Oppsummering av miljørisikoanalyse samt beredskapsanalyse for letebrønn 7324/2-1 Apollo

Transkript

1 Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 1 av 47

2 Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 2 av 47

3 Innhold 1 Sammendrag Innledning Definisjoner og forkortelser Bakgrunn Aktivitetsbeskrivelse Miljørisikoanalyse Metodikk Basisinformasjon Type operasjon og utslippssannsynlighet Utblåsningsrater og -varigheter Oljetype og oljedriftssimuleringer Årstid Beskrivelse av miljøressurser/vøker Miljørisiko målt opp mot Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier Miljørisiko for fisk Miljørisiko for sjøfugl åpent hav Miljørisiko for sjøfugl kystnært Miljørisiko for marine pattedyr Isbjørn Grønlandssel Klappmyss Storkobbe Hvalross Ringsel Bardehvaler Tannhvaler Overlapp med iskant Miljørisiko for strandhabitat Konklusjon - miljørisiko Beredskapsanalyse Ytelseskrav Metodikk Dimensjonering av barriere 1 og Dimensjonering av barriere 3 til Bekjempelsesstrategi for isfylt farvann Mekanisk oppsamling Dispergering - mekanisk og kjemisk Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 3 av 47

4 Brenning Analysegrunnlag Utslippsscenarier Oljens egenskaper Resultater fra oljedriftsberegninger Miljøbetingelser - oljevernressurser Operasjonslys Bølgeforhold åpent hav Oljevernressurser utstyrsplassering og forutsetninger Dimensjonering beredskapsbehov og responstider Begrunnelse for valgt beredskapsløsning Oppsummering av krav til beredskap Referanser Vedlegg A Sammendrag Statoil planlegger boring av letebrønn 7324/2-1 Apollo i produksjonslisens (PL) 615 i nordlige del av Barentshavet, med forventet tidligste borestart i mai. Nærmeste land er Bjørnøya (175 km), og avstanden til fastlandsnorge (Nordkapp) er ca. 300 km. Vanndybden på lokasjon er 444 m. Det er en halvt nedsenkbar rigg som blir holdt i posisjon med et dynamisk posisjoneringssystem (DP) gjennom operasjonen som skal bore brønnen. Miljørisikoanalysen for 7324/2-1 Apollo er gjennomført som en skadebasert analyse, utført av Akvaplan Niva [1, 2]. Hovedanalysen for letebrønn 7324/2-1 Apollo ble gjennomført som en helårig analyse, med resultater presentert for opprinnelig analyseperiode (mars-juli), og med månedlige resultater. Et memo fra Akvaplan Niva oppsummerer og presenterer resultat av miljørisikoanalysen for ny analyseperiode (mai-november) basert på endringer i boretidspunkt. Resultatet fra miljørisikoanalysen for boringen av 7324/2-1 viser at miljørisikoen, for alle VØKer, ligger innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier i boreperioden og under ALARP-nivået (50 % av akseptkriteriet). Beredskapsanalysen leder fram til et krav om 2 NOFO-system i barriere 1 og 2 for boringen av 7324/2-1 Apollo. For barriere 3 og 4 er det satt krav til 1 havgående system, mens det for barriere 5 er det ikke satt spesifikke krav, da det ikke forventes stranding innen influensområdet til aktiviteten. Selv om det er lav/neglisjerbar sannsynlighet for at oljen treffer isfylt farvann/iskanten er det allikevel i analysen sett på hvordan mulig håndtering av olje i is kan ivaretas for denne boringen. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 4 av 47

5 2 Innledning 2.1 Definisjoner og forkortelser Sentrale ord og uttrykk som inngår i miljørisiko- og beredskapsanalysen er kort beskrevet nedenfor: Akseptkriterium: Verbal eller tallfestet grense for hvilket risikonivå som aksepteres. ALARP: As low as reasonably practicable : prinsipp som benyttes ved vurdering av risikoreduserende tiltak. Sannsynligheten for miljøskade er i et ALARP-område når sannsynligheten er mer enn halvparten av akseptkriteriet. Barriere: Fellesbetegnelse for en samlet aksjon i et avgrenset område. En barriere kan ha flere delbarrierer, som igjen kan inkludere ett eller flere beredskapssystem. 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. 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. Bestand: Gruppe av individer innen en art som befinner seg i et bestemt geografisk område i en bestemt tidsperiode (naturlig avgrenset del av en populasjon). DFU: Definert fare- og ulykkessituasjon Gangtid: Tiden det tar å frakte personell og utstyr med fartøy fra hentested (base) til stedet der aksjonen skal gjennomføres. GOR: Gass-oljeforhold 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. IUA: Interkommunalt utvalg mot akutt forurensning Korteste drivtid: 95-persentilen i utfallsrommet for korteste drivtid til kysten. KYV: Kystverket Miljø: Et ytre miljø som kan bli berørt av oljeutslipp til sjø, dvs. det marine miljø. Miljørisikoanalyse: Risikoanalyse som vurderer risiko for ytre miljø. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 5 av 47

6 Miljøskade: Direkte eller indirekte tap av liv for en eller flere biologiske ressurser på grunn av oljeutslipp som kan beskrives på individ- eller bestandsnivå. For at et oljeutslipp skal kunne gi en miljøskade må restitusjonstiden for den mest sårbare bestanden være lengre enn 1 måned. Miljøskadekategorier: Kategorisering av miljøskader i hhv. mindre, moderat, betydelig eller alvorlig på grunnlag av restitusjonstid for den mest sårbare bestanden: Mindre: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 måned og 1 år. Moderat: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 år og 3 år. Betydelig: en miljøskade med restitusjonstid mellom 3 år og 10 år. Alvorlig: en miljøskade med restitusjonstid over 10 år. NOFO: Norsk Oljevernforening for Operatørselskap NOFO-system: Bemannet offshore oljevernfartøy med offshorelense og skimmer, samt slepebåt til lense. Operasjon: En enkel, tidsbegrenset arbeidsoperasjon som kan medføre akutt utslipp, f.eks. boring av en letebrønn, som inkluderer all aktivitet fra leteriggen er på borelokasjonen til den forlater lokasjonen. 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. Ressurs eller biologisk ressurs: Levende organismer, f.eks. plankton, tang og tare, virvelløse dyr, fisk, sjøfugl og sjøpattedyr. Restitusjonstid: Tiden det tar etter en akutt reduksjon før ressursen har tatt seg opp til (omtrentlig) normalnivået. Den akutte reduksjonen skjer (her) som følge av et oljeutslipp. Størst strandet mengde: 95-persentilen i utfallsrommet for størst emulsjonsmengde til kysten. Systemeffektivitet: Prosentandel av sveipet overflateolje som samles opp av ett system. Gjelder for ett NOFOsystem. Systemkapasitet: Forventet oppsamlingsrate i m 3 /d for ett system; medregnet lossetid, ineffektiv tid, fritt vann, osv. VØK: Verdsatte økologiske komponenter. En VØK er en populasjon, et samfunn eller et habitat (naturområde) som: - Er viktig for lokalbefolkningen (ikke bare økonomisk), eller - Har regional, nasjonal eller internasjonal verdi, eller - Har stor økologisk, vitenskapelig, estetisk og/eller økonomisk verdi, og som - Vil være dimensjonerende med hensyn på gjennomføring av risikoreduserende tiltak. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 6 av 47

7 2.2 Bakgrunn I forkant av boringen av letebrønn 7324/2-1 Apollo er det utarbeidet en miljørisiko- og beredskapsanalyse. Miljørisikoanalysen ble gjennomført som en skadebasert analyse av Akvaplan Niva [1], med et memo som presenterer miljørisikoen i forhold til blant annet endret boretidspunkt [2]. Formålet med miljørisikoanalysen er å kartlegge risikonivået for det ytre miljøet i forbindelse med boring av letebrønnen og å sammenholde risiko mot gjeldende operasjonsspesifikke akseptkriterier. Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning. Dette skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av oljevernberedskap i forbindelse med akutte utslipp. Aktivitetsforskriftens 73 og Styringsforskriftens 17 stiller krav til beregning av risiko og beredskap ved miljøforurensning som følge av akutte utslipp som grunnlag for beredskapsetablering. 2.3 Aktivitetsbeskrivelse 7324/2-1 Apollo er en letebrønn som skal bores i Barentshavet. Vanndybden ved borelokasjon er 444 meter. Nærmeste land er Bjørnøya (175 km), og avstanden til fastlandsnorge (Nordkapp) er ca. 300 km. Boringen har planlagt oppstart i mai Figur 2-1 Lokasjon for letebrønn 7324/2-1 Apollo Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 7 av 47

