Beredskapsanalyse for letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle

Transkript

1 Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 1 of 32

2 Title: Beredskapsanalyse Document no. : Contract no.: Project: Classification: Open Expiry date: Distribution: Open Status Final Distribution date: : Copy no.: Author(s)/Source(s): Gisle Vassenden Subjects: Remarks: : Updated: Responsible publisher: Authority to approve deviations: Techn. responsible (Organisation unit / Name): Date/Signature: TPD R&T FT SST ERO Gisle Vassenden Responsible (Organisation unit/ Name): TPD R&T FT SST Anne-Lise Heggø Date/Signature: Approved by (Organisation unit/ Name): Date/Signature: TPD R&T FT SST ERO Hanne Greiff Johnsen Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 2 of 32

3 Innholdsfortegnelse 1 Innledning Bakgrunn Aktivitetsbeskrivelse Definisjoner og forkortelser Metode Ytelseskrav Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer Dimensjonering av barrierene Dimensjonering av barriere 1 og 2 nær kilden og på åpent hav Dimensjonering av barriere 3 og 4 kyst- og strandsone Dimensjonering av barriere 5 - strandrensing Resultater Utslippsscenarier Wisting oljens egenskaper Oljens egenskaper ved mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering Operasjonslys ved letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle Bølgeforhold nær lokasjon til letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger Influensområder og stranding Beregning av beredskapsbehov og responstider for barriere 1 og Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere Bruk av kjemisk dispergering Deteksjon av olje og overvåkning av olje under oljevernaksjoner Oljevernberedskap som konsekvensreduserende tiltak Særlige hensyn Konklusjon Referanser Appendiks A Summary Introduction Well specific information Blowout scenarios and probabilities Blowout rates Blowout duration References Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 3 of 32

4 Oppsummering Statoils krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for boring av letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle er etablert gjennom foreliggende beredskapsanalyse og oppsummert i tabellen under. Det er satt krav til 2 havgående systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 36 timer. Kjemisk dispergering vil, basert på aktuell oljetype og en SIMA vurdering, kunne bidra til et effektivt oljevern til havs. For barriere 3 og 4 stilles det krav til å håndtere mengden oljeemulsjon som ifølge oljedriftssimuleringer vil drive mot land. Da borelokasjon er langt fra fastlandet og disse barrierene vil operere til havs vil man mobilisere større havgående systemer (NOFO system) og/eller raskere ettbåtssystemer som mer effektivt vil kunne «jakte» olje for å hindre at olje strander. For barriere 5 stilles det ikke spesifikke krav til beredskap, da drivtid til Bjørnøya ansees som lang nok til å kunne mobilisere ytterligere ressurser og utstyr etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO og Kystverket. Gjennom aksjonsledelsen vil Statoil fortløpende tilpasse bruk av bekjempelsesmetoder, utstyr og dimensjonering til de gjeldende forhold. Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for boring av letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle er oppsummert i tabellen under. Barriere 1 og 2 bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid 2 havgående systemer Første system innen 5 timer, fullt utbygd barriere innen 36 timer. Barriere 3 og 4 bekjempelse i kyst- og strandsone Systemer og responstid Kapasitet til å håndtere mengden oljeemulsjon som ifølge oljedriftssimuleringer vil drive mot land. Responstiden er satt til 38 døgn (korteste drivtid til land), men ressurser mobiliseres så snart som mulig for å i størst mulig grad hindre at oljen når Bjørnøya. Da lokasjon er langt fra fastlandet og disse barrierene vil operere til havs vil man mobilisere større havgående systemer (NOFO system) og/eller raskere ettbåtssystemer som mer effektivt vil kunne «jakte» olje for å unngå at olje strander. Barriere 5 - strandrensing Systemer og responstid Det knyttes ikke spesifikke krav til barriere 5 da det ikke er modellert stranding i Statoils prioriterte områder innen 20 døgn. Fjernmåling og miljøundersøkelser Akutt forurensning av betydning skal oppdages innen 3 timer etter at hendelsen har inntruffet. Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer. 1 Innledning 1.1 Bakgrunn Foreliggende beredskapsanalyse er utarbeidet for boring av letebrønn 7324/3-1 Interepid Eagle i Barentshavet, som Statoil planlegger å bore i andre/tredje kvartal Effektiv oljevernberedskap vil redusere oljemengder på sjøen, begrense utstrekning og påslagsområder for et oljesøl og redusere miljørisiko. Statoil vil være ansvarlig for en eventuell oljevernaksjon både nær kilden til havs, langs kysten og på land i tilfelle stranding. Valg av metoder og utstyr for bekjempelse vil baseres på utslippets karakter, værforhold, effektivitet av utstyr og tilstedeværelse av sårbare ressurser. Hovedstrategier for aksjoner er bekjempelse nær kilden. En Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 4 of 32

5 vil tilstrebe å benytte den bekjempelsesmetoden, mekanisk oppsamling eller kjemisk dispergering, som resulterer i minst miljøskade ut fra en «Spill Impact Mitigation Assassement (SIMA)». NOFO står for den operative delen av beredskapen både til havs, nær kysten og ved eventuelle strandrenseaksjoner, og disponerer ressurser og personell for dette. I tillegg er Statoil medlem i OSRL og vil kunne benytte oljevernressurser herfra, som kjemisk dispergering og strandrenseutstyr, etter behov i en aksjon. Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for oljevernberedskap ved et større uhellsutslipp av olje. Analysen skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av beredskapsressurser. Beredskapsanalysen for 7324/3-1 Intrepid Eagle er brønnspesifikk. Aktivitetsforskriftens 73 og Styringsforskriftens 17 stiller krav til beregning av miljørisiko og beredskapsbehov i forbindelse med aktiviteter som kan gi ved miljøforurensning som følge av akutte utslipp som grunnlag for beredskapsetablering. Det er utført en miljørisikoanalyse for denne letebrønnen [1]. Informasjon fra miljørisikoanalysen inngår som grunnlag i beredskapsanalysen. Det vil lages en egen «Blow out Contingency and Relief Well Plan» for letebrønn Intrepid Eagle. Denne inneholder beskrivelse og tekniske prosedyrer for hvordan brønnutblåsning vil kunne stoppes, enten med brønninternt utstyr, capping eller avlastningsboring. 1.2 Aktivitetsbeskrivelse Letebrønnen 7324/3-1 Intrepid Eagle skal bores i Barentshavet (Figur 1-1). Vanndybden på borelokasjon er 451 m og korteste avstand til land er 178 km til Bjørnøya og 319 km til fastlandet, Magerøya i Nordkapp kommune. Avstanden til brønnen Gemini Nord, som ble boret i 2017, er 37 km (miljørisikoverktøyet OPERAto basert på Gemini Nord brønnen er brukt i miljørisikoanalysen). Boringen er planlagt med oppstart i løpet av andre/tredje kvartal Brønnen er planlagt boret med den halvt nedsenkbare riggen West Hercules. Riggen vil bruke dynamisk posisjonering (dp) under boreoperasjonen. Hovedformålet med letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle er å undersøke hydrokarbonforekomster i formasjonene Stø og Snadd/Carn 02/Atlantis discovery level. Forventet oljetype er tilsvarende Wisting Central basert på forventede fluidegenskaper og nærhet. Basisinformasjon for letebrønnen er oppsummert i Tabell 1-1. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 5 of 32

