Beredskapsanalyse for letebrønn 7435/12-1 Korpfjell

Transkript

1 Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 1 of 30

2 Title: Beredskapsanalyse Document no. : Contract no.: Project: Classification: Open Expiry date: Distribution: Open Status Final Distribution date: : Copy no.: Author(s)/Source(s): Endre Aas Subjects: Remarks: : Updated: Responsible publisher: Authority to approve deviations: Techn. responsible (Organisation unit / Name): Date/Signature: TPD R&T FT SST ERO Endre Aas Responsible (Organisation unit/ Name): Date/Signature: TPD R&T PTC Arne Myhrvold Approved by (Organisation unit/ Name): Date/Signature: TPD R&T FT SST ERO Hanne Greiff Johnsen Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 2 of 30

3 Innholdsfortegnelse 1 Innledning Bakgrunn Aktivitetsbeskrivelse Definisjoner og forkortelser Metode Ytelseskrav Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer Dimensjonering av barrierene Dimensjonering av barriere 1 og 2 nær kilden og på åpent hav Dimensjonering av barriere 3 og 4 kyst- og strandsone Dimensjonering av barriere 5 - strandrensing Resultater Utslippsscenarier Wisting oljens egenskaper Oljens egenskaper ved mekanisk oppsamling Oljens egenskaper ved kjemisk dispergering Operasjonslys ved letebrønn Korpfjell Bølgeforhold nær lokasjon til letebrønn Korpfjell Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger Influensområder og stranding Beregning av beredskapsbehov og responstider for barriere 1 og Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere Bruk av kjemisk dispergering Deteksjon av olje og kartlegging av olje under oljevernaksjoner Oljevernberedskap som konsekvensreduserende tiltak Særlige hensyn Konklusjon Referanser App A Blow out scenario analysis Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 3 of 30

4 Oppsummering Statoils krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for boring av letebrønn 7435/12-1 Korpfjell er etablert gjennom foreliggende beredskapsanalyse og oppsummert i tabellen under. Det er satt krav til 3 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 2 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 36 timer. Kjemisk dispergering er ikke egnet for referanseoljen til brønnen, men potensiale for dispergering vil testes ut for aktuell olje. Dersom oljen er dispergerbar vil kjemisk dispergering kunne bidra til et effektivt oljevern til havs. Oljedriftsmodelleringen tilsier at olje med høy sannsynlighet ikke vil kunne nå land. Det stilles derfor ikke krav til dimensjonering av kystnær beredskap og strandberedskap. Ytterligere ressurser og utstyr kan mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO og Kystverket. Gjennom aksjonsledelsen vil Statoil fortløpende tilpasse bruk av bekjempelsesmetoder, utstyr og dimensjonering til de gjeldende forhold. Barriere 1 og 2 bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid 3 NOFO-systemer Første system innen 2 timer, fullt utbygd barriere innen 36 timer Barriere 3 og 4 bekjempelse i kyst- og strandsone Systemer og responstid Det settes ikke spesifikke krav til beredskap da det ikke forventes stranding av olje Barriere 5 - strandrensing Systemer og responstid Det settes ikke spesifikke krav til beredskap da det ikke forventes stranding av olje Fjernmåling og miljøundersøkelser Akutt forurensning skal oppdages innen 1 time etter at hendelsen har inntruffet Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer 1 Innledning 1.1 Bakgrunn Foreliggende beredskapsanalyse er utarbeidet for boring av letebrønn 7435/12-1 Korpfjell i Barentshavet, som Statoil planlegger å bore i Effektiv oljevernberedskap vil redusere oljemengder på sjøen, begrense utstrekning og eventuell stranding av olje og redusere miljørisiko. Statoil vil være ansvarlig for en eventuell oljevernaksjon både nær kilden til havs, langs kysten og på land i tilfelle stranding. Valg av metoder og utstyr for bekjempelse vil baseres på utslippets karakter, værforhold, effektivitet av utstyr og tilstedeværelse av sårbare ressurser. Hovedstrategien for oljevernberedskapen er bekjempelse nær kilden. Statoil vil tilstrebe å benytte den bekjempelsesmetoden, mekanisk oppsamling eller kjemisk dispergering, som resulterer i minst miljøskade ut fra en «Net Environmental Benefit Analysis». NOFO står for den operative delen av beredskapen både til havs, nær kysten og ved eventuelle strandrenseaksjoner, og disponerer ressurser og personell for dette. I tillegg er Statoil medlem i OSRL og vil kunne benytte oljevernressurser herfra, som kjemisk dispergering og strandrenseutstyr, etter behov i en aksjon. Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for oljevernberedskap ved et større uhellsutslipp av olje. Analysen skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av beredskapsressurser. Beredskapsanalysen for 7435/12-1 Korpfjell er brønnspesifikk. Aktivitetsforskriftens 73 og Styringsforskriftens 17 stiller krav til beregning av miljørisiko og beredskapsbehov i forbindelse med aktiviteter som kan gi miljøforurensning som følge av akutte utslipp. Dette skal tjene Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 4 of 30