8 For analyse av miljørisiko knyttet til boring av 7324/2-1 Apollo benyttes Statoils akseptkriterier (Tabell 2-1) for operasjonsspesifikk miljørisiko. Statoils akseptkriterier er fastsatt på grunnlag av hovedprinsippet om at: "Restitusjonstiden etter en miljøskade for den mest sårbare bestanden skal være ubetydelig i forhold til forventet tid mellom slike miljøskader". Tabell 2-1 Statoils akseptkriterier for miljørisiko Miljøskade Operasjonsspesifikk risiko per operasjon: Mindre < Moderat < 2, Betydelig < Alvorlig < 2, Miljørisikoanalyse 3.1 Metodikk En fullstendig miljørisikoanalyse består av en sammenstilling av sannsynlighet for utslippshendelser og potensiell miljøskade relatert til disse. Oljedriftsmodeller gir innspill til beregning av skadeomfang på utvalgte Verdsatte Økologiske Komponenter (VØKer) i influensområdet. Metodikk samt begrepsdefinisjoner er fullstendig beskrevet i Norsk Olje og Gass (tidligere OLF) sin veiledning for miljørettede risikoanalyser [3]. Miljørisikoanalysen for 7324/2-1 er gjennomført etter MIRA-metoden (OLF, 2007) for sjøfugl i SEAPOP-databasen, samt for strand. For fisk er det gjennomført en trinn 1-analyse, også dette i hht. OLF, Beregning av miljørisiko for iskanten er gjennomført ved bruk av sårbarhet 1, 2 og 3 med skadenøkkel som for sjøfugl som er den mest konservative beregningsformen pr i dag. Det henvises til hovedanalysen for flere detaljer om metodebeskrivelse for ulike naturressurser [1]. 3.2 Basisinformasjon Basisinformasjon om letebrønn 7324/2-1 Apollo er oppsummert i Tabell 3-1. Tabell 3-1 Basisinformasjon for letebrønn 7324/2-1 Apollo Parameter Verdi Brønn Brønnavn 7324/2-1 (Apollo) Lokasjon 73 51'47.881" N, 24 32'29.957" Ø. Vanndyp Avstand til nærmeste land Referanseolje 444 m 172 km (Bjørnøya) 300 km (Nordkapp) Realgrunnen Gass/olje forhold 50 Sm 3 /Sm 3 Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 8 av 47

9 Vektede utblåsningsrater og varigheter Varigheter brukt i oljedriftssimulering Maksimal tid for boring av avlastningsbrønn Overflateutslipp: Vektet utblåsningsrate: 1660 m 3 /døgn Vektet varighet: 10 døgn Sjøbunnsutslipp: Vektet utblåsningsrate: 1060 m 3 /døgn Vektet varighet: 17 døgn 2, 5, 14, 35 og 77 døgn 77 døgn 3.3 Type operasjon og utslippssannsynlighet Planlagt borerigg er en oppankret flyter med BOP plassert på havbunnen, noe som tilsier at en eventuell utblåsning mest sannsynlig vil forekomme på havbunnen. Basert på informasjon fra Scandpower sin utblåsningsdatabase, og en samlet vurdering av scenarioer og type plattform, er fordelingen av sannsynlighet mellom utblåsning på havbunn og overflate under boring satt til 0,90/0,10. Se Vedlegg A for flere detaljer. Sannsynligheten for en utblåsning er vurdert til å tilsvare en wildcat oljebrønn; P(utblåsning wildcat letebrønn, olje) = pr brønn Tabell 3-2 Utblåsningssannsynlighet fordelt på overflate- og sjøbunnsutslipp for 7324/2-1 Apollo Operasjon Fordeling; overflate/sjøbunn Utblåsningssannsynlighet Leteboring, wildcat brønn Overflate 0,10 0,2x10-4 Sjøbunn 0,90 2,0 x10-4 Brønnen planlegges boret som en vertikal brønn. Brønndesign innebærer at det blir satt 20 foringsrør og 13 3/8 casing ved 634 meter TVD RKB, og en 9 5/8 liner over reservoaret ved ca 800 meter TVD RKB (topp liner ved 590 meter TVD RKB). Topp Realgrunnen reservoir er forventet på 841 meters dyp. Reservoaret vil bli penetrert med en 8 ½ seksjon. Total dyp vil være ca 1072 meter TDV RKB. For flere detaljer henvises det til Vedlegg A. 3.4 Utblåsningsrater og -varigheter Rate- og varighetsfordelingen for letebrønn 7324/2-1 Apollo er presentert i Tabell 3-3 for både overflate- og sjøbunnsutslipp. Vektet utblåsningsrate ligger på 1120 Sm 3 /d. Tid til boring av avlastningsbrønn er basert på operasjonelle og brønnspesifikke forhold, inkluderer tid til avgjørelser, mobilisering av rigg, transitt, oppankring, boring, geomagnetisk styring og dreping av brønnen, og vil ligge mellom 34 og 97 dager. Ut fra vurderinger fra prosjektet er tiden til boring av avlastningsbrønn beregnet ved hjelp av Monte-Carlo simuleringer til 60 døgn. Varighetsfordelingen inkluderer også stoppemekanismene capping og bridging, og den maksimale varigheten for en utblåsning er beregnet til 77 døgn. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 9 av 47

10 Tabell 3-3 Rate- og varighetsfordeling for overflate- og sjøbunnsutblåsning ved boring av 7324/2-1 Apollo, se vedlegg A for flere detaljer Varigheter (døgn) og Utblåsningssted Fordeling Rate (Sm3/d) sannsynlighetsfordeling Sannsynlighet for raten 100 0,20 Overflate 0, ,66 0,14 0,09 0,03 0,08 0, , ,20 Sjøbunn 0, ,49 0,16 0,14 0,06 0,15 0, ,40 Total Vektet rate 1120 Sm3/døgn (subsea/topside) Vektet utblåsningsrate er beregnet til 1120 Sm 3 /d og benyttet som dimensjonerende rate for dimensjonering av oljevern. I miljørisikoanalysen for letebrønn 7324/2-1 Apollo ble en full rate- og varighetsfordeling benyttet som inngangsdata til oljedriftsberegningene. Etter at arbeidet med miljørisikoanalysen ble igangsatt er det gjennomført nye rateberegninger. Dette har medført at det er små endringer i utblåsningsratene, men den vektede raten både for overflateutblåsning og sjøbunnsutblåsning er lavere enn tidligere beregnet. Den gjennomførte miljørisikoanalysen er dermed vurdert som fortsatt gyldig. 3.5 Oljetype og oljedriftssimuleringer Etter vurderinger gjennomført av Statoil sine brønneksperter ble oljetypen Realgrunnen valgt som referanseolje for miljørisikoanalysen. For denne råoljen er det gjennomført forvitringsstudie [4]. I forvitringsstudiet karakteriseres Realgrunnen som en delvis degradert oljetype med et relativt høyt voksinnhold. Tabell 3-4 gir en oversikt over fysiske egenskaper for Realgrunn olje, mens Tabell 3-5 oppsummerer forvitringsegenskapene ved ulike temperaturer og vindstyrker. Tabell 3-4 Fysiske egenskaper for Realgrunn olje Parameter Oljetetthet Maksimalt vanninnhold sommer/vinter Realgrunn olje 857 kg/m3 70% / 70 % Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 10 av 47

