Miljørisiko for Oseberg Feltsenter inkludert Oseberg Vestflanken 2 samt vurdering av behov for beredskap mot akutt forurensning for Vestflanken 2

Miljørisiko for Oseberg Feltsenter inkludert Oseberg Vestflanken 2 samt vurdering av behov for beredskap mot akutt forurensning for Vestflanken 2

Tittel:
Miljørisiko for Oseberg Feltsenter inkludert Oseberg Vestflanken 2 samt vurdering av behov for beredskap mot akutt forurensning for Vestflanken 2
Dokumentnr.:	Kontrakt:					Prosjekt:
Gradering:				Distribusjon:
Internal				Fritt i Statoilkonsernet
Utløpsdato:				Status
				Final
Utgivelsesdato:		Rev. nr.:					Eksemplar nr.:
2015-12-22
Forfatter(e)/Kilde(r):
Omhandler (fagområde/emneord):
Miljørisiko, oljeutslipp, beredskap mot akutt forurensning, analyse, krav
Merknader:
Trer i kraft:			Oppdatering:
Ansvarlig for utgivelse:			Myndighet til å godkjenne fravik:
Fagansvarlig (organisasjonsenhet/ navn):					Dato/Signatur:
TPD TEX SST ETOP Xxxx-Xxxx Xxxxx
Utarbeidet (organisasjonsenhet/ navn):					Dato/Signatur:
TPD TEX SST XXXX Xxxxx Xxx
Anbefalt (organisasjonsenhet/ navn):					Dato/Signatur:
TPD TEX SST XXXX Xxxx Xxxxxxxx
Godkjent (organisasjonsenhet/ navn):					Dato/Signatur:
TPD TEX SST XXXX Xxx Xxxxxx Xxxxxxxx

Miljørisiko for Oseberg Feltsenter inkludert Oseberg Vestflanken 2 samt vurdering av behov for beredskap mot akutt forurensning for Vestflanken 2

Dok. nr.

Trer i kraft Rev. nr.

Innhold

1 Innledning 4

2 Miljørisiko 6

2.1 Metode 6

2.2 Lokasjon 6

2.3 Utblåsningsrater 7

2.4 Utblåsningsvarigheter 7

2.5 Oljetype 8

2.6 Aktivitetsnivå og utblåsningssannsynligheter 10

2.7 Resultater fra miljørisikoanalysen for Xxxxxxx Xxxxxxxxxx 11

2.8 Konklusjon - miljørisikoanalyse Oseberg Feltsenter inkludert Vestflanken 2 12

3 Oljevernberedskapsanalyse Vestflanken 2 13

3.1 Innledning 13

3.2 Definisjoner 13

3.3 Ytelseskrav 14

3.4 Metodikk 15

3.5 Analysegrunnlag 16

3.6 Resultater – beredskapsbehov og responstider 28

3.7 Bruk av kjemisk dispergering 31

3.8 Oppsummering av Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for Vestflanken 2 33

3.9 Anbefaling for oljevernberedskapsplan Oseberg Feltsenter 34

4 Referanser 34

Vedlegg 1 – Technical note. Blowout Scenario Analysis 35

1 Innledning

Oseberg Vestflanken omfatter per i dag en gass-produksjonsbrønn og en gass-injeksjonsbrønn ved bunnrammen G-4. Gassen går inn til Oseberg B ved Oseberg Feltsenter. Prosjektet Vestflanken 2 omfatter ytterligere 2 brønner på G-4 bunnrammen inn i Kappa strukturen og ytterligere 9 brønner inn i Alfa Main og Gamma strukturene (se Figur 1-1). Av disse er 2 gass injeksjonsbrønner og 9 produsenter, som vil produsere olje. Brønner i Alfa Main og Gamma skal produseres fra en ubemannet brønnhodeplattform (UWP). UWP’en vil bli betegnet Oseberg H, og produksjonen fra denne vil også gå til Oseberg X. Xxxxxxx H vil bli fjernoperert fra kontrollromet på Oseberg Feltsenter. Planlagt boreperiode for G og H strekker seg fra 2017 til til 2022. Boring vil utføres av en CAT-J jack-up borerigg. Produksjon ved UWP forventes å kunne starte i 2018. Andel olje i forhold til gass vil reduseres relativt raskt, og det er forventet at produksjonen etter hvert vil domineres av gass (Tabell 1-1). I foreliggende miljørisikovurderinger og beredskapsanalyse er det tatt utgangspunkt i et høyaktivitetsår for Vestflanken 2; 2020.

Den eksisterende miljørisikoanalysen for uhellsutslipp for Oseberg Feltsenter dekker aktivitet ved feltsenteret (Oseberg A, B og D), Tune, Delta, Delta 2 og dagens Vestflanken [1]. I foreliggende rapport er beregninger av utblåsningsrater, utblåsningsvarigheter, utblåsningssannsynligheter og forventet oljetype for produksjonsboring og drift av Oseberg Vestflanken 2 presentert. Denne informasjonen er benyttet for å gi en vurdering av oppdatert miljørisiko for Oseberg Feltsenter inkludert Vestflanken 2. Den eksisterende miljørisikoanalysen for Osebergfeltet viser at det største bidraget til miljørisiko kommer fra aktiviteten ved feltsenteret (Oseberg A, B og D). Høyest miljørisiko er knyttet til kystnær sjøfugl.

En egen oljevernberedskapsanalyse for Oseberg Vestflanken 2 er presentert i Kapittel 3. Denne vil tjene som grunnlag for oppdatering av oljevernberedskapsplan for Oseberg Feltsenter med Vestflanken 2 inkludert.

Figur 1-1: Lokalisering av Oseberg G bunnramme og Oseberg H (UWP - Unmanned Wellhead Platform) i forhold til Oseberg Feltsenter. Avstanden fra feltsenteret til UWP’en er 8 km og det er 3 km mellom UWP’en og G bunnrammen

PL-H-OSB incl KMGI1 Date	Qoil (1) [Sm 3/sd]	Qgas (2) [KSm 3/sd]
01.06.17	0	0
01.08.18	881	600
01.06.19	2687	849
01.06.20	4243	2110
01.06.21	3513	2457
01.06.22	2586	2465
01.06.23	2063	2459
01.06.24	1634	2921
01.06.25	1142	2867
01.06.26	898	2469
01.06.27	699	1249
01.06.28	928	1278
01.06.29	569	2262
01.06.30	386	1128
01.06.31	431	1162
01.06.32	315	1132
01.06.33	371	1186
01.06.34	230	2042
01.06.35	412	1710
01.06.36	356	1565
01.06.37	133	622
01.06.38	160	1592
01.06.39	19	316

Tabell 1-1: Forventet olje og gass produksjon ved Vestflanken 2

.

2 Miljørisiko

2.1 Metode

I det følgende er data for Vestflanken 2 sammeholdt med inputdata benyttet i miljørisikoanalysen for Oseberg Feltsenter. Dersom det kan sannsynliggjøres at forutsetningene for oljedriftsmodellering med tilhørende risikoberegninger for feltsenteret også er gjeldende for boring og produksjon ved Vestflanken 2, kan Oseberg Feltsenter sin miljørisikoanalyse ansees å være dekkende også med Vestflanken 2 inkludert. Forutsetninger som gjennomgås er på lokasjon, utblåsningsrater og –varigheter, oljetype og aktivitetsnivå

2.2 Lokasjon

Avstand fra Oseberg feltsenter til Oseberg H (UWP) er 8 km i nordvestlig retning, og Oseberg G ligger 3 km sørvest av Oseberg H, se Figur 1-1. Dette er så nært at en kan anta at oljedriftsmodelleringen og miljøskadeberegningene utført for Oseberg Feltsenter også vil være dekkende for Vestflanken 2.

2.3 Utblåsningsrater

Det er utført beregninger av utblåsningsrater for brønnene på Vestflanken 2. Disse er omhandlet i eget teknisk notat, se Vedlegg 1. Sannsynlighetsvektede rater for boreaktivitet ved Vestflanken 2 i et høyaktivitetsår (2020) er vist i Tabell 2-1, mens tilsvarende tall for Oseberg Feltsenter er vist i Tabell 2-2. Resultatene viser at utblåsningsratene beregnet for Oseberg Feltsenter er høyere enn forventede rater ved Vestflanken 2 for boreaktiviteter.

Tabell 2-1: Vektede utblåsningsrater i borefasen for Vestflanken 2 (Vedlegg 1)

Blowout rate [Sm3/d]	Blowout Freq.		Normalised Blowout Freq
	Seabed	Surface	Seabed	Surface
1200	3.17E-05	7.92E-06	0.59	0.12
2800	0.00E+00	0.00E+00	0.00	0.00
7200	2.22E-05	0.00E+00	0.41	0.00
7300	0.00E+00	5.70E-05	0.00	0.88
Expected Rate (Sm3/d)			3700	6600

Tabell 2-2: Vektede utblåsningsrater og -varigheter for boring i eksisterende miljørisikoanalyse for Oseberg Feltsenter [1]

For komplettering og produksjon er utblåsningsratene høyere enn for borefasen for Vestflanken 2. P90 rater for Vestflanken 2 er beregnet til 5700 Sm3/d og 7900 Sm3/d for henholdsvis sjøbunn- og overflateutblåsninger. Total P90 rate vektet for overflate/ sjøbunn fordeling blir da 7200 Sm3/d.

