Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 30/9-28S B-Vest Angkor Thom

Transkript

1 30/9-28S B-Vest Angkor Thom Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 1 av 58

2 Tittel: Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn Dokumentnr.: Kontrakt: Prosjekt: Gradering: Distribusjon: Open Kan distribueres fritt Utløpsdato: Status Final Utgivelsesdato: Rev. nr.: Eksemplar nr.: Forfatter(e)/Kilde(r): Øystein Rantrud Omhandler (fagområde/emneord): miljørisiko, beredskap, oljevern Merknader: Trer i kraft: Ansvarlig for utgivelse: Oppdatering: Myndighet til å godkjenne fravik: Fagansvarlig (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur: TPD TEX SST ETOP Anne-Lise Heggø Utarbeidet (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur: TPD TEX SST ETOP Øystein Rantrud Anbefalt (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur: TPD TEX SST Arne Myhrvold Godkjent (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur: TPD TEX SST ETOP Per Gunnar Stavland Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 2 av 58

3 Innhold 1 Sammendrag Innledning Definisjoner og forkortelser Bakgrunn Aktivitetsbeskrivelse Miljørisikoanalyse Metodikk Type operasjon og utslippssannsynlighet Utblåsningsrater og varigheter Oljetype Oppsummering av miljørisiko Oppsummering og konklusjon miljørisikoanalyse Beredskapsanalyse Ytelseskrav Metodikk 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 Analysegrunnlag Resultat - Beredskapsbehov og responstider Oppsummering av krav til beredskap for letebrønn 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom Referanser Technical note: Input to the environmental risk assessment Blowout scenario analysis exploration wells B-Vest & Angkor Thom (30/9-28 S) Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 3 av 58

4 1 Sammendrag Statoil planlegger boring av letebrønn 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom. Brønnen er lokalisert i den nordlige delen av Nordsjøen. Avstanden til nærmeste land, Øygarden i Hordaland, er om lag 115 km. Boringen er planlagt med oppstart i oktober /9-28 S B-Vest Angkor Thom skal bores gjennom to ulike reservoarseksjoner med tilhørende utblåsningssannsynligheter, -rater og oljetype. Det skal bores gjennom to hydrokarbonførende lag, et oljeførende lag i 12 ¼ '' seksjon, og et kondensatførende lag i 8 ½ '' seksjon. Miljørisikoanalysen for 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom [1] er gjennomført som en skadebasert analyse, og er utført av Acona. Miljørisikoanalysen ser på miljørisikoen for boring av hele brønnen, og adderer risikoen fra de to seksjonene. Miljørisikoen for letebrønn 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for alle VØKer, i alle fire sesonger. Høyest miljørisiko gjennom året er beregnet for vintersesongen, med utslag på 21 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for moderat miljøskade (Havsule). For beredskap mot akutt forurensning er boringen av 12 ¼ ''-seksjonen av 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom dimensjonerende for type beredskapstiltak og for antall systemer i barriere 1 til 5. Dette er grunnet høyere utblåsningsrater og at det er forventet olje i denne seksjonen mot kondensat i 8 ½ ''seksjonen. Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for boring av letebrønn 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom er oppsummert i Tabell Det er satt krav til 4 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 13 timer. Det settes krav til 7 kystsystemer i barriere 3 og 7 kystsystemer i barriere 4. Det stilles krav til 11 strandrenselag i barriere 5. Ved behov, vil ytterligere ressurser kunne mobiliseres i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og IUAer. 2 Innledning 2.1 Definisjoner og forkortelser Sentrale ord og uttrykk som inngår i miljørisikoanalysen er kort beskrevet nedenfor: Akseptkriterium Verbal eller tallfestet grense for hvilket risikonivå som aksepteres. ALARP Bestand: BOP DFU As low as reasonably practicable : Prinsipp som benyttes ved vurdering av risikoreduserende tiltak. Risikoreduserende tiltak skal implementeres med mindre den tilhørende kostnaden eller gjennomførbarheten er urimelig i forhold til risikoreduksjonen. Det skal være et særlig fokus på risikoreduserende tiltak når risikoen er beregnet å være over halvparten av akseptkriteriet. Gruppe av individer innen en art som befinner seg i et bestemt geografisk område i en bestemt tidsperiode (naturlig avgrenset del av en populasjon). Blow Out Preventer Definert fare- og ulykkessituasjon. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 4 av 58

5 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. HPHT: High pressure high temperature, forhold i brønn Korteste drivtid 95-persentilen i utfallsrommet for korteste drivtid til kysten. KYV Miljø Kystverket Et ytre miljø som kan bli berørt av oljeutslipp til sjø, dvs. det marine miljø. Miljørisikoanalyse Risikoanalyse som vurderer risiko for ytre miljø med hensyn til akutt oljeforurensning. 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 NEBA Operasjon Norsk Oljevernforening for Operatørselskap Net Environmental Benefit Analysis metode for å sammenligne og rangere netto miljøgevinst forbundet med forskjellige bekjempelsesmetoder innen oljevern, eksempelvis oppsamling, mekanisk og kjemisk dispergering. 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. 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. Ressurs eller biologisk ressurs sjøpattedyr. Levende organismer, f.eks. plankton, tang og tare, virvelløse dyr, fisk, sjøfugl og 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 emulsjonsmengde 95-persentilen i utfallsrommet for størst strandet mengde Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 5 av 58

6 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. 2.1 Bakgrunn I forkant av boringen av letebrønn er det utarbeidet en miljørisiko- og beredskapsanalyse. Miljørisikoanalysen er gjennomført som en skadebasert helårlig analyse av Acona [1]. 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. Beredskapsanalysen for 30/9-28 S B- Vest Angkor Thom er brønnspesifikk. Aktivitetsforskriftens 73 og Styringsforskriftens 17 stiller krav til beregning av risiko og beredskap ved miljøforurensning som følge av akutte utslipp som grunnlag for beredskapsetablering. 2.2 Aktivitetsbeskrivelse Letebrønnen 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom skal bores i Nordsjøen (Figur 2-1). Vanndybden på borelokasjon er 99 m og korteste avstand til land, som er Øygarden i Hordaland, er om lag 115 km. Boringen har planlagt oppstart sommer Brønnen er planlagt boret med den halvt nedsenkbare riggen Songa Delta. Hovedformålet med letebrønn 30/9-28 S er å bekrefte kommersielle ressurser i de to uavhengige prospektene B-Vest og Angkor Thom. B-Vest (øverste reservoar) er forventet å inneholde olje med tilsvarende egenskaper som Oseberg Sørolje. Angkor Thom (nederste reservoar) er forventet å inneholde gass og kondensat med tilsvarende egenskaper som Huldra-kondensat. Et mulig sidesteg kan bli boret i B-Vest og er forventet å inneholde olje med tilsvarende egenskaper som Oseberg Sør-olje. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 6 av 58

7 Figur 2-1 Lokasjon for letebrønn 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom Basisinformasjon om letebrønn er oppsummert i Tabell 3-1. Tabell 3-1 Basisinformasjon for letebrønn Parameter Brønnavn Lokasjon Vanndyp Avstand til nærmeste land Referanseolje Vektede utblåsningsrater - Øvre reservoarseksjon (12 ¼" ) Vektede utblåsningsrater - Nedre reservoarseksjon (8 ½ ") Vektede utblåsningsvarigheter Varigheter brukt i oljedriftssimulering Maksimal tid for boring av avlastningsbrønn Verdi Brønn 60 25' 52" N, ' 40" Ø 99 m 115 km (Øygarden) Oseberg Sør og Huldra kondensat 4200 Sm 3 /d sjøbunn og overflate 2900 Sm 3 /d sjøbunn og overflate Overflate: 9,5 døgn Sjøbunn: 16,4 døgn 2, 5, 14, 35 og 70 døgn 70 døgn Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 7 av 58

