Bakgrunn for saken Norsk sokkel er ikke så trygg som oljeindustrien vil ha det til. En studie Petroleumstilsynet (Ptil) gjennomførte i 2006, avslørte at.

Presentasjon om: "Bakgrunn for saken Norsk sokkel er ikke så trygg som oljeindustrien vil ha det til. En studie Petroleumstilsynet (Ptil) gjennomførte i 2006, avslørte at."— Utskrift av presentasjonen:

1 Lekkasjer fra norske avfallsbrønner - hvor trygg er egentlig norsk oljeproduksjon?

2 Bakgrunn for saken Norsk sokkel er ikke så trygg som oljeindustrien vil ha det til. En studie Petroleumstilsynet (Ptil) gjennomførte i 2006, avslørte at hver femte brønn på norsk sokkel har svakheter. Ptil pekte på at de «verste» brønnene var fra 1990-tallet. I løpet av 2008 til 2010 er det avdekket store kratere, forhøyninger og avfall på havbunnen i nærheten av 7 oljeinstallasjoner. Dette er bevis på lekkasje fra avfallsbrønner på feltene. Lekkasjer av både borekaks, kjemikalier, overskuddsproduksjonsvann, radioaktivt vann med mer.

3 Hva er en avfallsbrønn? En injeksjonsbrønn som brukes til avfall; dvs borekaks, oljeholdig vann, radioaktivt vann, produksjonsvann med kjemikalier, overskuddsproduksjonsvann, kjemikalier (klasse grønn, gul, rød og sorte). 113 av nesten 300 injeksjonsbrønner på norsk sokkel brukes til avfall. Av disse 113 er ca 30 aktive i dag. Til nå er det påvist lekkasje fra 14 avfallsbrønner i perioden 1997 til Statoil er operatør på 13 av disse 14 brønnene. ExxonMobil er operatør på den siste.

4 Lekkasjer i 14 avfallsbrønner
Veslefrikk 2009, Statoil: Stort krater ved leggen til plattformen. Lekkasje fra injeksjonsbrønnen for borekaks. Anslag: Lekkasje av 6035 m3 grønne, 6233 m3 gule, 348 m3 røde og 1,6 m3 sorte kjemikalier i tillegg til 8290 m3 kaks. Injeksjon ved uforsvarlig høyt trykk trekkes frem som utløsende årsak. Tordis 2008, Statoil: Injeksjonsbrønn feilplassert. Statoil antok de injiserte i Utsiraformasjonen, dette var ikke tilfelle. Oljeholdig vann lekket ut (175 m3). Visund 2007, Statoil: Lekkasje av borerester knyttet til injisering, årsak ukjent. Sjøbunnskartlegging avdekker forhøyning på sjøbunn opp mot 6 meter nær riggen. Ringhorne 2003, ExxonMobil: Lekkasje av borekaks. Ingen entydig konklusjon om årsak. Sprekk i formasjon eller feil med brønnen. Uklart hvor mye som er injisert og lekket ennå, men mengdene ligger i størrelsesorden 132 m3 sorte, 497 m3 røde, 6390 m3 gule og m3 grønne kjemikalier, samt drøyt 5,2 milloner m3 produksjonsvann. Snorre B 2009, Statoil: Lekkasje av borerester. Dårlig sement m3 kaks/slop er injisert i brønnen. Brage 2001, Statoil: Trykkfall. Mangler informasjon. Det er injisert 2878 m3 kaks-slurry og 537,5 m3 slop. Oseberg Sør (2006) og Oseberg C (2010), Statoil. Lekkasje til sjøbunn. Oseberg C har injisert m3 slop (kjemikalier), m3 kaks og m3 oljeholdig vann i brønnen. Vi frykter at mesteparten av dette er lekket ut. Ingen data tilgjengelig for Oseberg Sør. Åsgard, Statoil til brønner. Trolig problem med sement. Se Statoils rapportering til PTIL for mengder.

5

6 Case: Veslefrikk (Nordsjøen)
I forbindelse med årlig ROV-inspeksjon ble det observert en grop ved nordvestre legg som man antok fra 3 m dyp. På grunn av dårlig siktforhold fikk de ikke undersøkt tilstrekkelig. ble det bekreftet av Statoil at krateret var 10 m dypt, 14 x 8 meter bredt/vidt og lå kun fire meter fra den ene leggen til plattformen Veslefrikk A. Sikten var fortsatt dårlig fordi væske strømmet opp fra sjøbunnen. Indikasjoner på at det lekket ut olje og gass, injeksjonen i brønn 30/3-A-23 A ble derfor stoppet. Det ble også oppdaget en annen stor grop, 65 meter fra plattformen. 3 meter dyp, 21x23 meter bred/vid. Granskingsrapporten fra bekrefter at de to store kraterne er et resultat av injeksjon av borekaks, overskudds produksjonsvann og kjemikalier. Det ble også foretatt en vurdering av plattformsikkerheten – i forhold til hvorvidt krateret kunne fått plattformen til å kollapse. Statoil er operatør av feltet. Statoil anmeldes for ukontrollerte og omfattende lekkasjer av alle fargekategorier kjemikalier. Deponering av avfall startet i 96/97. Det er injisert minst 1,6 tonn svarte og 348 tonn røde kjemikalier totalt. Ved dette feltet frykter Bellona at det meste som er deponert har lekket ut. Konsekvensene for miljøet er ukjent.