6 Figur 1-1 Lokasjon til letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle. Korteste avstand til land er 178 km til Bjørnøya og 319 km til fastlandet (Magerøya i Nordkapp kommune). Avstanden til Gemini Nord er 37 km. Figuren er hentet fra miljørisikoanalysen for brønnen [1]. Tabell 1-1 Basisinformasjon Letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle Posisjon for DFU (geografiske koordinater) 73 57'N 'Ø Vanndyp 451 m Borerigg West Hercules Planlagt boreperiode Q2/Q Sannsynlighet for utblåsning Sannsynlighetsfordeling (% overflate/sjøbunn) 25/75 Vektet utblåsningsrate Overflate: 312 m 3 /døgn Sjøbunn: 258 m 3 /døgn Totalt: 271 m 3 /døgn Oljetype (tetthet) Wisting Central Olje (838 kg/m 3 ) Maksimal varighet av en utblåsning (tid til 63 døgn boring av avlastningsbrønn) Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 6 of 32

7 1.3 Definisjoner og forkortelser Sentrale ord og uttrykk som inngår i beredskapsanalysen er kort beskrevet nedenfor: DFU: Definert fare- og ulykkessituasjon. Grunnberedskap: 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B). IKV: Indre Kystvakt Influensområde: Område som med mer enn 5 % sannsynlighet vil bli berørt av et oljeutslipp, hvor det er tatt hensyn til fordeling over alle utslippsrater og -varigheter. Korteste drivtid: 95-persentilen i utfallsrommet for korteste drivtid til kysten. KYV: Kystverket Miljørisikoanalyse: Risikoanalyse som vurderer risiko for ytre miljø. NOFO: Norsk Oljevernforening for Operatørselskap SIMA-prinsippet: Spill Impact Mitigation Assessment metode for å sammenligne og rangere netto miljøgevinst forbundet med forskjellige bekjempelsesmetoder innen oljevern, eksempelvis mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering. Tidligere kalt NEBA-prinsippet. OSRL: Oil Spill Response Limited Prioriterte områder: Til bruk i beredskapsplanleggingen er det definert arealer kalt prioriterte områder (basert på en vurdering av tidligere eksempelområder i NOFO). Disse er karakterisert ved at de ligger i ytre kystsone, har høy tetthet av miljøprioriterte lokaliteter og som også på andre måter setter strenge krav til oljevernberedskapen. Disse områdene er derfor forhåndsdefinert som dimensjonerende for oljevernberedskapen. Størst strandet emulsjonsmengde: 95-persentilen i utfallsrommet for størst strandet mengde 2 Metode 2.1 Ytelseskrav Statoils ytelseskrav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Statoils forutsetninger og metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [2], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i NOROG veiledning [3] og NOFO [4]. Barriere 1: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe beregnet emulsjonsmengde på sjø. Første system innen best oppnåelig responstid. Full kapasitet snarest mulig og senest innen 95-persentilen av korteste drivtid til land, basert på beregnet kapasitetsbehov. Statoil setter, som et minimum, krav til tilstrekkelig kapasitet for å bekjempe et oljeutslipp på minimum 500 m 3 med ressurser som skal være klar for operasjon innen 5 timer etter at utslippet er oppdaget. Barriere 2: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe den mengden emulsjon som passerer barriere 1 på grunn av operative begrensninger. Første system skal mobiliseres fortløpende etter at systemene i barriere 1 er mobilisert og med full kapasitet innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. Barriere 3 og 4: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon innen influensområdet. Systemene skal være mobilisert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 7 of 32

8 Barriere 5: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon inn til et prioritert område. Personell og utstyr til strandsanering skal være klar til operasjon innen 95-persentilen av korteste drivtid inn til prioritert område for de berørte områder med kortere drivtid enn 20 døgn. En plan for grovrensing av forurenset strand skal utarbeides senest innen 7 døgn fra registrert påslag av oljeemulsjon. Grovrensing av de påslagsområder som prioriteres av operasjonsledelsen i samråd med aksjonsledelsen skal være gjennomført innen 100 døgn fra plan for grovrensing foreligger, forutsatt at dette kan gjennomføres på en sikkerhetsmessig forsvarlig måte. 2.2 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-/bekjempelses-kapasitet 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 benyttes i Statoil sin beregningskalkulator for beredskapsbehov i alle barrierer. Kapasiteten til havgående opptakssystem i NOFO-klasse som brukes i beregningene er 2400 m 3 /døgn (for oljer med viskositet under cp). Dersom det brukes en-båt-system/høyhastighetssystem (HHS) er kapasiteten satt til 1500 m 3 /døgn. Kapasiteten til havgående dispergeringssystem i NOFO-klasse er satt til 1950 m 3 /døgn. For flere detaljer henvises det til Statoils metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [2]. Utstyr som kan benyttes til bekjempelse av olje/emulsjon i barriere 1-4: Havgående NOFO-system Havgående en-båt-system Havgående Kystvaktsystem System Kyst A IKV System Kyst B KYV System Fjord A NOFO/Operatør System Fjord B IUA/KYV Dispergeringssystem (NOFO og OSRL) 2.3 Dimensjonering av barrierene Dimensjonering av barriere 1 og 2 nær kilden og på åpent hav For barriere 1 og 2, bekjempelse nær kilden og på åpent hav, beregnes det et behov for antall havgående systemer basert på utslippsrate og forventet oljetype. Det er den vektede utblåsningsraten som benyttes for å dimensjonere systembehovet i barriere 1 og 2 for letebrønner. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 8 of 32