8 3 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 (VØK er) i influensområdet. Metodikk samt begrepsdefinisjoner er fullstendig beskrevet i Norsk olje og gass (tidligere OLF) sin veiledning for miljørettede risikoanalyser [2]. En noe mer kortfattet beskrivelse av metoden er tilgjengelig i kapittel 3 i miljørisikoanalysen [1]. Siden Angkor Thom & B Vest er en brønn som bores i to reservoarseksjoner med ulik forventet oljetype (Oseberg Sør og Huldra) er bidrag til miljørisiko beregnet separat, men sammensatt for å uttrykke miljørisikoen for hele brønnen i forhold til akseptkriteriene. I analysen av miljørisiko knyttet til boringen av letebrønn 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom benyttes Statoils akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko (Tabell 2-1). 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 3-1 Statoils akseptkriterier for miljørisiko Miljøskade Feltspesifikk risiko per år: Installasjonsspesifikk risiko per år: Operasjonsspesifikk risiko per operasjon: Mindre < 2 x 10-2 < 1 x 10-2 < 1 x 10-3 Moderat < 5 x 10-3 < 2,5 x 10-3 < 2,5 x 10-4 Betydelig < 2 x 10-3 < 1 x 10-3 < 1 x 10-4 Alvorlig < 5 x 10-4 < 2,5 x 10-4 < 2,5 x Type operasjon og utslippssannsynlighet Det skal benyttes en halvt nedsenkbar rigg (Songa Delta) for boringen av letebrønnen. Det skal bores gjennom to hydrokarbonførende lag, et oljeførende lag i 12 ¼ '' seksjon, og et kondensatførende lag i 8 ½ '' seksjon. Et sidesteg vil bli vurdert basert på informasjon fra hovedbrønnen. Dette vil i så fall bli boret ut fra eksisterende 13 3/8 foringsrør, og vil bores inn i det oljeførende laget med en dimensjon på 8 ½ ''. Sannsynligheten for en utblåsning er satt til 1, Denne verdien er basert på frekvensen til en gassbrønn (wildcat), oppjustert med 10 % basert på en helhetsvurdering av spesifikke forhold for B-Vest Angkor Thom. Sannsynligheten for en utblåsning er videre vurdert å være lik for begge seksjonene (dvs. 1, ,5 = 0, for hver seksjon). Sannsynlighetsfordelingen mellom sjøbunn- og overflateutblåsninger er satt til hhv. 0,75 og 0,25. B-Vest & Angkor Thom, hovedbrønn (hele brønnen, begge seksjoner) P(blowout sjøbunn) = 1, ,75 = 1, P(blowout overflate) = 1, ,25 = 0, Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 8 av 58

9 B-Vest & Angkor Thom, mulig sidesteg P(blowout with seabed release) = 1, ,75 = 1, P(blowout with surface release) = 1, ,25 = 0, Utblåsningsrater og varigheter Ratefordelingen for letebrønn 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom er presentert i Tabell 3-2 og Tabell 3-3. Et eventuelt sidesteg i det oljeførende laget vil ha tilsvarende sannsynlighet som hovedbrønnen, men lavere rater siden diameteren på seksjonen er mindre. Tid til boring av avlastningsbrønn er basert på operasjonelle og brønnspesifikke forhold og inkluderer tid til avgjørelser, mobilisering av rigg, transitt, oppankring, boring, geomagnetisk styring og dreping av brønnen. Tid til boring av avlastningsbrønn er basert på vurderinger fra prosjektet og beregnet vha Monte-Carlo-simuleringer. For 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom er potensiell utblåsningsvarighet beregnet til 70 døgn. Varighetsfordelingen er lik for de to reservoarseksjonene, slik Tabell 3-2 og Tabell 3-3 viser. Se 0 for flere detaljer. Tabell 3-2 Rate- og varighetsfordeling for overflate- og sjøbunnsutblåsning ved boring av 30/9-28S B-Vest Angkor Thom, øvre reservoarseksjon (12 ¼ ) Probability top/ sub Rate (Sm 3 /d) Probability distribution - duration Scenario probability 100 0, ,4 Topside 0, ,67 0,14 0,09 0,03 0,07 0,4 Average: , ,4 Subsea 0, ,49 0,16 0,14 0,06 0,15 0,4 Average: 4200 Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 9 av 58

10 Tabell 3-3 Rate- og varighetsfordeling for overflate- og sjøbunnsutblåsning ved boring av 30/9-28S B-Vest Angkor Thom, nedre reservoarseksjon (8 ½ ) Probability top/ sub Rate (Sm 3 /d) Probability distribution - duration Scenario probability 600 0,2 Topside 0, , ,67 0,14 0,09 0,03 0,07 0,4 Average: ,2 Subsea 0, , ,49 0,16 0,14 0,06 0,15 0,4 Average: 2900 Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 10 av 58

11 3.4 Oljetype Forventet oljetype for øvre reservoarseksjon (12 ¼ '') i 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom er Oseberg Sør, mens det for nedre reservoarseksjon (8 ½ '') forventet Huldra kondensat. Oseberg Sør (0,839 g/ml) har lengst levetid på sjø og høyest tetthet sammenlignet med Huldra(0,809 g/ml) (Figur 3-1). Oseberg Sør regnes dermed som dimensjonerende oljetype, og er benyttet som referanseolje både for miljørisikoberegningene og i beregning av beredskapsbehovet. Figur 3-1: Sammenligning av Oseberg Sør og Huldra kondensat i forhold til gjenværende olje på overflate (%) som funksjon av tid på overflaten. Forvitringsegenskapene til Oseberg Sør, og Huldra kondensat er oppsummert i Tabell 3-4 og Tabell 3-5, og er hentet fra forvitringsstudier gjennomført for oljetypene [3,4]. Både Oseberg Sør olje og Huldra kondensat har potensiale for bruk av dispergeringsmidler. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 11 av 58

12 12 timer 2 timer 12 timer 2 timer Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn Tabell 3-4: Oseberg Sør, forvitringsegenskaper ved 2 og 12 timer for definerte vinter- og sommerforhold Timer Parameter Oseberg Sør olje Vinter, Sommer, 5 ºC 10 m/s vind 15 ºC 5 m/s vind Fordampning (%) Nedblanding (%) 2 0 Vanninnhold (%) Viskositet av emulsjon (cp) Fordampning (%) Nedblanding (%) 13 1 Vanninnhold (%) Viskositet av emulsjon (cp) Tabell 3-5: Huldra kondensat, forvitringsegenskaper ved 2 og 12 timer for definerte vinter- og sommerforhold Timer Parameter Huldra kondensat Vinter, 5 ºC 10 m/s vind Sommer, 15 ºC 5 m/s vind Fordampning (%) Nedblanding (%) 17 1 Vanninnhold (%) Viskositet av emulsjon (cp) Fordampning (%) Nedblanding (%) Vanninnhold (%) Viskositet av emulsjon (cp) Oppsummering av miljørisiko Resultater for oljedriftsimuleringer og miljørisiko er oppsummert for letebrønn i dette kapittelet. Utbredelsen av olje- og strandingsstatistikk er basert på modellering av utblåsning fra øvre reservoarseksjon siden denne er vurdert til å være dimensjonerende for oljevernberedskapen. Oljedriftsimuleringene er derfor konservative i forhold til modellering av hele utfallsrommet av rater og varigheter til hele brønnen. For alle resultater refereres det videre til miljørisikoanalysen [1] Resultater fra oljedriftsimuleringer Influensområdene er presentert i Figur 3-2, Figur 3-3, Figur 3-4, Figur 3-5 og Figur 3-6. Det er tilnærmet like influensområder for overflate- og sjøbunnsutblåsninger. Influensområdene for olje på sjøoverflaten, i vannkolonnen og akkumulert på strandlinjen består av alle 10 x 10 km kartruter som har mer olje enn en viss grenseverdi i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene. Grenseverdien er 0,01 tonn/km 2 for sjøoverflaten, 100 ppb THC (Total Hydrocarbon Concentration, oppløst og i dråpeform) for vannkolonnen, og 0,01 tonn/km for strandlinjen. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 12 av 58

13 Merk at influensområdene er basert på alle utblåsningsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter, og at det markerte området ikke viser omfanget av en enkelt oljeutblåsning, men er det området som berøres i 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Figur 3-2 Sannsynligheten for treff av over 1 tonn olje i 10 x 10 km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra B-Vest Angkor Thom i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Utslippspunktet er lokalisert i sentrum av den blå ruten. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 13 av 58

14 Figur 3-3 Sannsynligheten for treff av over 1 tonn olje i 10 x 10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra B- Vest Angkor Thom i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Utslippspunktet er lokalisert i sentrum av den blå ruten. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 14 av 58

15 Figur 3-4 Sannsynligheten for oljekonsentrasjon i vannsøylen over 100 ppb i 10 x 10 km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra B-Vest Angkor Thom i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Utslippspunktet er lokalisert i sentrum av den blå ruten. Disse influensområdene kan sees i sammenheng med miljørisiko for fisk, presentert i kap Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 15 av 58

16 Figur 3-5 Sannsynligheten for treff av over 1 tonn olje i 10 x 10 km kyststripe-kartruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra B-Vest Angkor Thom i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Utslippspunktet er lokalisert i sentrum av den blå firkanten. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 16 av 58

