56 døgn) | Dimensjonerende utblåsningsrate (vektet) for 6407/11-04 Xxxxxxxx | Xxxx (Njord) |
Middels utslipp - 2000 m3 punktutslipp | Eksempelvis lekkasje fra brønn | Volum bestemt ut fra faglig vurdering | Hyme (Njord) |
Mindre utslipp - 100 m3 punktutslipp | Eksempelvis lekkasje fra brønn | Volum bestemt ut fra faglig vurdering | Hyme (Njord) |
Mindre punktutslipp av lette produkter | Lekkasje fra dieseltank, hydraulikksystem | - | Kondensat eller andre petroleumsprodukter som danner tynn oljefilm |
4.3.3 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer
Ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning, målt i bekjempet mengde oljeemulsjon pr. døgn, er en funksjon av følgende forhold:
- Andel av tiden enheten kan operere (mørke/redusert sikt og bølgeforhold)
- Effektiviteten innen operasjonsvinduet (relatert til ulike bølgeforhold, eller antatt konstant)
- Opptaks-/bekjempelseskapasitet under operasjon
- Lagringskapasitet for oppsamlet olje (kun relevant for opptakssystemer)
- Frekvens og varighet av driftsstans (overføring av oppsamlet olje, plunder og heft)
- Andel av tiden hvor tilgangen/tilflyt av olje til lense er mindre enn oljeopptakerens kapasitet (for mekanisk bekjempelse) eller hvor emulsjonen har en fordeling som gjør at dispergeringsmiddel ikke kan påføres med optimal effektivitet.
Funksjonene er brukt i Statoil sin beregningskalkulator for beredskapsbehov i alle barrierer.
Kapasiteten til havgående opptakssystem i NOFO-klasse som brukes i beregningene er 2400 m3/døgn (for oljer med viskositet under 15000 cP). Kapasiteten til havgående dispergeringssystem i NOFO-klasse er satt til 1950 m3/døgn.
Andel operasjonslys inngår i beregning av ytelsen og effektiviteten til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning. Statoil har valgt å beregne operasjonslys for 5 regioner, se Figur 4-1. For letebrønn 6407/11-04 Gunnvald (region 4) er operasjonslys oppsummert i Tabell 4-5.
Figur 4-1 Regioner brukt i beregning av operasjonslys
Tabell 4-5 Andel operasjonslys i region 4, hvor letebrønn 6407/11-04 Gunnvald er lokalisert
Vinter | Vår | Sommer | Høst | År | |
Operasjonslys | 32 % | 76 % | 95 % | 48 % | 63 % |
Bølgeforhold på åpent hav inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 1 og 2. Statoil har bølgedata for 27 stasjoner, som vist i Figur 4-2. Stasjon 16 er antatt å best representere bølgeforholdene ved 6407/11-04 Gunnvald. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for NOFO- og
Kystvaktsystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) er oppsummert i Tabell 4-6. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-7.
Figur 4-2 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav
Tabell 4-6 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon 6407/11-04 Xxxxxxxx
Xxxxxx | Vår | Sommer | Høst | År | |
NOFO-system | 44 % | 64 % | 77 % | 57 % | 60 % |
Kystvakt-system | 30 % | 53 % | 69 % | 45 % | 49 % |
Xxxxxx | Vår | Sommer | Høst | |
NOFO-system (Hs < 4 m) | 67 % | 88 % | 98 % | 83 % |
NOFO-dispergering (Hs < 4 m) | 67 % | 88 % | 98 % | 83 % |
Kystvakt-system (Hs < 3 m) | 45 % | 76 % | 95 % | 65 % |
Bølgeforhold i kystsonen inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 3 og 4. Statoil har bølgedata for 5 stasjoner, som vist i Figur 4-3. Stasjon 4 og 3 er antatt mest konservative med hensyn til å representere bølgeforholdene for henholdsvis kyst- og fjordsystem. Antatt gjennomsnittlig
opptakseffektivitet for kyst- og fjordsystem er oppsummert i Tabell 4-8. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-9.
Vinter | Vår | Sommer | Høst | |
Kyst-system | 39 % | 55 % | 65 % | 47 % |
Fjord-system | 66 % | 66 % | 72 % | 68 % |
Vinter | Vår | Sommer | Høst | |
Kyst-system (Hs < 1,5 m) | 56 % | 78 % | 93 % | 68 % |
Fjord-system (Hs < 1 m) | 91 % | 92 % | 100 % | 94 % |
4.3.4 Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger
Figur 4-4 viser plasseringen av NOFO utstyr for barriere 1 og 2, mekanisk bekjempelse og kjemisk dispergering fra fartøy per februar 2018 [8]. Det kan ikke utelukkes endringer i utstyrsplassering. Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til feltet er brukt som grunnlag for responstider for barriere 1 og 2 er vist i Tabell 4-10.