9 For dimensjonering av barriere 1 benyttes egenskaper (fordamping, naturlig nedblanding, vannopptak og viskositet av emulsjon) for 2 timer forvitret olje. Det grunnleggende prinsippet er at kapasiteten i de ulike barrierene skal være tilstrekkelig til å kunne håndtere emulsjonsmengden ved de gitte betingelsene. Separate beregninger er gjort for vinterog sommersesong. For dimensjonering av barriere 2 er det utført beregninger av det antall systemer som kreves for å kunne bekjempe emulsjonsmengden som har passert barriere 1 pga. redusert systemeffektivitet. Systemeffektiviteten er avhengig av bølgehøyde og lysforhold, og varierer mellom de ulike områdene (Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet) på norsk sokkel. I beregningen av systembehov for barriere 2 benyttes oljeegenskaper for 12 timer forvitret olje. Kravene til responstid er satt til best oppnåelig responstid for NOFO-fartøyer til feltet, og er basert på avstand til oljevernressurser, gangfart for OR-fartøy, slepebåtkapasitet og gangfart for disse, mobilisering av oljevernutstyr om bord på OR-fartøy, og tilgang til personell på basene. I tillegg kommer en vurdering opp mot krav om etablering av barriere 1 og 2 senest innen korteste drivtid til land (95-persentil). Ved særlig lange avstander til eksisterende oljevernressurser kan det settes krav til kortere responstider, noe som forutsetter brønn eller installasjonsspesifikke løsninger med reduserte responstider for oljevernressursene Dimensjonering av barriere 3 og 4 kyst- og strandsone For barriere 3 og 4, bekjempelse av olje i kyst- og strandsone, er kravene til beredskap satt ut fra størst behov ved å bruke to alternative tilnærminger: 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon. Beredskapen i barriere 4 skal ha kapasitet til å bekjempe emulsjonen som passerer barriere 3. Beredskapsbehovet i barriere 3 og 4 er beregnet basert på resultater fra oljedriftssimuleringer gjennomført for aktiviteten. Prioriterte områder som er berørt av stranding med drivtid kortere enn 20 døgn (ifølge oljedriftssimuleringer) skal kunne ha tilgang til grunnberedskap. Grunnberedskap er definert som 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B). Beredskapsressursene skal brukes der det er mest hensiktsmessig og er ikke begrenset til de prioriterte områdene. Denne tilnærmingen medfører at Statoil dimensjonerer både for volumer og utstrekning av strandet emulsjon, og legger til grunn det største behovet, når krav til beredskap i barriere 3 og 4 settes. Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 3 og 4 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land Dimensjonering av barriere 5 - strandrensing For barriere 5, bekjempelse av strandet olje, er det beregnet behov for antall strandrenselag med tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av størst strandet mengde emulsjon innenfor de berørte prioriterte områdene med kortere drivtid enn 20 døgn. Når korteste drivtid er lengre enn 20 døgn stilles det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 5. Basert på 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. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 9 of 32

10 3 Resultater 3.1 Utslippsscenarier Tabell 3-1 gir oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle. Tabell 3-1 Utslippsscenarier Type utslipp Oljetype Referanse bakgrunn for rate/volum Utblåsning 271 m 3 /døgn Wisting Central Vektet utblåsningsrate fra 7324/3-1 Intrepid Eagle (se Appendiks A) Middels utslipp 2000 Wisting Central Eksempelvis lekkasje fra brønn m 3 punktutslipp Mindre utslipp 100 m 3 Wisting Central Eksempelvis lekkasje fra brønn punktutslipp Mindre punktutslipp av lette produkter Kondensat eller andre petroleumsprodukter som danner tynn oljefilm Eksempelvis lekkasje fra dieseltank, hydraulikksystem 3.2 Wisting oljens egenskaper Wisting Central olje er ansett som representativ for forventet oljetype i letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle. Det er gjennomført en forvitringsstudie av Wisting Central olje i 2017 [5]. Forvitringsstudien er gjennomført for to temperaturer, 2 og 5 C. Dette er realistiske temperaturer også for Intrepid Eagle lokasjonen. Overflatetemperaturen i sjøen i Intrepid Eagle området varierer mellom 0,5 og 6 C gjennom året. Fra juli til oktober er temperaturen rundt 5 grader, mens den for øvrige måneder ligger rundt 1-2 C [6]. Wisting Central olje er en middels tung naftensk olje (838 kg/m3) med lavt innhold av asfaltener (0.05 wt. %) og voksinnhold (0.72 wt. %) sammenlignet med andre oljer på norsk sokkel. Oljen har svært lavt stivnepunkt (<36 C). Høy initiell fordampning resulterer i økt asfalten og voksinnhold, som er med på å stabilisere vann i olje emulsjon. Wisting Central olje er vist å danne lav-viskøse vann-i-olje emulsjoner med relativ lave maksimum vannopptak (60 vol%). Emulsjonsbryter kan effektivt brukes ved skimming for å redusere vanninnholdet i emulsjonen før overføring av emulsjon til lagringstank, og dermed minimere lagringsvolumet. Viskositeten er i utgangspunktet lav og kan gi utfordringer med mekanisk opptak de første timene (3.2.1). Flammepunktet reduseres hurtig og grensen for eksplosjonsfare på sjø er passert etter kort tid (<15 minutter), også ved lave vindstyrker. Flammepunktet reduseres til under 60 C etter 6 timer avhengig av vindstyrke, lengst tid ved lave vindhastigheter. Dette er relevant for eksplosjonsfare for oljen ved lagring i tanker. Forvitringsegenskaper for Wisting Central olje ved ulike vindstyrker og temperaturer er angitt i Tabell 3-2. Vintertemperatur er satt til 2 C og sommertemperatur til 5 C i studien. Gjennomsnitt av vindstyrker ved Intrepid Eagle ligger rundt 5 m/s i sommermånedene og rundt 10 m/s i vintermånedene [6]. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 10 of 32