7 Veslefrikk - historikk
Andre kritikkverdige forhold: Allerede i 1997 ble det observert trykkfall, noe som vanligvis indikerer lekkasje, på Veslefrikk A. Ble imidlertid ikke fulgt opp, selv ikke etter Tordis-hendelsen i Det er derfor rimelig å anta at det har lekket fra Veslefrikk i hele 11 år før man reagerte. Man kunne ha oppdaget lekkasjen tidligere: I 2008 anbefalte Bergmekanikkavdelingen i TNE Statoil at man avviklet avfallsbrønnen på grunn av mistanke om lekkasje – ett år før gropen inntil plattformbenet ble oppdaget. Fagfolkene begrunnet mistanken med lavt injeksjonstrykk og det mistenkelige trykkfallet i I november 2008 ble det lagt inn et testprogram som skulle teste de to kaksinjektorene på feltet, men dette programmet ble tatt ut av planen i januar 2009 uten at testing ble gjennomført. I mai 2009 kom mer spesifikke krav til overvåking og oppfølging av kaksinjeksjon, - det sees som kritikkverdig at de nye kravene til overvåkning og oppfølging ennå ikke var implementert da lekkasjen ble bekreftet november 2009.

8 Hvor trygt står Veslefrikk?
Statoil skriver i sin interne granskingsrapport “Veslefrikk Lekkasje fra injeksjonsbrønn”: “Analyser viser at Veslefrikk A har kapasitet til å tåle en 100-års last uten sikkerhetsfaktorer. Analysene indikerer at Veslefrikk A ikke klarer å tilfredstille myndighetskrav til ULS (100-års last med sikkerhetsfaktor) eller ALS (10 000-års last uten sikkerhetsfaktor). “ “Analysene til DNV viser at jacketen, med det været som var på det aktuelle tidspunkt, ikke ville kollapset selv om hele fundamenteringen (alle fire pæler) av et hjørne skulle svikte. Det er også utført måling av egenfrekvens som viste samme resultater som året før. Dette viser at innfestingen av jacketen tilsynelatende er intakt, men utelukker ikke svekkelser som først blir merkbare ved svært dårlig vær. Måling av akselerasjoner/egenfrekvens logges nå kontinuerlig på plattformen slik at eventuelle endringer i stivhet kan identifiseres i løpet av kort tid.” “Foreløpig strukturevaluering foretatt av DNV tilsier at det ikke er fare for integriteten til Veslefrikk A”. Bellona frykter at bare flaks har forhindret en ny Alexander Kielland-ulykke – hva om gropene hadde oppstått rett under plattformbena?

9 Hvorfor har dette skjedd
Statoil peker i sin egen granskingsrapport på følgende årsaker: Mangelfull risikoforståelse Mangelfull design av brønnen (opprinnelig letebrønn) Ufullstendige prosedyrer og krav Uklare ansvarsforhold Mangelfull kompetanse og opplæring Begrenset erfaringsoverføring Mangelfull oppfølging Bellona er sterkt kritisk til at overvåkningen av brønnen og rutiner for å følge opp injeksjonen kun har bestått i en manuell, daglig avlesning av trykkmåler.

10 Veslefrikk

11 Veslefrikk Groper og akkumulering av sedimenter på havbunnen ved Veslefrikk-plattformen Kartleggingen av sjøbunnen ved Veslefrikk inkluderer: Sedimentprøvetaking Bunntopografi Visuell inspeksjon av krater og prøvetakingslokaliteter Kjemisk kildekartlegging Strøm og partikkelmåling over et år

12 Veslefrikk Groper på havbunnen innenfor 500 metersonen rundt Veslefrikk A. Sjøbunnkartleggingen avdekket 2 kratre og flere mindre groper (pockmarks). Sedimentprøver indikerer at sedimentene inneholder råolje og oljebasert mud. På Veslefrikk er det i forbindelse med de regulære miljøovervåkningene påvist forhøyede THC verdier og Baritt (løst Ba) på alle målestasjoner 250 m og 500 m fra riggen. Tydelig og lett forstyrret fauna ved hhv. 500 og 1000 m SØ.

13 Veslefrikk Loggført trykkfall fra 85 bar til 25 bar i maks pumpetrykk under injeksjon. Stegvis trykkfall. Etter trykkfallet var maks pumpetrykk forholdsvis stabilt på lave nivå. Trykkhistorien til injeksjonsbrønnen indikerer at trykket trolig falt til enda noe lavere nivå i august 2008. Trykkfallet i 1997 viser at lekkasjen skjedde allerede da. I tillegg viser ekstremt lave injeksjonstrykk at lekkasjen har pågått i 11 år.

14 Hva burde oljeselskapene ha gjort?
Bellona mener disse tilfellene av lekkasje viser oljeselskapenes mangel på kontroll og ansvar – ”40 år med trygg oljeproduksjon” er ikke lenger sant. Operatørene burde ha overvåket injeksjonsbrønnene oftere, bedre og mer rutinemessig. Oljeindustrien har brukt enorme beløp på real-time monitorering for å sikre optimal produksjon. Hvorfor inspiserer man da havbunnen rundt plattformene så sjelden som én gang i året – eller til og med hvert tredje år? Bellona er sterkt kritisk til at overvåkningen av brønnen og rutiner for å følge opp injeksjonen på Veslefrikk kun har bestått i en manuell, daglig avlesning av trykkmåler. Oljeselskapene burde ha gjort bedre og grundigere forundersøkelser før de satte i gang å injisere avfall i brønnene, enten de ble etablert for dette formålet, eller var gamle lete- eller produksjonsbrønner. Man burde hatt kompetanse til å forstå signalene som indikerte lekkasje (som trykkfall) og handlet deretter.