Tabell 4-11 presenterer ytterligere forutsetninger som gangfart, avgivelsestid for beredskapsfartøy og slepefartøy samt tid for mobilisering av utstyr fra baser. Et NOFO system inkluderer oljelenser, skimmer, tankvolum for oppsamlet emulsjon og overvåkningsutstyr. De fleste fartøyene har også utstyr for oppsamling av høyviskøse oljer.
Totalt disponerer NOFO om lag 750 Sm3 dispergeringsmiddel fordelt på baser og fartøy. Dispergeringsmiddelet er av type Dasic Slickgone NS, som tilfredsstiller norske myndigheters krav til toksikologiske tester.
Figur 4-4 NOFOs utstyrsoversikt per februar 2018
Tabell 4-10 Avstander fra letebrønn Xxxxxxxx til oljevernressurser benyttet i analysen
Oljevernressurser | Avstander fra 6407/11-04 Gunnvald (nm) |
Xxxxx Xxxxxxxx | 00 |
Ocean Alden | 199 |
Stril Herkules | 238 |
Kristiansund – NOFO Base | 67 |
Redningsskøyte Kristiansund | 67 |
Redningsskøyte Rørvik | 106 |
Redningsskøyte Måløy | 160 |
Tabell 4-11 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av beredskapsbehov i barriere 1 og 2
Gangfart, OR-fartøy | 14 knop (17 knop for Statoils egne fartøy) |
Mobilisering, klargjøring, lasting og lossing på base – system 1 fra NOFO-base | 10 timer Unntatt Sandnessjøen – 20 timer |
Mobilisering av system 2 fra NOFO-base | 30 timer |
Mobilisering av system 3 fra NOFO-base | 48 timer |
Avgivelsestid for beredskapsfartøyer | Ekofisk/sørfeltene: 6 timer Ula/Gyda/Tamber: 6 timer Sleipner/Volve: 6 time Balder: 6 timer Oseberg: 6 timer Troll: 6 timer Tampen: 6 timer Haltenbanken: inkl. i områdeberedskap Xxxxx Xxxxxxxx: 6 timer Goliat: 4 timer Gjøa: 4 timer Avløserfartøy: 6 |
Responstid for slepefartøy | Slepefartøy fra NOFO-pool: 24 timer |
Redningsskøyter | Gangfart 20 knop, avgivelsestid 2 timer Sørvær, Båtsfjord, Vadsø, Ballstad, Rørvik, Kristiansund, Måløy, Haugesund, Egersund |
Tid til å sette lenser på sjøen / klargjøre dispergering ombord | 1 time |
NOFOs utstyr for barriere 3 til 5 er lokalisert på basene Stavanger, Mongstad, Kristiansund, Sandnessjøen og Hammerfest. På hver base er det tilknyttet ressurser og fartøy for 10 sett med oljevernsystemer, det inkluderer oppsamlings- opptaks-, kommando- og støttefartøy. Disse har en mobiliseringstid på mellom 48 timer og 120 timer. Gangfarten til de ulike fartøyene er mellom 7 og 20 knop.
NOFO har tilleggsutstyr på depot langs kysten og avtaler med over 60 fiskefartøy for å drive kystnær oljevernberedskap. NOFO har avtaler med kommunale og private etater og organisasjoner for å sikre tilstrekkelig personellressurser til den første fasen av en operasjon i barriere 3 til 5. Disse inkluderer IUA, NOFOs Innsatsgruppe Strand Akutt (IGSA) og Spesialteam, WWF, Maritim Miljø Beredskap (MMB), Norlense og Kystverket depotstyrker. Kjemisk dispergering vil som regel ha høyest effekt nær kilden, men ved behov vil også NOFO kunne gjennomføre dispergeringsoperasjoner kystnært.
Figur 4-5 Oljevernfartøy kystnært NOFO [8]
Statoil har flere avtaler med OSRL: Service Level Agreement (SLA), Global Dispersant Stockpile (GDS) og Subsea Well Intervention Services (SWIS). SLA går ut på at Statoil kan mobilisere halvparten av OSRLs tilgjengelige utstyr og personell til enhver tid. Dette inkluderer blant annet dispergeringsmidler, flybåren dispergeringspåføringssystemer, modellering av oljedrift, satellittovervåking og rådgivning forbundet med håndtering av oljeskadet vilt. GDS er en tilleggsavtale som sikrer tilgang til ytterligere dispergeringsmidler. Dispergeringsmidlene i GDS er lokalisert i England, Singapore, Frankrike, Sør-Afrika og Florida, som vist i Figur 4-6 og er pakket klar for videre frakt ved både luft-, sjø- eller veitransport. [9] Dispergeringsmidlene som inngår i avtalen er Dasic Slickgone NS, Finasol OSR 52, og Corexit EC9500A. Dasic Slickgone NS [11] og Finasol OSR 52 [10] tilfredsstiller norske myndigheters krav til toksikologiske tester. 4000 m3 dispergeringsmidler er derfor tilgjengelig for bruk i norske farvann. SWIS gir tilgang til utstyr for subsea brønnintervensjon, som inkluderer capping og subsea kjemisk dispergering.