11 12 timer 2 timer Beredskapsanalyse Tabell 3-2 Forvitringsegenskaper til Wisting Central olje ved 2 og 12 timer, ved vinter- og sommerforhold Timer Parameter Wisting Vinter, 2 ºC 10 m/s vind Sommer, 5 ºC 5 m/s vind Fordampning (%) Nedblanding (%) 12 0 Vanninnhold (%) 14 4 Viskositet av emulsjon (cp) Gjenværende olje på overflaten (%) Fordampning (%) Nedblanding (%) 37 4 Vanninnhold (%) Viskositet av emulsjon (cp) Gjenværende olje på overflaten (%) Oljens egenskaper ved mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering Erfaring fra norske feltforsøk viser at risikoen for lekkasje av olje under lensen er størst for oljer/emulsjoner med viskositet under 1000 cp. Emulsjon av Wisting Central olje vil ha viskositeter over 1000 cp etter ca 2 dager ved sommerforhold og etter ca 12 timer ved vinterforhold. Det er raskere emulsjonsdannelse og økning i viskositet med økning i vindstyrke. Det forventes ikke å være behov for tungolje skimmere for Wisting Central olje. Emulsjonen til Wisting Central olje er vist i å ha godt potensiale for kjemisk dispergering, ved viskositet <3000 cp. Dette er tilfelle for både vinterforhold og sommerforhold opp til 5 døgn. Ved et eventuelt utslipp vil det bli gjennomført testing for kjemisk dispergerbarhet av den aktuelle oljen med bruk av Sintefs prøvetakingskoffert, som vil finnes om bord i beredskapsfartøyet på lokasjonen. Tabell 3-3 oppsummerer potensialet for mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering av Wisting Central olje ved definerte vinter- og sommerforhold. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 11 of 32

12 Tabell 3-3 Potensiale for mekanisk oppsamling basert på viskositet av Wisting Central olje Operasjonslys ved letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle 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 letebrønn 7324/3-1 Intrepid (region 5) er operasjonslys oppsummert i Tabell 3-4. Figur 3-1 Regioner brukt i beregning av operasjonslys Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 12 of 32

13 Tabell 3-4 Andel operasjonslys i region 5, hvor letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle er lokalisert Vinter Vår Sommer Høst År Operasjonslys 23 % 79 % 100 % 48 % 63 % Bølgeforhold nær lokasjon til letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle 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 25 er antatt å best representere bølgeforholdene for NOFO system og stasjon 23 for kystvaktsystem ved letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for NOFO- og Kystvaktsystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) er oppsummert i Tabell 3-5. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 3-6. Figur 3-2 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav Tabell 3-5 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon 7324/3-1 Intrepid Eagle (Stasjon 25 for NOFO system og 23 for Kystvaktsystem) Vinter Vår Sommer Høst År NOFO-system 51 % 66 % 77% 62 % 64 % Kystvakt-system 37 % 55 % 69 % 51 % 53 % Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 13 of 32

14 Tabell 3-6 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon 7324/3-1 Intrepid Eagle (Stasjon 25) Vinter Vår Sommer Høst NOFO-system (Hs < 4 m) 77 % 91 % 99 % 89 % NOFO-dispergering (Hs < 4 m) 77 % 91 % 99 % 89 % Kystvakt-system (Hs < 3 m) 55 % 79 % 96 % 74 % 3.3 Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger Figur 3-3 viser plasseringen av NOFO utstyr per januar 2018 [4]. Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til borelokasjon brukt som grunnlag for beredskapsanalysen er vist i Tabell 3-7. Tabell 3-8 presenterer ytterligere forutsetninger som gangfart, avgivelsestid for beredskapsfartøy og slepefartøy samt tid for mobilisering av utstyr fra baser. Figur 3-3 NOFOs utstyrsoversikt per februar 2018 Tabell 3-7 Avstander fra oljevernressurser til 7324/3-1 Intrepid Eagle benyttet i analysen. Oljevernressurser Avstander fra 7324/3-1 Intrepid Eagle (nm) Beredskapsfartøy på borelokasjon 0 Esvagt Aurora (Goliat) 154 Beredskapsfartøy på Alta/Gotha (Lundin) 146 Stril Poseidon 641 Havila Troll 568 Hammerfest NOFO-base 201 Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 14 of 32

15 Tabell 3-8 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av barriere 1 og 2 [9] Gangfart, OR-fartøy 14 knop (17 knop for Statoils egne fartøy) Mobilisering, klargjøring, lasting og lossing 10 timer på base system 1 fra NOFO-base Mobilisering av system 2 fra NOFO-base 30 timer Mobilisering av system 3 fra NOFO-base 48 timer Avgivelsestid for beredskapsfartøyer Ekofisk/sørfeltene: 6 timer Ula/Gyda/Tamber: 6 timer Sleipner/Volve: 6 time Balder: 6 timer Oseberg: 6 timer Troll: 6 timer Tampen: 6 timer Haltenbanken: 6 timer Goliat: 4 timer Gjøa: 4 timer Avløserfartøy: 6 timer Responstid for slepefartøy Slepefartøy fra NOFO-pool: 36 timer Tid til å sette lenser på sjøen / klargjøre 1 time dispergering ombord 3.4 Influensområder og stranding Korteste drivtid til land (Bjørnøya) er 38 døgn og største strandet emulsjonsmengde er 12 tonn om vår/vinteren og 5 tonn om sommeren/høst (95 persentil), vist i Tabell 3-9. Dimensjoneringen av barriere 5 benytter seg av strandingsmengdene inn til hvert enkelt prioriterte område med drivtid kortere enn 20 døgn. Det er ikke kortere drivtid enn 20 døgn inn til noen av Statoils prioriterte områder. Tabell 3-9: Modellerte strandingsmengder med oljeemulsjon og kortest drivtid til land (Bjørnøya) for letebrønnen 7324/3-1 Intrepid Eagle gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning (95-persentiler). Persentil Strandet oljeemulsjon (tonn) Drivtid (døgn) Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Vinter Beregning av beredskapsbehov og responstider for barriere 1 og 2 For letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle er behov for antall mekaniske oppsamlingssystemer beregnet for mindre utslipp (Tabell 3-10), middels utslipp (Tabell 3-11) og dimensjonerende hendelse, en utblåsning med vektet rate på 271 m3/d (Tabell 3-12). Systembehovet er beregnet med hjelp av Statoils beredskapskalkulator og basert på oljens forvitringsegenskaper og bransjestandard for ytelse og effektivitet av oljevernutstyr [4]. Beregninger av systembehov er utført for definerte sommer- og vinterforhold. Responstidskrav for barriere 1 og 2 er satt som best oppnåelige responstid gitt antatt utstyrslokalisering på boretidspunktet og standardiserte frigivelsestider og hastigheter. Responstider er verifisert av NOFO. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 15 of 32