5 som grunnlag for beredskapsetablering. Det er utført en miljørisikoanalyse for denne letebrønnen [1]. Informasjon fra miljørisikoanalysen inngår som grunnlag i beredskapsanalysen. Det vil lages en egen «Blow out Contingency and Relief Well Plan» for letebrønn Korpfjell. Denne inneholder beskrivelse og tekniske prosedyrer for hvordan brønnutblåsning vil kunne stoppes, enten med brønninternt utstyr, capping eller avlastningsboring. 1.2 Aktivitetsbeskrivelse Letebrønnen 7435/12-1 Korpfjell skal bores i Barentshavet (Figur 1-1). Vanndybden på borelokasjon er 253 m, og korteste avstand til Finnmark er 415 km, avstand til Bjørnøya er 505 km og til Hopen 410 km. Boringen er planlagt i sommersesongen 2017, med tentativ borestart i juni. Brønnen er planlagt boret med den halvt nedsenkbare riggen Songa Enabler. Det planlegges for oppankring av riggen under boreoperasjonen. Hovedformålet med letebrønn 7435/12-1 Korpfjell er å undersøke hydrokarbonforekomster i Stø og Carn formasjonene. Forventet oljetype er en olje tilsvarende Wisting oljen basert på forventede fluidegenskaper og geografisk nærhet. Basisinformasjon for letebrønnen er oppsummert i Tabell 1-1. Figur 1-1 Lokasjon til letebrønn 7435/12-1 Korpfjell. Korteste avstand til fastlands Norge (Finnmark) er 415 km. Kart hentet fra miljørisikoanalysen for brønnen [1]. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 5 of 30

6 Tabell 1-1 Basisinformasjon Letebrønn 7435/12-1 Korpfjell Posisjon for DFU (geografiske koordinater) 74 04'N, 'Ø Vanndyp 253 m Borerigg Songa Enabler Planlagt boreperiode Q2/Q Sannsynlighet for utblåsning 1, Sannsynlighetsfordeling (% overflate/sjøbunn) 25/75 Vektet utblåsningsrate Overflate: 1900 m 3 /døgn Sjøbunn: 740 m 3 /døgn Totalt: 1100 m 3 /døgn Oljetype (tetthet) Wisting olje (845 kg/m 3 ) Maksimal varighet av en utblåsning (tid til 63 døgn boring av avlastningsbrønn) 1.3 Definisjoner og forkortelser Sentrale ord og uttrykk som inngår i beredskapsanalysen er kort beskrevet nedenfor: DFU: Definert fare- og ulykkessituasjon. Grunnberedskap: 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B). IKV: Indre Kystvakt Influensområde: Område som med mer enn 5 % sannsynlighet vil bli berørt av et oljeutslipp, hvor det er tatt hensyn til fordeling over alle utslippsrater og -varigheter. Korteste drivtid: 95-persentilen i utfallsrommet for korteste drivtid til kysten. KYV: Kystverket Miljørisikoanalyse: Risikoanalyse som vurderer risiko for ytre miljø. NOFO: Norsk Oljevernforening for Operatørselskap NEBA-prinsippet: Net Environmental Benefit Analysis metode for å sammenligne og rangere netto miljøgevinst forbundet med forskjellige bekjempelsesmetoder innen oljevern, eksempelvis oppsamling, mekanisk og kjemisk dispergering. OSRL: Oil Spill Response Ltd (Southampton) 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 Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 6 of 30

7 tetthet av miljøprioriterte lokaliteter og som også på andre måter setter strenge krav til oljevernberedskapen. Disse områdene er derfor forhåndsdefinert som dimensjonerende for oljevernberedskapen. Størst strandet emulsjonsmengde: 95-persentilen i utfallsrommet for størst strandet mengde 2 Metode 2.1 Ytelseskrav Statoils ytelseskrav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Statoils forutsetninger og metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [2], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i NOROG veiledning [3] og NOFO [4]. Barriere 1: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe beregnet emulsjonsmengde på sjø. Første system innen best oppnåelig responstid. Full kapasitet snarest mulig og senest innen 95-persentilen av korteste drivtid til land, basert på beregnet kapasitetsbehov. Statoil setter, som et minimum, krav til tilstrekkelig kapasitet for å bekjempe et oljeutslipp på minimum 500 m 3 med ressurser som skal være klar for operasjon innen 5 timer etter at utslippet er oppdaget. Barriere 2: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe den mengden emulsjon som passerer barriere 1 på grunn av operative begrensninger. Første system skal mobiliseres fortløpende etter at systemene i barriere 1 er mobilisert og med full kapasitet innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. Barriere 3 og 4: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon innen influensområdet justert for effekt av barriere 1 og 2. 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 prioriterte områder med kortere drivtid enn 20 døgn. Personell og utstyr til strandrensing skal være klar til operasjon innen 95-persentilen av korteste drivtid inn til prioritert område for de berørte områder med kortere drivtid enn 20 døgn. En plan for grovrensing av forurenset strand skal utarbeides senest innen 7 døgn fra registrert påslag av oljeemulsjon. Grovrensing av de påslagsområder som prioriteres av operasjonsledelsen i samråd med aksjonsledelsen skal være gjennomført innen 100 døgn fra plan for grovrensing foreligger, forutsatt at dette kan gjennomføres på en sikkerhetsmessig forsvarlig måte. 2.2 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer Ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning, målt i bekjempet mengde oljeemulsjon pr. døgn, er en funksjon av følgende forhold: - Andel av tiden enheten kan operere (mørke/redusert sikt og bølgeforhold) - Effektiviteten innen operasjonsvinduet (relatert til ulike bølgeforhold, eller antatt konstant) - Opptaks-/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. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 7 of 30