17 Figur 3-6 Sannsynligheten for treff av over 1 tonn olje i 10 x 10 km kyststripe-kartruter gitt en overflateutblåsning fra B-Vest Angkor Thom i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Utslippspunktet er lokalisert i sentrum av den blå firkanten. Oljedriftsimuleringene viser relativt store influensområder for olje på sjøoverflaten med utstrekning fra havområdene utenfor Rogaland til Nord-Trøndelag. Influensområdene i vannkolonne er null ved overflateutslipp, og små og lokalisert rundt brønnen ved sjøbunnsutslipp. Influensområde for olje akkumulert på strandlinjen strekker seg fra Hordaland til sør i Sør-Trøndelag. Strandingsstatistikken for all oljeberørt kyst viser moderat sannsynlighet for stranding (29,5-48,4 %), med korteste drivtider mellom 7 og 13 døgn og størst strandet mengder oljeemulsjon mellom og tonn (representert ved Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 17 av 58

18 de respektive 95-persentilene). Ni av Statoils 36 prioriterte områder har mer enn 5 % sannsynlighet for stranding der korteste drivtid (95-persentil) er 8 døgn, til Sverslingsosen-Skorpa i Sogn og Fjordane. Tabell 3-6: Strandingsmengder med oljeemulsjon og kortest drivtid til land for letebrønnen 30/9-28S B-Vest Angkor Thom gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning (95-persentiler). Maksimal mengde strandet emulsjon (tonn) Korteste drivtid (døgn) Vinter Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Overflate Sjøbunn Tabell 3-7: Prioriterte områder som blir truffet av emulsjon gitt et overflateutslipp fra letebrønnen 30/9-28S B-Vest Angkor Thom (95-persentil). Maksimal mengde strandet emulsjon (tonn) Korteste drivtid (døgn) Vinter Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Atløy/Værlandet Austevoll Frøya og Froan Onøy (Øygarden) Runde Sandøy Smøla Sverslingsosen - Skorpa Ytre Sula Tabell 3-8: Prioriterte områder som blir truffet av emulsjon gitt et sjøbunnsutslipp fra letebrønnen 30/9-28S B-Vest Angkor Thom (95-persentil). Maksimal mengde strandet emulsjon (tonn) Korteste drivtid (døgn) Vinter Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Atløy/Værlandet Austevoll Frøya og Froan Onøy (Øygarden) Runde Sandøy Smøla Sverslingsosen - Skorpa Ytre Sula Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 18 av 58

19 3.5.2 Resultater miljørisiko Det er analysert for potensielle effekter på flere sjøfuglarter (pelagisk og kystbundne), sel, fisk og strandhabitater. Analysen er utført for hele året og presentert sesongvis. Miljørisikoen er presentert for hele brønnen og inkluderer bidrag fra begge seksjonene, både det oljeførende laget og det kondensatførende laget. Miljørisiko uttrykkes ved sannsynlighet for skade på bestander eller kystområder kombinert med frekvens for utblåsning. For bestander; pelagisk og kystnær sjøfugl, og marine pattedyr presenteres risikoen på artsnivå mens for kysthabitat presenteres de 10 rutene (10 10 km) med høyest utslag. De sesongvise verdiene tilsvarer måneden med høyest innslag innenfor en gitt sesong. Risikoen presenteres som prosentvis andel av Statoils gjeldende operasjonsspesifikke akseptkriterier Miljørisiko for pelagisk sjøfugl For pelagisk sjøfugl er høyeste miljørisiko for hver av de fire skadeklassene presentert i Figur 3-7. Høyeste beregnet relativ miljørisiko er 21 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for skadekategori Moderat. Den høyeste relative miljørisikoen i hver skadekategori er: 12 % i kategori Alvorlig for lomvi (vinter og vår) 7 % i kategori Betydelig for lomvi (vinter) 21 % i kategori Moderat for havsule (vinter) 5 % i kategori Mindre for havsule (vinter) Miljørisikoen fordelt på sesong er høyest for havsule om vinteren, lomvi på våren og havhest sommer og høst (se Figur 3-7). For havsule og havhest er det nordsjøbestandene som har høyest miljørisiko, mens det for lomvi er norskehavsbestanden. Relativ miljørisiko for pelagiske sjøfugl er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier og under ALARP-området. For fullstendige resultater se tabell 11 i vedlegg A i miljørisikoanalysen [1]. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 19 av 58

20 Figur 3-7 Hovedresultater for skade på pelagisk sjøfugl beregnet fra de stokastiske oljedriftssimuleringene gitt et utslipp ved prospektet B-Vest Angkor Thom, letebrønn 30/9-28 S. Kolonnen med horisontale søylediagrammer viser relativ miljørisiko for hver av skadekategoriene Miljørisiko for kystbundne sjøfugl For kystbundne sjøfugl er høyeste miljørisiko for hver av de fire skadeklassene presentert i Figur 3-8. Høyeste beregnet relativ miljørisiko er 17 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for skadekategori Alvorlig. Den høyeste relative miljørisikoen i hver skadekategori er: 17 % i kategori Alvorlig for toppskarv (høst) 14 % i kategori Betydelig for toppskarv (høst) 12 % i kategori Moderat for storskarv (høst) 3 % i kategori Mindre for teist og siland (høst) Miljørisikoen fordelt på sesong er høyest for toppskarv om høsten og vinteren og smålom om våren og sommeren (se Figur 3-8 ). Det er gjennomgående for alle sesonger nordsjøbestandene av de berørte artene som har høyest miljørisiko. Relativ miljørisiko for kystbunden sjøfugl er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier og under ALARPområdet. For fullstendige resultater se tabell 12 i vedlegg A i miljørisikoanalysen [1]. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 20 av 58

21 Figur 3-8 Hovedresultater for miljørisiko på kystbunden sjøfugl beregnet fra de stokastiske oljedriftssimuleringene gitt et utslipp ved prospektet B-Vest Angkor Thom, letebrønn 30/9-28 S. Kolonnen med horisontale søylediagrammer viser relativ miljørisiko for hver av skadekategoriene Miljørisiko for sjøpattedyr For sjøpattedyr er høyeste miljørisiko for hver av de fire skadeklassene presentert i Figur 3-9. Høyeste beregnet relativ miljørisiko er 5 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for skadekategori Moderat. Den høyeste relative miljørisikoen i hver skadekategori er: 1 % i kategori Alvorlig for havert (sommer) 1 % i kategori Betydelig for havert (høst) 5 % i kategori Moderat for steinkobbe (høst) 1 % i kategori Mindre for steinkobbe (høst) Miljørisikoen fordelt på sesong er gjennomgående høyest for steinkobbe, den midtnorske bestanden (se Figur 3-9). Relativ miljørisiko for sel er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier og under ALARP-området. For fullstendige resultater se tabell 13 i vedlegg A i miljørisikoanalysen [1]. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 21 av 58

22 Figur 3-9 Hovedresultater for miljørisiko på sel beregnet fra de stokastiske oljedriftssimuleringene gitt et utslipp ved B-Vest Angkor Thom, letebrønn 30/9-28 S. Kolonnen med horisontale søylediagrammer viser relativ miljørisiko for hver av skadekategoriene Miljørisiko for fisk Det er ingen sannsynlighet for målbar økt dødelighet av gyteprodukter fra norsk vårgytende sild og nordøstarktisk torsk ("skrei") og dermed ingen sannsynlighet for reduksjon i årsklasserekrutteringen eller for målbar skade på de to bestandene. Miljørisiko er derfor null. Resultatene fra overlappsanalysen av influensområdet for olje i vannkolonne med gyteområdene til viktige fiskebestander i Nordsjøen er presentert i Tabell 3-9. Tabellen viser at gyteområdene til tre bestander (tobis, nordsjøsei og nordsjøhyse) overlapper med influensområdet i vannkolonnen. Overlappet i gyteperioden (vinter og vår) er mindre enn 1 % og sannsynligheten for målbar negativ effekt på gyteprodukter vurderes som lokal og risikoen for effekt på rekruttering og/eller bestandene som svært lav. Tabell 3-9 Andelen gyteareal for ulike fiskepopulasjoner som overlapper med influensområdet til olje vannkolonnen beregnet fra de stokastiske oljedriftssimuleringene for utslipp fra B-Vest Angkor Thom. Kun resultater i perioder med gyteperiode og gyteprodukter i vannmassene er vist Populasjon Gyteareal Overlapp (%) km 2 Vinter Vår Sommer Høst Tobis ,65 0, Nordsjøsei ,67 0, Nordsjøhyse , Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 22 av 58