OSRL har to Boeing 727 lokalisert på Doncaster Sheffield Airport i UK. Begge har dispergeringsutstyr og en kapasitet for transport og operasjoner av 15 m3 dispergeringsmidler per flyvning.
4.3.5 Influensområder og stranding
Korteste drivtid til land er 7 døgn og største strandet emulsjonsmengde er 34974 tonn (95 persentil). Ressursbehov for barriere 5 er vanligvis dimensjonert for hvert av de prioriterte områdene hvor drivtid er mindre enn 20 døgn om vinteren (dimensjonerende sesong). Reanalysen utført av Akvaplan Niva for Njord NF2 gir ikke informasjon om hvilke prioriterte områder som får landpåslag, og heller ikke drivtid og mengde olje som treffer hvert enkelt område. Det er derfor valgt å dimensjonere for ett strandlag for hvert prioritert område (12 stk) som får landpåslag i miljørisikoanalysen for Snilehorn, uten å ta hensyn til at drivtiden for de aller fleste av disse er mer enn 20 dager. Responstiden settes til korteste drivtid før oljen når land er 7 døgn (uavhengig om dette er i prioritert område eller ikke). Strandet mengde emulsjon og antall prioriterte områder ansees for konservativt beregnet, da utblåsningsrater benyttet i Snilehorn reanalyse er langt høyere enn rater som er forventet for letebrønn 6407-11/04 Xxxxxxxx.
4.4.1 Beredskapsbehov og responstider i barriere 1 og 2
For letebrønn 6407/11-04 Gunnvald er behov for antall mekanisk oppsamlingssystemer beregnet for de ulike utslippsscenarier (Tabell 4-12, Tabell 4-13, og Tabell 4-14). Systembehov er beregnet med hjelp av Statoils beredskapskalkulator og basert på Njord olje for alle utslippsscenarier. Beregning av systembehov er utført for definerte sommer- og vinterforhold.
For punktutslipp på 100 Sm3 med Njord olje er det beregnet et behov 1 NOFO system i barriere 1, og det vil ikke være behov for systemer i barriere 2. For et punktutslipp på 2000 Sm3 Njord olje er det beregnet et behov for 2 NOFO system i barriere 1. For dimensjonerende utslipp, vektet rate på 4000 Sm3 Njord olje, er det beregnet et behov for 2 NOFO system i barriere 1 og 2 systemer i barriere 2. For behov for systemer i barriere 3 og 4, se kapittel 4.4.2.
Tabell 4-12 Beregnet systembehov ved et mindre utslipp – punktutslipp 100m3 – Njord
Vinter 5°C, 10 m/s vind | Sommer 10°C, 5 m/s vind | |
Utslippsvolum (Sm3) | 100 | 100 |
Fordampning % (etter 2 timer på sjø) | 26 | 24 |
Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) | 9 | 0 |
Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3) | 65 | 76 |
Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) | 37 | 24 |
Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3) | 103 | 100 |
Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) | 240* | 75* |
Økt systembehov grunnet høyt voksinnhold? | nei | nei |
Behov for NOFO systemer i barriere 1 | 1 | 1 |
* Ved viskositeter under 1000cP må lensetap påregnes
Tabell 4-13 Beregnet systembehov ved et middels utslipp – punktutslipp 2000m3 – Njord
Vinter 5°C, 10 m/s vind | Sommer 10°C, 5 m/s vind | |
Utslippsvolum (Sm3) | 2000 | 2000 |
Fordampning etter 2 timer på sjø (%) | 26 | 24 |
Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) | 9 | 0 |
Oljemengde tilgj.for emulsjonsdannelse (Sm3) | 1300 | 1520 |
Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) | 37 | 24 |
Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3) | 2063 | 2000 |
Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) | 240* | 75* |
Økt systembehov grunnet høyt voksinnhold? | nei | nei |
Behov for NOFO systemer i barriere 1 | 2 | 2 |
* Ved viskositeter under 1000cP må lensetap påregnes
Tabell 4-14 Beregnet systembehov ved langvarig utblåsning 4000 m3/døgn, Njord
Parameter | Vinter 5 °C - 10 m/s | Sommer 10 °C - 5 m/s |
Utstrømningsrate (Sm3/d) | 4000 | 4000 |
Tetthet (Kg/Sm3) | 835 | 835 |
Fordampning etter 2 timer på sjø (%) | 26 | 24 |
Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) | 9 | 0 |
Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm3/d) | 2600 | 3040 |
Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) | 37 | 24 |
Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 1 (Sm3/d) | 4127 | 4000 |
Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) | 240* | 75* |
Økt systembehov grunnet høyt voksinnhold? | Nei | Nei |
Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere 1 | 2 | 2 |
Emulsjonsmengde inn til barriere 2 (Sm3/d) | 2759 | 998 |
Oljemengde inn til barriere 2 (Sm3/d) | 1738 | 758 |
Fordampning etter 12 timer på sjø (%) | 35 | 37 |
Nedblanding etter 12 timer på sjø (%) | 30 | 3 |
Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm3/d) | 1217 | 637 |
Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) | 68 | 54 |
Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 2 (Sm3/d) | 3802 | 1384 |
Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 (cP) | 1900 | 600 |
Økt systembehov grunnet høyt voksinnhold? | Nei | Nei |
Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere 2 | 2 | 2 |
Behov for NOFO-systemer i barriere 1 og 2 | 4 | 1 |
* Ved viskositeter under 1000cP må lensetap påregnes
Det settes krav til 4 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 24 timer. Dimensjonering av oljevernberedskapsressurser settes etter sesongen med høyest behov.