P90 for komplettering og produksjon for Oseberg Feltsenter er 1200 Sm3/d for overflateutblsåsninger og 7900 Sm3/d for sjøbunnsutblåsninger Den høyeste raten som inngår i oljedriftsmodelleringer som ligger til grunn for miljørisikoanalysen for Oseberg Feltsenter er 11400 Sm3/ d. Dette er en rate som representerer utslipp ved Oseberg Delta 2. Beregnede utblåsningsrater for Vestflanken 2 ligger altså under ratene som er lagt til grunn i miljørisikoanalysen for Oseberg Feltsenter. Det vurderes derfor at utblåsningsrater benyttet i analysen for feltsenteret er dekkende også for oljeutslipp fra Vestflanken 2.

2.4 Utblåsningsvarigheter

Tid for boring av avlastningsbrønn avgjør maksimal forventet varighet av en utblåsning. Miljørisikoanalysen for Oseberg Feltsenter er basert på maksimale varigheter på 30 til 81 døgn for feltsenteret og eksisterende Vestflanken, 44 til 99 døgn for Tune og 60 til 99 for Delta/ Delta 2 [1]. For Vestflanken 2 er tid for boring av avlastningsbrønn vurdert å være fra 32 til

81 døgn (se Vedlegg 1). Miljørisikoanalysen for Oseberg Feltsenter er dermed dekkende for Vestflanken 2 med hensyn til varighet av utblåsninger.

2.5 Oljetype

Spesifikke forvitringsstudier eksisterer ikke for oljetyper ved Vestflanken 2. Det er gjort fysisk-kjemisk karakterisering av oljeprøver, og oljetypen med forvitringsdata som vurderes å ha størst likhet med disse resultatene er Oseberg Sør olje. Se Tabell 2-3. Forvitringsegenskaper for Oseberg Sør olje kan derfor antas å være representative for forvitringsegenskaper til olje fra Xxxxxxxxxxx 0. For Oseberg Sør olje foreligger det et forvitringsstudie fra 2012 [3].

Field		Oseberg A	Oseberg Sør	Oseberg (Alfa)	Oseberg (Gamma)
Well				30/6-28S	30/6-15.
Formation				Statfjord	Stø
Depth, m MD				2485	3323,8
Bottle No.				TS-47401	2-15T2-4
Date		2012	2012	01.05.2012
Test				MDT	DST2
Mud Type				OBM ~ 2.9 wt%
Report				ST-FLUID-2012-603	ST-FLUID-2014- 661
Weight % of crude oil		100	100	100	100
Weight % C10+		94	86	85	87,36
Weight % C20+				39,91	-
Molecular weight (g/mole)				208,2	220,2
Molecular weight, C10+ frac (g/mole)				254,2	269,9
Molecular weight, C20+ frac (g/mole)				425,7	-
Density (g/cc)		0,902	0,839	0,8345	0,8418
Density C10+ fraction (g/cc)		0,915	0,862	0,8534	0,8618
Density C20+ fraction (g/cc)				0,8964	-
Water content (wt%)				0,11	0,18
Sulphur content (wt%)				0,13	0,15
Nickel content (mg/kg)				0,06	<1
Vanadium content (mg/kg)				0,53	<1
Salt content (mg/kg)				0,36	99,8
Wax content (wt%)	Not purified	1,5	5,6	6,2	16,7
	Purified			5,2	15,1
Pour point (°C)	“As received”	-21	9	0	6

Tabell 2-3: Sammenligning av forventede oljetyper ved Vestflanken 2 (Alfa, Gamma) og Oseberg A og Oseberg Sør olje. Oseberg A (2012) referer til oljetypen benyttet i forvitringsanalysen for Oseberg A olje fra 2013 [2]. Oseberg Sør (2012) refererer til oljetypen benyttet i forvitringsanalysen for Oseberg Sør olje fra 2013 [3]

Oseberg A olje, prøvetatt i 2012 og studert for forvitringsegenskaper i 2013 [2], er benyttet som representativ oljetype i miljørisikoanalysen for Oseberg Feltsenter. En sammenligning av forventede forvitringsegenskaper for Oseberg A og Oseberg Sør olje, presentert som levetid på sjø etter utslipp, er vist i Figur 2-1.

Figur 2-1: Modellert gjenværende andel olje på overflaten etter et utslipp. Sammenligning av Oseberg Sør olje, øverst [3] og Oseberg A olje, nederst [2]. Resultatene viser at Oseberg A olje kan forventes å ha noe lengre levetid på sjø enn Oseberg Sør olje. Kun resultater for sommer er vist. Tilsvarende forhold er forventet mellom oljetypene for vinterforhold

Basert på sammenligingen vurderes det at oljetypen som forventes å bli produsert ved Vestflanken 2 vil ha kortere levetid på sjø enn Oseberg A olje. Oljedriftsmodelleringen og miljøskadeberegningene benyttet i feltsenteret sin miljørisikoanalyse kan derfor antas å være dekkende også for oljetypen fra Vestflanken 2 brønner.

Analysene av Vestflanken 2 olje fra Gammastrukturen, som skal produseres mot Oseberg UWP, viser høye nivåer av voks. Dette vil kunne ha innvirkning på oljens skjebne på sjøen og noe høyere viskositet kan forventes. Høyt voksinnhold kan medføre behov for skimmere som er utviklet for opptak av høyviskøs oljeemulsjon.

2.6 Aktivitetsnivå og utblåsningssannsynligheter

Aktivitetsnivået ved Xxxxxxx Xxxxxxxxxx som beskrevet i miljørisikoanalysen fra 2014 [1] antas fortsatt å være gjeldende per desember 2015. Den totale sannsynligheten for utblåsning ved Oseberg Feltsenter i et høyaktivitetsår (inkludert eksisterende Vestflanken, Tune, Delta/ Delta 2) ble i miljørisikoanalysen estimert til:

7,98 × 10-3

Utblåsningssannsynligheter for Vestflanken 2 er beregnet på bakgrunn av planlagt aktivitetsnivå, som beskrevet i teknisk notat i Vedlegg , og vist i Tabell 2-4.

Tabell 2-4: Planlagt aktivitetsnivå ved Vestflanken 2 2018 - 2021. 2020 er et høyaktivitetsår

		2018	2019	2020	2021
Alfa Main (Topside WHs)	Drilling		1	2
	Completion			3
	Wireline			2
	Production			3	3
	Gas Injection
Gamma (Topside WHs)	Drilling	5
	Completion	4	1
	Wireline	1
	Production	3	4	4	4
	Gas injection	1	1	1	1
Kappa (Subsea WHs)	Drilling		2	1
	Completion		2	1
	Wireline			1
	Production		2	2	2
	Gas injection			1	1
TOTAL	Drilling	5	3	3
	Completion	4	3	4
	Wireline			3
	Production	3	6	9	9
	Gas injection		1	2	2

Total utblåsningssannsynlighet for Vestflanken 2 i et antatt høyaktivitetsår (2020) er estimert til:

6,77 × 10-4

Utblåsningssannsynligheten ved Vestflanken 2 i forhold til utblåsningssannsynligheten lagt til grunn i eksisterende miljørisikoanalyse for Oseberg Feltsenter er altså:

6,77 × 10-4 / 7,98 × 10-3 = 8,5 %

Sannsynligheten for en utblåsning på Oseberg Feltsenter øker altså med 8,5 % ved å legge inn Vestflanken 2 i det totale aktivitetsnivået (i et høyaktivitetsår).

2.7 Resultater fra miljørisikoanalysen for Xxxxxxx Xxxxxxxxxx

Miljørisikoanalysen for Oseberg Feltsenter er en skadebasert analyse utført i henhold til NOROGs veiledning for gjennomføring av miljørisikoanalyser [9]. Resultatene fra analysen viser at det er Oseberg A, B og D (feltsenteret) som har det største bidraget til risiko. De biologiske ressursene som er utsatt for høyest risiko er kystnær sjøfugl og pelagisk sjøfugl. Den høyeste risikoen i målt i forhold til Statoils akseptkriterier er alvorlig miljøskade for kystnær sjøfugl med et utslag på 47 % av Statoils feltspesifikke akseptkriterier (se Figur 2-2). Mai til august er perioden med høyest risiko for kystnær sjøfugl, mens november til mars har høyest risiko for pelagisk sjøfugl. Risiko i forbindelse med oljeutblåsninger for fisk, blant annet tobis, er vurdert men funnet å være begrenset og betydelig lavere enn for sjøfugl. Det er utført ytterligere miljørisikoberegninger for tobis i dette området i miljørisikoanalyse for Oseberg Delta 2 [10] og for letebrønnen Angkor Thom [11] og [12]. Konklusjonen er også for disse analysene at risiko for påvirkning av tobisbestanden relatert til en oljeutblåsning er lav.

Figur 2-2: Resultater fra miljørisikoanalysen for Xxxxxxx Xxxxxxxxxx for et høyaktivitetsår

2.8 Konklusjon - miljørisikoanalyse Oseberg Feltsenter inkludert Vestflanken 2

Forventede oljetyper ved Oseberg Vestflanken 2 er vurdert å ha størst likhet med Oseberg Sør olje, og en kan anta tilsvarende forvitringsegenskaper som Oseberg Sør olje. Oseberg Sør olje, og dermed Vestflanken 2 olje, er forventet å ha kortere levetid på sjø sammenlignet med Oseberg A olje som er oljetypen benyttet i eksisterende miljørisikoanalyse for Oseberg Feltsenter.