23 Som et konservativt tiltak er det utført en egen risikovurdering for Tobisbestanden på Vikingbanken. Vurderingen er utført både mht. gyteprodukter av Tobis (i vannkolonnen og sjøbunnen) og av selve bunnhabitatet ved Vikingbanken. Letebrønnen B-Vest Angkor Thom ligger vest for tobisgyteområdet på Vikingbanken. I og med at olje fra en eventuell utblåsning vil stige oppover vil ikke bunnsubstratet bli påvirket av en slik utblåsning. Tobisområdets posisjon i forhold til letebrønnen B-Vest Angkor Thom er vist i Figur Figur 3-10 Gyteområder for Tobis (grå) i nærheten av B-Vest Angkor Thom (rød firkant). Hver av de markerte kvadratene er 10 x 10 km Gitt en sjøbunnsutblåsning med rate 9000 m 3 /d og varighet 14 dager er sannsynligheten for THC-konsentrasjoner over 100 ppb i tobisområdet 14 % i vintersesongen og 12 % i vårsesongen. Tobislarvene er epi-pelagiske, dvs. driver fritt med havstrømmer i dyp mellom 0 og 200 meter. På grunn av begrenset utstrekningen av potensiell dødelig oljekonsentrasjoner i vannmassen og spredning av larver i vannkolonnen vil andelen tobislarver som eksponeres for THC-konsentrasjoner over 100 ppb være liten. En mulig målbar økt dødelighet av larvene vil kunne forventes, men risikoen for at dette vil kunne gi målbare effekter på årsklasserekrutteringen og tobisbestanden vurderes som lav. Figur 3-11 viser et tverrsnitt av influensområdet i vannsøylen over et simulert sjøbunnsutslipp som får en THCkonsentrasjon over 100 ppb ved et utslipp med rate 9000 sm 3 /d og varighet 14 dager. Figuren viser at oljen stiger opp i vannkolonnen og at sannsynlighetene for THC-konsentrasjoner >100 ppb ved sjøbunnen på Vikingbanken er under 5 % (blå farge = 0-5 %). Tverrsnittet av influensområdet for THC-konsentrasjoner over 100 ppb i vannmassen er beregnet fra de stokastiske oljedriftssimuleringene (ca. 864 enkeltsimuleringer) for et sjøbunnsutslipp i vannkolonne med rate 9000 Sm 3 /d og varighet 14 døgn. Tverrsnittet er tatt langs den stiplede linjen vist til høyre i figur 3-11, og med havbunnen i nederste del av figuren. Sannsynligheten for THCkonsentrasjon over 100 ppb i vannkolonnen er vist med fargekoder. Utslippspunktet (letebrønnen) er markert med en rød firkant og Vikingbanken er markert med et rødt kryss. Figuren viser at sannsynligheten for oljekonsentrasjonen over terskelverdien på Vikingbanken er under 5 %. Figuren til høyre illustrerer oppløsningen i Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 23 av 58

24 analysen (rutene) og tverrsnittet sett rett ovenfra i forhold til tobisområdet. Dette er samme illustrasjon som Figur Til sammenligning er sannsynlighet for THC-konsentrasjon >100 ppb på havoverflaten er vist i Figur 3-4. Figur 3-11 Tverrsnitt av influensområdet for THC-konsentrasjoner over 100 ppb i vannmassen for et sjøbunnsutslipp i vannkolonne med rate 9000 Sm 3 /d og varighet 14 døgn. Tverrsnittet er tatt langs den stiplede linjen vist til høyre. Sannsynligheten for THC-konsentrasjon over 100 ppb i vannkolonnen er vist med fargekoder. Utslippspunktet (letebrønnen) er markert med en rød firkant og Vikingbanken er markert med et rødt kryss. Figuren til høyre illustrerer oppløsningen i analysen (rutene) og viser den geografiske plasseringen av tverrsnittet sett rett ovenfra Miljørisiko strandhabitat For strandhabitat er høyeste miljørisiko for hver av de fire skadekategoriene, presentert i Figur Høyeste beregnet relativ miljørisiko er 6,8 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for skadekategori Moderat. Den høyeste relative miljørisikoen i hver skadekategori er: 1 % i kategori Alvorlig for Rute ID (sommer) og Rute ID (høst) 3 % i kategori Betydelig for Rute ID (høst) 7 %, i kategori Moderat for Rute ID (høst) 4 % i kategori Mindre for Rute ID (høst) Lokasjonen til strandhabitatene er illustrert i Figur Rute ID17791 og ligger i Selje kommune, rute ID ligger i Vågsøy og rute ID ligger i Flora. Relativ miljørisiko for strandhabitat er lav og representerer < 10 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for alle skadekategorier og sesonger. For fullstendige resultater se tabell 14 i vedlegg A i miljørisikoanalysen [1]. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 24 av 58

25 Figur 3-12 Hovedresultater for miljørisiko på strandhabitat beregnet fra de stokastiske oljedriftssimuleringene gitt et utslipp ved prospektet B-Vest Angkor Thom, letebrønn 30/9-28 S. Kolonnen med horisontale søylediagrammer viser relativ miljørisiko for hver av skadekategoriene. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 25 av 58

26 Figur 3-13 Den geografiske lokasjonen til alle strandhabitatene (kartrutene). Rute ID og ID ligger i Selje kommune, rute ID ligger i Vågsøy og rute ID ligger i Flora. Utslippsposisjonen er markert med en helfarget rød firkant. 3.6 Oppsummering og konklusjon miljørisikoanalyse En oppsummering av miljørisikoen for alle undersøkte verdsatte økosystemkomponenter (VØK-er) er presentert i Figur Høyest beregnet miljørisiko er 21 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier i skadekategorien Moderat. Den høyeste miljørisikoen i hver skadekategori er: 17 % i kategori Alvorlig for toppskarv (høst) 14 % i kategori Betydelig for toppskarv (høst) 21 % i kategori Moderat for havsule (vinter) 5 % i kategori Mindre for havsule (vinter) VØK-er tilhørende pelagisk sjøfugl har høyest miljørisiko om høsten og vinteren, mens VØK-er tilhørende kystbunden sjøfugl har høyest miljørisiko om våren og sommeren (se Figur 3-14). Miljørisikoen forbundet med Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 26 av 58

27 leteboring ved B-Vest Angkor Thom er for alle VØK-er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier samt under ALARP-området for alle perioder av året. Figur 3-14 Hovedresultater for miljørisiko for alle VØK-er beregnet fra de stokastiske oljedriftssimuleringene gitt et utslipp ved prospektet B-Vest Angkor Thom, letebrønn 30/9-28 S. Kolonnen med horisontale søylediagrammer viser relativ miljørisiko for hver av skadekategoriene Miljørisikoen forbundet med boring av letebrønn 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom ligger for alle VØK-kategoriene innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier i de ulike sesongene. Gitt en utblåsning ved B-Vest Angkor Thom viser oljedriftsanalysen uten oljevernberedskap relativt store influensområder på overflate og strandlinje, men små influensområder i vannkolonne. Strandingsstatistikken viser gjennomgående høyere sannsynlighet og mengde stranding ved sjøbunnsutslipp enn ved overflateutslipp. Relativ miljørisiko er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier og gjennomgående under ALARP-området. Et utslipp vil påvirke kystbunden og pelagisk sjøfugl i størst grad. Miljørisikoen ansees for å være akseptabel for boring på letebrønn. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 27 av 58

28 4 Beredskapsanalyse Beredskap som et konsekvensreduserende tiltak vil være et viktig bidrag til risikoreduksjon. Effektiv oljevernberedskap vil redusere oljemengdene på sjøen, og videre føre til reduksjon i det totale influensområdet for et mulig oljeutslipp. Statoils primære strategi for oljevern er mekanisk oppsamling på åpent hav nær kilden. Dispergering vil vurderes som et alternativ eller supplement under en aksjon og NOFOs ressurser vil da kunne benyttes. I tillegg er Statoil medlem i OSRL og vil kunne benytte oljevernressurser, som mekanisk utstyr, dispergeringsutstyr og strandrenseutstyr, etter behov i en aksjon. Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning basert på forventede dimensjonerende utslippsrater fra aktiviteten. 4.1 Ytelseskrav 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 på minst 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. 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. 4.2 Metodikk Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Statoils forutsetninger og metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [6], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes av NOFO [7] og i Norsk Olje og Gass veiledning [8]. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 28 av 58