16 Tabell 3-10 Beregnet systembehov ved et mindre utslipp punktutslipp 100 m 3 Vinter 1 C - 10 m/s vind Sommer 5 C - 5 m/s vind Utslipp (Sm 3 ) Fordampning % (etter 2 timer på sjø) Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 12 0 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 ) Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 14 4 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm 3 ) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 105* 49* Behov for havgående systemer 1 1 *Ved viskositeter under 1000cP vil man kunne påregne et tap av olje under lense Tabell 3-11 Beregnet systembehov ved et middels utslipp - punktutslipp 2000 m 3 Vinter 1 C 10 m/s Sommer 5 C 5 m/s Utslipp (Sm 3 ) Fordampning % (etter 2 timer på sjø) Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 12 0 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 ) Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 14 4 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm 3 ) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 105* 49* Behov for havgående systemer 2 2 *Ved viskositeter under 1000cP vil man kunne påregne et tap av olje under lense Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 16 of 32

17 Tabell 3-12 Beregnet systembehov ved dimensjonerende hendelse for 7324/3-1 Intrepid Eagle i barriere 1 og 2 langvarig utblåsning 271 m 3 /d Parameter Vinter 5 C - 10 m/s Sommer 10 C - 5 m/s Utstrømningsrate (Sm 3 /d) Tetthet (Kg/Sm 3 ) Fordampning etter 2 timer på sjø (%) Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 12 0 Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 14 4 Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 1 (Sm 3 /d) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 105* 49* Økt systembehov grunnet høy cp (HiVisc: >20000 cp)? Nei Nei Beregnet behov for havgående systemer i barriere Emulsjonsmengde inn til barriere 2 (Sm 3 /d) Oljemengde inn til barriere 2 (Sm 3 /d) Fordampning etter 12 timer på sjø (%) Nedblanding etter 12 timer på sjø (%) 37 4 Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 2 (Sm 3 /d) Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 (cp) *844 *171 Økt systembehov grunnet høy cp (HiVisc: >20000 cp)? Nei Nei Beregnet behov for havgående systemer i barriere Behov for havgående systemer i barriere 1 og *Ved viskositeter under 1000cP vil man kunne påregne et tap av olje under lense Basert på dimensjonerende scenario for 7324/3-1 Intrepid Eagle er det beregnet et behov for 2 havgående systemer i barriere 1 og 2 for å håndtere dimensjonerende hendelse med mekanisk oppsamling. For beregning av antall systemer i barriere 1 er det benyttet egenskaper (fordamping, naturlig nedblanding, vannopptak og viskositet av emulsjon) for 2 timer forvitret olje. For å ta høyde for at oljen har mulig redusert opptakseffektivitet de første timene pga lav viskositet, har vi også beregnet systembehov for 6 og 12 timer forvitret olje (ikke vist). Disse beregningene gir samme antall systemer for Intrepid Eagle. Krav til første havgående system er satt til 5 timer etter at oljeutslipp er oppdaget. Krav til fullt utbygd barriere 1 og 2 er satt til 36 timer. Ytterligere systemer vil kunne bli mobilisert gjennom NOFO ved behov. Nærmere detaljer om fartøy og systemer vil bli beskrevet i beredskapsplanen. Statoil vil forsøke å etablere samarbeid om beredskapsressurser med andre operatører som har samtidig aktivitet i Barentshavet. Statoil er kjent med at Lundin som skal ha aktivitet på Alta/Gotha området i perioden 1.mai til 15.august. Lundin har planlagt å ha fartøy med NOFO utstyr på lokasjon, og det er 2 timers frigivelsestid for dette fartøyet. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 17 of 32