Beregnede gjennomsnittlige strømningsrater ved en evt utblåsning fra brønner ved Vestflanken 2 er lavere enn gjennomsnittsrater beregnet og lagt til grunn for eksisterende miljørisikoanalyse for Oseberg Feltsenter. Beregnede maksimale P90 utblåsningsrater ved en brønn i Vestflanken 2 (Brønn KMOP1) er ca 10 % over maksimalrater lagt til grunn i miljørisikoanalysen for Oseberg Feltsenter. Maksimal varighet av utblåsning ved Vestflanken 2 er vurdert å kunne være tilsvarende eller kortere enn varigheter lagt til grunn i miljørisikoanalysen for Oseberg Feltsenter. Basert på ovenstående kan oljespredningsmodelleringen og miljøskadeberegningene i Oseberg Feltsenter sin miljørisikoanalyse antas å være dekkende også for brønner ved Vestflanken 2.

Boring og produksjon ved Vestflanken 2 vil medføre en økning i sannsynlighet for utblåsning når en ser Oseberg Feltsenter under ett. Økningen i utblåsningssannsynlighet er beregnet til 8,5 % sammenlignet med utblåsningssannsynligheten lagt til grunn i eksisterende analyse for Xxxxxxx Xxxxxxxxxx. Med ellers tilsvarende konsekvensbilde, som vist over, kan en anta at den økte utblåsningssannsynligheten medfører en økning i total miljørisiko for Oseberg Feltsenter på 8.5 % når Vestflanken 2 legges til.

Det maksimale miljørisikonivået for Oseberg Feltsenter er beregnet å være 47 % av Statoils feltspesifikke akseptkriterier for en høyaktivitetsfase (miljøskadekategori Alvorlig for kystnær sjøfugl). Inkludering av Vestflanken 2 i dette risikobildet vil bety at maksimal risiko øker til 51 % av Statoils feltspesifikke akseptkriterier.

3 Oljevernberedskapsanalyse Vestflanken 2

3.1 Innledning

Den eksisterende beredskapsanalysen for Oseberg Feltsenter [4] tar utgangspunkt i en dimensjonerende utblåsningsrate på 10800 Sm3/d og forvitringsegenskaper til Oseberg A olje. Det er også utført en egen oljevernberedskapsanalyse for Oseberg Delta 2 [5]. Her er dimensjonerende utblåsningsrate noe høyere (11400 Sm3/d) mens oljetypen er Oseberg Sør. Eksisterende oljevernberedskapsplan [6] for Oseberg Feltsenter tar utgangspunkt i beredskapsanalysen til Oseberg Feltsenter. Beredskapsanalysen og eksisterende beredskapsplan for feltsenteret beskriver et beregnet behov på 13 NOFO systemer i barriere 1 og 2.

I dette kapittelet presenteres en oljevernberedskapsanalyse for Vestflanken 2. Den er basert på dimensjonerende utblåsningsrater for Vestflanken 2 og en oljetype med forvitringsegenskaper tilsvarende Oseberg Sør olje. Denne analysen vil tjene som grunnlag for oppdatering av oljevernberedskapsplan for Oseberg Feltsenter med Vestflanken 2 inkludert.

3.2 Definisjoner

Barriere:

Fellesbetegnelse for en samlet aksjon i et avgrenset område. En barriere kan ha flere delbarrierer, som igjen kan inkludere ett eller flere beredskapssystem.

Barrierekapasitet:

Summen av systemkapasitetene i en barriere. På samme måte som for systemkapasitet vil oppnåelse av barrierekapasitet forutsette at tilgangen til oljen er tilstrekkelig til at systemets kapasitet kan utnyttes fullt.

Barriere-effektivitet:

Prosentandel av overflateolje som samles opp av en barriere. Ved sidestilte system (bredt flak) vil barriere-effektiviteten maksimalt være lik systemeffektiviteten. Ved system etter hverandre (konsentrerte flak) vil barriere-effektiviteten kunne overstige systemeffektiviteten.

Gangtid:

Tiden det tar å frakte personell og utstyr med fartøy fra hentested (base) til stedet der aksjonen skal gjennomføres.

Grunnberedskap

1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B).

IKV:

Indre Kystvakt

IUA:

Interkommunalt utvalg mot akutt forurensning

Korteste drivtid:

95-persentilen i utfallsrommet for korteste drivtid til kysten.

KYV:

Kystverket

NOFO:

Norsk Oljevernforening for Operatørselskap

OR-fartøy:

Oil Recovery-fartøy som inngår i NOFO sin fartøyspool.

OSRL:

Oil Spill Response Limited

Prioritert område:

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.

Responstid:

Sammenlagt mobiliseringstid, klargjøringstid og gangtid.

Størst strandet mengde:

95-persentilen i utfallsrommet for størst emulsjonsmengde til eksempelområdet.

Systemkapasitet:

Forventet oppsamlingsrate i m3/d for ett system; medregnet lossetid, ineffektiv tid, fritt vann, osv.

System-effektivitet:

Prosentandel av sveipet overflateolje som samles opp av ett system. Gjelder for ett NOFO-system.

3.3 Ytelseskrav

Målet for oljevernberedskap er å redusere miljørisiko. For aktiviteten skal det etableres en beredskap mot akutt forurensning som tilfredsstiller de ytelseskrav som er definert av Statoil. Statoils ytelseskrav for de ulike barrierene er beskrevet under [7].

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 til å bekjempe et oljeutslipp ≤ 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 maksimal strandet mengde emulsjon innen influensområdet. Systemene skal være mobilisert innen 95-persentil 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 grovrensning 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 grovrensning foreligger, forutsatt at dette kan gjennomføres på en sikkerhetsmessig forsvarlig måte.

3.4 Metodikk

Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Statoils forutsetninger og metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [3,4], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i Norsk Olje og Gass’ veiledning (tidligere OLF) [5] og NOFO [6].

Som grunnlag for analyse av kapasitet kan følgende systemer inngå i analysen og benyttes til bekjempelse av olje/emulsjon:

• Havgående NOFO-system

• Havgående Kystvaktssystem

• System Kyst A – IKV

• System Kyst B – KYV

• System Fjord A – NOFO/Operatør

• System Fjord B – IUA/KYV

• Dispergeringssystem (NOFO og OSRL)

3.4.1 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 utblåsningsrate for produksjon og bore og brønnkativiter og produserende oljetype. Beregninger er gjort for vintersesong og sommersesong.

For dimensjonering av barriere 1 benyttes egenskaper (fordamping, naturlig nedblanding og vannopptak) 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 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. Disse dataene hentes fra NOFO sine nettsider. 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 med mekanisk oppsamling 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 av korteste drivtid til land).

3.4.2 Dimensjonering av barriere 3 og 4

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 feltet.

• 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.

3.4.3 Dimensjonering av barriere 5

For barriere 5, bekjempelse av strandet olje, er det beregnet behov for antall strandrenselag med tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon til prioriterte områder. Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 5 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land til hvert prioritert område.

Dersom drivtiden til et prioritert område er lenger enn 20 døgn settes det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 5.

Basert på tidligere erfaringer antar man en rensekapasitet på 0,18 tonn per dagsverk. Statoil har valgt å gjøre beregninger for vinterstid, og lagt inn en effektivitetsfaktor på dagsverk på 0,5. Hvert strandrenselag består av 10 personer.

3.5 Analysegrunnlag

3.5.1 Utslippsscenarier

Tabell 3-1 gir en oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for Vestflanken 2:

Tabell 3-1: Utslippsscenarier ved Oseberg Vestflanken 2

Type utslipp	Kilde	Oljetype
Utblåsning – 7500 m3/døgn *)	Langvarig utblåsning fra reservoar	Oseberg Sør
Middels utslipp – 2000 m3 punktutslipp	Eksempel; lekkasje fra brønn, rørledning eller prosessanlegg	Oseberg Sør
Mindre utslipp – 100 m3 punktutslipp	Eksempel; lekkasje fra rørledning eller prosessanlegg	Oseberg Sør

*) Dimensjonerende rate er en P90 rate for produksjon/ komplettering. Denne var høyere enn vektet utblåsningsrate for boreaktivitet, se Kapittel 2.3 og Vedlegg 1.

3.5.2 Oljens egenskaper

Olje ved Vestflanken 2 forventes å ha forvitringsegenskaper tilsvarende Oseberg Sør olje (se Kapittel 2-5). Forvitringsstudie for Oseberg Sør olje ble utført i 2013 [3]. Resultater herfra (Tabell 3-2) er benyttet for beregning av beredskapsbehov.

Tabell 3-2: Forvitringsegenskaper til Oseberg Sør oljen

Parameter – Oseberg Sør olje	Vinter, Temperatur 5 ºC, 10 m/s vind	Sommer, Temperatur 15 ºC, 5 m/s vind
Vanninnhold (%)
2 timer	25	29
12 timer	65	68
Fordampning (%)
2 timer	20	19
12 timer	27	26
Nedblanding (%)
2 timer	2	0
12 timer	13	1
Viskositet av emulsjon (cP)
2 timer	4380	902
12 timer	9320	2510

3.5.2.1 Mekanisk oppsamling

Erfaring fra feltforsøk viser at det er risiko for lekkasje av olje under lensa ved forsøk på mekanisk oppsamling av oljer/emulsjoner med viskositeter under 1000 cP, spesielt ved brytende bølger. Oseberg Sør olje vil kunne ha viskositeter under denne grensen like etter oljen er havnet på sjøen ved sommerforhold. Lenselekkasje vil da kunne forekomme.