11 Tabell 3-5 Realgrunn olje, forvitringsegenskaper ved 2 og 12 timer for vinter og sommer Parameter- Realgrunn olje Vinter 5 C, 10 m/s vind Sommer 15 C, 5 m/s vind Tetthet (fersk olje) Fordampning (%) (etter 2 timer på sjø) Nedblanding (%) (etter 2 timer på sjø) 4 0 Vannopptak (%) (etter 2 timer på sjø) Viskositet (cp) (etter 2 timer på sjø) Fordampning (%) (etter 12 timer på sjø) Nedblanding (%) (etter 12 timer på sjø) 18 2 Vannopptak (%) (etter 12 timer på sjø) Viskositet (cp) (etter 12 timer på sjø) Dispergerbarhet Potensiale for bruk av dispergeringsmidler. Raskt (1 time) overgang til redusert kjemisk dispergerbarhet. Potensiale for bruk av dispergeringsmidler. Etter et døgn overgang til redusert kjemisk dispergerbarhet. I etterkant av disse vurderingene rundt representativ oljetype for Apollo er det funnet olje på Wisting prospektet i samme område som Apollo planlegges boret. Det foreligger begrenset informasjon om Wisting oljen, tettheten for Wisting oljen er lavere sammenlignet med Realgrunnen. Det foreligger ingen informasjon om forvitringsegenskapene til Wisting oljen, og det er derfor valgt å fortsatt benytte Realgrunnen som referanseolje i denne analysen. Beregninger av oljens drift og spredning er foretatt ved bruk av OSCAR, som er en del av Marine Environmental Modelling Workbench (MEMW) 6.2 (SINTEF). OSCAR-modellen beregner oljemengder i et brukervalgt rutenett og dybdegrid, og resultatene overføres til samme 10x10 km rutenett som benyttes i miljørisikoanalysene. Til sammen er det gjennomført simuleringer for overflate- og sjøbunnsutslipp for Apollo. Eksisterende modeller for drift av is og olje har begrensninger, spesielt i soner med høy istetthet. Det er også begrenset tilgang på historiske datasett på utbredelse av sjøis med en geografisk oppløsning og struktur som er egnet for oljedriftsmodellering. Generelle prinsipper er at olje driver med strømmens hastighet og retning, og påvirkes av vind med 3-3,5 % av vindhastigheten, med avdrift 15 grader mot høyre på den nordlige halvkule. I følge National Snow & Ice Data Center ( er vind primærfaktor for drift av sjøis over et tidsrom på dager/uker, med et generelt prinsipp for drift på 2 % av vindhastigheten. Havstrømmer regnes i større grad å redusere drivhastigheten i forhold til vindpåvirkning. Det er valgt å vise de enkelte rate-varighetsstatistikkene separat, og ikke samlet, da de representerer ulike situasjoner som kan oppstå. Disse skal håndteres av beredskapen, og kan føre til ulike grader av miljøkonsekvenser. Miljørisiko er for utvalgte arter beregnet for samtlige rater det er gjennomført oljedriftsberegninger for. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 11 av 47

12 Figur 3-1 Sannsynlighet for treff av olje på overflaten med mer enn 1 tonn i en 10x10 km rute for overflateutslipp, med rate ærmest over vektet rate og varighet nærmest vektet varighet. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 12 av 47

13 Figur 3-2 Sannsynlighet for treff av olje på overflaten med mer enn 1 tonn i en 10x10 km rute for sjøbunnsutslipp, med rate nærmest over vektet rate og varighet nærmest vektet varighet. Totalt strander olje i 3,5 % av samtlige simuleringer som er gjennomført (sjøbunn- og overflateutblåsninger). Dersom man inkluderer sannsynlighetsbidraget fra hvert scenario (overflate/sjøbunn, rate og varighet) vil den totale strandingssannsynligheten reduseres til 0,4 %. Den maksimale strandingsmengden i en enkeltsimulering er 5692 tonn emulsjon (100-persentil). Det er ingen 95-persentil for stranding. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 13 av 47

14 Figur 3-3 Sannsynlig THC-konsentrasjon (ppb) i en 10x10 km rute for overflateutslipp, med rate nærmest over vektet rate og varighet. 3.6 Årstid Hovedanalysen for letebrønn 7324/2-1 Apollo er gjennomført som en helårig analyse, med resultater presentert for opprinnelig analyseperiode (mars-juli), og med månedlige resultater. Et memo fra Akvaplan Niva presenterer resultat for ny analysert periode (mai-november). Forventet borestart er mai Beskrivelse av miljøressurser/vøker Brønnen har en beliggenhet som tilsier at influensområdet ligger i Barentshavet, og beskrivelse av miljøforhold i miljørisikoanalysen [1] er gitt med dette som bakgrunn. Barentshavet er et sokkelhav, beliggende mellom 70 og 82 N, avgrenset i vest av Norskehavet og i øst av Novaja Zemlja. Området er preget av store variasjoner mht. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 14 av 47

15 temperaturforhold og isdekke gjennom året, som har stor innflytelse på sesongvariasjoner i økosystemet. Gjennomsnittlig dyp er 230 m, med store grunnområder på 100 m og dype renner ned til 400 m [1]. Arter som tilfredsstiller kravene til VØK mht sårbarhet overfor oljeforurensning er med i analysegrunnlaget. Naturressursene det ble analysert på er: fisk, sjøfugl på åpent hav og kystnært, pattedyr, økosystem i iskant og strandhabitater. Kapittel 5 i hovedanalysen [1] gir en grundig gjennomgang av miljøbeskrivelsen benyttet i analysen. 3.8 Miljørisiko målt opp mot Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier Miljørisiko for fisk Det ble i hovedanalysen foretatt en overlappsanalyse mellom arter med gytetid som sammenfalt med opprinnelig boreperiode eller analyseperiode (ved langvarige utslipp mot slutten av boreperioden, og området der konsentrasjonen av olje i vannsøylen overstiger en terskelverdi for skade, ved bruk av deler av Trinn 1 miljørisikoanalyse for fisk (OLF, 2007)). Til denne overlappsanalysen ble det benyttet oljedriftstatistikken fra overflateutblåsning med raten nærmest vektet rate og varighet nærmest vektet varighet (1800 Sm 3 /døgn og 35 dagers varighet) for Apollo-brønnen. Da det ikke er foretatt noen vurdering av PAH-innhold og tilsvarende avledet grenseverdi for Realgrunnen råolje, er den tidligere foreslåtte grenseverdien på 50 ppb konservativt benyttet i foreliggende analyse. Figur 3-4 viser området der THC-konsentrasjonen oversteg 50, 100 og 500 ppb for overflateutslipp sammen med datasett over gyteområdene (HI 2013) for arter som har gyteområder i Barentshavet. Resultatet viser at det ikke er overlapp mellom gjennomsnittlig THC-konsentrasjon >50 ppb og gytefelt for noen av artene i den opprinnelige analyseperioden. Figur 3-4 Gyteområder for fiskeressurser samt THC-konsentrasjoner for overflateutslipp med rate nærmest over vektet rate og varighet 35 døgn for polartorsk, lodde, snabeluer, NØA torsk, NØA hyse, blåkveite og kysttorsk [1]. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 15 av 47

16 Opprinnelig analyseperiode (mars-juli) sammenfalt med gyting for flere arter, og i området er polartorsk, lodde, snabeluer, NØA torsk og kysttorsk, NØA hyse og blåkveite vurdert mht. evt. avgrensede gyteområder som kunne komme i konflikt med olje i vannsøylen. Det ble gjennomført en Trinn 1 miljørisikoanalyse for disse artene, som viste at det ikke er overlapp mellom området med oljekonsentrasjoner i vannsøylen som kan forårsake skade og forekomst av sårbare fiskeressurser. Ved senere borestart enn opprinnelig analysert periode (mars-juli) vil konfliktpotensialet for fisk reduseres [?] Miljørisiko for sjøfugl åpent hav I opprinnelig analyseperioden (mars-juli) var miljørisiko for sjøfugl på åpent hav høyest for alkekonge i Barentshavet, med om lag 9,5 % av akseptkriteriet i skadekategori Moderat, i overkant av 2 % i skadekategori Mindre, 0,75 % i skadekategori Betydelig og 1 % av akseptkriteriet i skadekategori Alvorlig. Dernest fulgte lomvi, polarmåke, krykkje og havhest i Barentshavet, alle med lavere enn 7 % av akseptkriteriet i alle skadekategori er [1, 2]. I forhold til opprinnelig analyseperiode (mars-juli) vil en forskyvning av boretid til mai-august føre til en noe lavere miljørisiko for sjøfugl i åpent hav (Figur 3-5) med høyeste utslag for alkekonge i Barentshavet, med 8,0 % av akseptkriteriet i skadekategori Moderat. Dersom boreperioden utsettes ytterligere vil høyeste miljørisiko være enda lavere i åpent hav (Figur 3-6). Høyeste beregnede miljørisiko i august-november er for lunde i Barentshavet, med 4,5 % av akseptkriteriet i skadekategori Moderat. Figur 3-5 Miljørisiko som andel av selskapets akseptkriterier i konsekvenskategorier for sjøfuglarter i åpent hav (alle utslag, mai - august). Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 16 av 47

