Well Control nach Macondo Prof. Dr.-Ing. Claus Marx zur ...

Well Control nach Macondo
Prof. Dr.-Ing. Claus Marx
zur Vollendung des 80. Lebensjahres
Prof. Dr. Peter Reichetseder
E.ON Ruhrgas E&P GmbH
Clausthal-Zellerfeld, 26. August 2011

Inhalt
• Macondo Blowout
• Analysen
• Folgerungen
• USA: Golf von Mexiko
• Nordsee (UK und Norwegen)
• Industrie-Initiativen
• Ausblick

Blowout Macondo “Deepwater Horizon”
Am 20. April 2010 kam es zu einem Zufluss in die Macondo-Bohrung im
Mississippi Canyon Block 252 im Golf of Mexico (GoM), der nicht
beherrscht wurde. Dies führte zu einem katastrophalen Blowout:
• Der Blowout führte zu einer Explosion und zu einem Feuer an Bord
der Bohrplattform ”Deepwater Horizon”. 11 Menschen starben,
mehrere wurden verletzt. Ausserdem führte das frei ausfliessende Öl
zu einer enormen Umweltkatastrophe im GoM sowie schweren
wirtschaftlichen Folgeschäden
• Die Bohrplattform sank nach 36 Stunden, Öl und Gas konnten frei
ausfliessen
• BP mobilisierte alle verfügbaren Resourcen, um den Blowout zu
stoppen und gleichzeitig den Ölausfluss einzudämmen
• Der Blowout konnten nach 87 Tagen gestoppt werden
• Die ausgetretene Ölmenge betrug ca. 4,9 Mio boe.
• Die gesamte Schadenssumme beläuft sich auf mehrere Zehner-
Milliarden $, mit grossen finanziellen Risiken für BP
• Die gesamte Upstream-Industrie erlitt einen enormen
Reputationsschaden
• Die Folge:
Weltweite Ueberprüfung von “Best Practice”, bes. bei Tiefwasser
Schadensersatzklagen laufen
Sind 30 Jahre hervorragender Performance plötzlich verloren?

Die Katastrophe wurde intensiv analysiert von Unternehmen
und Institutionen
Analysen zu den Ursachen
• BP: Deepwater Horizon Accident Investigation Report, 8. Sept. 2010
• National Commission on the BP Deepwater Horizon Oil Spill and Deep Water: The Gulf Oil Disaster and
the Future of Offshore Drilling; Report to the President; Offshore Drilling, Jan. 2011
• DNV: Forensic Examination of Deepwater Horizon Blowout Preventer; 20. März 2011
• Transocean: Macondo Well Incident, Transocean Investigation Report, Juni 2011
• v.a.m.
Untersuchung der gesetzlichen Rahmenbedingungen und Verbesserungsvorschläge
• US-GoM: Report to the President; Struktur der Aufsichtsbehörden wurde geändert
DNV-Recommendations: Summary of Differences between Offshore Drilling Regulations in
Norway and the U.S. Gulf of Mexico, 27.8.2010 -> Systemwechsel bei der Regulierung der
Offshoreaktivitäten vorgeschlagen
• Nordsee (UK and Norge): Überprüfung der bestehenden (erprobten) Praxis
• Initiativen der EU: sieht die EU-Kommission neue Aufgaben?

Die E&P Industrie hatte über 30 Jahre hinweg eine hervorragende
Unfall-Statistik
Zahl der unkontrollierten Austritte in Nordsee und GoM – deutliche Unterschiede!
Zahl der
Bohrungen
1988 - 2007
Zahl der
Blowouts
Häufigkeit
GoM 19870 20 1/1000
UK 6153 1 > 1/10000
Norwegen 3198 0 > 1/10000
Niederlande 635 0 > 1/10000
Gesamt 29856 21
• Blow outs in connection withdrilling operations. All small
and easily contained
• Lack of consistent reported data from rest of world
Source: DNV Report: Using Sintef’s data base of global drilling activity.
Report prepared as part of reviewing the Norwegian managament plan for
Barents, Lofoten and Troms and was finished just ahead of Macondo
(March/April 2010)

Well Control = Bohrlochkontrolle wird erzielt durch intakte Sicherheitsbarrieren
und sichere und robuste Prozesse in allen Phasen
Barrieren müssen
in allen
Bohrphasen
intakt sein
PLANUNG und
AUSFÜHRUNG
müssen diese
Aspekte
berücksichtigen
PRIMÄR-BARRIERE
1. Spülungssäule im Bohrloch > Formationsdruck
SEKUNDÄR-BARRIEREN
2. Verrohrung + Zementation
3. Verrohrung
4. Bohrlochkopf
5. Hochdruck-Riser
6. Blowout Preventer (BOP)
KICK
Ungeplanter Zufluss von Formationsmedien in die
Bohrung, die zu einem Einschließen der Bohrung führen
Ziel: Wiederherstellung der Primär-Barriere in der Bohrung
BLOWOUT Verlust der Kontrolle über das Bohrloch
-> freier Austritt von Medien aus dem Bohrloch