Oseberg Sør råolje har et stivnepunkt på 9 °C og kan forårsake at råoljen stivner på havoverflaten. Den ferske råoljen danner stabile emulsjoner med vann og forblir stabil over flere dager på sjøen. Oseberg Sør oljens emulsjoner vil ha viskositeter over 15000 cP etter 1-2 døgn ved vinterforhold (5ºC - 10m/s) og etter mer enn 5 døgn ved sommerforhold (15ºC - 5m/s). Ved høyere vindhastigheter om sommeren reduseres dette vinduet. Data på oljeprøver fra Vestflanken tilsier et lavere stivnepunkt enn Oseberg Sør oljen (Tabell 2-3). Dette vil redusere tilbøyeligeheten til at oljen stivner på overflaten i forhold til Oseberg Sør olje. Det er imidlertid også indikasjoner på at olje fra Gamma strukturen kan ha et relativt høyt voksinnhold (Tabell 2-3). Høyt voksinnhold kan bidra til økt sannsynlighet for at oljen stivner på sjøoverflaten. Det anbefales derfor at en er forberedt på høyviskøs olje og at skimmere for opptak av høyviskøs olje (>15000cP) er tilgjengelige (Tabell 3-3).

Tabell 3-3: Potensiale for mekanisk oppsamling basert på viskositet av Oseberg Sør olje/emulsjon

Mekanisk opptak	Tid (timer)				Tid (døgn)
	1	3	6	12	1	2	3	4	5
Sommerforhold (15ºC - 5m/s)
Vinterforhold (5ºC - 10m/s)
		Viskositet < 1000cP – risiko for lekkasje under lensen
		Viskositet mellom 1000 og 15000cP
		Viskositet > 15000cP – bruk av HiVisc skimmer anbefalt

3.5.2.2 Kjemisk dispergerbarhet

Det er forventet at Oseberg Sør råolje har potensiale for kjemisk dispergering med noe redusert effektivitet både vinter og sommerstid, men dette krever bølgeenergi for virkning selv ved en viskositet lavere enn 15000 cP. Under vinterforhold medfører høy viskositet (>15000 cP), som er forventet etter 1-2 døgn, dårlig effekt av kjemisk dispergering (Tabell 3-4).

Tabell 3-4: Potensiale for kjemisk dispergerbarhet basert på viskositet av Oseberg Sør olje/emulsjon

Kjemisk dispergerbarhet	Tid (timer)				Tid (døgn)
	1	3	6	12	1	2	3	4	5
Sommerforhold (15ºC - 5m/s)
Vinterforhold (5ºC - 10m/s)
		Godt potensial for kjemisk dispergering
		Redusert potensial for kjemisk dispergering
		Lite eller ikke potensial for kjemisk dispergering (>15000 cP)

3.5.3 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/tilflyten av olje til lense er mindre enn oljeopptakerens kapasitet (for mekanisk bekjempelse) eller hvor emulsjonen har en fordeling som gjør at dispergeringsmiddel ikke kan påføres med optimal effektivitet.

Funksjonene er brukt i Statoil sin kalkulator for beregning av beredskapsbehov i alle barrierer.

Kapasiteten til havgående opptakssystem i NOFO-klasse som brukes i beregningene er 2400 m3/døgn (for oljer under 15000cP). Kapasiteten til havgående dispergeringssystem i NOFO-klasse er satt til 1950 m3/døgn.

Funksjonene som er områdespesifikke er omtalt i det følgende. For flere detaljer henvises det til Statoils metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [7].

3.5.3.1 Operasjonslys

Andel operasjonslys inngår i beregning av ytelsen og effektiviteten til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning. Statoil har valgt å beregne operasjonslys for 5 regioner, se Figur 3-1. For Vestflanken 2 (region 2) er operasjonslys oppsummert i Tabell 3-5.

Figur 3-1: Regioner brukt for beregning av operasjonslys

Tabell 3-5: Andel operasjonslys i region 2

	Vinter	Vår	Sommer	Høst	År
Operasjonslys	38,1%	65,8 %	80,3%	49,5%	58,4 %

3.5.3.2 Bølgeforhold - åpent hav

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 3-2. Stasjon 7 og 8 er antatt å best representere bølgeforholdene ved Vestflanken 2. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for NOFO- og Kystvaktsystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) er oppsummert i Tabell 3-6. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 3-7.

Figur 3-2: Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav

Tabell 3-6: Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved Vestflanken 2 (antatt stasjon 7 og 8)

	Vinter	Vår	Sommer	Høst	År
NOFO-system	47,6 %	64,5 %	77,2%	57,9%	61,8%
Kystvakt-system	34,4%	53,4%	69,2%	46,2%	50,8%

Tabell 3-7: Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved Vestflanken 2 (antatt stasjon 7 og 8)

	Vinter	Vår	Sommer	Høst
NOFO-system (Hs < 4 m)	72,1 %	89,6%	99,0%	83,9%
NOFO-dispergering (Hs < 4 m)	72,1%	89,6%	99,0%	83,9%
Kystvakt-system (Hs < 3 m)	51,2%	76,3%	95,0%	67,5%

3.5.3.3 Bølger i kystsonen

Bølgeforhold i kystsonen inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 3 og 4. Statoil har bølgedata for 5 stasjoner, som vist i Figur 3-3. Stasjon 4 og 3 er antatt mest konservative mtp å representere bølgeforholdene i henholdsvis kyst- og fjordsystem. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for kyst- og fjordsystem er oppsummert i Tabell 3-8. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 3-9.

Figur 3-3: Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold i kystsonen

	Vinter	Vår	Sommer	Høst	År
Kyst-system	38,5 %	54,5 %	65,3 %	47,4 %	51,4 %
Fjord-system	65,6 %	65,9 %	71,6 %	67,6 %	67,7 %

Tabell 3-8: Gjennomsnittlig opptakseffektivitet gitt bølgeforhold ved stasjon 4 (kystsystem) og 3 (fjordsystem)

	Vinter	Vår	Sommer	Høst
Kyst-system (Hs < 1,5 m)	56,4 %	78,1 %	93,2 %	68,1 %
Fjord-system (Hs < 1 m)	91,4 %	91,7 %	99,5 %	94,1 %

Tabell 3-9: Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon for kyst- og fjordsystem, gitt bølgeforhold ved stasjon 4 (kystsystem) og 3 (fjordsystem)

3.5.3.4 Oljevernressurser – utstyrsplassering og forutsetninger

Figur 3-4 viser plasseringen av NOFO-utstyr per desember 2015. Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til Vestflanken 2 er brukt som grunnlag for beredskapsanalysen.

Figur 3-4: NOFOs utstyrsoversikt per desember 2015 [8]

Tabell 3-3: Avstander fra Vestflanken (Oseberg H) til oljevernressurser benyttet i analysen

Oljevernressurser	Lokasjon	Avstand fra Oseberg Sør (nm)
Esvagt Stavanger	Oseberg	5
Havila Troll	Troll	31
Stril Herkules	Tampen	44
Ocean Xxxxx	Xxxx	58
Mongstad NOFO base	Mongstad	74
Stril Power	Balder	75

Stavanger NOFO base	Tananger	132
Esvagt Bergen	Sleipner	132
Stril Mariner	Xxx Xxxx Xxxxxx	210
Kristiansund NOFO base	Kristiansund	225
Skandi Hugen	Ekofisk	250
Stril Merkur	Avløserfartøy	303*
Stril Poseidon	Haltenbanken	303

*) antatt posisjon Haltenbanken

Tabell 3-4: Avstander fra Oseberg H til base for aktuelle redningsskøyter

Lokasjon	Avstand fra Oseberg H (nm)
Egersund	172
Haugesund	103
Kleppestø	94
Måløy	113
Kristiansund	219

Tabell 3-5: Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av beredskapsbehov i barriere 1 og 2

Gangfart, OR-fartøy	14 knop (Statoil områdeberedskapsfartøy 17 knop)
Mobilisering, klargjøring, lasting og lossing på base – system 1 fra NOFO-base	10 timer
Mobilisering av system 2 fra NOFO-base	30 timer
Mobilisering av system 3 fra NOFO-base	48 timer
Avgivelsestid for beredskapsfartøyer	Oseberg: 0 time Tampen: 6 time Troll: 6 time Balder: 6 timer Haltenbanken: 6 time Gjøa: 4 timer Sleipner/Volve: 6 timer Ula/Gyda: 6 timer Ekofisk/Sør-feltene: 6 timer Esvagt Aurora: 4 timer
Responstid for slepefartøy	Slepefartøy fra NOFO-pool: 24 timer

	Redningsskøyter: 20 knop hastighet, 2 timer frigivelsestid. • Egersund • Haugesund • Kleppestø • Måløy • Kristiansund – N • Rørvik • Ballstad • Sørvær • Båtsfjord • Vadsø
Tid til å sette lensene ut på vannet og klargjøring for kjemisk dispergering	1 time

3.5.4 Resultater fra oljedriftsberegninger – influensområder og stranding av emulsjon

Oljedriftsmodellering utført for miljørisikoanalysen for Oseberg Delta 2 [10] er valgt for å representere Vestflanken 2. Delta 2 modelleringen ansees å være mer relevant enn modelleringen for Oseberg Feltsenter ettersom Oseberg Sør olje ble benyttet i Delta 2 analysen. Delta 2 ligger ca 8 km vest sørvest for Oseberg Feltsenter, 8 km sør for Oseberg G og ca 9 km sør for Oseberg H. Maksimale utblåsningsrater for Delta 2 er høyere og dermed dekkende for Vestflanken 2 brønner. Utvalgte resultater fra denne modelleringen er vist i Figur 3-5.

Figur 3-5: Sannsynlighet for treff av oljemengder; 1-100 tonn, 100-500 tonn, 500-1000 tonn eller > 1000 tonn i 10×10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra Oseberg Delta 2, basert på helårsstatistikk. Influensområdet er

basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter (stokastisk simulering). Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i ≥ 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning. Sjøbunnutblåsninger er ikke vist men har omtrent tilsvarende utbredelsessannsynlighet. Oljedriftsmodelleringen for Delta 2 kan antas å representere utslipp fra Vestflanken 2.