8 Funksjonene benyttes i Statoil sin beregningskalkulator for beredskapsbehov i alle barrierer. Kapasiteten til havgående opptakssystem i NOFO-klasse som brukes i beregningene er 2400 m 3 /døgn (for oljer med viskositet under cp). Kapasiteten til havgående dispergeringssystem i NOFO-klasse er satt til 1950 m 3 /døgn. For flere detaljer henvises det til Statoils metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [2]. Utstyr som kan benyttes til bekjempelse av olje/emulsjon i barriere 1-4: Havgående NOFO-system Havgående Kystvaktsystem System Kyst A IKV System Kyst B KYV System Fjord A NOFO/Operatør System Fjord B IUA/KYV Dispergeringssystem (NOFO - fartøy og OSRL - fly) 2.3 Dimensjonering av barrierene Dimensjonering av barriere 1 og 2 nær kilden og på åpent hav For barriere 1 og 2, bekjempelse nær kilden og på åpent hav, beregnes det et behov for antall NOFO-systemer basert på utslippsrate og forventet oljetype. Det er den vektede utblåsningsraten som benyttes for å dimensjonere systembehovet i barriere 1 og 2 for letebrønner. For dimensjonering av barriere 1 benyttes egenskaper (fordamping, naturlig nedblanding, vannopptak og viskositet av emulsjon) for 2 timer forvitret olje (2 timer etter utslipp). Det grunnleggende prinsippet er at kapasiteten i de ulike barrierene skal være tilstrekkelig til å kunne håndtere emulsjonsmengden ved de gitte betingelsene. Separate beregninger er gjort for vinter- og sommersesong. For dimensjonering av barriere 2 er det utført beregninger av det antall systemer som kreves for å kunne bekjempe emulsjonsmengden som har passert barriere 1 pga redusert systemeffektivitet. Systemeffektiviteten er avhengig av bølgehøyde og lysforhold, og varierer mellom de ulike områdene (Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet) på norsk sokkel. I beregningen av systembehov for barriere 2 benyttes oljeegenskaper for 12 timer forvitret olje (12 timer etter utslipp). Kravene til responstid er satt til best oppnåelig responstid for NOFO-fartøyer til feltet, og er basert på avstand til oljevernressurser, gangfart for OR-fartøy, slepebåtkapasitet og gangfart for disse, mobilisering av oljevernutstyr om bord på OR-fartøy, og tilgang til personell på basene. I tillegg kommer en vurdering opp mot krav om etablering av barriere 1 og 2 senest innen korteste drivtid til land (95-persentil). Ved særlig lange avstander til eksisterende oljevernressurser kan det settes krav til kortere responstider, noe som forutsetter brønn eller installasjonsspesifikke løsninger med reduserte responstider for oljevernressursene Dimensjonering av barriere 3 og 4 kyst- og strandsone For barriere 3 og 4, bekjempelse av olje i kyst- og strandsone, er kravene til beredskap satt ut fra størst behov ved å bruke to alternative tilnærminger: Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 8 of 30

9 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon. Beredskapen i barriere 4 skal ha kapasitet til å bekjempe emulsjonen som passerer barriere 3. Beredskapsbehovet i barriere 3 og 4 er beregnet basert på resultater fra oljedriftssimuleringer gjennomført for aktiviteten. Prioriterte områder som er berørt av stranding med drivtid kortere enn 20 døgn (ifølge oljedriftssimuleringer) skal kunne ha tilgang til grunnberedskap. Grunnberedskap er definert som 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B). Beredskapsressursene skal brukes der det er mest hensiktsmessig og er ikke begrenset til de prioriterte områdene. Denne tilnærmingen medfører at Statoil dimensjonerer både for volumer og utstrekning av strandet emulsjon, og legger til grunn det største behovet, når krav til beredskap i barriere 3 og 4 settes. Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 3 og 4 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land Dimensjonering av barriere 5 - strandrensing For barriere 5, bekjempelse av strandet olje, er det beregnet behov for antall strandrenselag med tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av størst strandet mengde emulsjon innenfor de berørte prioriterte områdene med kortere drivtid enn 20 døgn. Når korteste drivtid (95-persentil) er lengre enn 20 døgn stilles det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 5. Basert på erfaringer antar man en rensekapasitet på 0,18 tonn per dagsverk. Statoil har valgt å gjøre beregninger for vinterstid, og lagt inn en effektivitetsfaktor på dagsverk på 0,5. Hvert strandrenselag består av 10 personer. 3 Resultater 3.1 Utslippsscenarier Tabell 3-1 gir oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønn 7435/12-1 Korpfjell. Utslipp av kondensat eller lette petroleumsprodukter blir behandlet i beredskapsplanen. Tabell 3-1 Utslippsscenarier Type utslipp Oljetype Referanse bakgrunn for rate/volum Langvarig utblåsning 1100 m 3 /døgn Middels utslipp 2000 m 3 punktutslipp Mindre utslipp 100 m 3 punktutslipp Mindre punktutslipp av lette produkter Wisting Vektet utblåsningsrate for 7435/12-1 Korpfjell (Se Appendiks A) Wisting Eksempelvis lekkasje fra brønn Wisting Eksempelvis lekkasje fra brønn Kondensat eller andre Lekkasje fra dieseltank, hydraulikksystem petroleumsprodukter som danner tynn oljefilm Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 9 of 30