18 3.6 Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og 4 95-persentilen av størst strandet emulsjonsmengde, gitt en utblåsning, er 12 tonn om vår/vinteren og 5 tonn om sommeren/høsten. Korteste drivtid til land er 38 døgn om vår/vinteren og 57 døgn om sommeren/høsten. Det antas at størst strandet mengde strander over en periode på 10 døgn. Ved å ta effekten i barriere 1 og 2 i betraktning gir dette en tilførselsrate inn i barriere 3 på 1 tonn/døgn for vinterhalvåret og sommerhalvåret. Beregningene er basert på Wisting Central olje. Det stilles krav til kapasitet til å håndtere mengden oljeemulsjon (12 tonn) som ifølge oljedriftssimuleringer vil drive mot land. Responstiden er satt til 38 døgn (korteste modellerte drivtid til land), men ressurser mobiliseres så snart som mulig for å i størst mulig grad hindre at oljen når Bjørnøya. Da lokasjon er langt fra fastlandet og disse barrierene vil operere til havs vil man mobilisere større havgående systemer (NOFO system) og/eller raskere ettbåtssystemer som mer effektivt vil kunne «jakte» olje for å unngå at olje strander. Kapasiteten for større systemer er betydelig større enn tradisjonelle kyst og fjord systemer, og dette vil også dekke opp for eventuell lavere effektivitet ved tåke. Ytterligere ressurser og utstyr vil kunne mobiliseres etter behov og iht eksisterende avtaler mellom NOFO og Kystverket. 3.7 Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 5 Det forekommer ikke stranding i prioriterte områder innen 20 døgn i oljedriftsmodelleringen. Det stilles derfor ikke spesifikke krav til strandrensing. Det vurderes at det innen 20 døgn vil kunne mobiliseres ytterligere ressurser etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO og Kystverket. Barriere 1 til 4 er dimensjonert med mål om å hindre stranding på Bjørnøya. Ved behov vil ytterligere ressurser kunne mobiliseres for å styrke disse barrierene. For barriere 5 er det dermed ikke satt spesifikke krav. Dersom det likevel skulle strande olje vil strandrenseressurser kunne mobiliseres ihht brønnspesifikk oljevernberedskapsplan for 7324/3-1 Intrepid Eagle innen 38 døgn. 3.8 Bruk av kjemisk dispergering Referanseoljen Wisting Central olje har et godt potensiale for kjemisk dispergering. Ved et utslipp vil uansett dispergerbarheten til olje/ oljeemulsjon testes ved hjelp utstyr fra SINTEF prøvetakingskoffert for å vurdere om dispergering kan være et aktuelt beredskapstiltak for den aktuelle oljen. I tillegg til å vurdere effektivitet av dispergering, skal en også alltid vurdere observasjoner eller sannsynlig tilstedeværelse av naturressurser i området samt værforhold før en igangsetter eller viderefører kjemisk dispergering. Vurderingene skal gjøres i henhold til SIMA prinsippet (Spill impact mitigation asessment). Kjemisk dispergering vil være særlig aktuelt ved høye forekomster av sjøfugl og/eller for å forhindre landpåslag. Statoil har over de siste årene gjennomført og deltatt i flere større forsknings- og utviklingsprosjekter på bruk av kjemisk dispergering, særlig med fokus på kalde farvann og is. Studiene har omfattet toksisitet, biodegradering og bioakkumulering av dispergert olje hos relevante arktiske organismer, effektivitet av dispergering i kalde farvann og påføringsteknikker. Dokumentasjonen som er opparbeidet viser at kjemisk dispergering som bekjempningsmetode kan være effektiv og miljømessig gunstig også i nordlige områder, med kaldt vann [6,7]. Bransjen har gjort effektivitetstester av subsea dispergering med oljer som dekker et bredt spekter av oljetyper på norsk sokkel. Testene er utført i laboratorie- og mesoskala ved turbulente betingelser og med ferske oljer som i et Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 18 of 32

19 undervannsutslipp [8,9]. Tester er videre utført under trykk ned til vanndyp på 1750 m [10, 11]. Alle tester viser god dispergerbarhet. Det er videre gjort et betydelig arbeid i å utvikle en testmetode for screening av ulike oljetyper og dispergeringsmidler i laboratorieskala ved betingelser som er typisk for et undervannsutslipp (høy turbulens og fersk olje). Wisting har ikke vært testet i screeningprogrammet, men egenskapene kan sammenlignes med de 12 oljene som allerede er testet for å se om den ligger nært opp til en av dem [12]. Alternativt kan det gjøres en ny test for å inkludere Wistingoljen i dette datasettet. Metodikken har vært presentert for Miljødirektoratet, som har som intensjon å inkludere spesifikke testkriterier for subsea dispergering i forskriften, som per i dag ikke omfatter undervannsdispergering. Vanndypet på 451 m og den relativt lave GOR på 50 Sm3/Sm3 tilsier at subsea dispergering vil være effektivt. Det er imidlertid lave oljerater og på grunn av dette må det gjøres en grundig evaluering angående egnetheten og effekt av subsea dispergering. Ved lave oljevolum og lite turbulens i utslippet, vil det være utfordrende å få til en effektiv dispergering [13]. Det vil lages en egen «Blow out Contingency and Relief Well Plan» for letebrønn Intrepid Eagle. Denne inneholder beskrivelse og tekniske prosedyrer for hvordan brønnutblåsning vil kunne stoppes, enten med brønninternt utstyr, capping eller avlastningsboring. Tabell 3-13 viser noen aktuelle beredskapsfartøyer som har dispergeringsmidler ombord og deres responstid til letebrønn Intrepid Eagle. Dispergeringsmiddelet om bord på NOFO fartøy og på NOFO baser er Dasic Slickgone NS. Tabell 3-13 Responstider for et utvalg oljevernressurser med dispergeringskapasitet. Responstid inkluderer 1 times kjørgjøringstid for dispergering om bord på fartøyene. Oljevernressurs Lokasjon Responstid Esvagt Aurora Goliat 17 timer Havila Troll Aasta Hansteen/Norne 40 timer Stril Poseidon Haltenbanken 45 timer Ocean Alden Gjøa 68 timer Statoil har flere avtaler med OSRL: Service Level Agreement (SLA), Global Dispersant Stockpile (GDS) og Subsea Well Intervention Services (SWIS). SLA går ut på at Statoil kan mobilisere halvparten av OSRLs tilgjengelige utstyr og personell til enhver tid. Dette inkluderer blant annet dispergeringsmidler, flybåren dispergeringspåføringssystemer, modellering av oljedrift, satellittovervåking og rådgivning forbundet med håndtering av oljeskadet vilt. GDS er en tilleggsavtale som sikrer tilgang til ytterligere dispergeringsmidler. Dispergeringsmidlene i GDS er lokalisert i England, Singapore, Frankrike, Sør-Afrika og Florida, og er pakket klar for videre frakt ved både luft-, sjø- eller vei. Dispergeringsmidlene som inngår i avtalen er Dasic Slickgone NS, Finasol OSR 52, og Corexit EC9500A. Dasic Slickgone NS og Finasol OSR 52 tilfredsstiller norske myndigheters krav til toksikologiske tester m 3 dispergeringsmidler er av type Slickgone NS og Finasol OSR 52 og er derfor tilgjengelig for bruk i norske farvann. SWIS gir tilgang til utstyr for subsea brønnintervensjon, som inkluderer capping og subsea kjemisk dispergering. OSRL har to Boeing 727 lokalisert på Doncaster Sheffield Airport i UK. Begge har dispergeringsutstyr og en kapasitet for transport og operasjoner av 15 m 3 dispergeringsmidler per flyvning. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 19 of 32