Oljedriftsmodelleringen som er utført for Delta 2 [10] viser at 95-persentilen av korteste drivtid til land er 9,8 døgn i vintersesongen og 11,4 døgn i sommersesongen. 95-persentilen av størst strandet emulsjonsmengde er 12362 tonn og 30894 tonn, for hhv vintersesong og sommersesong. Resultatene er oppsummert i Tabell 3-6.

Persentil	Maksimal mengde strandet emulsjon (tonn)		Korteste drivtid til land (døgn)
	Sommer	Vinter	Sommer	Vinter
95	12362	30894	11,4	9,8

Tabell 3-6: Korteste drivtid til land og maksimale strandingsmengder (høyaktivitetsår) av olje/emulsjon gitt et overflate- og sjøbunnsutslipp (95 – persentiler) fra Oseberg Delta 2, antatt å være representativt for Oseberg Vestflanken 2

Innenfor influensområdet er det 7 prioriterte områder med drivtid kortere enn 20 døgn, Ytre Sula, Atløy - Værlandet, Sverslingsosen Skorpa, Sandøy, Runde, Smøla og Frøya - Froan. Strandingstatistikk for disse områdene er gitt i Tabell 3-7.

Prioritert område	Sommer		Vinter
	Maksimal mengde strandet emulsjon (tonn)	Korteste drivtid (døgn)	Maksimal mengde strandet emulsjon (tonn)	Korteste drivtid (døgn)
Ytre Sula	104	18	109	14
Atløy – Værlandet	422	13	323	12
Sverslingsosen - Skorpa	662	12	187	12
Sandøy	219	19	102	14
Runde	756	14	317	12
Smøla	294	33	392	16
Frøya - Froan	292	37	571	17

Tabell 3-7: Maksimal mengde strandet emulsjon og korteste drivtid (begge 95 persentil) for prioriterte områder med større strandingssannsynlighet enn 5 % fra oljedriftsmodellering for Oseberg Delta 2, antatt å være representativ for Oseberg Vestflanken 2

For alle prioriterte områder er det utarbeidet strategiplaner og kartmateriale. Strategiplanene inneholder en kortfattet beskrivelse av operativ strategi og miljøstrategi for de prioriterte områdene. Det tematiske kartmaterialet foreligger som storformat PDF-dokument (A1-format), tilgjengelig for utskrift ved behov.

De detaljerte strategiplanene beskriver tiltak tilpasset ressurstypen(e) som skal beskyttes, med tiltak som følger:

• Fokus på oppstrøms bekjempelse med tyngre oppsamlingssystemer, inkludert kjemisk dispergering

• Oppsamling innen området med systemer tilpasset operasjonsdyp

• Bekjempelse nedstrøms med egnede systemer

• Strandnær oppsamling, fokusert på identifiserte vrakviker/rekvedfjører

• Fremskutt depot for strandnær oppsamling og strandrensing på forhåndsdefinerte steder

Følgende kart foreligger for alle prioriterte områder:

• Basiskart

• Verneområder

• Operasjonsdyp og tørrfallsområder

• Strandtyper

• Adkomst og infrastruktur

3.6 Resultater – beredskapsbehov og responstider

3.6.1 Barriere 1 og 2

3.6.1.1 Mindre utslipp – 100 m3 punktutslipp, Oseberg Vestflanken 2

Parameter - Oseberg Sør olje	Sommer – 15°C, 5 m/s vind	Vinter – 5°C, 10 m/s vind
Utslippsvolum (Sm3)	100	100
Fordampning etter 2 timer på sjø (%)	19	20
Nedblanding etter 2 timer på sjø (%)	0	2
Oljemengde tilgj.for emulsjonsdannelse (Sm3/d)	81	78
Vannopptak etter 2 timer på sjø (%)	29	25
Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3/d)	114	104
Viskositet av emulsjon inn til barriere 1(cP)	902*	4380
Behov for NOFO-systemer	1	1

* Viskositeten av emulsjonen er lav. Her forventes det et betydelig lensetap før emulsjonen har nådd tilstrekkelig tykkelse.

3.6.1.2 Medium utslipp – 2000 m3 punktutslipp, Oseberg Vestflanken 2

Parameter - Oseberg Sør olje	Sommer – 15°C, 5 m/s vind	Vinter – 5°C, 10 m/s vind
Utslippsvolum (Sm3)	2000	2000
Fordampning etter 2 timer på sjø (%)	19	20
Nedblanding etter 2 timer på sjø (%)	0	12
Oljemengde tilgj.for emulsjonsdannelse (Sm3/d)	1620	1560
Vannopptak etter 2 timer på sjø (%)	29	25
Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3/d)	2282	2080
Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP)	902*	5800
Behov for NOFO-systemer	2**	2**

* Viskositeten av emulsjonen er lav. Her forventes det et betydelig lensetap før emulsjonen har nådd tilstrekkelig tykkelse.

** Det legges inn 2 NOFO-systemer for å øke robusthet og fleksibilitet i beredskapsløsningen

3.6.1.3 Dimensjonerende hendelse langvarig utblåsning – 7500m3/døgn, Oseberg Vestflanken 2

Parameter - Oseberg Sør olje	Sommer – 15°C, 5 m/s vind	Vinter – 5°C, 10 m/s vind
Utstrømningsrate (Sm3/d)	7500	7500
Fordampning etter 2 timer på sjø (%)	19	20
Nedblanding etter 2 timer på sjø (%)	0	2
Oljemengde tilgj.for emulsjonsdannelse (Sm3/d)	6075	5850
Vannopptak etter 2 timer på sjø (%)	29	25
Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3/d)	8556	7800
Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP)	902*	4380
Behov for NOFO-systemer i barriere 1	4	4
Systemeffektivitet, barriere 1 (%)	72	37
Emulsjonsmengde til barriere 2 (Sm3/d)	2402	4893
Oljemengde til barriere 2 (Sm3/d)	1706	3670
Fordampning etter 12 timer på sjø (%)	26	27
Nedblanding etter 12 timer på sjø (%)	1	13
Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3/d)	1569	3009
Vannopptak etter 12 timer på sjø (%)	68	65
Emulsjonsmengde for opptak i barriere 2 (Sm3/d)	4904	8598
Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 (cP)	2510	9320
Behov for NOFO-systemer i barriere 2	3	4
Totalt behov for NOFO-systemer i barriere 1 og 2	7	8

* Viskositeten av emulsjonen ut av barriere 1 er lav. Her forventes det et lensetap før emulsjonen har nådd tilstrekkelig tykkelse

Oseberg Vestflanken 2 har et beregnet behov på 8 NOFO-systemer for å kunne håndtere dimensjonerende scenario med mekanisk oppsamling. Eksempel på mulig ressursdisponering som gir best oppnåelig responstid er gitt i Tabell 3-8.

Oljevernressurs	Avstand (nm)	Responstid OR-fartøy/slepefartøy	Responstid inkl. utsetting av lenser
Esvagt Stavanger	I området	Daughter craft frem til slepfartøy (redningskøyte Kleppestø)	3 timer
Havila Troll	31 nm	8 timer OR-fartøy 8 timer slepefartøy (Haugesund)	9 timer
Ocean Alden	58 nm	8 timer OR-fartøy 9 timer slepefartøy (Måløy)	9 timer

Tabell 3-8: Eksempel på disponering av oljevernressurser ved dimensjonende hendelse ved Oseberg Xxxxxxxxxxx 0. Det er tatt utgangspunkt i senterposisjon mellom Oseberg H og G

Stril Herkules	44 nm	9 timer OR-fartøy 24 timer slepefartøy	24 timer
Base Mongstad	74 nm	15 timer OR-fartøy 24 timer slepefartøy	24 timer
Stril Power	75 nm	11 timer OR-fartøy 24 timer slepefartøy	24 timer
Esvagt Bergen	132 nm	14 timer OR-fartøy 24 timer slepefartøy	24 timer
Base Stavanger	132 nm	19 timer OR-fartøy 24 timer slepefartøy	24 timer

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.

3.6.2 Barriere 3 og 4

Beregning av ressursbehov for barriere 3 og 4 er basert på strandingsstatistikk fra modellering utført for Oseberg Delta 2. Dette er som tidligere nevnt konservativt for Vestflanken 2 ettersom utblåsningsratene er lavere for Vestflanken 2 sammenlignet med Delta 2. Maksimal strandet mengde oljeemulsjon (95-persentil) for en utblåsning uten effekt av oljevernberedskap er estimert til 30894 tonn for vinter og 12362 tonn for sommer. Tabell 3-9 gir en oversikt over beregning av systembehov i barriere 3 og 4.

Tabell 3-9: 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)	30894	12362
Samlet barriereeffektivitet i barriere 1 (%)	37	72
Strandet mengde etter effekt av barriere 1 (tonn)	19380	3471
Samlet barriereeffektivitet i barriere 2 (%)	19	36
Strandet mengde etter effekt av barriere 2 (tonn)	15769	2223
Antall døgn hvor stranding forekommer (d)	10	10
Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 3 (tonn/d)	1577	223
Antatt behov for kystsystemer i barriere 3	11	2
Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 4 (Sm3/d)	1233	97
Antatt behov for fjordsystemer i barriere 4	16	2
Antall prioriterte områder (med drivtid mindre enn 20 døgn)	7	5
Totalt behov i barriere 3 (inkludert grunnberedskap for prioriterte områder)	11	5
Totalt behov i barriere 4 (inkludert grunnberedskap for prioriterte områder)	16	5

Det settes krav til kapasitet tilsvarende 11 Kystsystemer (type A eller B) og 16 Fjordsystemer (type A eller B) i henholdsvis barriere 3 og 4 for Vestflanken 2. Responstiden er satt til 10 døgn, som er korteste drivtid til land (95 persentil av modellresultater). Ytterligere ressurser og utstyr vil 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.