10 12 timer 2 timer Beredskapsanalyse 3.2 Wisting oljens egenskaper Wisting olje er ansett som representativ for forventet oljetype i letebrønn 7435/12-1 Korpfjell. Det er gjennomført en forvitringsstudie av Wisting olje i 2015 [5]. Forvitringsstudien er gjennomført for to temperaturer, 1 og 5 C. Dette er realistiske temperaturer også for Korpfjell lokasjonen. Overflatetemperaturen i sjøen i Korpfjell området varierer mellom 0,5 og 6 C gjennom året. Fra juli til oktober er temperaturen rundt 5 grader, mens den for øvrige måneder ligger rundt 1-2 C [6]. Wisting olje er en middels tung olje (845 kg/m3 v/15.5 C) med lavt innhold av asfaltener og medium voksinnhold sammenlignet med andre oljer på norsk sokkel. Wisting olje er vist å raskt danne stabile emulsjoner. Vanninnholdet i emulsjonen er relativt lavt. Emulsjonsbryter er forventet å ha svært liten effekt på oljen med tanke på lagring av forvitret olje på tanker. Viskositeten er i utgangspunktet lav og kan gi utfordringer med mekanisk opptak de første timene (3.2.1). Flammepunktet reduseres hurtig og grensen for eksplosjonsfare på sjø er passert etter kort tid, også ved lave vindstyrker. Flammepunktet reduseres til under 60 C etter 5 til 12 timer avhengig av vindstyrke (for både 1 C og 5 C), lengst tid ved lave vindhastigheter. Dette er relevant for eksplosjonsfare for oljen ved lagring i tanker. Forvitringsegenskaper for Wisting olje ved ulike vindstyrker og temperaturer er angitt i Tabell 3-2. Vintertemperatur er satt til 1 C og sommertemperatur til 5 C i studien. Gjennomsnitt av vindstyrker ved Korpfjell ligger rundt 5 m/s i sommermånedene og rundt 10 m/s i vintermånedene [6]. Tabell 3-2 Forvitringsegenskaper til Wisting olje ved 2 og 12 timer, ved vinter- og sommerforhold Timer Parameter Wisting Vinter, 1 ºC 10 m/s vind Sommer, 5 ºC 5 m/s vind Fordampning (%) 6 5 Nedblanding (%) 18 3 Vanninnhold (%) Viskositet av emulsjon (cp) Gjenværende olje på overflate (%) Fordampning (%) Nedblanding (%) 32 0 Vanninnhold (%) Viskositet av emulsjon (cp) Gjenværende olje på overflate (%) Oljens egenskaper ved mekanisk oppsamling Erfaring fra norske feltforsøk viser at risikoen for lekkasje av olje under lensen er størst for oljer/emulsjoner med viskositet under 1000 cp. Emulsjon av Wisting olje vil ha viskositeter over 1000 cp etter ca 5 timer ved sommerforhold og etter ca 2 timer ved vinterforhold. Det er raskere emulsjonsdannelse og økning i viskositet med økning i vindstyrke. Det forventes ikke å være behov for Hi-visc skimmere den første uken på sjø for Wisting olje. Tabell 3-3 oppsummerer potensialet for mekanisk oppsamling av Wisting olje ved definerte vinter- og sommerforhold, basert på oljens viskositet. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 10 of 30

11 Tabell 3-3 Potensiale for mekanisk oppsamling basert på viskositet av Wisting olje Tid (timer) Tid (døgn) Vinterforhold (1 ºC - 10m/s) Sommerforhold (5 ºC - 5m/s) Viskositet < 1000 cp risiko for lekkasje under lensen Viskositet mellom 1000 og cp Viskositet > cp bruk av HiVisc skimmer anbefalt Oljens egenskaper ved kjemisk dispergering Emulsjonen til Wisting olje er vist å ha dårlig potensiale for kjemisk dispergering, og at det ikke er en relevant bekjempelsesstrategi for denne oljetypen [5]. Ved et eventuelt utslipp vil det uansett bli gjennomført testing for kjemisk dispergerbarhet av den aktuelle oljen med bruk av Sintefs prøvetakingskoffert, som vil finnes om bord i beredskapsfartøyet på lokasjonen Operasjonslys ved letebrønn Korpfjell Andel operasjonslys inngår i beregning av ytelsen og effektiviteten til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning. Statoil har valgt å beregne operasjonslys for 5 regioner, se Figur 3-1. For letebrønn 7435/12-1 Korpfjell (region 5) er operasjonslys oppsummert i Tabell 3-. Figur 3-1 Regioner brukt i beregning av operasjonslys Tabell 3-4 Andel operasjonslys i region 5, hvor letebrønn 7435/12-1 Korpfjell er lokalisert Vinter Vår Sommer Høst År Operasjonslys 23 % 79 % 100 % 48 % 63 % Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 11 of 30

12 3.2.4 Bølgeforhold nær lokasjon til letebrønn Korpfjell Bølgeforhold på åpent hav inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 1 og 2. Statoil har bølgedata for 27 stasjoner, som vist i Figur 3-2. Stasjon 26 er antatt å best representere bølgeforholdene ved letebrønn 7435/12-1 Korpfjell. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for NOFO- og Kystvaktsystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) er oppsummert i Tabell 3-. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 3-. Figur 3-2 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav Tabell 3-5 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon 7435/12-1 Korpfjell (Stasjon 26) Vinter Vår Sommer Høst År NOFO-system 53 % 67 % 78 % 63 % 65 % Kystvakt-system 40 % 57 % 70 % 52 % 55 % Tabell 3-6 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon 7435/12-1 Korpfjell (Stasjon 26) Vinter Vår Sommer Høst NOFO-system (Hs < 4 m) 79 % 92 % 99 % 90 % NOFO-dispergering (Hs < 4 m) 79 % 92 % 99 % 90 % Kystvakt-system (Hs < 3 m) 59 % 81 % 96 % 76 % Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 12 of 30

13 3.3 Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger Figur 3-3 viser plasseringen av NOFO utstyr per november 2016 [4], og inkluderer endringer i posisjoner gjeldende fra Q Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til borelokasjon brukt som grunnlag for beredskapsanalysen er vist i Tabell 3-7. Tabell 3-8 presenterer ytterligere forutsetninger som gangfart, avgivelsestid for beredskapsfartøy og slepefartøy samt tid for mobilisering av utstyr fra baser. Figur 3-3 NOFOs utstyrsoversikt per desember 2016 Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 13 of 30