17 Figur 3-6 Miljørisiko som andel av selskapets akseptkriterier i konsekvenskateg orier for sjøfuglarter i åpent hav (alle utslag, august - november ) Miljørisiko for sjøfugl kystnært Kystnært er miljørisikoen høyere. Det er relativt få arter som gir utslag i dette havområdet. Analyseperioden omfatter hekkesesongen for disse artene, og datasettene for hekkesesongen er tilrettelagt med buffersoner og bestandsandeler i rutene som oppsummert overstiger det totale bestandsestimatet med flere ganger (eksempelvis er summen av bestandsandeler av lomvi rundt Bjørnøya i april 12,9 ganger den totale nasjonale bestanden). Resultatene viser at vinterstid er sjøfugl i åpent hav mest utsatt nær kilden, men at også sjøfugl i næringssøk ut fra hekkekoloniene i Barentshavet (Bjørnøya) vil bli berørt av et eventuelt utslipp i vår-/sommersesongen. I opprinnelig analyseperiode (mars-juli) var høyeste utslaget for miljørisiko (med buffersone) for lomvi med i underkant av 40 % av Statoils akseptkriterium i skadekategori Alvorlig. Ved analyse av datasettene uten buffersone var miljørisiko for lomvi redusert til 0,25 % av akseptkriteriet i samme skadekategori. Kystnært var det lomvi, polarlomvi, krykkje, havhest og polarmåke som ga høyeste utslag i miljørisikoanalysen, lavere utslag (<0,16 % av akseptkriteriet) ble beregnet for lunde, alke, alkekonge, havsule, sabinemåke, storjo, rødnebbterne og hvitkinngås [1]. I forhold til opprinnelig analyseperiode (mars-juli) er det en meget liten nedgang i miljørisiko for perioden mai-august (Figur 3-7). I august har mange av artene forlatt hekkekolonien ved kysten for å begynne høsttrekket til næringsområder i åpent hav. Miljørisikoen synker betraktelig kystnært i perioden august-november (Figur 3-8) [2]. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 17 av 47

18 Figur 3-7 Miljørisiko som andel av selskapets akseptkriterier i konsekvenskategorier for sjøfuglarter kystnært med buffersone (høyeste utslag, mai -august). Figur 3-8 Miljørisiko som andel av selskapets akseptkriterier i konsekvenskategorier for sjøfuglarter kys tnært med buffersone (høyeste utslag, august -november). Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 18 av 47

19 3.8.4 Miljørisiko for marine pattedyr For de polare marine pattedyrene finnes det ikke datasett som er egnet for kvantitativ miljørisikoanalyse og en kvalitativ vurdering av observasjoner av artene innen influensområdet er derfor foretatt. Iskanten er det viktigste området for marine pattedyr, samt trekkruter gjennom Barentshavet på vei mot iskanten Isbjørn Isbjørnen benytter iskant og områder med noe tettere isdekke i næringssøk. I februar, mars og april er iskanten lengst sør, og overlapper noe med influensområdet i sørkanten øst for Bjørnøya. Hovedutbredelsen av isbjørn er imidlertid lenger nord på Svalbard. Det kan forventes at enkelttindivider av isbjørn som befinner seg ved iskanten vil kunne komme i berøring med oljen i dersom olje treffer, men det forventes ikke populasjonsmessig konfliktpotensial.ved utsettelse av boringen til mai eller august kan det forventes lavere konfliktpotensiale for isbjørn ettersom isen er lengre nord og avstanden til lokasjonen mye lengre (Se kapittel om iskantens utbredelse i sommer- og høstsesongen) Grønlandssel Grønlandssel som trekker nordvestover fra kaste- og hårfellingsområdene i Østisen, og er fra april og mai observert å trekke gjennom influensområdet, og det er overlapp mellom det viktige området identifisert av HI og influensområdet. I Juni-august er arten å treffe assosiert med iskanten, som i denne perioden ligger i lenger avstand fra influensområdet og lokasjonen ( se kapittel 3.8.6). I september-november er grønlandsselen lenger nord i isfylte farvann nord for Svalbard, men trekker sørover igjen gjennom Barentshavet og er fra desember igjen til stede i østisen. Grønlandssel kan komme i konflikt med influensområdet i mai, og det er usikkert om dyrene trekker gjennom samme rute senhøstes Klappmyss Klappmyssens utbredelse er i hovedsak vest for Bjørnøya og Svarbard. Kaste-, hårfellings- og migrasjonsruter forventes ikke å komme i konflikt med aktiviteten Storkobbe Observasjoner registrert på Svalbardkartet overlapper ikke med influensområdet. Arten er solitær med unntak av i hårfelling (juni). Kastingen foregår på isen fra april, men innen borestart og boring i reservoaret, vil isen være lenger nord enn influensområdet. Det forventes dermed kun mindre konfliktpotensial med storkobbe Hvalross Liggeplassene for hvalross registrert på Svalbardkartet overlapper ikke med influensområdet. Arten bruker iskanten aktivt og kan komme i konflikt med olje som driver inn i isfylte farvann når hvalrossen er i næringssøk. Dette har størst konfliktpotensiale i februar-april når iskanten er lengst sør, og en utsettelse av boretidspunkt vil derfor redusere konfliktpotensialet for denne arten Ringsel Ringselen er mer tilknyttet Svalbard og fastisen, og forventes ikke å komme i konflikt med denne aktiviteten, heller ikke ved borestart i mai eller august. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 19 av 47

20 Bardehvaler Vågehval I perioden mai-juli er området rundt Bjørnøya identifisert av Havforskningsinstituttet (HI) som viktig for vågehval, og det er en relativt høy tetthet av observasjoner av denne arten i influensområdet i Svalbardkartet [1]. De viktige områdene samt observasjonsdata området ligger i en del av influensområdet med høyere treffsannsynlighet, og vågehval er observert i store deler av influensområdet. Vågehvalen opptrer enkeltvis og vil dermed kunne forventes å ha liten sårbarhet tallmessig om de kommer i kontakt med olje, og det forventes ikke populasjonsmessig konfliktpotensial. Sannsynligheten for påtreff av vågehval er også til stede ved boring i mai-august, men ikke dersom boringen utsettes til august-november. Knølhval I perioden mai-juli er området rundt Bjørnøya identifisert av HI som viktig også for knølhval, og det er en relativt høy tetthet av observasjoner av arten i influensområdet i Svalbardkartet. De viktige områdene samt observasjonsdata området ligger i en del av influensområdet med høyere treffsannsynlighet, og knølhval er observert i store deler av influensområdet. Knølhvalen beiter i overflaten (dykker grunt) og kan derfor komme i konflikt med et oljeutslipp, den opptrer også i grupper, og vil dermed kunne forventes å ha større sårbarhet tallmessig om de kommer i kontakt med olje enn mer solitære arter, men det forventes ikke populasjonsmessig konfliktpotensial. I august-september er det viktige området lenger nord øst for Spitsbergen Sannsynligheten for påtreff av knølhval er dermed også til stede ved boring i mai-august, men mindre dersom boringen utsettes til august-november, da knølhvalen befinner seg lenger nord. Finnhval Det viktige området i mai-juli for finnhval, som er identifisert av HI, ligger vest for Bjørnøya og har mindre overlapp med influensområdet. På Svalbardkartet er arten imidlertid observert også i området rundt borelokasjonen, og den opptrer i mindre grupper. Det forventes likevel mindre konfliktpotensial enn for knølhval da finnhvalen går dypt ved eggakanten. Ved oppstart i august er det ikke forventet konflikt med denne arten. Blåhval og Grønlandshval Det viktige området for blåhval i mai-juli ligger vest for Forlandet. Grønlandshval kan være til stede i mai-juli, men følger iskanten nord for Svalbard mot Grønland. Begge artene er utenfor overlapp med influensområdet Tannhvaler Det viktige området for nebbhval i mai-juli ved kontinentalsokkelen vest for Bjørnøya er identifisert av HI, dette overlapper delvis med influensområdet (>5-30 %). På Svalbardkartet er det registrert få observasjoner av arten, noe lenger vest av Bjørnøya. I de vestre delene av influensområdet, vest for Bjørnøya kan det forventes at eventuelle nebbhval som oppholder seg i området kan komme i konflikt med et eventuelt oljeutslipp når de kommer til overflaten, men det forventes ikke populasjonsmessig konfliktpotensial Overlapp med iskant Iskanten (definert som området med % isdekke) har den nærmeste utbredelsen ift aktiviteten i mai og november måned (hhv. figur 3-7 og 3-8). I disse månedene er det noe overlapp mellom influensområdene til iskant og Apollo. Isdekket vil variere fra år til år, datasettet over iskantens plassering er derfor et statistisk bilde. Det er senere på våren/sommeren, fra mai og utover, at iskanten har sin største betydning som høyproduktivt område som er viktig for Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 20 av 47