Inhalt
• Macondo Blowout
• Analysen
• Schlußfolgerungen
• USA: Golf von Mexiko
• Nordsee (UK und Norwegen)
• Industrie-Initiativen
• Ausblick

BP-Analyse, wie es zum Blowout kam

Letztlich wurden alle Barrieren durchbrochen

Warum hat der Blowout Preventer nicht geschlossen?
• Blowout Preventer (BOP) und Multiplex (MUX)-System waren voll funktionsfähig
• Instandhaltung des BOP Systems war nach TO-Regeln erfolgt, durchgeführte Änderungen führten zu
Verbesserung des Systems
• Kleine Lecks vor dem Unfall führten zu keiner Beeinträchtigung des BOP
• Bei Erkennung des Zuflusses wurden (1) der obere Ringraum (RR)-Preventer geschlossen, (2) der
Diverter zum Gasseparator geöffnet, und (3) die oberen und mittleren Variablen Backen-Preventer (VBR)
geschlossen, die anfänglich die Bohrung schlossen
• Durch die hohe Fließrate und dabei entstandene Erosion am Gestänge (DP) wurde der RR-Preventer
undicht
• Steigender Druck im DP und äußere Erosion führten zu einem Leck im DP, wodurch Öl in den Riser
strömte. Das DP riss ab, als die Deepwater Horizon von der Lokation wegdriftete.
• Explosion und Feuer beschädigten die Verbindung zwischen BOP und Bohranlage, wodurch die
Auslösung des automatischen Disconnect-Systems (EDS) von der Toolpusher-Kabine versagte.
• Die Automatic Mode Function (AMF) führte wie vorgesehen zum Schließen der Blind Shear Rams nach
der Explosion
• Hoher Innendruck führte zu einem Buckling des DP im Preventer ausserhalb des Scherbereichs der
Scherbacken, hielt das DP dort blockiert und verhinderte ein vollständiges Abscheren und damit
Absperren des Bohrlochs
Source: Transocean, Juni 2011, darin mit Bezug auf Untersuchung TO + USCG-BOEMRE Joint analysis + DNV

Folgende Hauptursachen sieht die Oil Spill Commission (1)
“Most, if not all, of the failures at Macondo can be traced back to underlying
failures of management and communication”
• Fehler der Unternehmen
• Entscheidungsprozesse bei BP und in Zusammenarbeit mit den Servicefirmen
• Mangelnde Kommunikation innerhalb von BP und mit den Servicefirmen
• Mangelndes Training von Ingenieuren und Mitarbeitern
• Die Management-Prozesse von BP sind nicht adäquat
• Halliburton und BP haben bei den Zementtests keine ausreichende Qualität sichergestellt
• BP, Transocean und Halliburton haben nicht ausreichend kommuniziert
• Transocean hat Erfahrungen von einem früheren “Near Miss” an die Crew nicht adäquat kommuniziert
• Die Entscheidungsprozesse bei Macondo haben nicht dafür gesorgt, dass die Risiken durch zeit- und
kostensparende Schritte ausreichend bewertet wurden

Folgende Hauptursachen sieht die Oil Spill Commission (2)
• Fehler der Aufsichtsbeörden
• Die Aufsicht durch den Minerals Management Service (MMS) war unzureichend
• Weder die Bestimmungen der Behörden noch die Behördenvertreter haben die wesentlichen
Fragen gestellt, die eine ausreichende Vorbereitung auf alle Eventualitäten des Projektes geprüft
hätten und ein Disaster vermieden hätten
• Mangel an qualifiziertem Aufsichtspersonal, um die Auflagen wirksam zu überprüfen und
durchzusetzen
-> Es ist klar geworden, das sowohl Industrie als auch Aufsichtsbehörden die
Prozesse überprüfen und verändern müssen, um Risiken aus solchen
Bohrprojekten zu minimieren

Inhalt
• Macondo Blowout
• Analysen
• Folgerungen
• USA: Golf von Mexiko
• Nordsee (UK und Norwegen)
• Industrie-Initiativen
• Ausblick