14 Tabell 3-7 Avstander fra aktuelle oljevernressurser til 7435/12-1 Korpfjell. Oljevernressurser Avstander fra 7435/12-1 Korpfjell (nm) Beredskapsfartøy på borelokasjon 0 Forsyningsfartøy på lokasjon 0 Esvagt Aurora (Goliat) 293 Stril Barents(Hammerfest) 309 Troms Pollux(Hammerfest) 309 Stril Poseidon 793 Ocean Alden 1036 Stril Herkules 1071 Stril Merkur 1068 Esvagt Stavanger 1170 Sandnessjøen NOFO-base 712 Kristiansund NOFO-base 899 Mongstad NOFO-base 1069 Stavanger NOFO-base 1184 Hammerfest NOFO-base 311 Redningsskøyte Sørvær 328 Redningsskøyte Båtsfjord 235 Redningsskøyte Vadsø 284 Tabell 3-8 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av barriere 1 og 2 [4] 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 / klargjøre dispergering ombord 14 knop (17 knop for Statoils egne fartøy) 10 timer 30 timer 48 timer Ekofisk/sørfeltene: 6 timer Ula/Gyda/Tamber: 6 timer Sleipner/Volve: 6 time Oseberg: 6 timer Troll: 6 timer Tampen: 6 timer Haltenbanken: 6 timer Goliat: 4 timer Gjøa: 4 timer Avløserfartøy: 6 timer Slepefartøy fra NOFO-pool: 36 timer 1 time Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 14 of 30

15 3.4 Influensområder og stranding Oljedriftsmodellering viser at det er en ubetydelig sannsynlighet for stranding av olje fra letebrønn Korpfjell. Olje kan forventes å kunne drive i et område rundt Korpfjell lokasjonen med en radius på opp til km. Det er relativ høy sannsynlighet for at olje vil drive inn i russisk farvann, og korteste drivtid er modellert til 0,5 døgn. Det er i miljørisikoanalysen vurdert sannsynlighet for at olje fra en utblåsning fra Korpfjell kan nå sjøisen. Historiske isforekomster er benyttet. Det har vært is ned mot Korpfjell lokasjonen i vårmåneder i enkelte år tilbake i tid, senest i 2003 og Men denne isen har løst seg opp utover sommeren. For sommer- og høstperioden er det lite sannsynlig at det vil forekomme is så langt sør som influensområdet til Korpfjell. Det vil gjennomføres isovervåkning før og under boreoperasjonen, og lisensbetingelsen om en minsteavstand på 50 km til is ved boring i oljeførende lag vil overholdes. 3.5 Beregning av beredskapsbehov og responstider for barriere 1 og 2 For letebrønn 7435/12-1 Korpfjell er behov for antall mekaniske oppsamlingssystemer beregnet for mindre utslipp (Tabell 3-9), middels utslipp (Tabell 3-10) og dimensjonerende hendelse, en utblåsning med vektet rate på 1100 m3/d (Tabell 3-11). Systembehovet er beregnet med hjelp av Statoils beredskapskalkulator og basert på oljens forvitringsegenskaper og bransjestandard for ytelse og effektivitet av oljevernutstyr [4]. Beregninger av systembehov er utført for definerte sommer- og vinterforhold. Responstidskrav for barriere 1 og 2 er satt som best oppnåelige responstid gitt planlagt utstyrslokalisering på boretidspunktet og standardiserte frigivelsestider og hastigheter. Statoil vil ha et beredskapsfartøy med NOFO system og et forsyningsfartøy med NOFO system på borelokasjon sammen med to slepebåter når det bores i oljeførende lag. Tabell 3-9 Beregnet systembehov for mekanisk oppsamling ved et mindre utslipp punktutslipp 100 m 3 Vinter 1 C - 10 m/s vind Sommer 5 C - 5 m/s vind Utslipp (Sm 3 ) Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 6 5 Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 18 3 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 ) Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm 3 ) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) * Behov for NOFO-systemer 1 1 *Viskositet er lav og det kan forventes lensetap før emulsjonen har oppnådd tilstrekkelig viskositet. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 15 of 30

16 Tabell 3-10 Beregnet systembehov for mekanisk oppsamling ved et middels utslipp - punktutslipp 2000 m 3 Vinter 1 C 10 m/s Sommer 5 C 5 m/s Utslipp (Sm 3 ) Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 6 5 Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 18 3 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 ) Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm 3 ) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) * Behov for NOFO-systemer 2 2 *Viskositet er lav og det kan forventes lensetap før emulsjonen har oppnådd tilstrekkelig viskositet. Tabell 3-11 Beregnet systembehov for mekanisk oppsamling ved dimensjonerende hendelse for 7435/12-1 Korpfjell i barriere 1 og 2 langvarig utblåsning 1100 m 3 /d Parameter Vinter 1 C - 10 m/s Sommer 5 C - 5 m/s Utstrømningsrate (Sm 3 /d) Tetthet (Kg/Sm 3 ) Fordampning etter 2 timer på sjø (%) 6 5 Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 18 3 Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 1 (Sm 3 /d) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) * Økt systembehov grunnet høy cp (HiVisc: >15000 cp)? Nei Nei Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere Emulsjonsmengde inn til barriere 2 (Sm 3 /d) Oljemengde inn til barriere 2 (Sm 3 /d) Fordampning etter 12 timer på sjø (%) Nedblanding etter 12 timer på sjø (%) 32 0 Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 2 (Sm 3 /d) Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 (cp) Økt systembehov grunnet høy cp (HiVisc: >15000 cp)? Nei Nei Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere Behov for NOFO-systemer i barriere 1 og *Viskositet er lav og det kan forventes lensetap før emulsjonen har oppnådd tilstrekkelig viskositet. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 16 of 30