21 næringssøket til mange arter. Av disse, migrerer en del til området og er kun til stede fra mai. Det forventes moderat lavt konfliktpotensiale for iskanten i det det største overlappet med influensområdet er sannsynlig i perioden før iskantens funksjon i økosystemet er på sitt viktigste. Figur 3-7 Området med > 5 % sannsynlighet for treff av > 1 tonn olje i en 10x10 km rute (Influensområdet) til et overflateutslipp fra Apollo, med 1800 Sm3/døgn i 35 døgn, vist som overlapp med iskanten i mai. Figur 3-8 Området med > 5 % sannsynlighet for treff av > 1 tonn olje i en 10x10 km rute (Influensområdet) til et overflateutslipp fra Apollo, med 1800 Sm3/døgn i 35 døgn, vist som overlapp med iskanten i november. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 21 av 47

22 3.8.6 Miljørisiko for strandhabitat Miljørisiko for kysthabitater kunne ikke kvantifiseres. Det er ingen 99- eller 95-persentil da strandingssannsynligheten er < 1 %. Det er kun en liten andel av antall simuleringer som treffer Bjørnøya. Det er ingen stranding på Finnmarkskysten. 3.9 Konklusjon - miljørisiko Høyest utslag i miljørisiko utgjør i underkant av 40 % av akseptkriteriet for alvorlig miljøskade og er beregnet for lomvi kystnært (inklusiv buffersone) i den analysert perioden (mai-november). Miljørisikoen for de øvrige naturressursene er forholdsvis mye lavere og neglisjerbar i flere tilfeller (kysthabitat og fisk). Miljørisikoen for letebrønn 7324/2-1 Apollo er, for alle undersøkte VØKer, innenfor Statoil sine operasjonsspesifikke akseptkriterier og under ALARP-nivå (50 % av akseptkriteriene). Det konkluderes dermed med at miljørisikoen forbundet med boringen av letebrønn 7324/2-1 Apollo er akseptabel. 4 Beredskapsanalyse 4.1 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 [5]. 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-persentilen av korteste drivtid til land. Barriere 5: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon inn til 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. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 22 av 47

23 I tillegg til disse ytelseskravene stilles det spesifikke krav til beredskapspersonellets kompetanse. 4.2 Metodikk Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Statoils forutsetninger og metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [6, 7], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i Norsk Olje og Gass veiledning [8] og NOFO [9]. Som grunnlag for analyse av kapasitet kan følgende systemer inngå i analysen og benyttes til bekjempelse av olje/emulsjon: Havgående NOFO-system Havgående Kystvaktsystem System Kyst A IKV System Kyst B KYV System Fjord A NOFO/Operatør System Fjord B IUA/KYV Ressurser fra OSRL påføring av dispergeringsmiddel fra fly, samt lenser til bruk i kystsone. 4.3 Dimensjonering av barriere 1 og 2 Beredskapsanalysen for barriere 1 og 2, nær kilden og på åpent hav, er basert på vektet utblåsningsrate og forventet oljetype. For dimensjonering av barriere 1 benyttes egenskaper (fordamping, naturlig nedblanding og vannopptak) for 2 timer gammel olje. Statoil har valgt å gjøre beregninger for alle fire årstider; vinter, vår, sommer og høst. Det grunnleggende prinsippet er at kapasiteten skal være tilstrekkelig til å kunne håndtere emulsjonsmengde ved disse betingelsene for de ulike årstidene. For dimensjonering av barriere 2 er det utført beregninger av antall systemer som kreves for å kunne ta opp all emulsjonsmengde 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 lokasjon, 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). Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 23 av 47

24 4.4 Dimensjonering av barriere 3 til 5 Beredskapsbehovet i barriere 3, 4 og 5 er basert på resultater fra oljedriftssimuleringer gjennomført for den spesifikke aktiviteten, se kap 3.5. Statoil legger til grunn et prinsipp, for å sikre robusthet og fleksibilitet i beredskapen, om at barriere 3 og 4 dimensjoneres slik at hvert prioritert område som er berørt av stranding (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). Beredskapen skal brukes der det er mest hensiktsmessig og er ikke begrenset til de prioriterte områdene. Prinsippet om grunnberedskap medfører at Statoil dimensjonerer for både volumer og utstrekning av strandet emulsjon. Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 3 og 4 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. Når det gjelder Apollo viser oljedriftssimuleringene at det ikke er sannsynlighet for stranding innen 95-persentilen av det totale utfallsrommet, og som følge av dette skal det ikke settes krav til dimensjonering av barriere 3 til 5. Influensområdet for et overflateutslipp viser liten sannsynlighet for overlapp mellom olje og iskant i hele den analyserte perioden (mai til november). Statoils mål vil for denne operasjonen være å bekjempe oljeutslippet så nær kilden som mulig for å redusere mengde oljeemulsjon som vil kunne drive videre mot iskanten Bekjempelsesstrategi for isfylt farvann Oljedriftssimuleringene gjennomført for Apollo viser at det er sannsylighet for overlapp mellom iskant og influensområdet for en overflateutblåsning fra Apollo, se Figur 4-1 og 4-4. Sannsynligheten er lav i hele den analyserte perioden (mai til november). Foreliggende beredskapsanalyse omfatter derfor en vurdering av mulige strategier og metoder for bekjempelse i isfylt farvann. Vurderingene baserer seg på siste tilgjengelig oppsummering av pågående forskningsprosjekt og konklusjoner i ulike arbeidsgrupper i forhold til olje i is-industrisamarbeid ( Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 24 av 47

25 Figur 4-1 Området med > 5 % sannsynlighet for treff av > 1 tonn olje i en 10x10 km rute (Influensområdet) til et overflate utslipp fra Apollo med 1800 Sm3/døgn i 35 døgn, vist som overlapp med iskanten i mai. Figur 4-2 Området med > 5 % sannsynlighet for treff av > 1 tonn olje i en 10x10 km rute (Influensområdet) til et overflate utslipp fra Apollo med 1800 Sm3/døgn i 35 døgn, vist som overlapp med iskanten i juli. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 25 av 47

26 Figur 4-3 Området med > 5 % sannsynlighet for treff av > 1 tonn olje i en 10x10 km rute (Influensområdet) til et overflate utslipp fra Apollo med 1800 Sm3/døgn i 35 døgn, vist som overlapp med iskanten i september. Figur 4-4 Området med > 5 % sannsynlighet for treff av > 1 tonn olje i en 10x10 km rute (Influensområdet) til et overflate utslipp fra Apollo med 1800 Sm3/døgn i 35 døgn, vist som overlapp med iskanten i november. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 26 av 47

27 De operasjonelle utfordringer for oljevern i Arktiske områder er: lange avstander, lave temperaturer, sesongbasert mørke og tilstedeværelse av is. Imidlertid kan kaldt vann og is forbedre responseffektiviteten ved å begrense spredning og nedblanding av olje pga isens bølgedempende effekt, og dermed utvide vinduet for bruk av in-situ-burning, dispergering og mekanisk oppsamling. Ising av utstyr og materiell er, sammen med HMS for involvert personell, også viktige problemstillinger for operasjoner i kalde områder. Metoder for bekjempelse av olje i is skiller seg ikke fra tradisjonelt oljevern utover at de ytre rammene er annerledes. Det vil fremdeles være mulig å bekjempe olje med mekanisk oppsamling, mekanisk og kjemisk dispergering og brenning. Deteksjon av olje vil foregå på samme måte som i åpent farvann, da utslippet vil skje et stykke fra iskant og vil være mulig å følge med standard fjernmålingssystemer. I tillegg vil det, dersom olje når iskanten, kunne settes i gang ytterligere tiltak på fjernmåling Mekanisk oppsamling Følgende elementer er vurdert for bruk av mekanisk oppsamling i isfylt farvann: Oljen har begrenset mulighet for spredning og danner et tykkere lag i farvann med isdekning Det er utviklet spesielle skimmere til bruk for olje i isfylt farvann børsteskimmere og trommelskimmere er mest effektive Konvensjonelle lenser kan benyttes i åpent vann med isdekningsgrad lavere enn 30 % Mellom % isdekningsgrad anbefales enbåtsystemer, fordi disse er lettere å manøvrere mellom isen I områder med mer enn 60 % isdekningsgrad danner isen barrierer og fungerer som lense, slik at skimmeren kan settes rett ned i oljen Dispergering - mekanisk og kjemisk Følgende elementer er vurdert for bruk av mekanisk og kjemisk dispergering i isfylt farvann: Forskning viser at kjemisk dispergering er et godt tiltaksalternativ i Arktiske områder Fartøy kan benyttes til mekanisk dispergering, og for å tilføre nok energi til kjemisk dispergering dersom behov Påføring av dispergeringsmidler fra fly er hensiktsmessig i områder der det er lange avstander til land (OSRLs ressurser) Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 27 av 47