29 Utstyr som kan benyttes til bekjempelse av olje/emulsjon i barriere 1-4: Havgående NOFO-system Havgående Kystvaktssystem System Kyst A IKV System Kyst B KYV System Fjord A NOFO/Operatør System Fjord B IUA/KYV Dispergeringssystem (NOFO og OSRL) 4.3 Dimensjonering av barriere 1 og 2 nær kilden og på åpent hav Beredskapsanalysen for barriere 1 og 2, nær kilden og på åpent hav, er basert på vektet utblåsningsrate og forventet oljetype. Beregninger er gjort for vintersesong og sommersesong. For dimensjonering av barriere 1 benyttes egenskaper (fordamping, naturlig nedblanding og vannopptak) for 2 timer gammel olje. Det grunnleggende prinsippet er at kapasiteten i de ulike barrierene skal være tilstrekkelig til å kunne håndtere emulsjonsmengden ved de gitte betingelsene. 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 gammel 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 av korteste drivtid til land). 4.4 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 feltet. 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. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 29 av 58

30 Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 3 og 4 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til et prioritert området. Dersom drivtiden til et prioritert område er lenger enn 20 døgn settes det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 3 og 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 maksimalt strandet mengde emulsjon, med kortere drivtid enn 20 døgn til prioriterte områder. Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 5 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land til hvert prioritert område. Basert på tidligere erfaringer antar man en rensekapasitet på 0,18 tonn per dagsverk. Statoil har valgt å gjøre beregninger for vinterstid og lagt inn en effektivitetsfaktor per dagsverk på 0,5. Hvert strandrenselag består av 10 personer. 4.6 Analysegrunnlag Utslippsscenarier Tabell 4-1 gir en oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønn 30/9-28 S B- Vest Angkor Thom. Et eventuelt sidesteg vil være dekket av scenariet for en utblåsning på 4200 m 3 /døgn fra det oljeførende laget. Tabell 4-1 Utslippsscenarier for letebrønn 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom Type utslipp Kilde Referanse bakgrunn for rate/volum Utblåsning 4200 m 3 /døgn (12 ¼'' seksjon, oljetype Oseberg Langvarig utblåsning fra reservoar Vektet utblåsningsrate fra 12 ¼ for 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom Sør) (Maks varighet i 70 døgn) Utblåsning 2900 m 3 /døgn (8 ½'' seksjon oljetype Huldra Langvarig utblåsning fra reservoar Vektet utblåsningsrate fra 8 ½ for 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom Kondensat) (Maks varighet i 70 døgn) Middels utslipp m 3 Eksempelvis lekkasje fra Volum basert på faglig vurdering punktutslipp Oseberg Sør olje eller Huldra kondensat brønn Mindre utslipp m 3 punktutslipp Oseberg sør olje eller Huldra kondensat Eksempelvis lekkasje fra brønn Volum basert på faglig vurdering Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 30 av 58

31 4.6.2 Oljens egenskaper Forventet oljetype har egenskaper lik Oseberg Sør olje for øvre reservoarseksjon og Huldra kondensat for nedre reservoarseksjon. Tabell 3-4 (Oseberg Sør) og Tabell 3-5 (Huldra) gir en oversikt over oljenes forvitringsegenskaper ved ulike temperaturer og vindstyrker Mekanisk oppsamling Erfaring fra norske feltforsøk viser at det er risiko for lekkasje av olje under lensa ved forsøk på mekanisk oppsamling av oljer/emulsjoner med viskositeter under 1000 cp [4]. Oseberg Sør oppnår en viskositet på over 1000 cp etter 3 timer på sjøen ved sommerforhold, og umiddelbart ved vinterforhold. Oseberg Sør råolje har et stivnepunkt på 9 C og kan forårsake at råoljen stivner på havoverflaten. Den ferske råoljen danner stabile emulsjoner med vann og forblir stabil over flere dager på sjøen. Ved vinterforhold kan det være behov for hi-visc skimmer etter 1 døgn. Huldra kondensat er et typisk parafinsk kondensat med relativ høy andel flyktige komponenter. Voksinnholdet er relativt høyt. Fordampningen er relativt høy, med et predikert fordampningstap på 40-50% etter ett døgn på sjøen. Huldrakondensat har viskositeter under grensen på 1000 cp i flere døgn om sommeren, og betydelig lenselekkasje vil kunne forekomme. Den naturlige dispergeringen og den høye graden av fordampning vil gi Huldra-kondensat en relativ kort levetid på overflaten, og alt kondensatet vil være vekke fra overflaten før viskositeten når 1000 cp. Tabell 4-2: Potensiale for mekanisk oppsamling basert på viskositet av Oseberg Sør og Huldra kondensat Tid (timer) Tid (døgn) Oseberg Sør (2013) [3] Sommerforhold (15 C - 5m/s) Vinterforhold (5 C - 10m/s) Huldrakondensat (1998) [4] Sommerforhold (15 C - 5m/s) Vinterforhold (5 C - 10m/s) Viskositet < 1000 cp risiko for lekkasje under lensa Viskositet mellom 1000 og cp Viskositet > cp anbefalt bruk HiVisc skimmer Gjenværende olje på overflate < 5 % Kjemisk dispergerbarhet Oseberg Sør råolje er forventet til å være kjemisk dispergerbar ved sommerforhold. Ved vinterforhold er dispergeringsvinduet relativt kort. Huldra har et relativt stort tidsvindu for bruk av kjemiske dispergeringsmidler under sommerforhold. Ved vinterforhold er dispergeringsvinduet kortere. Dispergeringsegenskapene i Tabell 4-3 er basert på viskositetene av råoljene. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 31 av 58

32 Tabell 4-3: Potensiale for kjemisk dispergering av Oseberg Sør og Huldra kondensat Tid (timer) Tid (døgn) Oseberg Sør (2013) [3] Sommerforhold (15 C - 5m/s) Vinterforhold (5 C - 10m/s) Huldrakondensat (1998) [4] Sommerforhold (15 C - 5m/s) Vinterforhold (5 C - 10m/s) Godt potensial for kjemisk dispergering Redusert potensial for kjemisk dispergering Lite eller ikke potensial for kjemisk dispergering Gjenværende olje på overflate < 5 % 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-/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/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 er brukt 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 oljeemulsjoner under 30000cP). Kapasiteten til havgående dispergeringssystem i NOFO-klasse er satt til 1950 m 3 /døgn. Funksjonene som er områdespesifikke for 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom er omtalt i de følgende delkapitlene. For flere detaljer henvises det til Statoils metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [6]. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 32 av 58

33 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 4-1. For letebrønn 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom (region 2) er operasjonslys oppsummert i Tabell 4-2. Figur 4-1. Regioner brukt for beregning av operasjonslys Tabell 4-4 Andel operasjonslys i region 2, hvor letebrønn 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom er lokalisert Vinter Vår Sommer Høst År Operasjonslys 38 % 66 % 80 % 50 % 58 % Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 33 av 58

34 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 4-2. Stasjon 5 er antatt å best representere bølgeforholdene ved 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for NOFOog Kystvaktsystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) er oppsummert i Tabell 4-3. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-4. Figur 4-2 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav Tabell 4-5 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom (antatt stasjon 5) Vinter Vår Sommer Høst År NOFO-system 48 % 65 % 77 % 59 % 62 % Kystvakt-system 34 % 54 % 69 % 46 % 51 % Tabell 4-6 Andel av tid hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon 30/9-28 S B- Vest Angkor Thom (antatt stasjon 5) Vinter Vår Sommer Høst NOFO-system (Hs < 4 m) 51 % 69 % 79 % 61 % NOFO-dispergering (Hs < 4 m) 51 % 69 % 79 % 61 % Kystvakt-system (Hs < 3 m) 35 % 58 % 77 % 51 % Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 34 av 58

35 Bølger i kystsonen Bølgeforhold i kystsonen inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 3 og 4. Statoil har bølgedata for 5 stasjoner, som vist i figur 4-3. Stasjon 4 og 3 er antatt mest konservative mtp å representere bølgeforholdene for henholdsvis kyst- og fjordsystem. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for kyst- og fjordsystem er oppsummert i Tabell 4-5. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-6. Figur 4-3 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold i kystsonen. Stasjonene er valgt ut som representative for norskekysten. Tabell 4-7 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet gitt bølgeforhold ved stasjon 4 (kystsystem) og 3 (fjordsystem) Vinter Vår Sommer Høst År Kyst-system 39 % 55 % 65 % 47 % 51 % Fjord-system 66 % 66 % 72 % 68 % 68 % Tabell 4-8 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon for kyst- og fjordsystem, gitt bølgeforhold ved stasjon 4 og 3 Vinter Vår Sommer Høst Kyst-system (Hs < 1,5 m) 56 % 78 % 93 % 68 % Fjord-system (Hs < 1 m) 91 % 92 % 99 % 94 % Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 35 av 58

36 4.6.4 Oljevernressurser utstyrsplassering og forutsetninger Figur 4-4 viser plasseringen av NOFO-utstyr [7]. Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til borelokasjon er brukt som grunnlag for beredskapsanalysen. Figur 4-4 NOFOs utstyrsoversikt per juli 2015 [7] Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 36 av 58