3.6.3 Barriere 5 – Strandsanering

Basert på beregninger gjennomført for aktiviteter i Barentshavet, antar man en rensekapasitet på 0,18 tonn per dagsverk. Statoil har valgt å gjøre beregninger for vinterstid og lagt inn en effektivitetsfaktor på dagsverk på 0,5. Det er forutsatt at grovrensing skal være gjennomført innen 100 døgn. Strandsanering er beregnet på dagsverk, antall personer og avrundet opp til et antall strandrenselag. Hvert strandrenselag består av 10 personer. Tabell 3-10 gir en oppsummering av behov i barriere 5.

Tabell 3-10: Beregnet behov for antall strandrenselag (á 10 personer) ved dimensjonerende hendelse

Eksempelområde	Høyaktivitetsår				Antall strandrenselag
	Strandet emulsjon (tonn)		Drivtid (døgn)
	Sommer	Vinter	Sommer	Vinter	Sommer	Vinter
Atløy - Værlandet	1442	881	16	14	1	3
Runde	3671	1062	15	13	1	4
Sandøy	2131	538	20	16	1	2
Smøla	1991	1312	32	18	-*	5
Sverslingsosen - Skorpa	2575	499	15	14	1	2
Ytre Sula	362	419	28	17	-*	2
Frøya - Froan	292	571	37	17	-*	2
Total					4	20

*ikke beregnet pga minste drivtid lenger enn 20 døgn

3.7 Bruk av kjemisk dispergering

Bruk av kjemisk dispergering i en aksjon skal alltid vurderes med hensyn til operative forhold og miljøforhold. Vurdering av beste bekjempelsesmetode skal være basert på Net Environmental Benefit Analysis (NEBA) prinsippet. NEBA prinsippet tar utgangspunkt i operative forhold og miljøforhold, som danner grunnlag for å velge den bekjempelsesmetoden som medfører minst miljøskade (Tabell 3-11). Kjemisk dispergering kan være det beste alternativet hvis det er naturressurser i mulig drivbane og det er lite hensiktsmessig å drive mekanisk oppsamling eller beskytte naturressurser med mekanisk barriere. Det vil særlig være aktuelt ved store forekomster av sjøfugl i kombinasjon med lav tetthet av gyteprodukter. Kjemisk dispergering i kombinasjon med mekanisk oppsamling offshore vil kunne øke effektiviteten til beredskapen og dermed redusere mulighet for landpåslag. Forekomst av pelagisk sjøfugl og fisk i området i Oseberg området er vist i hhv. Tabell 3-12 og Tabell 3-13.

Tabell 3-11: Operative forhold og miljøforhold som skal vurderes i NEBA prosessen

Operative forhold	Miljøforhold
Værforhold (bølger, vind, strøm etc.) Lys- og siktforhold Oljetykkelse på flaket Tilgjengelig ressurser	Oljens levetid på sjøen Oljens dispergerbarhet Naturressurser i mulig drivbane (sjøfugl, gyteprodukter, prioriterte strandlokaliteter) Dybde og avstand til land

Pelagisk sjøfugl	Jan	Feb	Mar	Apr	Mai	Jun	Jul	Aug	Sep	Okt	Nov	Des
Alke	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Alkekonge	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Fiskemåke	-	-	-	-	-	-	-	1	1	1	-	-
Gråmåke	1	1	1	-	-	-	-	-	-	-	1	1
Havhest	1	1	1	-	-	-	-	1	1	1	1	1
Havsule	1	1	1	1	-	-	-	-	-	-	-	1
Krykkje	1	1	1	1	-	-	-	-	-	-	-	1
Lomvi	1	1	1	-	-	-	-	-	-	-	1	1
Lunde	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Polarlomvi	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Polarmåke	1	1	1	1	-	-	-	-	-	-	-	1
Sildemåke	1	1	1	-	-	-	-	-	-	-	1	1
Svartbak	1	1	1	-	-	-	-	-	-	-	1	1

Tabell 3-12: Sjøfugl i Oseberg området. Det er gitt poeng avhengig av forekomst i nærområdet, der 1 er lav forekomst, 2 er middels forekomst og 3 er høy forekomst. «-» angir svært lav forekomst (< 0,05 % per 10 × 10 km rute).Data fra [13].

Bestand	Overlapp [%]	Forekomst	Gyteperiode
Nordsjøhyse	3,8	1	Mars- Mai
Nordsjøsild	1,3	1	Juli/August - Oktober
Nordsjøtorsk	< 0,1	-	Januar - April
Tobis	2,5	1	Desember-Januar

Tabell 3-13: Forekomst av fiskearter i Oseberg området. Prosentvis overlapp med totalt gyteområde er beregnet, og videre er det gitt poeng avhengig av grad av overlapp, der 1 er lav forekomst, 2 er middels forekomst og 3 er høy forekomst. «-» angir svært lav forekomst (< 1 % overlapp).

Dispergerbarhet til Oseberg Sør olje for definerte sommer- og vinterforhold er undersøkt gjennom forvitringsstudier, og en oversikt av resultatene er presentert i Tabell 3-4. Dispergerbarheten skal alltid testes in situ ved hjelp av prøvetakingskoffert ved et utslipp for å vurdere om dispergering er aktuelt ved en hendelse.

Forhåndsutfylt «Beslutningsskjema for bruk av dispergeringsmidler» er vedlagt oljevernberedskapsplanen til Oseberg Feltsenter.

Tabell 3-14 viser aktuelle beredskapsfartøyer som har dispergeringsmidler ombord og deres responstid til Vestflanken 2. Dispergering kan også gjennomføres fra fly gjennom avtale med OSRL.

Oljevernressurs	Lokasjon	Avstand til felt/brønn (nm)	Responstid (timer)	Mengde (m3) dispergeringsmiddel ombord
Esvagt Stavanger	Oseberg	5	3	49
Havila Troll	Troll	31	8	46
Ocean Xxxxx	Xxxx	58	8	45
Stril Power	Balder	75	11	60

Tabell 3-14: Områdeberedskapsfartøy med dispergeringskapasitet lokalisert i nærheten av Oseberg Vestflanken 2

3.8 Oppsummering av Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for Vestflanken 2

Barriere 1 – 2 Bekjempelse nær kilden og på åpent hav
Systemer og responstid	8 NOFO-systemer Første system innen 3 timer, fullt utbygd barriere innen 24 timer.
Barriere 3 – 4 Bekjempelse i kyst- og strandsone
Systemer og responstid	Kapasitet tilsvarende 11 Kystsystemer (type A eller B) og 16 Fjordsystemer (type A eller B) innen 10 døgn.
Barriere – 5 Strandsanering
Antall strandrenselag og responstid	Totalt behov for kapasitet tilsvarende 20 strandrenselag vinterstid og 4 strandrenselag sommerstid. Personell og utstyr skal være klar til operasjon i aktuelt område innen de respektive drivtidene til områdene. Fullt utbygd barriere innen 13 døgn
Miljøundersøkelser	Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer

3.9 Anbefaling for oljevernberedskapsplan Oseberg Feltsenter

Det anbefales at oljevernberedskapsplanen for Oseberg Feltsenter oppdateres innen oppstart av aktivitet ved Vestflanken 2, slik at det fremgår hvilke installasjoner som er dekket av planen, og at informasjon om aktiviteter, oljetyper og forventede utblåsningsrater blir inkludert.

4 Referanser

[1] DNV GL (2014) Miljørisikoanalyse (MRA) for Oseberg Feltsenter i Nordsjøen. Rapportnr: 2014-0696

[2] Oseberg A crude oil – properties and behaviour at sea (2013). SINTEF rapport A 25226.

[3] Oseberg Sør crude oil – properties and behaviour at sea (2013). SINTEF rapport A 24709.

[4] Beredskapsanalyse: Xxxxxxx Xxxxxxxxxx (2014). Statoil rapport.

[5] Beredskapsanalyse: Oseberg Delta 2 (2014). Statoil rapport.

[6] Oljevernberedskapsplan Oseberg Feltsenter (2014). ARIS.

[7] 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] OLF (2007) Metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA) - revisjon 2007. OLF rapport.

[10] DNV GL (2014) Miljørisikoanalyse (MRA) for Oseberg Delta 2 i Nordsjøen. DNV GL rapport 2014-0394

[11] Acona (2015) Stokastisk oljedriftsimulering og miljørisikoanalyse for letebrønn 30/9-28S B-Vest Angkor Thom.

Prosjekt nr: 820036

[12] Acona (2015) Ekstra vurderinger for tobis ved B-Vest Angkor Thom. Rapport nr. 40495

[13] DNV (2014) Miljørisikoanalyse (MRA) for letebrønn 30/11-11 Krafla Main Statfjord I PL035 I Nordsjøen. Rapport nr/dokument nr: 2014-0823/1G9G883-3

Vedlegg 1 – Technical note. Blowout Scenario Analysis

Blowout Scenario Analysis – Input to the update of the environmental risk analysis for Oseberg Vestflanken 2.

Xxxxxxxxx Xxxxxxx, TPD SST ST December 11th, 2015

Summary

This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to the Oseberg Vestflanken 2 (OV2). Blowout probability, flow rates and duration are quantified for application in the planned update of the Oseberg Field Centre environmental risk analysis (ERA). The assessment is based on activity levels in a year of high and a year of low activity.