Macondo hatte einen nachhaltigen Einfluss auf die Struktur der
Aufsichtsbehörden für den US GoM
• 8 monatiges Moratorium für Tiefwasserbohrungen
• Das MMS wurde zerschlagen, in das BOEMRE (Bureau of Ocean Energy Management, Regulation and
Enforcement) übergeführt unter neuer Leitung; es wird ab 1.10.2011 wie vorgesehen neu gegliedert in:
• Bureau of Ocean Energy Management
• Bureau of Safety & Environmental Enforcement
• Office of Natural Resource Revenue (bereits seit 1.10.2010)
• Neue Bestimmungen sollen für eine deutlich verbesserte Sicherheit bei Offshorebohrungen sorgen, i. W.
durch folgende Maßnahmen:
• Notfallpläne für Blowout-Bekämpfung und Ölaustritte; neue Well Design Kriterien; Prüfung durch einen
unabhängigen Dritten; Nachweis über die Verfügbarkeit von ausreichenden Resourcen für die
Bekämpfung von Unterwasser Blowouts; mehrere parallele Inspektionsteams
• Verbesserte Arbeitssicherheit
• Einführung einen “Safety and Environmental Management Systems” (SEMS) durch die Firmen
(“performance based system”) analog zur Nordsee
• Aufbau eines Beratungsgremium des Staates für die Sicherheit von Offshore Energie (Ocean
Energy Safety Advisory (OESA) committee) aus 15 Wissenschaftlern, Ingenieuren und Technikern
Source: http://www.boemre.gov/Reforms.htm

UK: die Situation im UKCS der Nordsee unterscheidet sich grundlegend
vom US-GoM
• Die bestehenden Vorschriften und Prozesse sind robust und bewährt, kein Grund
für eine Panikreaktion -> kein Moratorium!
• Das Sicherheitsphilosophie basiert auf
• Safety-Case Regime
• Setzen von Performance-Zielen
• Regel zur Flankierung
• Prüfung durch Unabhängige
• Wachsamkeit ist dennoch gestiegen:
• Überprüfung “we are doing what we say we are doing”
• Zunahme von Peer Reviews von Bohrungsdesign
• Zunahme von Audits von Safety Case in den UK
• Überprüfung der Well Control Einrichtungen und Prozesse bei allen offshore Inspektionen
• Explorationsbohrungen in Wassertiefen >300m wurden intensiver geprüft und
einzeln freigegeben

UK: Oil Spill Prevention and Response Advisory Group (OSPRAG) (1)
• OSPRAG
wurde am 25. Mai 2010 gegründet, um die Bestimmungen hinsichtlich Blowoutverhütung, -
bekämpfung und Verhinderung von Ölverschmutzungen für den UKCS zu überprüfen, sowie
Erkenntnisse aus dem Macondo Blowout in Verbesserungen umzusetzen
• Mitglieder
• alle Bereiche der Öl und Gas-Industrie,
• Health and Safety Executive (HSE),
• Department for Energy and Climate Change (DECC)
• Maritime and Coastguard Agency (MCA),
• SOSREP und Gewerkschaften
• RMT und Unite
• Technical Review Group (TRG)
“The TRG members are unanimous in their conclusion that they have a high degree of confidence in the
current UKCS regulatory regime and that it drives the right health, safety and environmental
behaviours. The process identified industry best practices as well as areas with potential for ongoing
continuous improvement.”

UK: Oil Spill Prevention and Response Advisory Group (OSPRAG) (2)
• Methodik der TRG
• OSPRAG Cap
Entwicklung und Bereitstellung eines mobilen Bohrlochverschlusses für Wassertiefen bis 1670 m und
Drücke bis 15.000 psi, sowie 75.000 bpd. Getestet im Juli 2011 West of Shetland in 3000 m Wassertiefe.
ROV-Einsatz und Preventer mit Scherbacken für Riser
• Haftpflichtversicherung erhöht auf 250 Mio $
Modellrechnungen zeigen, dass dadurch die Kosten für Schadensersatz Dritter bei den meisten
Ölunfällen gedeckt werden

UK: Oil Spill Prevention and Response Advisory Group (OSPRAG) (3)
• Well Life Cycle Practices Forum (WLCPF)
Permanentes Forum, trifft sich alle 2 Monate, berichtet an den Vorstand von Oil & Gas UK
Implementierung der TRG-Empfehlungen, Identifizierung von relevanten Themen, Sharing von Best
Practices, Einberufen von Arbeitsgruppen; Verabschiedung von Empfehlungen und Richtlinien für die
Industrie

Norwegen: Reaktion auf Macondo (1)
• Energie-Ministerium
• Mindestens ein weiterer Partner neben dem Betriebsführer muss bereits vergleichbare Bohrungen
gebohrt haben (21. Runde)
• Strengere Anforderung bei der Lizenzvergabe auch an die nichtoperierenden Partner in Tiefwasser-
Lizenzen (ab 21. Runde) mit HPHT Bedingungen
• Norwegian Petroleum Directorate (NPD)
• Risikoanalyse mit dem Ergebnis, dass Macondo-ähnliche Blowouts sehr unwahrscheinlich wären
(unterschiede in Geolog. Gegebenheiten, wie HP, Produktivität, Öl mit hohem Gasanteil, Tiefwasser)
• Oil Industry Association (OLF) Empfehlungen:
• Verbesserung der Managementsysteme von Betriebsführer und Servicefirma
• Management of Change Prozess für Lebensdauer der Bohrung jeweils für Betriebsführer und Kontraktor
• Brückendokumente zwischen beiden zur Klärung der Verantwortlichkeiten
• Schlussreport der PSA (Petroleum Safety Authority) v. 15.6.2011
Source: Upstream April 29, 2011