28 Brenning Følgende elementer er vurdert for bruk av brenning av oljeemulsjon i isfylte farvann: En metode som har blitt brukt siden 1958 Krever lite utstyr og er lite mannskapskrevende Hensiktsmessig til bruk i områder som er langt fra land, da denne metoden ikke krever lagerkapasitet eller transport av oppsamlet olje Lav temperatur øker vinduet for bruk av brenning pga redusert fordampning Minimum tykkelse på olje 1mm 10 mm for å kunne tenne på Herdere kan benyttes for å øke tykkelsen på oljelaget For opp til 40 % isdekningsgrad kan brannsikre lenser benyttes Mellom % isdekningsgrad vanskeliggjør bruk av brannsikre lenser pga utstyrssvikt som følge av påvirkning fra is I områder med mer enn 60 % isdekningsgrad danner isen barrierer og fungerer som lense slik at oljen kan tennes på direkte Brenning medfører utslipp av røyk og sot OSRL har 6 brannsikre lenser som Statoil har tilgang til gjennom sitt medlemskap Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 28 av 47

29 4.5 Analysegrunnlag Utslippsscenarier Tabell 4-1 gir en oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønn 7324/2-1 Apollo. Tabell 4-1 Utslippsscenarier for letebrønn 7324/2-1 Apollo Type utslipp Kilde Referanse bakgrunn for rate/volum Utblåsning 1120 m 3 /døgn Langvarig utblåsning fra reservoar Dimensjonerende utblåsningsrate for letebrønn 7324/2-1 Apollo Middels utslipp m 3 punktutslipp Mindre utslipp m 3 punktutslipp Eksempelvis lekkasje fra brønn Eksempelvis lekkasje fra brønn Volum bestemt ut fra faglig vurdering Volum bestemt ut fra faglig vurdering Oljens egenskaper Som beskrevet i kap 3.5 så er det i etterkant av vurderinger rundt representativ oljetype for Apollo gjort funn av olje på Wisting prospektet i nærheten av Hoop-området. Det foreligger begrenset informasjon om Wisting oljen, tettheten for Wisting oljen er lavere sammenlignet med Realgrunnen. Det foreligger foreløpig ingen informasjon om forvitringsegenskapene til Wisting oljen, og det er derfor valgt å fortsatt benytte Realgrunnen som referanseolje i denne analysen. Tabellen 3-5 viser forvitringsegenskapene til Realgrunn-oljen etter 2 og 12 timer, for vinter og sommer. Goliat Realgrunn forventes å ha potensiale for kjemisk dispergering. For vår- og høstsesongene er forvitringsegenskapene for vintersesongen konservativt lagt til grunn. Usikkerhet rundt forvitringsegenskapene gjør at man må ha ulike bekjempelsestiltak tilgjengelige slik at man kan sikre en best mulig respons Resultater fra oljedriftsberegninger For dimensjonering av oljevern for letebrønn 7324/2-1 Apollo er det gjennomført oljedriftsberegninger, se kapittel 3.5. Det er ikke sannsynlighet for stranding innen 95-persentilen av det totale utfallsrommet, og det forventes en liten til neglisjerbar overlapp med iskant i den analyserte perioden (mai-november). Tabell 4-2 og Tabell 4-3 gir en oversikt over minste drivtider til iskant og Bjørnøya for de ulike månedene. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 29 av 47

30 Tabell 4-2 Avstander og Drivtider for olje iskant (10-30 % iskonsentrasjon) for Apollo Avstand til iskant (km) Korteste drivtid (P100) til isfylt farvann April døgn Mai døgn Juni Juli August September Oktober November døgn Desember døgn Tabell 4-3 Drivtider for olje til Bjørnøya for Apollo Korteste drivtid (P100) til Bjørnøya Mai - august August - november 6,7 døgn 10,7 døgn Miljøbetingelser - oljevernressurser 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/tilflyt 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 beregningskalkulator for beredskapsbehov i alle barrierer. Kapasiteten til havgående opptakssystem i NOFO-klasse som brukes i beregningene er 2400 m3/døgn (for oljer under 30000cP). Kapasiteten til havgående dispergeringssystem i NOFO-klasse er satt til 1950 m3/døgn. Funksjonene som er områdespesifikke er kalibrert mot Apollo og omtalt i det følgende. For flere detaljer henvises det til Statoils forutsetninger og metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [6, 7]. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 30 av 47

31 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 4-3. For letebrønn 7324/2-1 Apollo (region 5) er operasjonslys oppsummert i Tabell 4-4. Figur 4-3 Regioner brukt for beregning av operasjonslys Tabell 4-4 Andel operasjonslys i region 5, hvor letebrønn 7324/2-1 er lokalisert Vinter Vår Sommer Høst Operasjonslys 23 % 79 % 100 % 47 % 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 4-4. Basert på lokasjon er stasjon 25 antatt representativ for Apollo. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for NOFO- og Kystvaktsystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) er oppsummert i Tabell 4-5. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-6. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 31 av 47

32 Figur 4-4 Stasjoner brukt for beregning av bølgeforhold for åpent hav Tabell 4-5 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon Apollo (antatt stasjon 25) Vinter Vår Sommer Høst NOFO-system 51 % 66 % 77 % 64 % Tabell 4-6 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon Apollo (antatt stasjon 25) Vinter Vår Sommer Høst NOFO-system (Hs < 4m) 77 % 91 % 99 % 89 % NOFO-dispergering (Hs < 4 m) 77 % 91 % 99 % 89 % Oljevernressurser utstyrsplassering og forutsetninger Figur 4-5 viser plasseringen av NOFO-utstyr per januar Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til borelokasjon er brukt som grunnlag for beredskapsanalysen. I tillegg til dette vil det innen borestart være ytterligere tre NOFO-system lokalisert i Hammerfest. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 32 av 47

33 Figur 4-5 NOFOs utstyrsoversikt per januar 2014 Tabell 4-7 Avstander fra letebrønn 7324/2-1 Apollo til aktuelle oljevernressurser Oljevernressurser Esvagt Aurora Base Hammerfest Stril Poseidon Base Sandnessjøen Avstand til 7324/2-1 Apollo (nm) 155 nm 200 nm 662 nm 610 nm Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 33 av 47

34 Tabell 4-8 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av systembehov i barriere 1 og 2 Gangfart, OR-fartøy Mobilisering, klargjøring, lasting og lossing på base system 1 fra NOFO-base Mobilisering av system 2 fra NOFO-base Mobilisering av system 3 fra NOFO-base Avgivelsestid for beredskapsfartøyer Responstid for slepefartøy Tid til å sette lensene ut på vannet 14 knop 10 timer 30 timer 48 timer Tampen: 1 time Troll/Oseberg: 1 time - første system, 1 time - andre system Balder: 6 timer Haltenbanken: 1 time Gjøa: 4 timer Sleipner/Volve: 3 timer Ula/Gyda: 6 timer Ekofisk/Sør-feltene: 6 timer Goliatfeltet: 4 timer Slepefartøy fra NOFO-pool ved avstand mer enn 120 nm fra land i Barentshavet: 36 timer 1 time 4.6 Dimensjonering beredskapsbehov og responstider Beregnet systembehov på desimalnivå avrundes oppover til nærmeste hele tall. Systembehovet er beregnet for mindre utslipp (Tabell 4-9), middels utslipp (Tabell 4-10) og dimensjonerende hendelse (Tabell 4-11). Tabell 4-9 Beregnet systembehov for et mindre utslipp - punktutslipp på 100 Sm 3 Vinter 5 C - 10 m/s vind Vår 5 C 10 m/s vind Sommer 10 C - 5 m/s vind Høst 5 C - 10 m/s vind Utslipp (Sm3) Fordampning % (etter 2 timer på sjø) Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3) Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) * 2000 Behov for NOFO-systemer * Viskositeten av emulsjonen er svært lav. Her forventes det et betydelig lensetap før emulsjonen har nådd tilstrekkelig tykkelse. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 34 av 47