Ytterligere systemer vil kunne bli mobilisert gjennom NOFO ved behov. Nærmere detaljer om fartøy og systemer vil bli beskrevet i beredskapsplanen. Best oppnåelig ressursdisponering er basert på utstyr og kapasitet til de navngitte fartøyene. Fartøyene kan endres men tilsvarende utstyr og kapasiteter må være tilgjengelig innen samme responstid for at analysen skal være gjeldende.
4.4.2 Beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og 4
95-persentilen av størst strandet emulsjonsmengde, gitt en utblåsning, er 34 974 tonn. Korteste drivtid til land er 7 døgn. Det antas at størst strandet mengde strander over en periode på 10 døgn. Ved å ta effekten i barriere 1 og 2 i betraktning gir dette en tilførselsrate inn i barriere 3 på 1951 tonn/døgn for vinterhalvåret og 545 tonn/døgn for sommerhalvåret.
Beregningene er basert på Njord-olje. Gitt de relativt høye mengdene emulsjon er det lagt inn et NOFO-system i barriere 3 i tillegg til kapasitet tilsvarende 13 kystsystemer og 14fjordsystemer. Merk at strandet mengde emulsjon ansees for
konservativt beregnet ut i fra utblåsningsrater for Snilehorn reanalyse. Utblåsningsrater for snilehorn er langt høyere enn forventede rater ved en utblåsning fra letebrønn 6407-11/04 Gunnvald.
Tabell 4-15 Beregnet ressursbehov for barriere 3 og 4 ved dimensjonerende hendelse
Parameter | Vinter 5 °C - 10 m/s | Sommer 15 °C - 5 m/s |
95-persentil av strandet emulsjonsmengde (tonn) | 34974 | 34974 |
Samlet barriereeffektivitet i barriere 1 (%) | 33 | 75 |
Strandet mengde etter effekt av barriere 1 (tonn) | 23379 | 8222 |
Samlet barriereeffektivitet i barriere 2 (%) | 17 | 38 |
Strandet mengde etter effekt av barriere 2 (tonn) | 19503 | 5449 |
Antall døgn hvor stranding forekommer (d) | 10 | 10 |
Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 3 (tonn/d) | 1951 | 545 |
Beregnet behov for NOFO- systemer i barriere 3 | 1 | 1 |
Beregnet behov for kystsystemer i barriere 3 | 13 | 4 |
Samlet barriereeffektivitet i barriere 3 (%) | 33 | 63 |
Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 4 (Sm3/d) | 1543 | 664 |
Antatt behov for fjordsystemer i barriere 4 | 14 | 3 |
Antall prioriterte områder med landpåslag* | 12 | 12 |
Behov for NOFO-systemer i barriere 3 | 1 | 1 |
Behov for kyst-systemer i barriere 3 | 13 | 12 |
Behov for fjord-systemer i barriere 4 | 14 | 12 |
*Reanalysen gir ikke drivtider til hvert enkelt prioritert område. Korteste drivtid til land er 7 døgn og responstiden settes ut fra dette
Det settes krav til en kapasitet tilsvarende 1 NOFO-system og 13 kystsystem og 14 fjordsystem i barriere 3 og 4 for de planlagte aktivitetene på letebrønn 6407/11-04 Gunnvald. Responstiden er satt til 7 døgn. Ytterligere ressurser og utstyr vil kunne mobiliseres etter behov og iht eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og de berørte IUAene.