37 Tabell 4-9 Avstander fra 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom til aktuelle oljevernressurser Navn Type Avstand (nm) Skandi Hugen - Ekofisk Beredskapsfartøy 243 Stril Mariner - Ula Gyda Tamber NOFO Vessel 204 Esvagt Bergen - Sleipner NOFO Vessel 126 Stril Power - Balder NOFO Vessel 69 Esvagt Stavanger - Oseberg NOFO Vessel 10 Stril Herkules - Tampen NOFO Vessel 51 Havila Troll Troll NOFO Vessel 34 Ocean Alden Gjøa NOFO Vessel 63 Stril Poseidon - Haltenbanken NOFO Vessel 309 Esvagt Aurora - Goliat NOFO Vessel 818 Stavanger NOFO Base 126 Mongstad NOFO Base 75 Kristiansund NOFO Base 231 Sandnessjøen NOFO Base 435 Hammerfest NOFO Base 824 Egersund Redningsskøyte 166 Haugesund Redningsskøyte 98 Kleppestø Redningsskøyte 91 Måløy Redningsskøyte 117 Kristiansund Redningsskøyte 224 Rørvik Redningsskøyte 361 Ballstad (Lofoten) Redningsskøyte 542 Sørvær (Sørøya) Redningsskøyte 785 Båtsfjord Redningsskøyte 968 Vadsø Redningsskøyte 1050 Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 37 av 58

38 Tabell 4-10 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av barriere 1 og 2 [7] 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 lenser på sjøen 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: 1 time Ula/Gyda: 6 timer Ekofisk/sørfeltene: 6 timer Goliat: 4 timer Slepefartøy fra NOFO-pool: 24 timer Redningsskøyter: 20 knops hastighet, 2 time frigivelsestid Egersund Haugesund Kleppestø Måløy Kristiansund N Rørvik Ballstad Sørvær Båtsfjord Vadsø 1 time Resultater fra oljedriftsberegninger influensområde og stranding Resultatene fra oljedriftssimuleringene viser at det er mulighet for stranding ved en utblåsning. Korteste drivtid til land (95 persentil) er 8 døgn om vinteren og 10 døgn om sommeren. Korteste drivtid til et prioritert område (95 persentil) er 8 døgn (Sverslingsosen Skorpa om sommeren). Strandingsstatistikk er gjengitt i Tabell 3-6, Tabell 3-7 og Tabell 3-8. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 38 av 58

39 4.7 Resultat - Beredskapsbehov og responstider Barriere 1 og 2 nær kilden og på åpent hav For letebrønn 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom er systembehov beregnet for mindre punktutslipp (oljetype Oseberg Sør) (Tabell 4-11), middels punktutslipp (oljetype Oseberg Sør) (Tabell 4-12), langvarig utblåsning fra nedre reservoarseksjon 8 ½'' (oljetype Huldra Kondensat) (Tabell 4-13) og langvarig utblåsning fra øvre reservoarseksjon 12 ¼'' (oljetype Oseberg Sør) (Tabell 4-14). Sistnevnte er dimensjonerende hendelse med bakgrunn i oljetype og utblåsningsrater. Dimensjonerende hendelse er en langvarig utblåsning fra øvre reservoarseksjon 12 ¼'' (oljetype Oseberg Sør), med maksimal varighet 70 døgn og vektet utblåsningsrate 4200 Sm 3 /d. Tabell 4-11 Beregnet systembehov for et mindre utslipp punktutslipp på 100 Sm 3 (Oseberg Sør olje) Parameter Vinter 5 C, 10 m/s vind Sommer 15 C, 5 m/s vind Utslippsvolum (Sm 3 ) Fordampning % (etter 2 timer på sjø) Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 2 0 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm 3 /d) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) Behov for NOFO-systemer 1 1 Tabell 4-12 Beregnet systembehov for et medium utslipp punktutslipp på 2000 Sm 3 (Oseberg Sør olje) Parameter Vinter 5 C, 10 m/s vind Sommer 15 C, 5 m/s vind Utslippsvolum (Sm 3 ) Fordampning % (etter 2 timer på sjø) Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 2 0 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm 3 /d) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) Behov for NOFO-systemer viskositeten vil øke til mer enn 1000 cp i løpet av kort tid (eter totalt tre timer ) Det forventes derfor ikke at lensetap pga lav viskositet vil være et problem for Oseberg Sør olje 2 For å sikre fleksibilitet og robusthet i beredskapsløsningen så legges det noe konservativt inn behov for 2 NOFOsystemer Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 39 av 58

40 Tabell 4-13 Beregnet systembehov for barriere 1 og 2 ved langvarig utblåsning 2900 Sm 3 / døgn (nedre reservoarseksjon 8 ½, vektet rate, Huldra kondensat) Parameter Vinter 5 C, 10 m/s vind Sommer 15 C, 5 m/s vind Utstrømningsrate (Sm 3 /d) Fordampning % (etter 2 timer på sjø) Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 17 1 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm 3 /d) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) Behov for NOFO-systemer i barriere Systemeffektivitet i barriere 1 (%) Emulsjonsmengde 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) Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) Vannopptak % (etter 12 timer på sjø) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 2 (Sm 3 /d) Viskositet av emulsjon inn til barriere Behov for NOFO-systemer i barriere Behov for NOFO-systemer i barriere 1 og På grunn av den lave viskositeten kan det forventes et betydelig lensetap etter et utslipp av Huldra kondensat Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 40 av 58

41 Tabell 4-14 Beregnet systembehov for barriere 1 og 2 ved en dimensjonerende hendelse langvarig utblåsning 4200 Sm 3 / døgn (øvre reservoarseksjon 12 ¼'', vektet rate, Oseberg Sør olje) Parameter Vinter 5 C, 10 m/s vind Sommer 15 C, 5 m/s vind Utstrømningsrate (Sm 3 /d) Fordampning % (etter 2 timer på sjø) Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 2 0 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm 3 /d) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) Behov for NOFO-systemer i barriere Systemeffektivitet i barriere 1 (%) Emulsjonsmengde 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) 13 1 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) Vannopptak % (etter 12 timer på sjø) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 2 (Sm 3 /d) Viskositet av emulsjon inn til barriere Behov for NOFO-systemer i barriere Behov for NOFO-systemer i barriere 1 og For 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom er det behov for 4 NOFO-system i barriere 1 og 2 for å kunne håndtere dimensjonerende scenario både i sommer- og vintersesongen. Nærmere detaljering av fartøyer og systemer vil beskrives i beredskapsplanen, et eksempel er gitt i Tabell Krav til responstid for første system er 5 timer og fullt utbygd barriere innen 13 timer 4. 4 Beredskapskalkulatoren gir tilgang på 4 systemer i løpet av 11 timer. Ved å øke tiden for fullt utbygd barriere til 13 timer øker antall tilgjengelige fartøy med 2. Beredskapsplanen blir da mer robust. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 41 av 58

42 Tabell 4-15 Eksempel på systemer som kan benyttes i beredskapssammenheng for 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom. System Oljevernressurs/område Avstand (nm) Esvagt Stavanger Oseberg Havila Troll Troll Stril Herkules Tampen Ocean Alden Gjøa Responstid - timer (inkludert frigivelsestid + gangtid+ utsetting av lenser) OR-fartøy Slepefartøy 1 (Daughter craft) 8 (RS Kleppestø) 8 (RS Haugesund) (RS Måløy) (RS Egersund) Krav for total responstid Både Oseberg Sør og Huldra kondensat har potensiale for kjemisk dispergering og denne tiltaksmetoden bør vurderes ved en eventuell hendelse. Alle de nevnte oljevernressursene i Tabell 4-15 har dispergeringsmidler om bord Barriere 3 og 4 i kyst- og strandsone Gitt en utblåsning i øvre reservoarseksjon, er 95-persentil av størst strandet mengde beregnet til 7377 tonn om vinteren og tonn om sommeren, basert på oljedriftsimuleringene fra miljørisikoanalysen[1]. Det antas at 95-persentilen av størst strandet mengde strander over en periode på 10 døgn om vinteren og 13 døgn om sommeren. Ved å ta effekten i barriere 1 og 2 i betrakting, gir dette en tilførselsrate inn til barriere 3 på 358 tonn/døgn for vinterhalvåret og 164 tonn/d for sommerhalvåret. Antall berørte prioriterte områder med drivtid mindre enn 20 døgn er 7 om vinteren og 3 om sommeren. Beregnet ressursbehov er gitt i Tabell For nedre reservoarseksjon er det ikke gjort beregninger på strandstatistikk men basert på forvitringsegenskapene til Huldra kondensat, vil stranding ikke forekomme. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 42 av 58