17 Basert på dimensjonerende scenario, vektet utblåsningsrate, for 7435/12-1 Korpfjell er det beregnet et behov for 2 NOFO-systemer for både vinter- og sommerforhold i barriere 1 og 2. I Korpfjell området som ligger i nærheten av polarfronten, er det en relativ høy sannsynlighet for tåke om sommer og høst. Dette kan legge begrensninger for noen metoder for kartlegging/ overvåkning av et oljeutslipp under en oljevernaksjon og dermed effektiviteten av aksjonen. For å kompensere for dette legger Statoil til ett NOFO system utover det beregnede behovet for ressurser i barriere 1 og 2. Det beregnes derfor et behov for 3 NOFO systemer i barriere 1 og 2. Siden letebrønn Korpfjell har lang avstand til dagens plassering av NOFOs oljevernressurser planlegger Statoil en forsterket beredskapsløsning for denne brønnen. Statoil vil ha et oljevernberedskapsfartøy og en slepebåt ved riggen under boring i oljeførende lag. Første system vil da kunne respondere umiddelbart ved et eventuelt utslipp. Statoil vil også plassere et NOFO system om bord i et av de to dedikerte forsyningsfartøyene for leteoperasjonen. Dette fartøyet vil også bli lagt stand-by ved boreriggen under boring i oljeførende lag sammen med et dedikert slepefartøy. Dette systemet vil også normalt kunne respondere umiddelbart ved en hendelse. Responstidskravet settes til 11 timer for andre system for å ta høyde for eventuelle mannskapsbytter. System nummer 3 vil kunne være Esvagt Aurora med slepebåt fra land. 3 NOFO systemer er da på plass og i operasjon etter 36 timer, som settes som krav til fullt utbygd barriere 1 og 2. Se oversikt i Tabell Responstider for beredskapsressurser til letebrønn 7435/12-1 Korpfjell er verifisert med NOFO. Ytterligere systemer vil kunne bli mobilisert gjennom NOFO ved behov. Nærmere detaljer om fartøy og systemer vil bli beskrevet i beredskapsplanen. Statoil vil etablere samarbeid om beredskapsressurser med andre operatører som har samtidig aktivitet i Barentshavet. Dette vil gjelde Eni ifm Goliat og Statoil er kjent med at Lundin, som er partner i Korpfjell lisensen, også planlegger leteaktivitet i Tabell 3-12 Responstider for mobilisering av mekaniske oppsamlingssystemer (NOFO systemer) for letebrønn 7435/12-1 Korpfjell. System nr Fartøy (responstid) Slepefartøy (responstid) Total responstid Beredskapsfartøy på 2t 1 På lokasjon (2t) lokasjon (2t) 2 Forsyningsfartøy (11t) På lokasjon (2t) 11t 3 F.eks Esvagt Eurora (26t) NOFO pool (36t) 36t 3.6 Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og 4 Det er ikke modellert stranding av olje innenfor 95 persentilen av alle simuleringer av utblåsning fra letebrønn Korpfjell. Enkelte simuleringer av høye rater og lange varigheter ga stranding på Bjørnøya i høstsesong og på Hopen i vintersesong. Ingen simuleringer ga stranding på fastlands-norge. Det settes derfor ikke spesifikke krav til beredskap for barriere 3 og 4 for letebrønn Korpfjell. Ressurser og utstyr vil uansett kunne mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO og Kystverket. 3.7 Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 5 Da det ikke er forventet stranding av olje settes det heller ikke krav til beredskap for barriere 5. Ressurser vil uansett kunne mobiliseres ved behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO og Kystverket. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 17 of 30

18 3.8 Bruk av kjemisk dispergering Referanseoljen Wisting olje har et svært dårlig potensiale for kjemisk dispergering. Ved et utslipp vil uansett dispergerbarheten til olje/ oljeemulsjon testes ved hjelp utstyr fra SINTEF prøvetakingskoffert for å vurdere om dispergering kan være et aktuelt beredskapstiltak for den aktuelle oljen. I tillegg til å vurdere effektivitet av dispergering, skal en også alltid vurdere observasjoner eller sannsynlig tilstedeværelse av naturressurser i området samt værforhold før en igangsetter eller viderefører kjemisk dispergering. Vurderingene skal gjøres i henhold til NEBA prinsippet Net Environmental Benefit Analysis. Kjemisk dispergering vil være særlig aktuelt ved høye forekomster av sjøfugl og/eller for å forhindre landpåslag. Statoil har over de siste årene gjennomført og deltatt i flere større forsknings- og utviklingsprosjekter på bruk av kjemisk dispergering, særlig med fokus på kalde farvann og is: International Association of Oil & Gas Producers (IOGP) Arctic Oil Spill Response Technology Joint Industry Programme. ( ), Joint Industry Program to Evaluate Biodegradation and Effects of Dispersed Oil in Arctic Marine Environments ( ), Joint Industry Program on Oil in Ice ( ). Studiene har omfattet toksisitet, biodegradering og bioakkumulering av dispergert olje hos relevante arktiske organismer, effektivitet av dispergering i kalde farvann og påføringsteknikker. Dokumentasjonen som er opparbeidet viser at kjemisk dispergering som bekjempningsmetode kan være effektiv og miljømessig gunstig også i nordlige områder, med kaldt vann [7,8]. Tabell 3-13 viser noen aktuelle beredskapsfartøyer som har dispergeringsmidler ombord og deres responstid til letebrønn 7435/12-1 Korpfjell. Dispergeringsmiddelet om bord på NOFO fartøy og på NOFO baser er Dasic Slickgone NS. Dispergering kan også gjennomføres fra fly gjennom avtale med OSRL. Statoil har tilgang til OSRLs globale lager som består av 5000 m 3 dispergeringsmiddel (Dasic Slickgone NS, Corexit EC9500A og Finasol OSR 52). Tabell 3-13 Responstider for et utvalg oljevernressurser med dispergeringskapasitet. Responstid inkluderer 1 times kjørgjøringstid for dispergering om bord på fartøyene. Oljevernressurs Lokasjon Responstid Esvagt Aurora Goliat 26 timer Stril Barents Hammerfest 29 timer Troms Pollux Hammerfest 33 timer Stril Poseidon Haltenbanken 54 timer Stril Herkules Tampen 70 timer Ocean Alden Gjøa 79 timer 3.9 Deteksjon av olje og kartlegging av olje under oljevernaksjoner Statoil vil stille krav til at oljevernberedskapsfartøyet er utstyrt og har rutiner for å oppdage olje og å kunne kartlegge oljeutbredelse under en evt aksjon. Dette vil inkludere oljedetekterende radar, IR kamera og mulighet for downlink av bilder tatt fra fly eller helikopter til bruk for å optimalisere innsatsen. Satellittradar vil inngå som en kapasitet både for deteksjon og kartlegging gjennom nedlasting av daglige radarbilder. Under en aksjon vil en kunne laste ned bilder to ganger per døgn. NOFO har tilgang på aerostat (Ocean Eye), som kan benyttes for å få oversikt over olje ved en aksjon. Kystverkets overvåkningsfly LN-KYV vil bli benyttet under boreoperasjonen og under en evt hendelse. SAR helikoptre vil også kunne benyttes i en aksjon. Brønnovervåkning på boreriggen vil detektere uregelmessigheter og utslipp i forbindelse med boreoperasjonene. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 18 of 30