The overall blowout probability is judged to be 6.8 ·10-4 for a year of high activity. The oil blowout rates are in the range between 700 and 7,900 Sm3/d. The maximum duration is estimated to be 70 days with a 0.6 % probability.

1 Introduction

The purpose of this note is to provide input to the environmental risk analysis for OV2 regarding blowout probability, rates and duration. The planned ERA will be implemented in the study performed for the Oseberg Field Center.

The assessment of risk figures in this note is based on:

▪ Historical blowout statistics /1/

▪ Blowout and well leak frequencies /2/

▪ Simulated blowout rates /3/

▪ Project specific input

▪ Judgements and considerations in TPD TEX SSC ST and in dialogue with the relevant organisation.

2 Field Specific Information

OV2 is located on the Oseberg Field and consists of 1 unmanned wellhead platform (UWP) and 1 subsea wellhead template. The UWP will consist of 9 wells and develop the new structures Alfa Main and Gamma. The existing subsea template will consist of 2 wells and develop the Kappa structure.

The wells included in the OV2 development concept are shown in Table 1 below.

Table 1: Wells included in the current OV2 development concept.

Alfa Main	Gamma	Kappa
ACOP1	GNOP1 (MLT)	KMOP1
AMOP1	GNOP2	KMOP2
AMOP2	GVOP1 (MLT)	KMGI1 (from UWP)
	GVNOP1 (MLT)
	GNGI1

For the rate claculations shown in chapter 4 one well has been selected from each structure. The wells are shown above in Table 1 in bold. The wells include ACOP1 as representative for Alfa Main wells, GVOP1 for Gamma and KMOP1 for Kappa. The wells will be drilled through a gas cap that will be dominating the rate calculations during drilling. These zones will be isolated for the other activities. Thus the expected reservoir and fluid properties will be different for drilling and the other activities. The reservoir and fluid properties for the selected wells are included below in Table 2 and

Table 3 for the drilling scenario. The reservoir and fluid properties for the completion and production scenario is included in Table 4 and Table 5. The well design properties are included in Table 6.

Table 2: Reservoir data for representative OV2 wells, drilling activity (D&W OV2 team site)

Reservoir Data	Unit	ACOP1	GVNOP1	KMOP1
Top reservoir	mMD/m TVD MSL	4205/ 2379	3159/2606	4304/30631)
Base reservoir	mMD/m TVD MSL		NA	NA
Total formation thickness	m TVT		100	40
HC bearing formation thickness	m TVT	30	100	40
Length in reservoir (Prod.interval)	mMD/mTVT		60/22	396
Wellbore radius	m	0.108	0.155	0.108
Net/Gross	frac		1	1
Porosity	frac		0.24	0.20
Permeability	mD	185	5000	1000
Kv/kh	ratio		NA	NA
Connate water saturation	frac	0	0.09	0.09
Temperature (top res)	°C	89	103/2685.5	121/3055
Pressure (top res)	bar	247	212 /2606	383/3055
GOR	Sm3/Sm3	7143	7285	5796
WGR	frac	0	0	0
Reservoir radius (re)	m	0.108	NA	NA
Reservoir length along well	m	1500	2000	5000
Reservoir width across well	m	000	000	0000
Well location along reservoir (d1,xw)	m	000	000	000
Well location across reservoir (d2,yw)	m	400	1000	2000

Table 3: Fluid properties for ACOP1, GVNOP1 and KMOP1, drilling activity (D&W OV2 team site).

Fluid data	Unit	ACOP1	GVNOP1	KMOP1
Reference field/well for fluid properties
Ref depth	m TVD MSL		2588.5 (mid gas column)	3120 (mid oil column)
FLUID PROPERTIES AT SURFACE CONDITIONS
Oil (Condensate) density	g/cc	0.7899	0.7956	0.805
Oil viscosity	cp
CGR	Sm3/Sm3	1.40 10-4	1.37 10-4	1.71 10-4
Gas specific gravity	sg	0.695	0.674	0.700
FLUID PROPERTIES AT RESERVOIR CONDITIONS
Fluid type	gas/oil/cond	Gas	Gas	Oil
Reference pressure	Bar	285.2	318.4
Reference temperature	oC	89	103
Gas viscosity	mPa s	0.0272	0.028
Gas FVF	m3/Sm3	4.2957 103	4.11 10-3
Z factor		0.9362	0.9955
CO2	mol%	1	1.16	1.95
N2	mol%	1	3.05	1.06
H2S	mol%	0	0	0
Gas viscosity correlation		Xxx et al	Lohrenz, Xxxx Xxxxx	Xxxxxxx, Xxxx Xxxxx

Table 4: Reservoir data for representative OV2 wells, completion and production activity (Model Catalogue)

Reservoir Data	Unit	ACOP1	GVNOP1	KMOP1
Top reservoir	mMD/m TVD MSL	4205/ 2379	3500/2692	5280/3140
Total formation thickness	M	30	100	200
Perforation interval	m	>1000	>1000	>1000
Wellbore radius	M	0.108	0.108	0.108
Permeability	mD	100	1600	1600
Temperature (top res)	°C	106	108	121
Pressure (top res)	bar	297	227	380
GOR	Sm3/Sm3	165	122	856
WGR	frac	15	0	0
Productivity Index (PI_liq)	Sm3/day/bar	150	700	NA
Drainage area	m2	500,000	1,000,000	1,000,000

Table 5: Fluid properties for ACOP1, GVNOP1 and KMOP1, completion and production activity (Model Catalogue).

Fluid data	Unit	ACOP1	GVNOP1	KMOP1
Reference field/well for fluid properties
Ref depth	m TVD MSL
FLUID PROPERTIES AT SURFACE CONDITIONS
Oil (Condensate) density	g/cc	0.8349	0.8471	0.8559
Oil viscosity	cp
GOR	Sm3/Sm3	192.2	159.8	223.6
Gas specific gravity	sg	0.767	0.711	0.751
FLUID PROPERTIES AT RESERVOIR CONDITIONS
Fluid type	gas/oil/cond	Oil	Oil	Oil
Reference pressure	Bar	285.3	319.1	382.0
Reference temperature	oC	94	106	121
Oil viscosity	mPa s	0.2098	0.3332	0.2529
Oil FVF	m3/m3	1.522	1.467	1.64786
Bubble Point	Bara	285.3	319.1	382.0
CO2	mol%	1	1	1.256
N2	mol%	0.4	1.3	0.462
H2S	mol%	0	0	0.006
Oil viscosity correlation		Xxxxxxx- Xxxxx Xxxxx et al	Xxxxxxx-Xxxxx Xxxxx et al	Xxxxxxx-Xxxxx Xxxxx et al

Table 6: Well design properties for ACOP1, GVNOP1 and KMOP1.

Additional info	Unit	ACOP1	GVNOP1	KMOP1
Csg shoe	mMDMSL	2690 (13 3/8»)	2636 (13 5/8”)	4062 (9 5/8”)
ID XT-Csg shoe	m	0.318	0.318	0.2159
ID Csg shoe – top reservoir	m	0.217	0.31	0.2159
PRes initial @ ref. depth (*not used)	bar	288/2371	321.1* /2685.5	383/3055
WHP	bar	1.035	2	1.1
Wellpath ver. Compass	-	24.06.14	09.07.15	27.01.15
Prosper ver. file	-	09.09.14	19.08.15	15.03.15

3 Blowout scenarios and probabilities

3.1 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.

Only the tripping scenario is included in this analysis.

3.2 During completion, production and well intervention

During completion, production, workover, wireline, coiled tubing and injection the following scenario is defined;

Production etc. Loss of well control during production or during well intervention. Blowout through 7” production tubing to surface

The overview of blowout causes given in ref /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

3.3 Blowout probabilities

The blowout frequencies found in Scandpower, ref /2/, are the outset of our assessment. The activity level for the field is based on the CAR presentation from DG3 and evaluated by the project.

Table 7: Time estimate for OV2, expected days

The resulting activity level expected for OV2 is shown below in Table 8:

Table 8: Activity level for OV2, 2018-2021.

		2018	2019	2020	2021
Alfa Main (Topside WHs)	Drilling		1	2
	Completion			3
	Wireline			2
	Production			3	3
	Gas Injection
Gamma (Topside WHs)	Drilling	5
	Completion	4	1
	Wireline	1

	Production	3	4	4	4
	Gas injection	1	1	1	1
Kappa (Subsea WHs)	Drilling		2	1
	Completion		2	1
	Wireline			1
	Production		2	2	2
	Gas injection			1	1
TOTAL	Drilling	5	3	3
	Completion	4	3	4
	Wireline			3
	Production	3	6	9	9
	Gas injection		1	2	2

Based on Table 8 it is evaluated that 2020 will be the year of highest activity. The annual blowout frequency based on the activity level for 2020 is shown below in Table 9.

The overbalance on OV2 is large, especially for the Gamma structure with 130 bar overbalance, i.e. the blowout frequency for drilling is considered to be conservative. A number of wells will have a TCO glass disc installed in the SAS hanger assembly as a barrier to flow from the reservoir before upper completion is run and installed, ref /3/. For these wells a 50% reduction in the completion blowout frequency is justified.