For hvert prioritert område er det behov for strategiplaner og detaljerte kart. Strategiplanene skal inneholde en kortfattet beskrivelse av operativ strategi og miljøstrategi for de prioriterte områdene. Det tematiske kartmaterialet skal foreligge som storformat PDF-dokument (A1 format), tilgjengelig for utskrift ved behov. Følgende kart er utarbeidet for de prioriterte områdene:
- Basiskart
- Verneområder
- Operasjonsdyp og tørrfallsområder
- Strandtyper
- Adkomst og infrastruktur
4.4.3 Beredskapsbehov og responstider i barriere 5
Barriere 1 til 4 er dimensjonert med mål om å hindre stranding. Når korteste drivtid til prioriterte områder er kortere enn 20 døgn beregnes det et spesifikt beredskapsbehov for barriere 5 basert på hvor mye emulsjon som når hvert enkelt prioritert område.
Basert på beregninger gjennomført for aktiviteter i Barentshavet, antar man en rensekapasitet på 0,18 tonn per dagsverk. Strandsanering er beregnet på dagsverk, antall personer og avrundet opp til et antall strandrenselag. Hvert strandrenselag består av 10 personer. Statoil har valgt å gjøre beregninger for vinterstid og lagt inn en effektivitetsfaktor på dagsverk på 0,5. Det er beregnet at strandrensing skal være gjennomført innen 100 døgn.
Ressursbehov for barriere 5 er vanligvis dimensjonert for hvert av de prioriterte områdene hvor drivtid er mindre enn 20 døgn om vinteren (dimensjonerende sesong). Reanalysen utført av Akvaplan Niva for Njord NF2 gir ikke informasjon om hvilke prioriterte områder som får landpåslag, og heller ikke drivtid og mengde olje som treffer hvert enkelt område. Det er derfor valgt å dimensjonere for ett strandlag for hvert prioritert område (12 områder) som får landpåslag i miljørisikoanalysen for Snilehorn, uten å ta hensyn til at drivtiden for de aller fleste av disse er mer enn 20 dager.
Responstiden settes til korteste drivtid før oljen når land er 7 døgn (uavhengig om dette er i prioritert område eller ikke).,.
Ytterligere ressurser vil kunne mobiliseres ved behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og berørte IUAer.
4.4.4 Bruk av kjemisk dispergering
Bruk av kjemisk dispergering som bekjempelsesstrategi skal vurderes iht SIMA-prinsippet. Njord-olje har potensiale for kjemisk dispergering, og bør vurderes ved en hendelse spesielt hvis det er observert fugl i oljens drivbane. Siden olje fra en letebrønn vil kunne ha ulike egenskaper enn referanseoljen må kjemisk dispergering evalueres ved hjelp av in-situ testing med SINTEFs prøvetakingskoffert ved en aktuell hendelse for å vurdere om dispergering kan være et aktuelt beredskapstiltak.
Tabell 4-16 viser aktuelle beredskapsfartøyer som har dispergeringsmidler ombord og deres responstid til letebrønn 6407/11-04 Gunnvald. Dispergeringsmidlet om bord er Dasic Slickgone NS. Dispergering kan også gjennomføres fra fly gjennom avtale med OSRL. SINTEFs prøvetakingskoffert er tilgjengelig på beredskapsfartøy med utstyr for kjemisk dispergering.
Tabell 4-16 Responstider for et utvalg oljevernressurser med dispergeringskapasitet*
Oljevernressurs | Lokasjon | Responstid |
Stril Poseidon | Haltenbanken | 4 timer |
Kristiansund 1.NOFO system | Kristiansund | 16 timer |
Ocean Xxxxx | Xxxx | 19 timer |
Stril Merkur | Troll/Oseberg | 21 timer |
Stril Herkules | Tampen | 21 timer |
* inkl. Klargjøringstid for dispergering om bord på fartøyene (1 time)
Bruk av kjemisk dispergering i en aksjon skal alltid vurderes med hensyn til observasjoner eller sannsynlig tilstedeværelse av naturressurser i området samt værforhold. Det vil være særlig aktuelt ved høye forekomster av sjøfugl og for å forhindre landpåslag.
4.5 Oljevernberedskap som konsekvensreduserende tiltak
Miljørisiko for letebrønn 6407/11-04 Gunnvald presentert i kapittel 3 er gjennomført uten å vise effekt av oljevernberedskap. Oljevernberedskap vurderes som viktigste konsekvensreduserende tiltak gitt et oljeutslipp.
Ved å bruke mekanisk oppsamling som eksempel på bekjempelsesmetode kan vi beregne konsekvensreduserende effekt av barriere 1 og 2 i åpent hav som en reduksjon av oljemengde på overflaten. Tabell 4-17 viser eksempel for dimensjonerende hendelse, langvarig utblåsning fra 6407/11-04 Gunnvald.