20 3.9 Deteksjon av olje og overvåkning av olje under oljevernaksjoner Statoil stiller krav til at oljevernberedskapsfartøyet er utstyrt med oljedetekterende radar og IR kamera, og at det er etablert rutiner for å oppdage olje og kartlegge oljeutbredelse under en evt aksjon. I tillegg til oljedetekterende radar og IR kamera vil det være mulighet for downlink av bilder tatt fra fly eller helikopter til bruk for å optimalisere innsatsen. Satellittradar vil inngå som en kapasitet både for deteksjon og kartlegging gjennom nedlasting av daglige radarbilder. Under en aksjon vil en kunne laste ned bilder to ganger per døgn. NOFO har tilgang på aerostat (Ocean Eye), som kan benyttes for å få oversikt over olje ved en aksjon. Kystverkets overvåkningsfly LN-KYV vil bli benyttet under boreoperasjonen og under en evt hendelse. SAR helikoptre vil også kunne benyttes i en aksjon. Brønnovervåkning på boreriggen vil detektere uregelmessigheter og utslipp i forbindelse med boreoperasjonene. Det kan forventes at utslipp av betydning vil detekteres relativt umiddelbart gjennom prosessovervåkningen ved en leteboringsoperasjon. Krav til deteksjonstid for oljeutslipp settes til 3 timer som standard ved leteboringsoperasjoner. 3.1 Oljevernberedskap som konsekvensreduserende tiltak Den konsekvensreduserende effekten av oljevernberedskap i barriere 1 og 2 kan beregnes ut fra hvor mye av oljemengden på overflaten som reduseres i forhold til en situasjon uten oljeverntiltak. Tabell 3-14 viser eksempel for dimensjonerende hendelse, langvarig utblåsning fra 7324/3-1 Intrepid Eagle. Tabellen viser at oljevernberedskapen er et vesentlig konsekvensreduserende tiltak ved en utblåsning. Mekanisk oppsamling i barriere 1 og 2 med 2 havgående systemer er forventet å ha en effektivitet på 49% om vinteren og 86% om sommeren. Tabell 3-14 Konsekvensreduserende effekt av barriere 1 og 2 (åpent hav) vist som reduksjon av emulsjonsmengde på overflate for dimensjonerende hendelse, langvarig utblåsning 7324/3-1 Intrepid Eagle. Vinter (1 C - 10 m/s vind) Sommer (5 C - 5 m/s vind) Utstrømningsrate (m 3 /d) Antall og systemtyper i valgt beredskapsløsning i barriere 1 og 2 2 Havgående opptakssystem 2 Havgående opptakssystem Emulsjonsmengde ut av barriere 2 (m 3 /d)* Emulsjonsmengde på overflaten uten oljevernberedskap i B1 B2 (m 3 /d) Reduksjon i emulsjonsmengde med bruk av oljevernberedskap i barriere 1 og 2 49 % 86 % * tar i betraktning fordampning, naturlig nedblanding og økning av emulsjonsmengde i B1 og B2 pga vannopptak 3.2 Særlige hensyn Bjørnøya Det er i barriere 1 og 2 dimensjonert med 2 havgående systemer. Dimensjonerende utblåsningsrate på 7324/3-1 Intrepid Eagle er lav (271 m 3 /døgn) og kapasiteten for 2 NOFO-systemer er 4800m 3 /døgn, dette betyr at man vil ha god robusthet i forhold til å bekjempe olje. I barriere 3 og 4 dimensjoneres det med havgående systemer (NOFOsystemer/ettbåtssystemer), da borelokasjon er langt til havs. Dette betyr også at man har god opptakskapasitet i forhold Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 20 of 32

21 til oljemengdene som forventes inn mot land, og Statoil vurderer at dette gir god mulighet for å hindre stranding. For barriere 5 stilles det derfor ikke spesifikke krav da det vurderes at man vil klare å bekjempe olje på åpent hav. Ved en eventuell hendelse vil det foregå kontinuerlig overvåkning av oljens drivbane, samt av operasjonene offshore og det vurderes derfor at man vil ha god nok tid (iht korteste drivtid til Bjørnøya 38 døgn) til å mobilisere ressurser for strandrensing iht brønnspesifikk oljevernberedskapsplan for 7324/3-1 Intrepid Eagle. Det er laget en egen strategiplan for Bjørnøya, som er et prioritert område for Statoil. Strategiplanen vil komme som et tillegg til Brønnspesifikk oljevernberedskapsplan for 7324/3-1 Intrepid Eagle. Iskanten Det forventes ikke at olje fra et utslipp fra letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle boret på sommerstid kan treffe sjøis. En oljevernaksjon i is er derfor ikke et sannsynlig scenario. Det vil likevel gjennomføres isovervåkning i forkant og under boreoperasjonen og en «ice management plan» vil etableres. I henhold til lisenskravene vil ikke boreoperasjon startes dersom det er registrert is nærmere enn 50 km fra brønnlokasjon. Tåke Barentshavet har relativ høy forekomst av tåke på sommer og høst sammenlignet med andre deler av norsk sokkel. Dette kan legge begrensninger for noen metoder for deteksjon av utslipp og kartlegging/ overvåkning av et oljeutslipp under en oljevernaksjon. Visuell deteksjon og også i noen grad IR deteksjon av olje på sjø vil være mindre effektivt ved tåke. Oljedetekterende radar på beredskapsfartøyet og satellitt radar vil være tilgjengelig for denne boreoperasjonen, og radar deteksjon påvirkes ikke av tåke. Forekomst av tåke kan forventes å føre til redusert effektivitet av en oljevernaksjon og Statoil har i barriere 3 og 4 valgt å benytte seg av større havgående systemer enn det som vanligvis benyttes (kyst og fjord systemer). Kapasiteten for større systemer er betydelig større enn tradisjonelle kyst og fjord systemer, og dette vil også dekke opp for eventuell lavere effektivitet ved tåke. Polarfront Polarfrontens beliggenhet vil variere gjennom året og mellom år, og en kan ikke utelukke at et eventuelt oljeutslipp fra letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle vil kunne nå polarfronten. Dette er et område hvor det kan være større konsentrasjoner av biologiske ressurser både i vannsøylen og på overflaten. Ved et eventuelt utslipp vil Statoil ha fokus på polarfronten og gjennomføre en oljevernaksjon med formål om å mest effektivt beskytte biologiske ressurser i dette området. I første omgang vil det være å bekjempe oljen nær kilden, men det kan også være aktuelt med særlig innsats i polarfront området om olje skulle havne her og det observeres særlige konsentrasjoner av f.eks sjøfugl her. Ytterligere ressurser vil kunne mobiliseres dersom det observeres høye konsentrasjoner av sjøfugl. 4 Konklusjon Statoils krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for boring av letebrønn 7324/3-1 Intrepid Eagle er oppsummert i Tabell 4-1. Det er satt krav til 2 havgående systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 36 timer. For barriere 3 og 4 stilles det krav til kapasitet til å håndtere mengden oljeemulsjon (12 tonn) som ifølge oljedriftssimuleringer vil drive mot land. Responstiden er satt til 38 døgn (korteste drivtid til land), men ressurser mobiliseres så snart som mulig for å i størst mulig grad hindre at oljen når land/bjørnøya. Da lokasjon er langt fra fastlandet og disse barrierene vil operere til havs vil man mobilisere større havgående systemer (NOFO system) og/eller raskere ettbåtssystemer som mer effektivt vil kunne «jakte» olje for å unngå at olje strander. Det stilles ikke Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 21 of 32