19 3.10 Oljevernberedskap som konsekvensreduserende tiltak Den konsekvensreduserende effekten av oljevernberedskap i barriere 1 og 2 kan beregnes ut fra hvor mye oljemengden på overflaten reduseres i forhold til en situasjon uten oljeverntiltak. Tabell 3-14 viser at mekanisk oppsamling kan være et vesentlig konsekvensreduserende tiltak ved en utblåsning. Mekanisk oppsamling med 2 systemer (beregnet behov for dimensjonerende rate) i barriere 1 og 2 er forventet å ha en effektivitet på 51 % om vinteren og 86 % om sommeren. Lavere forventet effektivitet ved de definerte vinterforholdene kan delvis forklares med at det oftere vil være for mye vind til å aksjonere. Det kan bemerkes at en større andel av oljen kan forventes å dispergere naturlig pga av høyere vindstyrker vinterstid. Brønnen skal bores på sommerstid. Tabell 3-14 Konsekvensreduserende effekt av barriere 1 og 2 (åpent hav) vist som reduksjon av emulsjonsmengde på overflate for dimensjonerende hendelse, langvarig utblåsning ved 7435/12-1 Korpfjell. Vinter (1 C - 10 m/s vind) Sommer (5 C - 5 m/s vind) Utstrømningsrate (m 3 /d) Antall og systemtyper i valgt beredskapsløsning i barriere 1 og 2 2 Havgående opptakssystem - NOFO 2 Havgående opptakssystem - NOFO Emulsjonsmengde ut av barriere 2 (m 3 /d)* Emulsjonsmengde på overflaten uten oljevernberedskap i B1 B2 (m 3 /d)* Reduksjon i emulsjonsmengde med bruk av oljevernberedskap i barriere 1 og 2 51 % 86 % * tar i betraktning fordampning, naturlig nedblanding og økning av emulsjonsmengde i B1 og B2 pga vannopptak Særlige hensyn Tåke Barentshavet har relativ høy forekomst av tåke på sommer og høst sammenlignet med andre deler av norsk sokkel. Dette kan legge begrensninger for noen metoder for deteksjon av utslipp og kartlegging/ overvåkning av et oljeutslipp under en oljevernaksjon. Visuell deteksjon og også i noen grad IR deteksjon av olje på sjø vil være mindre effektivt ved tåke. Oljedetekterende radar på beredskapsfartøyet og satellitt radar vil være tilgjengelig for denne letebrønnen, og radar deteksjon påvirkes ikke av tåke. Siden forekomst av tåke kan forventes å føre til redusert effektivitet av en oljevernaksjon velger Statoil å legge til ett ytterligere NOFO system utover det beregnede systembehovet i barriere 1 og 2. Russland For et større utslipp av olje fra letebrønn Korpfjell vil olje kunne drive inn i russisk farvann. Det eksisterer en gjensidig avtale mellom Norge og Russland for oljevern (Joint Norwegian-Russian Contingency Plan for Oil Spill Response in the Barents Sea, 2014) og det er avholdt årlige øvelser med sentrale aktører fra begge land for å forberede en slik situasjon. En vil både kunne få beredskapsstøtte fra Russland, og NOFO fartøyer skal kunne forfølge et oljeutslipp og gjennomføre oljevernaksjoner inn på russisk side. Formelt må da aksjonen ledes av Kystverket i Norge som har samarbeidsavtale med russiske myndigheter. Statoil deltok på en øvelse med russiske og norske myndigheter i Murmansk i oktober 2016 der et scenario med drift av olje over grensen til Russland ble gjennomgått. Statoil vil avholde møte med Kystverket for å følge opp aksjoner fra denne øvelsen og også diskutere forhold relevant for boreoperasjonen ved letebrønn Korpfjell. Drift av olje inn i russisk farvann vil inngå som et moment i beredskapsplanen. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 19 of 30