Vinter (5 °C - 10 m/s vind) | Sommer (10 °C - 5 m/s vind) | |
Utstrømningsrate (m3/d) | 4000 | 4000 |
Antall og systemtyper i valgt beredskapsløsning i barriere 1 og 2 | 4 Havgående opptakssystem - NOFO | 3 Havgående opptakssystem - NOFO |
Ytelse av valgt beredskapsløsning i barriere 1 og 2 (m3/d) | 1999 | 3522 |
Emulsjonsmengde ut av barriere 2 (m3/d)* | 3172 | 865 |
Emulsjonsmengde på overflaten uten oljevernberedskap i Barriere 1 og 2 (m3/d) | 5688 | 5551 |
Reduksjon i emulsjonsmengde med bruk av oljevernberedskap i barriere 1 og 2 | 44 % | 84 % |
* tar i betraktning fordampning, naturlig nedblanding og økning av emulsjonsmengde i B1 og B2 pga vannopptak
4.6 Konklusjon – Beredskapsanalyse
Statoils krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for boring av letebrønn 6407/11-04 Xxxxxxxx er oppsummert i Tabell 4-18. Det er satt krav til 4 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 24 timer. For barriere 3 og 4 stilles det krav til en kapasitet tilsvarende 1 NOFO-system og 13 Kystsystemer og 14 fjordsystemer med responstid på 7 døgn. For barriere 5 settes det krav til kapasitet tilsvarende 12 strandrenselag med responstid på 7 døgn, som er korteste drivtid til land.
Med bakgrunn i beregnet miljørisiko og forventede egenskaper til oljen vil kjemisk dispergering være en aktuell bekjempelsesmetode for Xxxxxxxx. Sidestilt med krav om utstyr til mekanisk bekjempelse av utslippet setter Statoil krav til at fartøyene også skal ha utstyr for påføring av kjemisk dispergeringsmiddel slik at dette kan iverksettes hvis vurderingene tilsier at det er beste tiltak.
Ytterligere ressurser og utstyr kan mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og IUA.
Tabell 4-18 Oppsummering av krav til beredskap for 6407/11-04 Xxxxxxxx
Barriere 1 og 2 – bekjempelse nær kilden og på åpent hav | |
Systemer og responstid | 4 NOFO-systemer Første system innen 5 timer, fullt utbygd barriere innen 24 timer |
Barriere 3 og 4 – bekjempelse i kyst- og strandsone | |
Systemer og responstid | Kapasitet tilsvarende 1 NOFO-system og 13 Kystsystemer og 14 fjordsystemer, responstid på 7 døgn |
Barriere 5 - strandrensing | |
Systemer og responstid | Totalt behov for kapasitet tilsvarende 12 strandrenselag (1 pr prioritert område). Personell og utstyr skal være klar til operasjon i aktuelt område innen 7 døgn. |
Fjernmåling og miljøundersøkelser | Akutt forurensning skal oppdages innen 3 timer etter at hendelsen har inntruffet Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer |
5 Referanser
1. Akvaplan Niva (2013) - Miljørisiko- og beredskapsanalyse - Brønn 6407/8-6 (Snilehorn) i PL 348 B
3. Statoil (2018) – Blowout simulations Xxxxxxxx
4. Sintef (2013) - Re-check weathering properties for Njord and Hyme crude oils, Rapportnr: A25227
6. Statoil (2014) - Statoil Rådgivende dokument. GL 0339. Retningslinje for analyser av beredskap mot akutt oljeforurensning fra offshoreaktiviteter på norsk sokkel
8. NOFOs nettsider - xxx.xxxx.xx
9. OSRLS nettsider - xxx.xxxxxxxxxxxxxxxx.xxx
10. Total (2016) Sikkerhetsdatablad Finasol OSR 52, SDS #30034
11. Xxxxxx AS (2012) Sikkerhetsdatablad Dasic Slickgone NS
12. xxx.xxx.xx/xxxxxxxxx/xxxx/xx-xx
13. xxx.xxxxxx.xx/xx/xxxxxxxxxx-xxxxxxxx/xxxxxxxxxx/xxxxx-xxx/
15. OLF (2007) Metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA) Revisjon 2007. Rapport nr: 2007-0063
App A Blowoutscenarieanalyse
Blowout scenario analysis for Xxxxxxxx (6407/11-01)
Xxxx Xxxxxxxx, TPD R&T FT SST TSW Fornebu, January 13th 2018
Summary
This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to drilling of the exploration well Gunnvald (6407/11- 04).
Blowout probability, flow rates and duration are quantified for application in the environmental risk assessment. The overall blowout probability of the well is judged to be 1.29 · 10 -4 (oil wildcat well).