22 spesifikke krav til barriere 5 da det ikke er modellert stranding i Statoils prioriterte områder innen 20 døgn. Dersom det likevel skulle strande olje vil strandrenseressurser kunne mobiliseres iht brønnspesifikk oljevernberedskapsplan for Intrepid Eagle innen 38 døgn. Gjennom aksjonsledelsen vil Statoil fortløpende tilpasse bruk av bekjempelsesmetoder, utstyr og dimensjonering til de gjeldende forhold. Ytterligere ressurser og utstyr kan mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO og Kystverket. Statoil vil etablere samarbeid om beredskapsressurser med andre operatører som har samtidig aktivitet i Barentshavet. Dimensjonerende hendelse vil kunne håndteres med kjemisk dispergering offshore i kombinasjon med mekanisk oppsamling. Operasjoner fra fartøy, fly og eventuelt subsea dispergering er operasjonelt mulig og tilgjengelig gjennom Statoil sine avtaler (både NOFO og OSRL). Tabell 4-1 Krav til beredskap i hver barriere for 7324/3-1 Intrepid Eagle Barriere 1 og 2 bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid 2 havgående systemer Første system innen 5 timer, fullt utbygd barriere innen 36 timer Barriere 3 og 4 bekjempelse i kyst- og strandsone Systemer og responstid Kapasitet til å håndtere mengden oljeemulsjon (12 tonn) som ifølge oljedriftssimuleringer vil drive mot land. Responstiden er satt til 38 døgn (korteste drivtid til land), men ressurser mobiliseres så snart som mulig for å i størst mulig grad hindre at oljen når land/bjørnøya. Da lokasjon er langt fra fastlandet og disse barrierene vil operere til havs vil man mobilisere større havgående systemer (NOFO system) og/eller raskere ettbåtssystemer som mer effektivt vil kunne «jakte» olje for å unngå at olje strander. Barriere 5 - strandrensing Systemer og responstid Det stilles ikke spesifikke krav til barriere 5 ressurser da det ikke er modellert stranding i Statoils prioriterte områder innen 20 døgn. Fjernmåling og miljøundersøkelser Akutt forurensning av betydning skal oppdages innen 3 timer etter at hendelsen har inntruffet Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 22 of 32

23 5 Referanser 1. DNV GL (2018), Miljørisikoanalyse i PL615 i Barentshavet. Memo nr: 1183QBQV-1/HELOS 2. Norsk Olje og Gass (OLF) (2014) Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser. 3. Statoil (2014) Statoil Rådgivende dokument. GL Retningslinje for analyser av beredskap mot akutt oljeforurensning fra offshoreaktiviteter på norsk sokkel. 4. NOFOs nettsider 5. Torske og Wasbotten (2015). Oil Weathering studies of Wisting oil at 1 C and 5 C.Akvaplan niva report Gardiner, W. W., Word, J. Q., Perkins, R. A., McFarlin, K. M., Hester, B., W., Word, L., S., Collin, M., R., 2013; The acute toxicity of chemically and physically dispersed oil to key arctic species under arctic conditions during the open water season, Environmental Toxicology and Chemistry, Vol 32, No 10, pp McFarlin KM, Prince RC, Perkins R, Leigh MB (2014) Biodegradation of Dispersed Oil in Arctic Seawater at - 1uC. PLoS ONE 9(1): e doi: /journal.pone SINTEF (2014) Subsurface oil releases experimental study of droplet distributions and different dispersant injection techniques -version 2 (Report A26122) 9. SINTEF (2015) Subsurface oil releases experimental study of droplet size distributions Phase-II (Report A26866) 10. SINTEF/SWRI (2016) Subsurface oil releases Verification of dispersant effectiveness under high pressure (Report A27469) 11. SINTEF/SWRI (2017) Subsurface oil releases Verification of dispersant effectiveness under high pressure using combined releases of live oil and natural gas (Report OC2017 A-090) 12. SINTEF (2016) Subsea Dispersant Injection (SSDI) effectiveness as a function of dispersant type, oil properties and oil temperature (Report A28017) 13. SINTEF (2017) Draft Report Exploring the potential for subsea dispersant injection for NCS Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 23 of 32

24 Appendiks A Technical note: Input to the environmental risk assessment Blowout scenario analysis exploration well Intrepid Eagle (7324/3-1), PL615 Kari Apneseth, TPD R&T FT SST TSW Fornebu, January 25 th 2018 Summary This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to drilling of the exploration well Intrepid Eagle. Blowout probability, flow rates and duration are quantified for application in the environmental risk assessment. The overall blowout probability of the well is judged to be for Intrepid Eagle. The results for Intrepid Eagle are shown below: Probability top/ sub Topside 0,25 Subsea 0,75 Rate (Sm3/d) 80 Probability distribution - duration Scenario probability ,52 0,19 0,14 0,05 0, Average = ,40 0,19 0,18 0,08 0, Average = Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 24 of 32