20 Sjøis Det forventes ikke at olje fra et utslipp fra letebrønn Korpfjell boret på sommerstid kan treffe sjøis. En oljevernaksjon i is er derfor ikke et sannsynlig scenario. Det vil likevel gjennomføres isovervåkning i forkant og under boreoperasjonen og en ice management plan vil etableres. I henhold til lisenskravene vil ikke boreoperasjon gjennomføres dersom det er registrert is nærmere enn 50 km fra brønnlokasjon. Polarfronten Polarfrontens beliggenhet vil variere gjennom år og mellom år, og en kan ikke utelukke at et eventuelt oljeutslipp fra letebrønn Korpfjell vil kunne nå polarfronten. Dette er et område hvor det kan være større konsentrasjoner av biologiske ressurser både i vannsøylen og på overflaten. Ved et eventuelt utslipp vil Statoil ha fokus på polarfronten og innrette en oljevernaksjon for mest mulig effektivt å beskytte biologiske ressurser i dette området. I første omgang vil det være å bekjempe oljen nær kilden, men det kan også være aktuelt med særlig innsats i polarfront området dersom det observeres særlige konsentrasjoner av f.eks sjøfugl her. Dette kan gjøres ved å mobilisere ytterligere systemer. 4 Konklusjon Statoils krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for boring av letebrønn 7435/12-1 Korpfjell er oppsummert i Tabell 4-1. Det er satt krav til 3 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 2 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 36 timer. Da det ikke er forventet å kunne forekomme stranding av olje i planlagt boreperiode sommerstid er det ikke satt spesifikke krav om beredskap i barriere 3, 4 og 5. Ytterligere ressurser og utstyr kan mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO og Kystverket. Statoil vil etablere samarbeid om beredskapsressurser med andre operatører som har samtidig aktivitet i Barentshavet. Tabell 4-1 Krav til beredskap i hver barriere Barriere 1 og 2 bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid 3 NOFO-systemer Første system innen 2 timer, fullt utbygd barriere innen 36 timer Barriere 3 og 4 bekjempelse i kyst- og strandsone Systemer og responstid Det settes ikke spesifikke krav til beredskap da det ikke forventes stranding av olje Barriere 5 - strandrensing Systemer og responstid Det settes ikke spesifikke krav til beredskap da det ikke forventes stranding av olje Fjernmåling og miljøundersøkelser Akutt forurensning skal oppdages innen 1 time etter at hendelsen har inntruffet Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 20 of 30

21 5 Referanser 1. DNV GL (2016) Miljørisikoanalyse (MRA) i PL 859 i Barentshavet. DNV GL rapport Statoil (2014) Statoil Rådgivende dokument. GL Retningslinje for analyser av beredskap mot akutt oljeforurensning fra offshoreaktiviteter på norsk sokkel. 3. Norsk Olje og Gass (OLF) (2014) Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser. 4. NOFOs nettsider 5. Torske og Wasbotten (2015). Oil Weathering studies of Wisting oil at 1 C and 5 C.Akvaplan niva report BaSEC rapport (2015). Barents East blocks Metocean Design Basis. ME2015_005. Link til rapport på Norsk Olje og Gass sine hjemmesider. 7. Gardiner, W. W., Word, J. Q., Perkins, R. A., McFarlin, K. M., Hester, B., W., Word, L., S., Collin, M., R., 2013; The acute toxicity of chemically and physically dispersed oil to key arctic species under arctic conditions during the open water season, Environmental Toxicology and Chemistry, Vol 32, No 10, pp McFarlin KM, Prince RC, Perkins R, Leigh MB (2014) Biodegradation of Dispersed Oil in Arctic Seawater at - 1uC. PLoS ONE 9(1): e doi: /journal.pone Analysis of OSR regulations and authorities roles in Russia in case of transboundary oil spill in the Barents Sea (2015). IS-Systems report. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 21 of 30

22 App A Blow out scenario analysis Technical note: Input to the environmental risk assessment Blowout scenario analysis exploration well Korpfjell (7435/12-1) Kari Apneseth & Alexander Solberg, TPD R&T FT SST TSW Fornebu, November 3 rd, 2016 Summary This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to drilling of the exploration well Korpfjell. 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 Korpfjell. The oil blowout rates range between 300 and 2600 Sm 3 /d for Korpfjell. It is found that the duration of a blowout could potentially amount to 63 days with a 1,5 % probability. The results for Korpfjell are shown below: Probability top/ sub Topside 0,25 Subsea 0,75 Rate (Sm3/d) 800 Probability distribution - duration Scenario probability ,522 0,189 0,140 0,047 0, ,4 Average = ,403 0,188 0,179 0,076 0, ,4 Average = Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 22 of 30

23 6 Introduction Statoil is planning to start drilling Korpfjell exploration well in the Barents Sea. The well will be drilled by the semisubmersible Songa Enabler. 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 RT FT SST TSW and in dialogue with the project. 7 Well specific information Water depth at well location is 253 meters MSL. The distance RT-MSL is 32 meters. The objective of the wells is to test the Stø and Carn formation for hydrocarbons. Expected reservoir data and fluid properties are found in Table 1 and Table 2 below. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 23 of 30

24 Table 2: Reservoir data for Korpfjell Table 3: Fluid type prognosis for Korpfjell Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 24 of 30

25 8 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 LRC /2/ are the outset of our assessment. As the expected fluid is oil, an oil blowout frequency is used below. The main well is evaluated to be a wildcat well; Frequency: P(blowout, wildcat exploration, oil well) = per well The frequency relates to an average 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, and is considered applicable for Korpfjell. Songa Enabler or similar semi-submersible will be used for drilling the wells. This is an anchored semi-submersible drill rig. 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: P(blowout with seabed release) = ,75 = P(blowout with surface release) = ,25 = Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 25 of 30

26 9 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 Petek using Prosper, ref /4/. The simulated scenarios include; 1 Top penetration 5 meters of reservoir exposed 2 Drilling ahead 1 50% of reservoir 1 length exposed (Stø) 3 Drilling ahead % of reservoir 1 length exposed (Stø) 4 Tripping All reservoir zones fully exposed (Stø + Carn) The simulation results are shown below in Table 1. Section 12 ¼ Table 1: Simulated blowout oil rates (Sm 3 /d) and probabilities. Scenarios Scenario probability Surface Blowout rates*, (Sm3/d) Seabed Top penetration 20% Drilling ahead 1 20 % Drilling ahead 2 20% Tripping 40% Weighted rate * 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 drill string, i.e. free annular flow. This is reasonable according to blowout statistics since drill pipe 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. For a full description of the rate calculations see the Prosper simulation files /3/. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 26 of 30

27 10 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 2. 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. Time to: Table 2: Time to drill a relief well (days), ref /4/ 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 25 and 75 days. A Monte Carlo simulation is performed to produce a duration distribution from the well specific input in Table 2. The expected time found is 49 days. A probability distribution is presented in Figure 1. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 27 of 30