The results are summarized below, for both anchoring and DP positioning system:
Probability top/ sub | Rate (Sm3/d) | Probability distribution - duration | Scenario probability | |||||
2 | 5 | 14 | 35 | 63 | ||||
Topside | 0,25 | 100 | 0,52 | 0,19 | 0,14 | 0,05 | 0,10 | 0,10 |
200 | 0,25 | |||||||
1600 | 0,25 | |||||||
4700 | 0,40 | |||||||
Weighted rate: 2340 | 1,00 | |||||||
Subsea | 0,75 | 100 | 0,40 | 0,19 | 0,18 | 0,08 | 0,15 | 0,10 |
200 | 0,25 | |||||||
1600 | 0,25 | |||||||
4700 | 0,40 | |||||||
Weighted rate: 2340 | 1,00 | |||||||
Statoil is planning to start drilling the Gunnvald well in the Norwegian Sea in 2018. The purpose of this note is to provide input to the environmental risk assessment regarding blowout probability, rates and duration.
The assessment of risk figures in this note is based on:
- Historical blowout statistics /1/
- Blowout and well leak frequencies /2/
- Simulation of blowout rates /3/
- Judgements and considerations in TPD R&T FT SST TSW and in dialogue with the project
Well specific information
Table 1: Reservoir data for Xxxxxxxx, ref /3/
Reservoir data | Unit | Tofte |
Fluid type | - | Oil/Gas |
Top reservoir | m TVD MSL | 1730 |
Gas Oil Contact (GOC) | m TVD MSL | N/A |
Oil Water Contact (OWC) | m TVD MSL | 1794 |
Total formation thickness | m MD | 119 |
HC bearing formation thickness | m MD | 64 |
Net/Gross | v/v | 0.64 |
Deviation through reservoir | ° | 0 |
Net pay | m MD | 41 |
Porosity | v/v | 0.28 |
Absolute permeability | mD | 1000 |
Relative permeability, Kro = 0.9 | mD | 900 |
Kv/kh | ratio | 0.1 |
Connate water saturation | fraction | 0.15 |
Pressure (top res, gas case) | bara | 180.2 |
Temperature (top res) | °C | 72 |
Hole size | in | 8.5 |
Reservoir length along well (X) | m | 9000 |
Reservoir width across well (Y) | m | 1700 |
X-position of well within reservoir | m | 4000 |
Y-position of well within reservoir | m | 150 |
Discovery probability | % | 17 |
Oil in place Mean | MSm3 | 86.9 |
Gas in place Mean | GSm3 | 27.8 |
Table 2: Fluid properties for the expected fluid, ref /3/.
Fluid data | Unit | |
Reference field/well for fluid properties (sample no in brackets) | 6407/8-5 S, PT-2465 | |
FLUID PROPERTIES AT STANDARD CONDITIONS (1 bar, 15°C) | ||
Oil density | kg/m3 | 823 |
Gas gravity | sg | 0.910 |
GOR | Sm3/Sm3 | 177 |
FLUID PROPERTIES AT INITIAL RESERVOIR CONDITIONS T=72degC, P=177.3 bar | ||
Fluid type | gas/oil/cond | oil |
Oil / Condensate density | g/cc | 0.62 |
Oil Viscosity | cP | 0.268 |
Total GOR | Sm3/Sm3 | 190 |
Formation Volume Factor Oil, Bo | Rm3/Sm3 | 1.57 |
Bubble point pressure (Pbp) | bar | 189.7 |
A.3 Blowout scenarios and probabilities
During a drilling operation a blowout may result if a reservoir is penetrated while well pressure is in under balance with the formation pore pressure (well pressure < reservoir pressure), and a loss of well control follows. Three different scenarios are defined:
1. Top penetration Kick and loss of well control after 5 m reservoir penetration, typically due to higher reservoir pressure than expected.
2. Drilling ahead Kick and loss of well control after penetration of half the pay zone depth. Represents various causes of under balance while drilling ahead.
3. Tripping Kick and loss of well control after full reservoir penetration, typically due to swabbing during tripping.
The overview of blowout causes given in ref /1 / (Table 4.9) combined with an assumption of annular flow do, in our opinion, justify the following probabilities:
P(Top penetration | blowout) = 0,20 P(Tripping | blowout) = 0,40
Given the above definition of scenarios:
P(Drilling ahead | blowout) = 1,0 – P(Top penetration or Tripping| blowout) = 0,40.
The blowout frequencies found in /ii/ are the outset of our assessment. As the expected fluid is predominantly expected to be oil, an oil exploration blowout frequency is used below;
P(blowout, wildcat exploration, oil well) = 1.29 · 10-4 per well
The frequency relates to an average exploration well with blowout potential from a deep reservoir (shallow gas not included). Such blowout frequencies are typically applied to describe wells with potential hydrocarbon discovery in one section, normally the 8 ½’’ section, and is considered applicable for Gunnvald.