35 Tabell 4-10 Beregnet systembehov for et middels punktutslipp (på 2000 Sm3) Vinter 5 C 10 m/s vind Vår 5 C 10 m/s vind Sommer 10 C 5 m/s vind Høst 5 C 10 m/s vind Utslipp (Sm3) Fordampning % (etter 2 timer på sjø) Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3/d) Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3/d) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) * 2000 Behov for NOFO-systemer 2 2 2** 2 * Viskositeten av emulsjonen er svært 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 Tabell 4-11 Beregnet systembehov i barriere 1 og 2 ved dimensjonerende hendelse (1120 Sm3/døgn) Vinter 5 C 10 m/s vind Vår 5 C 10 m/s vind Sommer 10 C 5 m/s vind Høst 5 C 10 m/s vind Utstrømningsrate (Sm3/d) Fordampning % (etter 2 timer på sjø) Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3/d) Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3/d) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) * 2000 Behov for NOFO-systemer i barriere 1 (primærkonfigurasjon) Samlet barriereeffektivitet i barriere 1 (%) 37,4 61,2 77,2 50,8 Emulsjonsmengde inn til barriere 2 (Sm3/d) Oljemengde inn til barriere 2 (Sm3/d) Fordampning % (etter 12 timer på sjø) Nedblanding % (etter 12 timer på sjø) Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3/d) Vannopptak % (etter 12 timer på sjø) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 2 (Sm3/d) Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 (cp) Behov for NOFO-systemer i barriere 2 (primærkonfigurasjon) Samlet barriereeffektivitet i barriere 2 (%) 18,7 30,6 38,6 25,4 Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 35 av 47

36 Beregnet effektivitet av barriere 1 og 2 (%) 28,7 50,4 65,8 40,5 Beregnet emulsjonsmengde ut av barriere 2 (Sm3/d) * Viskositeten av emulsjonen ut av barriere 1 er svært lav. Her forventes det et betydelig lensetap før emulsjonen har nådd tilstrekkelig tykkelse. Bruk av kjemisk dispergering er et alternativ til mekanisk oppsamling, og dette vil kunne brukes som eneste alternativ eller som en kombinasjon med mekanisk. Operative vurderinger vil avgjøre hvorvidt dispergering og/eller mekanisk oppsamling skal benyttes. Både fartøy og fly kan benyttes som plattform for påføring av dispergeringsmiddel. For letebrønn 7324/2-1 Apollo settes det krav til 2 NOFO-systemer i barriere 1 og 2. Basert på best oppnåelig responstid, settes det krav til initiell respons i barriere 1 på 2 timer og fullt utbygd barriere 1 og 2 på 17 timer. Første system for påføring av dispergering vil kunne være på plass innen 17 timer. Som grunnlag for dimensjonering av barriere 3 og 4 benyttes vanligvis resultatene fra oljedriftssimuleringene. Det er ikke sannsynlighet for stranding innen 95-persentilen av det totale utfallsrommet, og det er lav/neglisjerbar sannsynlighet (<5 %) for overlapp med iskant i den analyserte perioden (mai til november). Beregnet emulsjonsmengde ut av barriere 2 for de ulike sesongene (vinter, vår, sommer og høst) er hhv. 1127, 596, 293 og 812 m3/d. Ett NOFO-system vil være tilstrekkelig til å håndtere denne mengden. Dersom oljen skulle drive inn mot iskant vil fremdeles mekanisk oppsamling, kjemisk og mekanisk dispergering være mulig. Iskanten er i denne analysen definert som området med % isdekningsgrad. Ved slike forhold kan konvensjonelle lenser og skimmere benyttes. Statoil har i tillegg til tilgjengelig utstyr hos NOFO også tilgang på utstyr fra OSRL, blant annet lenser og skimmere som er vurdert til å kunne operere i arktiske områder. Dette er utstyr Statoil vil ha tilgang på gjennom allerede eksisterende avtaler med OSRL. Brenning har i analysen blitt vurdert som et alternativ for håndtering av olje som eventuelt når iskanten. I Tabell 4-12 under er de ulike forutsetningene som må være tilstede for antenning vurdert opp mot resultater fra oljedriftssimuleringer og forvitringsegenskapene. Tabell 4-12 Forutsetninger for brenning som et alternativ for 7324/2-1 Apollo Vanninnhold Eksponeringstid på sjø Fordampning Optimale forhold Opptil % timer Maks % Apollo 70 % 6 døgn 33 % Brenning er ikke vurdert som en alternativ metode for Apollo, da betingelsene for effektiv beredskap ved brenning ikke er til stede for denne boringen. Usikkerhet rundt forvitringsegenskapene gjør at man må ha ulike bekjempelsestiltak tilgjengelige slik at man kan sikre en best mulig respons. For å sikre dette har Statoil sett både på hvordan man kan trappe opp ift en hendelse, og hvordan man kan benytte ressurser til gjennomføring av kjemisk dispergering. For ytterligere ressurser til gjennomføring av både mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering vil ressurser kunne hentes fra NOFOs pool. I tillegg vil Statoil kunne benytte OSRL fly til bruk for påføring av disperingsmidler, samt utstyr for håndtering av olje i arktiske områder. Dette vil beskrives i den brønnspesifikke beredskapsplan mot akutt oljeforurensning som utarbeides før boreoperasjonen starter. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 36 av 47

37 4.6.1 Begrunnelse for valgt beredskapsløsning Miljørisikoanalysen viser at i hele den analyserte perioden ligger risikonivået under ALARP for alle ressurser. Miljørisikoen overestimeres ved bruk av datasett med buffersone, eksempelvis er summen av bestandsandeler av lomvi rundt Bjørnøya i april 12,9 ganger den totale nasjonale bestanden. Høyeste utslaget med buffersone er for lomvi, med i underkant av 40 % av Statoils akseptkriterium i kategori Alvorlig. Ved analyse av datasettene uten buffersone er miljørisiko for lomvi redusert til 0,25 % av akseptkriteriet i samme kategori. For den nye boretidsperioden vil miljørisikoen være enda lavere. Statoil planlegger å starte boringen av Apollo i den perioden der isen er på vei nordover og dette sammenfaller med at effekten av oljevern er forventet å være høyere enn midt på vinteren. Beredskapsløsningen som Statoil velger å benytte for Apollo er for barriere 1 og 2 totalt 2 NOFO-systemer. For barriere 3 og 4 settes det krav til 1 NOFO-system for å kunne håndtere mengden som går gjennom barriere 1 og 2. Krav til responstid er basert på korteste drivtid (P100) til Bjørnøya, som er i overkant av 6 døgn. 4.7 Oppsummering av krav til beredskap Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for boring av 7324/2-1 Apollo er oppsummert i Tabell Det er satt krav til 2 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 2 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 17 timer. Det settes krav til at det skal være utstyr for både mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering i beredskapsløsningen. Det er ikke sannsynlighet for stranding innen 95-persentilen av det totale utfallsrommet, og det forventes kun liten overlapp med iskant i den analyserte perioden (mai-november). For barriere 3 og 4 settes det krav til 1 havgående system som skal være på plass i god tid før oljen vil kunne treffe Bjørnøya eller iskant. Estimert drivtid til Bjørnøya er i overkant av 6 døgn. Korteste drivtid til iskant for perioden mai til november er i overkant av 44 døgn. I løpet av denne tiden vil flere systemer være tilgjengelig for oppsamling i området. Da det ikke forventes stranding innenfor influensområdet settes det ikke spesifikke krav til barriere 5. Tabell 4-13 Oppsummering av krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for letebrønn 7324/2-1 Apollo Barriere 1 2 Bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid 2 NOFO-system. Første system innen 2 timer, fullt utbygd barriere innen 17 timer. Responstid for første system for påføring av kjemisk dispergering er 17 timer. Ytterligere ressurser fra NOFOs havgående systemer (mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering) ved behov. Barriere 3 4 Bekjempelse i kyst- og strandsone Systemer og responstid Barriere 5 Strandsanering Antall strandrenselag og responstid Fjernmåling og miljøundersøkelser 1 NOFO-system innen 6 døgn. Ytterligere ressurser fra NOFOs havgående systemer ved behov. Ved behov; benytte allerede eksisterende NOFO-avtaler - Oljedetekterende radar og IR-kamera om bord på beredskapsfartøy som er lokalisert ved riggen for å sikre raskest mulig deteksjon av akutt oljeforurensning - Luftovervåking igangsettes snarest mulig og senest innen 5 timer - Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 37 av 47