43 Tabell 4-16 Beregnet ressursbehov for barriere 3 og 4 for dimensjonerende hendelse, langvarig utblåsning 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom Parameter Vinter 5 C - 10 m/s Sommer 15 C - 5 m/s 95-persentil av strandet emulsjonsmengde (tonn) Samlet barriereeffektivitet i barriere 1 (%) Strandet mengde etter effekt av barriere 1 (tonn) Samlet barriereeffektivitet i barriere 2 (%) Strandet mengde etter effekt av barriere 2 (tonn) Antall døgn hvor stranding forekommer (d) Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 3 (tonn/d) Beregnet behov for kystsystemer i barriere Samlet barriereeffektivitet i barriere 3 (%) Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 4 (Sm 3 /d) Beregnet behov for fjordsystemer i barriere Antall utvalgte områder (med drivtid mindre enn 20 døgn) 7 3 Behov for kystsystemer i barriere 3 (basert på grunnberedskap for prioriterte områder) 7 3 Behov for fjordsystemer i barriere 4 (basert på grunnberedskap for prioriterte områder) 7 3 Det settes krav til 7 kystsystemer (type A eller B) og 7 fjordsystemer (type A eller B) i barriere 3 og 4 for de planlagte aktivitetene på letebrønn i vintersesongen. Kravet er satt ut fra antall berørte prioriterte områder med drivtid mindre enn 20 døgn. Responstiden er satt til 8 døgn vinter, basert på 95-persentilen av korteste drivtid til land. Ytterligere ressurser og utstyr vil mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og de berørte IUA'ene. For hvert prioritert område finnes strategiplaner og detaljerte kart. Strategiplanene inneholder en kortfattet beskrivelse av operativ strategi og miljøstrategi for de prioriterte områdene. Det tematiske kartmaterialet skal foreligge som storformat PDF-dokument (A1-format), tilgjengelig for utskrift ved behov. Følgende kart foreligger for de prioriterte områdene: - Basiskart - Verneområder - Operasjonsdyp og tørrfallsområder - Strandtyper - Adkomst og infrastruktur Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 43 av 58

44 4.7.3 Barriere 5 strandrensing Basert på beregninger gjort for aktiviteter i Barentshavet, 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. Det er beregnet for at strandsanering skal være gjennomført innen 100 døgn. Strandsanering er beregnet på dagsverk, antall personer og avrundet opp til et antall strandrenselag. Hvert strandrenselag består av 10 personer. Beregning av ressursbehov i barriere 5 er vist i Tabell 4-17, og er basert på strandingsresultater fra miljørisikoanalysen [1]. Responstiden til strandrenselagene skal være lik korteste drivtid til det enkelte prioriterte området. Til sammen er det beregnet et behov for 11 strandrenselag til strandsanering. Tabell 4-17 Beregnet behov for antall strandrenselag ved dimensjonerende hendelse under vinterforhold for 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom Prioritert område Korteste drivtid (døgn) 95 persentil Maksimalt strandet emulsjonsmengde (tonn) 95 persentil Antall strandrenselag (a 10 personer) Atløy Værlandet Austevoll Onøy Øygarden Runde Sandøy Smøla Sverslingsosen Skorpa Oppsummering av krav til beredskap for letebrønn 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for boring av 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom er oppsummert i Tabell Det er satt krav til 4 NOFO-systemer i barriere 1 og 2 (vinter), med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 13 timer. For barriere 3 og 4 stilles det krav til 7 kystsystem og 7 fjordsystem med responstid 8 døgn (vinter). For barriere 5 stilles det krav til 11 strandrenselag, fordelt på 7 prioriterte områder. Ved behov vil ytterligere ressurser kunne mobiliseres i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og IUAer. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 44 av 58

45 Tabell 4-18 Oppsummering av krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for letebrønn 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom Barriere 1 2 Bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid Barriere 3 4 Bekjempelse i kyst- og strandsone Systemer og responstid Barriere 5 Strandsanering Antall strandrenselag og responstid Fjernmåling og miljøundersøkelser 4 NOFO-systemer vinter og sommer Første system innen 5 timer, fullt utbygd barriere innen 13 timer Vintersesongen: 7 kystsystem og 7 fjordsystem, responstid på 8 døgn Sommersesongen: 3 kystsystem og 3 fjordsystem, responstid 10 døgn 11 strandrenselag (fordelt på 7 prioriterte områder) Initiell respons innen 8 døgn - Oljedetekterende radar og IR-kamera om bord på områdeberedskapsfartøy som er lokalisert ved Osebergfeltet for å sikre raskest mulig kartlegging av akutt oljeforurensning - Luftovervåking igangsettes snarest mulig og senest innen 5 timer - Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer 5 Referanser [1] Acona (2015) Stokastisk oljedriftsimulering og miljørisikoanalyse for letebrønn 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom (Aconas prosjektnummer ) [2] OLF (2007) Veileder for miljørettet risikoanalyse [3] SINTEF (2013) Oseberg Sør crude oil properties and behavior at sea, SINTEFA24709 [4] SINTEF (1998) Forvitringsegenskaper for Huldra kondensat, STF66F98085 [5] Statoil (2012) Statoils ytelseskrav, beredskap mot akutt oljeforurensning [6] Statoil (2012) Statoil Rådgivende dokument. GL Retningslinje for analyser av beredskap mot akutt oljeforurensning fra offshoreaktiviteter på norsk sokkel [7] NOFO [8] Norsk Olje og Gass (OLF) (2014) veiledning for miljørettede beredskapsanalyser Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 45 av 58

46 Technical note: Input to the environmental risk assessment Blowout scenario analysis exploration wells B-Vest & Angkor Thom (30/9-28 S). Alexander Solberg, TPD TEX SST ST Fornebu, 9 th June 2015 A.1 Summary This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to drilling of the exploration well B-Vest & Angkor Thom (30/9-28 S). 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 the main well and for the potential side track. The oil blowout rates range between below 100 Sm 3 /d and 9,000 Sm 3 /d. It is found that the duration of a blowout could potentially amount to 70 days with a 0.4 % probability. Brent Probability top/ sub Rate (Sm 3 /d) Probability distribution - duration Scenario probability Topside Average: Subsea Average: 4200 Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 46 av 58

47 Statfjord Probability top/ sub Rate (Sm 3 /d) Probability distribution - duration Scenario probability Topside Average = Subsea Average = 2900 A.2 Introduction Statoil is planning to start drilling B-Vest & Angkor Thom (30/9-28 S) exploration well in the North Sea Q The well is planned drilled by the Songa Delta semi-submersible. 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/ Input from the project /4/ Judgements and considerations in TPD TEX HSEC ST and in dialogue with the project. A.3 Well specific information B-Vest & Angkor Thom is located about 5 kilometres from Oseberg South and 115 kilometres from shore. Water depth at well location is 99 meters MSL. The distance RT-MSL is 29 meters. The objective of the wells is to test for hydrocarbons in the Upper Tarbert and Middle Tarbert 2 (12 ¼ section) and Upper and Lower Statjordt (8 ½ section) sst formations. According to the well design a 13 3/8 csg will be set above the reservoirs at approximately 2758 meters MD RKB. The 12 ¼ section will be drilled through Upper Tarbert and Middle Tarbert 2. A 9 7/8 liner will be set at approximately 3553 meters MD RKB. Upper Statfjord and Lower Statfjord will be drilled in the 8 ½ section. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 47 av 58

48 Top Upper Tarbert will be at 2881 meters TVD RKB and Upper Statfjord at 3525 meters TVD RKB. Total depth will be at about 4116 meters. For the possible side track Upper Tarbert and Middle Tarbert 2 will be drilled in the 8 ½ section. Figure 1: Well Schematic for well 30/9-28 S Expected reservoir data and fluid properties are found in Table 1 and Table 2 below. Table 1: Reservoir data for well 30/9-28 S, ref /4/ Reservoir Data Unit Upper Tarbert Middle Tarbert 2 Upper Statfjord Lower Statfjord Priority Top reservoir m TVD RKB Total formation thickness m TVT Formation radius m Net formation thickness m TVT Net/Gross v/v , Porosity v/v 0,19 0, Permeability md Kv/kh ratio 0,1 0, Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 48 av 58