Based on information in Table 6.2 ref /2/ and an overall evaluation of different scenarios and a probability distribution between seabed and surface release scenarios is set to 75 % and 25 % for a rig using anchors for station keeping, and 90
% and 10 % if a DP rig will be used. This results in the following probabilities: P(blowout with seabed release, anchoring) = 0,75 · 1.29 · 10-4 = 9.68 · 10-5
P(blowout with surface release, anchoring) = 0,25 · 1.29 · 10-4 = 3.23 · 10-5
P(blowout with seabed release, DP) = 0,90 · 1.29 · 10-4 = 1.16 · 10-4
P(blowout with surface release, DP) = 0,10 · 1.29 · 10-4 = 1.29 · 10-5
Scenarios for blowout rate calculations have been defined and scenario probability distribution adjusted based on the above and well specific information. Blowout rates and scenario probabilities combined describe a well specific risk picture.
Blowout rates have been calculated by the project. The simulated scenarios include;
1) Top penetration – 5 m into the reservoir
2) Drilling ahead – 50 % into the reservoir
3) Tripping – Full reservoir exposure
The simulation results are shown below in Table 3.
Table 3: Simulated blowout oil rates (Sm3/d) and probabilities, Xxxxxxxx
Section | Scenarios | Scenario probability | Blowout rates* (Sm3/d) | |
Surface | Seabed | |||
8 ½’’ | Top penetration | 20 % | 3100 | 3100 |
Drilling ahead | 40 % | 4100 | 4100 | |
Tripping | 40 % | 4400 | 4400 | |
Weighted rate | 4000 | 4000 | ||
* Adjusted towards the nearest hundred.
It is assumed that scenarios involve free, unrestricted annular flow and a total failure of the BOP. These assumptions are conservative.
In the flow model, the only restriction is the drill string, i.e. free annular flow. This is reasonable according to blowout statistics since drill pipe and open hole flow are rather rare compared to annular flow.
Though a partly closed BOP may serve as a restriction, even a small opening will give marginal choking effects and a partly closed ram may be severely degraded by erosion after a short period of time.
For a full description of the rate calculations see ref /3/.
1. Operator actions – mechanical (capping)
2. Wellbore collapse and/or rock material plugging the well – (bridging)
3. Altered fluid characteristics resulting from water or gas coning during a blowout
4. Drilling a relief well and applying kill mud
The probability distribution of the duration of a possible blowout is derived by way of the approach utilized in /2/. An operation specific consideration of bridging probability or capping efficiency has not been attempted. Water/gas coning is not considered, as this would require more detailed reservoir information.
The well specific input, time to drill a relief well, is presented in Table 4. One assumption in the assessment of blowout duration is that one relief well is sufficient to kill the well. Need for a second relief well would require a re-evaluation.
Table 4: Time to drill a relief well, ref /5/
Minimum | Most likely | Maximum | ||
Time to | Make decisions | 1 | 1 | 2 |
Mobilise a rig | 5 | 8 | 15 | |
Drilling | 18 | 21 | 25 | |
Geomagnetic steering into well* | 7 | 12 | 20 | |
Killing the well* | 1 | 2 | 5 | |
*Numbers related to these operations are found reasonable and used as default based on expert consultation The required time to drill a relief well and kill a blowout is judged by the project to be between 32 and 67 days.
A Monte Carlo simulation is performed to produce a duration distribution from the well specific input in Table 4. The expected time found is 48 days. A probability distribution is presented in Figure 1.
Figure 0-1: Duration probability distribution
The probability distribution, found in Table 5 below, is constructed by a combination of the well specific duration distribution and probabilities that a blowout will end by the mechanisms capping and bridging /2/.
Based on Table 5, the maximum blowout duration is suggested to be 56 days.
Table 5: Probability distribution, time to drill a relief well
Duration (days) | Surface blowout | Seabed blowout |
0,5 | 0,119 | 0,094 |
1 | 0,260 | 0,187 |
2 | 0,143 | 0,123 |
5 | 0,189 | 0,188 |
7 | 0,057 | 0,067 |
10 | 0,049 | 0,063 |
14 | 0,034 | 0,049 |
21 | 0,028 | 0,044 |
28 | 0,012 | 0,021 |
35 | 0,006 | 0,011 |
42 | 0,011 | 0,017 |
49 | 0,060 | 0,090 |
56 | 0,033 | 0,047 |
Different probability descriptions of the duration of a seabed or surface blowout are produced. Possible durations of a seabed or surface blowout are described by probabilities in Figure 3.
Figure 0-2: Blowout duration described by probability distributions
1,0
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0,0
0
7
14
21
28
Number of Days
35
42
49
56
ReliefW
Surface
Seabed
Probability
In Figure 4 seabed and surface blowout duration and “time to drill a relief well” are described by cumulative probability curves.
Figure 0-3: Blowout duration described by cumulative distributions
/1/ Xxxxxx, Xxx: Blowout and Well release characteristics and frequencies, 2016, report no SINTEF F26576, SINTEF Technology and Society, 2017-01-04
/2/ LRC: “Blowout and Well Release Frequencies based on SINTEF Offshore Blowout Database 2016”
/3/ NO 6407/11-1 Gunnvald Blowout and kill simulation report