38 5 Referanser [1] AkvaplanNiva (2013) Miljørisikoanalyse brønn 7325/1-1 (Atlantis) og 7324/2-1 (Apollo) i PL 615. [2] AkvaplanNiva (2014) Memo: Endring i boretidspunkt for letebrønn 7324/2-1 (Apollo) i PL615 betydning for miljørisiko [3] OLF (2007) "Veileder for miljørettet risikoanalyse" [4] SINTEF (2008) Weathering properties of the Goliat Kobbe and two Goliat Blend of Kobbe and Realgrunnen crude ols. [5] Statoil (2012) Statoils ytelseskrav, beredskap mot akutt oljeforurensning [6] Statoil (2012) Forutsetninger for analyse og planlegging av beredskap mot akutt oljeforurensning [7] Statoil (2012) Analysemetode og beregningsmetodikk, beredskap mot akutt oljeforurensning [8] OLF (2007) "Veileder for miljørettet beredskapsanalyse" [9] NOFO, Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 38 av 47

39 Vedlegg A Input to the environmental risk assessment Blowout scenario analysis exploration well Apollo (7324/2-1) rev01 Alexander Solberg, TPD TEX SSC ST Fornebu, 17 th January 2014 Summary This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to drilling of the exploration well Apollo (7324/2-1). 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 The oil blowout rates range between 0 and 2900 Sm 3 /d 1. It is found that the duration of a blowout could potentially amount to 77 days with a 1% probability. Introduction Statoil is planning to start drilling the Apollo (7324/2-1) exploration wells in the Barents Sea in Q A semisubmersible drilling rig is planned used for drilling the well. The purpose of this note is to provide input to the environmental risk assessment regarding blowout probability, rates and duration. The assessment of risk figures in this note is based on: Historical blowout statistics /1/ Blowout and well leak frequencies /2/ Simulations of blowout rates /3 Judgements and considerations in TEX SSC ST and in dialogue with the project, /4/ Well specific information Water depth at well location is 444 meters MSL. The distance RT-MSL of the rig is 22 meters. The main target of the well is to penetrate the Realgrunnen sst. formation. The planned well design is to set a 20 *13 3/8 casing at 634 meters TVD RKB and a 9 5/8 liner above the reservoir at approximately 800 meters TVD RKB (top of liner at 590 meters TVD RKB. Top of Realgrunnen reservoir is expected at 841 meters MD RKB and will be penetrated in the 8 ½ diameter section. Total depth will be at about 1072 meters TVD RKB. 1 The 6 meters into the Realgrunnen formation (gas cap) is estimated to result in potential oil rates of 45 Sm 3 /d to seabed. When this number is adjusted towards nearest hundred zero is established for this scenario. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 39 av 47

40 Figure 1: Well Schematic for well 6507/3-1, Apollo. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 40 av 47

41 The overall probability of discovery is 57%, 6.1% chance of oil, 5.6% for gas and 45.4% for combined oil and gas. The fluid in the Realgrunnen formation is expected to have a GOR of 50 Sm 3 /Sm 3 (15,000 in gas cap) and the reservoir pressure is expected to be 91.5 bar (91 bar for gas cap). Other reservoir data for Apollo is presented below in Table 1. Table 1: Reservoir data for well 7324/2-1 Apollo Expected fluid data for Realgrunnen is presented below in Table 2. Table 2: Fluid properties for the expected fluid from well 7324/2-1 Apollo Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 41 av 47

42 Blowout scenarios and probabilities 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. The overview of blowout causes given in /1/ (Table 4.9) combined with an assumption of annular flow do, in our opinion, justify the following probabilities: P(Top penetration blowout) = 0,20 P(Tripping blowout) = 0,40 Given the above definition of scenarios: P(Drilling ahead blowout) = 1,0 P(Top penetration or Tripping blowout) = 0,40. The blowout frequencies found in Scandpower /2/ are the outset of our assessment. As the expected fluid of Apollo is oil, an oil blowout frequency is used below; P(blowout wildcat exploration, oil well) = per well The frequency relate to an average wildcat exploration well with blowout potential from a deep reservoir (shallow gas not included). Such blowout frequencies are typically applied to describe wells with potential hydrocarbon discovery in one section, normally the 8 ½ section, which is the case for Apollo (7324/2-1). The drilling rig is a semi submersible drill rig which will be kept in position by a dynamic positioning system (DP) during the operation. It will operate with a subsea BOP and have the possibility to disconnect and abandon the site in case of a blowout. Based on information in Table 6.2 /2/ and an overall evaluation of different scenarios and sort of vessel a probability distribution between seabed and surface release scenarios is set to 90% and 10% in order of appearance. This results in the following probabilities: P(blowout with seabed release) = ,90 = P(blowout with surface release) = ,10 = Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 42 av 47

43 Blowout rates Scenarios for blowout rate calculations have been defined and scenario probability distribution adjusted based on the above and well specific information. Blowout rates and scenario probabilities combined describe a well specific risk picture. Blowout rates to surface and seabed have been calculated by Acona, ref /3/. The simulated scenarios include; 1 Top penetration 6 meters of Realgrunnen sst. exposed 2 Drilling ahead Realgrunnen 50% exposed (i.e. 6 m gas cap and 5 m oil column) 3 Tripping Realgrunnen fully exposed (i.e. 6 m gas cap and 16 m oil column) The simulation results are shown below in Table 3, ref /3/. The results show that low oil rates are expected when penetrating the gas cap and the highest rates are expected when tripping at TD of the well. Section 8 ½ Table 3: Simulated blowout oil (condensate) rates (Sm 3 /d) and probabilities Scenarios Scenario probability Blowout rates*, Surface (Sm3/d) Blowout rates*, Seabed (Sm 3 /d) Top penetration 20% Drilling ahead 40% Tripping 40% Sum: 100% * Adjusted towards the nearest hundred. It is assumed that scenarios involve free, unrestricted annular flow and a total failure of the BOP. These assumptions are conservative. In the flow model the only restriction is the drillstring, i.e. free annular flow. This is reasonable according to blowout statistics since drillpipe and open hole flow are rather rare compared to annular flow. Though a partly closed BOP may serve as a restriction, even a small opening will give marginal choking effects and a partly closed ram may be severely degraded by erosion after a short period of time. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 43 av 47

44 Blowout duration An oil 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 /2/. An operation specific consideration of bridging probability or capping efficiency has not been attempted. Water/gas coning is not considered, as this would require more detailed reservoir information. The well specific input, time to drill a relief well, is presented in Table 4. One assumption in the assessment of blowout duration is that one relief well is sufficient to kill the well. Need for a second relief well would require a re-evaluation. Table 4: Time to drill a relief well (days), ref /3/ Time to: Minimum: Most likely: Maximum: - make decisions mobilise a rig; transfer, anchoring, supply of equipment and preparations* drilling, 12 ¼ geomagnetic steering into the well** killing the well* * Most probable estimate is based on having a suitable rig operating simultaneously in the Barents Sea ** Due to shallow reservoir depth and the need for a horizontal relief well, several attempts to intersect the blowing well will be required. Most probable value is estimated based on an experience with 5 attempts required to intersect an actual blowing well.. The required time to drill a relief well and kill a blowout is judged by the project to be between 34 and 97 days. A Monte Carlo simulation is performed to produce a duration distribution from the well specific input in Table 4. The expected time found is 60 days. A probability distribution is presented in Figure 2. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 44 av 47

45 0,40 0,35 0,30 Probability 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05 0, Time to drill a relief well (days) Figure 2: Duration distribution, Time to drill a relief well The probability distribution, found in Table 5 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 5 maximum blowout duration is suggested to be 77 days. Table 5: Probability distribution for a blowout to end as a function of time (days) Duration Duration Surface blowout Seabed blowout (days) (days) Surface blowout Seabed blowout 0,5 0,406 0, ,007 0, ,127 0, ,004 0, ,131 0, ,002 0, ,144 0, ,005 0, ,038 0, ,018 0, ,031 0, ,025 0, ,021 0, ,017 0, ,016 0, ,007 0,013 *Probabilities in the tail end of the duration distribution (< 0,01) are added to the probability of the preceding duration category. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 45 av 47

46 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 3. In Figure 4 seabed and surface blowout duration and time to drill a relief well are described by cumulative probability curves. 0,60 0,50 0,40 Probability 0,30 0,20 Surface Seabed 0,10 0, Blowout duration (days) Figure 3: Blowout duration described by probability distributions Figure 4: Blowout duration described by cumulative distributions Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 46 av 47