49 Temperature (top res) C Skin Pressure at top of reservoir bar Reservoir length along well m Reservoir width across well m X-position of well within reservoir m Y-position of well within reservoir m Discovery probability % Fluid data Table 2: Fluid properties for the expected fluid from well 30/9-28 S, ref /4/. Reference field/well for fluid properties Unit Upper Tarbert Middle Tarbert 2 Upper Statfjord 30/9-7 & 30/9-F-30 30/5-2 Lower Statfjord Gas/oil/water contact(s) 30/9-28 S m TVD MSL FLUID PROPERTIES AT SURFACE CONDITIONS Oil density kg/m Gas gravity sg 0,82 0,82 0,99 0,99 GOR Sm 3 /Sm FLUID PROPERTIES AT RESERVOIR CONDITIONS Fluid type gas/oil/cond Gas Oil Gas Gas Gas density g/cc 0,246 0,246 0,352 0,352 Oil density g/cc 0,647 Viscosity cp 0,029 0,292 0,043 0,043 CO2 % 1,078 1,078 3,07 3,07 N2 % 1,365 1,365 0,339 0,339 Formation Gas Volume Factor, Bg Rm 3 /Sm ,06 278,06 Formation Oil Volume Factor, Bo Rm 3 /Sm The skin of 3 in Statfjord is based on a conservative interpretation of the reservoir model and illustrates the fluid precipitation in the reservoir when one is below the dew point over time. 6 Condensate Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 49 av 58

50 A.4 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. During drilling on Angkor Thom it is evaluated that a blowout can potentially take place in both the 12 ¼ and 8 ½ sections as both sections can contain hydrocarbons. The blowout frequencies found in LR Consulting /2/ are the outset of our assessment. As hydrocarbon zones are drilled in 2 sections an evaluation of the probability for a blowout in this well when compared to an average well has been conducted following the steps in GL0498. The factors that are evaluated is shown below in Table 3. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 50 av 58

51 Table 3: Evaluation of factors that can influence blowout probability, ref GL0498. ID Identified factor that influences blowout probability Narrow drilling margin (e.g. due to HTHP or depleted zones) More than one section exposing formations with flow potential Several reservoir zones with different pressure regimes Evaluation for Angkor Thom 4 Deep water +/n 5 Long or challenging well trajectory n 6 High ECD or surge/ swab effects n 7 Data quality limited knowledge and large uncertainties about important parameters (pore and fracture pressure), unexpected conditions may be encountered 8 Other known operational challenges n 9 10 Use of new or unconvential drilling equipment or technology (e.g. MPD, TTRD and CCS) Wellbore diameters large diameters, more challenging well control operations + - n + n n Comments Angkor Thom has a relatively large drilling window, both in 12 ¼ (~ sg) and 8 ½ (~0.8 sg), ref /6/. 2 sections are evaluated to have flow potential. Risk evaluated to be slightly higher than for an average well. The pressure regime differences between Brent and Statfjord are handled by drilling through the reservoirs in 2 sections. In the prognosis a small pressure regime increase of approx. 10 bar between U and L Statfjord pressure gradient is included. B-Vest/ Angkor Thom will be drilled at 99 meters water depth, i.e. not a deep water well. The main well (and potential side track) has a deviation up to 29 degrees. Swab effects will depend on the drilling fluid weight and the overbalance this provides towards the reservoir but the relatively large drilling window expected for this well should result in relatively low risk for well control situation due to surge/ swab effects The general area is well known as the well is drilled close to the Oseberg Field. Reservoir quality (porosity / permeability) is the main uncertainty. Especially permeability is a challenge. The well will go through 3 faults between Brent and Statfjord. There is some uncertainty wrt if this will present an operational challenge but investigation of equivalent cases in the area does not indicate this to be a significant risk. Evidence of depletion has not been observed in any recent wells in the area. Conventional drilling is planned for B-Vest/ Angkor Thom Standard sizes to be used on B-Vest/ Angkor Thom. Reservoir zones to be drilled in 12 ¼ and 8 ½ section. (evaluation; += less challanging than average, - = more challenging than average, n = neutral) Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 51 av 58

52 The overall impression is that B-Vest/ Angkor Thom is not a specifically challenging well. This is supported by the evaluation performed and shown in Table 3. Most factors that influence the probability of a blowout is evaluated to be neutral or less challenging than for an average well. As a consequence, only a modest addition to the average frequency due to encountering reservoir zones in 2 sections is given. For B-Vest/ Angkor Thom an addition of 10% to the average frequency is evaluated to be appropriate. The expected fluid is gas and oil in the 12 ¼ section and gas and condensate in the 8 ½ section. An average blowout frequency for wildcat gas wells with an upward 10% adjustment as described above is used for the sections. A blowout frequency is applied for each section. The main well is evaluated to be a wildcat well whereas the frequency for an appraisal well is used for the possible side track; P(blowout, wildcat exploration, gas well) 7 = per well P(blowout, appraisal exploration, gas well) = per well The frequencies are considered applicable for B-Vest & Angkor Thom. The risk is evaluated to be similar for each section and the frequency is split evenly between them. Songa Delta or similar semi-submersible will be used for drilling the wells. This is a semi-submersible drill rig that will operate on thruster assisted mooring. 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 75% and 25% in order of appearance. This results in the following probabilities: B-Vest & Angkor Thom, Main well P(blowout with seabed release) = ,75 = P(blowout with surface release) = ,25 = B-Vest & Angkor Thom, Possible side track well P(blowout with seabed release) = ,75 = P(blowout with surface release) = ,25 = This number is the average frequency from /2/ multiplied by 10 percent to account for encountering reservoir zones in 2 sections as explained in the text. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 52 av 58

53 A.5 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 has been calculated by SST ST and checked by PSC, ref /3/. The simulated scenarios include; 1 Top penetration 5 meters of primary reservoir exposed 2 Drilling ahead 50% of total reservoir length exposed 8 3 Tripping All reservoir zones fully exposed The simulation results showing initial blowout rates are shown below in Table 4. Table 4: Simulated blowout oil rates (Sm 3 /d) and probabilities. Section Section Probability 12 ¼ Scenarios Scenario probability Top penetration 20% Drilling ahead 40% Tripping 40% Blowout rates*, (Sm 3 /d) B-Vest & Angkor Thom Surface Seabed ½ Expected rate, 12 ¼ section Top penetration 20% Drilling ahead 40% Tripping 40% Expected Rate, 8 ½ Section Expected Rate, overall * Adjusted towards the nearest hundred. In addition, simulations have been performed by the project in Eclipse showing a decreasing release rate trend versus duration. Thus, the initial release rates used in this report is considered to be conservative. If possible, the rate reduction vs time should be reflected in the MRA. 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. 8 Modelled as 100% penetration of 1st reservoir zone and 5 meters penetration of the next zone. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 53 av 58

54 For a full description of the rate calculations see the GAP and Prosper simulation files /3/. The potential blowout rates for the side track is evaluated to be lower than for the main well as the wellbore dimension is reduced from 12 ¼ to 8 ½ when drilling through the Brent reservoirs. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 54 av 58

55 A.6 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 5. 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 5: Time to drill a relief well (days), ref /4/ Time to: Minimum: Most likely: Maximum: - make decisions mobilise a rig; transfer, anchoring, supply of equipment and preparations drilling geomagnetic steering into the well* killing the well* * Numbers related to these operations are found reasonable and used as default based on expert consultation. The required time to drill a relief well and kill a blowout is judged by the project to be between 34 and 77 days. A Monte Carlo simulation is performed to produce a duration distribution from the well specific input in Figure 2. The expected time found is 54 days. A probability distribution is presented in Table 6. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 55 av 58

56 Figure 2: Duration distribution, Time to drill a relief well The probability distribution, found in Error! Reference source not found. 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 Error! Reference source not found. maximum blowout duration is suggested to be 70 days. Table 6: Probability distribution for a blowout to end as a function of time (days) Duration (days) Surface blowout Seabed blowout Duration (days) Surf ace blowout Seabed blowout 0,5 0,410 0, ,123 0, *Probabilities in the tail end of the duration distribution (< 0,001) are added to the probability of the preceding duration category. 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. Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 56 av 58

57 Figure 3: Blowout duration described by probability distributions Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 57 av 58

58 Figure 4: Blowout duration described by cumulative distributions A.7 References /1/ Holand, Per: Blowout and Well Release Characteristics and Frequencies, 2013, Sintef Technology and Society, Report no F25705, rev Final Report, December 19 th /2/ Scandpower: Blowout and Well Release Frequencies based on SINTEF Offshore Blowout Database 2014, report no /2015/R3, ref Final, /3/ Simulation Files are located on ST Risk Management for Drilling and Well Activities Team Site. /4/ Angkor Thom team site /5/ OLF: Retningslinjer for beregning av utblåsningsrater og varigheter til bruk ved analyse av miljørisiko, rev. 02, Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: Side 58 av 58