Table 9: Frequencies and total activity level for the field, high activity year (2020)

Oil wells	Activities topside WH	Activities subsea WH	Frequency	Probability
P(blowout, drilling)	2	1	3.96E-05	1.19E-04
P(blowout, completion)	3	1	9.64E-051	2.41E-04
P(blowout, wireline)	2	1	4.23E-06	1.27E-05
P(blowout, production)	7	2	1.60E-05	1.44E-04
P(blowout, gas injection)	1	1	8.02E-05	1.60E-04
SUM				6.77E-04

The blowout probability divided by structure is shown below in Table 10.

1 Frequency adjusted with a 50% reduction for wells with a TCO glass disc installed in the SAS hanger assembly. This is valid for well AMOP1, AMOP2, ACOP1, GNOP2, GNGI1.

Table 10: Established annuual blowout frequency for the structure Alfa, Gamma and Kappa.

		2018	2019	2020	2021
Alfa Main (Topside WHs)	Drilling		3.96E-05	7.92E-05
	Completion			1.45E-04
	Workover
	Wireline			8.46E-06
	Production			4.80E-05	4.80E-05
	Gas Injection
Gamma (Topside WHs)	Drilling	1.98E-04
	Completion	3.37E-04	4.82E-05
	Workover
	Wireline	4.23E-06
	Production	4.80E-05	6.40E-05	6.40E-05	6.40E-05
	Gas injection	8.02E-05	8.02E-05	8.02E-05	8.02E-05
Kappa (Subsea WHs)	Drilling		7.92E-05	3.96E-05
	Completion		1.93E-04	9.64E-05
	Workover
	Wireline			4.23E-06
	Production		3.20E-05	3.20E-05	3.20E-05
	Gas injection			8.02E-05	8.02E-05
TOTAL	Drilling	1.98E-04	1.19E-04	1.19E-04
	Completion	3.37E-04	2.41E-04	2.41E-04
	Workover
	Wireline	4.23E-06		1.27E-05
	Production	4.80E-05	9.60E-05	1.44E-04	1.44E-04
	Gas injection	8.02E-05	8.02E-05	1.60E-04	1.60E-04

4 Blowout rates

The blowout rates for OV2 is established using Prosper files for the blowout and well kill simulations and adjusting them to the relevant scenarios for the Environmental Risk Analysis, ref /3/. The rates are established by finding representative xxxxx for the installations in dialogue with the project. The wells are ACOP1 (Alfa Main), GVNOP1 (Gamma) and KMOP1 (Kappa).

Flow through annulus is most likely during drilling activities and annulus rates are therefore used to represent the flow potential of a blowout during drilling operations. For the remaining activities a blowout scenario through production tubing is found as a representative rate. For assessment of environmental risk, only the oil/ condensate rates are relevant. The rates used for this analysis are found in Table 11.

Table 11: Potential blowout rates for Alfa Main, Gamma and Kappa wells.

Well	Activity	Scenario	Oil Rates [Sm3/d]
			Surface	Seabed
ACOP1	Drilling	5 m	6600	6600
		50%	7400	7300
		100%	7500	7400
		Expected	7300	7200
	Completion	w/o prod liner	800	800
		w prod liner	700	700
		Expected	700	700
	Prod/ Wireline		700	700
GVNOP1	Drilling	5 m	2000	2000
		50%	3000	3000
		100%	3000	3000
		Expected	2800	2800
	Completion	w/o prod liner	2600	2500
		w prod liner	2000	1900
		Expected	2300	2200
	Prod/ Wireline		2000	1900
KMOP1	Drilling	5 m	1000	1000
		50%	1200	1200
		100%	1200	1200
		Expected	1200	1200
	Completion	w/o prod liner	9500	9500
		w prod liner	6100	6200
		Expected	7800	7900
	Prod/ Wireline		NA	6200
Scenario 5m drilling is in gas cap for all wells. High estimate oil rates.

The blowout rates are calculated 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. Fluid rate reduction over time due to depletion is evaluated to be significant for OV2 and would have a condsiderable impact on the environmental risk if desired to do a more detailed analysis.

The probabilities presented in Chapter 2.1 above are based on the acitivity level in 2020. This is the year with the highest activity level in the current plan for OV” development. Based on this activity level we get the following normalised probabilities;

Gas wells		Normalised probability
P(blowout, drilling | blowout)	1.19E-04/6.77E-04	0,176
P(blowout, completion | blowout)	2.41E-04/6.77E-04	0,356
P(blowout, wireline | blowout)	1.27E-05/6.77E-04	0,019
P(blowout, production | blowout)	1.60E-05/6.77E-04	0,213
P(blowout, gas injection | blowout)	8.02E-05/6.77E-04	0,237
		1,000

Flow path distribution from ref /2/ have been used to establish the distribution between topside and seabed releases. The distribution is shown below in Table 12.

Table 12: Flow path distribution, ref /2/.

Activity	Flow Path Distribution
	Subsea WH		Topside WH
	Seabed	Surface	Seabed	Surface
Drilling	0,8	0,2	0,28	0,72
Completion	0,05	0,95	0	1
Workover	0,66	0,34	0,19	0,81
Wireline	0,75	0,25	0	1
Production	1	0	0,27	0,73

Table 13 displays combinations of blowout rates and scenario probabilities. All probabilities are conditioned on a blowout in a year of expected activity.

Table 13: Blowout rate probability distribution.

Blowout rate [Sm3/d]	Blowout Freq.		Normilized distribution
	Seabed	Surface	Seabed	Surface
700	1.30E-05	1.88E-04	0.06	0.42
1200	3.17E-05	7.92E-06	0.14	0.02
2000	3.89E-05	1.05E-04	0.17	0.23
2300	0.00E+00	0.00E+00	0.00	0.00
2800	0.00E+00	0.00E+00	0.00	0.00
6100	1.15E-04	0.00E+00	0.51	0.00
6200	0.00E+00	1.06E-06	0.00	0.00
7200	2.22E-05	0.00E+00	0.10	0.00
7300	0.00E+00	5.70E-05	0.00	0.13
7800	4.82E-06	0.00E+00	0.02	0.00
7900	0.00E+00	9.16E-05	0.00	0.20

The probability distribution is shown below in Figure 2. The distribution between topside and subsea releases is 67 % and 33 %, respectively.

Blowout rate probability distribution OV2

2,00E-04

1,80E-04

1,60E-04

1,40E-04

1,20E-04

1,00E-04

8,00E-05

Seabed

Surface

6,00E-05

4,00E-05

2,00E-05

0,00E+00

700 1200 2000 2300 2800 6100 6200 7200 7300 7800

Figure 2: Blowout rate probability distribution for the field OSF.

4.1 Weighted and P90 rates for Environmental Preparness Analysis

The weighted rate for the drilling scenario is based on the methodology described in chapter 3 and is summerized in

Table 14 below.

Table 14: Weighted rate for drilling scenarios

Blowout rate [Sm3/d]	Blowout Freq.		Normalised Blowout Freq
	Seabed	Surface	Seabed	Surface
1200	3.17E-05	7.92E-06	0.59	0.12
2800	0.00E+00	0.00E+00	0.00	0.00
7200	2.22E-05	0.00E+00	0.41	0.00
7300	0.00E+00	5.70E-05	0.00	0.88
Expected Rate (Sm3/d)			3700	6600

The P90 rate is determined based on the remaining activities on OV2. A cumulative rate distribution is established and shown below in Figure 3.

Figure 3: Cumulative normalized blowout probability distribution for production, intervention and completion activities.

From Figure 3 it is observed that the P90 rates are 5,700 Sm3/d for seabead released and 7,900 Sm3/d for topside releases.

5 Blowout duration

A condensate blowout can be stopped by:

1. Operator actions – mechanical (capping)

2. Wellbore collapse and/or rock material plugging the well – (bridging)

3. Altered fluid characteristics resulting from water or gas coning during a blowout

4. Drilling a relief well and applying kill mud

The probability distribution of the duration of a possible blowout is derived by way of the approach utilised in ref /2/. Water and gas coning are not considered in the assessment. Well specific input about time to drill two relief wells /3/, is given by the project and presented in Table 15.

Table 15: Time to drill a relief well (days)

Time to:	Minimum:	Most likely:	Maximum:
- make decisions	1	1	2
- mobilise a rig; transfer, anchoring, supply of equipment and preparations	3	7	14
- drilling	20	25	40
- 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 32 and 81 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 53 days. A probability distribution is presented in Figure 1.

Figure 1: 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 70 days.

Table 16: Probability distribution for a blowout to end as a function of time (days)

Duration (days)	Surface blowout	Seabed blowout	Duration (days)	Surface blowout	Seabed blowout
0,5	0,406	0,282	28	0.012	0.021
1	0,127	0,098	35	0.006	0.011
2	0.143	0.123	42	0.005	0.008
5	0.189	0.188	49	0.025	0.038
7	0.057	0.067	56	0.045	0.066
10	0.049	0.063	63	0.024	0.036
14	0.034	0.049	70	0.004	0.006
21	0.028	0.044

*Probabilities in the tail end of the duration distribution (< 0,006) 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 2. In Figure 3 blowout duration and ‘time to drill a relief well’ are described by cumulative probability curves.

Figure 2: Blowout duration described by probability distributions

Figure 3: Cumulative Probability distribution for number of days blowout duration.

6 References

/1/ Xxxxxx, Xxx: Blowout and Well Release Characteristics and Frequencies, 2012, Sintef Technology and Society, December 2012.

/2/ Scandpower: “Blowout and Well Release Frequencies – based on Sintef Offshore Blowout Database 2012”, report no. 19.101.001-8/2012/R3, rev. draft, 4.2.2013.

/3/ Link to documentation and ST Team Site for Oseberg Vestflanken 2

a. Prosper files.

b. Emails.

c. Other documentation

d. D&W team site with link to Blowout and wellkill report.