KEF, Alm.del - 2023-24 - Endeligt svar på spørgsmål 248: MFU spm. om forholdene under/over Hejres reservoir

Klima-, Energi- og Forsyningsudvalget 2023-24
KEF Alm.del
Offentligt

Klima-, Energi- og Forsyningsudvalget 2019-20

KEF Alm.del - endeligt svar på spørgsmål 137

Offentligt

Klima-, Energi- og Forsyningsudvalget

Christiansborg

1240 København K

Ministeren

Dato

20. december 2019

J nr.

2018-1441

Klima-, Energi- og Forsyningsudvalget har i brev af 25. november 2019 stillet mig

følgende spørgsmål 137 alm. del, som jeg hermed skal besvare. Spørgsmålet er

stillet efter ønske fra Søren Egge Rasmussen (EL).

Spørgsmål 137

Vil ministeren redegøre detaljeret for gasudslipsulykken på Totals Elgin-platform i

2012, og i forlængelse heraf vil ministeren oplyse, hvorvidt der er lignende risici

forbundet med en evt. produktion i Svanefeltet?

Svar

Jeg kan henvise til svar på KEB alm. del spørgsmål nr. 169 af 27. juni 2012 vedrø-

rende Elgin-platformen.

Jeg har desuden indhentet bidrag fra Beskæftigelsesministeriet, der oplyser, at

Arbejdstilsynet udtaler følgende:

”På

baggrund af offentligt tilgængelige oplysninger fra operatøren, Total, om gas-

ulykken i Elgin-feltet i 2012, i den engelske del af Nordsøen, opsummerer Arbejds-

tilsynet de beskrevne hovedårsager til gasulykken, som følger.

I forbindelse med indvinding af gas over en længere periode fra Elgin-feltet var der

forud for gasudslipsulykken sket indsynkning og ændringer i jordlagene i og om-

kring gasreservoiret. Ændringerne i jordlagene betød formentlig, at gas i kalklag

over det lag, hvorfra gassen indvindes, sent i indvindingsforløbet fik mulighed for at

bevæge sig ind i brøndene. Brøndoperatøren havde ikke identificeret og vurderet

denne risiko ved det oprindelige design af brøndene.

Ved boring af den brønd, hvor gasudslippet skete, var der blevet efterladt en væske

på ydersiden af et stålrør, der adskilte forskellige sektioner i brønden. Denne væ-

ske reagerede med den fedt, der blev brugt til smøring af rørenes gevind, hvorved

der opstod en kemisk reaktion. Den kemiske reaktion bevirkede, at der skete tæ-

ring ved stålrørets gevind. Tæringen af stålrøret medførte, at gas kunne bevæge

sig ud i dele af brønden, der normalt ikke indeholdt kulbrinter. Dette problem er

unikt for denne brønd, da den pågældende væske ikke er brugt ved boring af Elgin-

feltets øvrige brønde.

Klima-, Energi- og

Forsyningsministeriet

Holmens Kanal 20

1060 København K

T: +45 3392 2803

E: [email protected]

www.kefm.dk

Side 1/2

KEF, Alm.del - 2023-24 - Endeligt svar på spørgsmål 248: MFU spm. om forholdene under/over Hejres reservoir

I forbindelse med drift af brønden konstaterede operatøren, at der skete en unor-

mal opbygning af tryk i brønden i forbindelse med, at gas bevægede sig igennem

huller i det tærede stålrør. På den baggrund blev der udarbejdet en plan for lukning

af brønden.

Arbejdsprogrammet, der skulle sikre lukning af brønden på grund af trykstigningen,

vurderes ud fra de tilgængelige oplysninger til at have været en medvirkende årsag

til at skabe det endelige gasudslip. Det vurderes, at en bedre og mere omfattende

risikovurdering i forbindelse med udformningen af arbejdsprogrammet inden påbe-

gyndelsen af arbejdet med lukning af brønden ville have identificeret de relevante

risici, og dermed medvirket til at forhindre de fejl, som blev begået ved lukningen af

brønden.

Elgin-feltet var blandt de første felter med højt tryk og høj temperatur, hvorfra der

skete indvinding af kulbrinter. Der er efter Elgin-ulykken opbygget omfattende erfa-

ring og læring med indvinding af gasfelter med højt tryk og høj temperatur.

Arbejdstilsynet har haft kontakt med de engelske myndigheder, der fører tilsyn med

offshore olie- og gasaktiviteter. De engelske myndigheder beskriver hovedårsagen

til ulykken som manglende risikostyring. Derudover oplyser de engelske myndighe-

der, at der er opbygget omfattende viden omkring håndtering af højtryksbrønde

siden Elgin-brøndene blev boret (for ca. 20 år siden).

EU’s offshoresikkehedsdirektiv

blev publiceret i juni 2013, og direktivets skærpede

krav blev implementeret i dansk ret med en ændring af offshoresikkerhedsloven,

der trådte i kraft den 19. juli 2015. De opdaterede regler fastsætter krav om, at ope-

ratører af olie- og gasfelter udarbejder risikovurderinger for alle offshore olie- og

gasaktiviteter. Risikovurderingerne skal lede til, at operatørerne beskriver, hvordan

risici bliver håndteret i hele feltets levetid. Direktivet fastsætter endvidere krav om

etablering af en verifikationsordning for operatørens brøndarbejder og sikkerheds-

kritiske elementer.”

Jeg kan desuden henvise til svar på KEF alm. del spørgsmål nr. 57 af 25. novem-

ber 2019 og nr. 47 af 26. november 2019 vedrørende risici forbundet med evt. pro-

duktion fra Svanefeltet.

Med venlig hilsen

Dan Jørgensen

Side

2/2