Norwegen: Reaktion auf Macondo (2)
PSA (Petroleum Safety Authority) Schlussreport vom 15.6.2011
Fokus auf 2 Themenbereiche:
1. Sicherheit und Krisenmanagement von Bohrungen bzw. Operation an Bohrungen
2. Verhütung von Katastrophen in der Öl- und Gasindustrie Norwegens
• Fazit: nicht konkret, aber sehr weit ausholend; Apell an Industrie die Standards zu
überprüfen,
• Treffen von PSA und OLF im September, um das weitere Vorgehen zu besprechen
• Shell und andere Firmen entwickeln ebenfalls eine Well-Capping-Einrichtung
Source: http://www.ptil.no/news/assessments-and-recommendations-after-deepwater-horizon-article7890-79.html?lang=en_US

Rolle der EU, andere
• Subsidiaritätsprinzip:
wichtige Grundlage der EU, um die Organe der EU in der europäischen Gesetzgebung auf das
Sinnvolle und Wesentliche zu beschränken
• Spezifische Interessen der EU-Kommission
Gesundheit und Sicherheit der Beschäftigten
Grenzüberschreitender Schutz der Umwelt
Vertiefung des gemeinsamen Marktes
Versorgungssicherheit für Europa
Globale Interessen der EU
• Geplante EU Ansätze
EU-Gesetzgebung
Verbesserung des Katastrophenschutzes
Internationale Aspekte
• Weitere Institutionen aktiv
North Sea Offshore Authorities Forum (NSOAF): Erfahrungsaustausch der Behörden
Oil and Gas Producers (OGP) - Global Industry response Group (GIRG)
Joint Industry Task Force (API mit z.B. IADC, u.a.)

Konsequenzen der Industrie aus dem Macondo Blowout
• BP
• Umfassende Reorganisation der Organisation und Prozesse
Klärung der Verantwortlichkeiten, Änderung der Performance-Bonus Struktur
• Technische Standards
BOPs: unabhängige Prüfung von BOP-maintenance and testing
ROVs: sind letztes Mittel, um BOP zu schließen
Neue Standards für Zementationen
Kompetenz in Well Control: Prüfung der Bohraufsicht; Training nicht ausreichend
• Weitere Verbesserungen
Eindämmung/Beherrschung von Blowouts
Entlastungsbohrungen
Bekämpfungs von Ölaustritten
Katastrophenmanagement
• Gesamte Industrie
• Überprüfung der Prozesse und Audits,
• Anpassung der Managementsysteme und techn. Standards
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Inhalt
• Macondo Blowout
• Analysen
• Folgerungen
• USA: Golf von Mexiko
• Nordsee (UK und Norwegen)
• Industrie-Initiativen
• Ausblick

Offshore – Tief- und Ultratief
• Weltölproduktion wird von ca. 90 mmbpd (2011) auf 100 mmbpd in 25 Jahren ansteigen
• Der Tiefwasseranteil wächst sehr dynamisch und ist extrem wichtig
• Technologie-Entwicklung ist ein entscheidender Treiber für das Wachstum
• Macondo führte zur Entwicklung von weiteren Technologien (Well-Capping, Oil
Containment, ROV-Einsatz), die die Auswirkung von Blowouts deutlich begrenzen
können
• Neue Standards und Vorschriften werden für die Industrie zwar eine Kostenerhöhung
bewirken, aber über höhere Qualität, Zuverlässigkeit und Sicherheit letztlich auch die
Akzeptanz für diese wichtige Industrie wieder verbessern
• Die Verbesserungen müssen im GoM sehr deutlich erkennbar werden; in Europa
werden die Verbesserungen eher kontinuierlich sein

Woher kommt das Öl (1980 – 2030)?
• Text überschreiben
15% aus Tiefwasser
in 2030

Tiefwasser-Regionen: Volumen und Wachstum
Marktvol.
2011 [B $]
Wachstum bis
2021 [%/a]
Südamerika
31
8,1
Goldenes
Dreieck
West Afrika
Nord-Amerika / GoM
42
38
7,8
7
Europa & Russland
12
5,3
MENA
8
3,6
Asien Pazifik
14
3,4
Source: The Deepwater & Ultra Deepwater Market 2011 – 2021, www.Visiongain.com

Herzlichen Glückwunsch dem jung-gebliebenen Jubilar