Oppsummering av miljørisikoanalyse samt beredskapsanalyse for letebrønn 7319/12-1 Pingvin

Transkript

1 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 1 av 70

2 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 2 av 70

3 Innhold 1 Sammendrag Innledning Definisjoner og forkortelser Bakgrunn Aktivitetsbeskrivelse Miljørisikoanalyse Metodikk Basisinformasjon Type operasjon og utslippssannsynlighet Utblåsningsrater og -varigheter Oljetype og oljedriftssimuleringer Årstid Beskrivelse av miljøressurser/vøker Miljørisiko målt opp mot Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier Miljørisiko for fisk Miljørisiko for sjøfugl Miljørisiko som andel av akseptkriteriet sjøfugl i åpent hav (oktober-mars) Miljørisiko som andel av akseptkriteriet sjøfugl kystnært (oktober- mars) Miljørisiko for marine pattedyr Overlapp med iskant Overlapp med polarfronten Miljørisiko for strandhabitat Konklusjon - miljørisiko Beredskapsanalyse Ytelseskrav Metodikk Dimensjonering av barriere 1 og Dimensjonering av barriere 3 til Bekjempelsesstrategi for isfylt farvann Mekanisk oppsamling Dispergering - mekanisk og kjemisk Brenning Analysegrunnlag Utslippsscenarier Oljens egenskaper Resultater fra oljedriftsberegninger Miljøbetingelser - oljevernressurser Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 3 av 70

4 Operasjonslys Bølgeforhold åpent hav Oljevernressurser utstyrsplassering og forutsetninger Alternativer vurdert for beredskapsløsninger Dimensjonering beredskapsbehov og responstider Oppsummering av krav til beredskap Referanser Vedlegg A Technical note: Input to the environmental risk assessment Blowout scenario analysis exploration well (7319/12-1) Vedlegg B Memo:Endring i boretidspunkt for letebrønn betydning for miljørisiko Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 4 av 70

5 1 Sammendrag Statoil planlegger boring av letebrønn 7319/12-1 i produksjonslisens (PL)713 i Barentshavet, med borestart i september Nærmeste land er Bjørnøya (146 km), og avstanden til fastlands Norge (Ingøy i Finnmark) er 260 km. Vanndybden i området er 423 m. Det er den halvt nedsenkbare boreriggen Transocean Spitsbergen som skal bore brønnen. Riggen vil ikke ankres opp men holdes i posisjon med et dynamisk posisjoneringssystem (DP) gjennom operasjonen. Etter at miljørisikoanalysen[1] ble utført er planlagt boretidspunkt forskjøvet fra oktober til september. Dette fører til at analyseperioden for miljørisiko blir september-februar i stedet for oktober-mars. Det er derfor utarbeidet et notat som forklarer hvordan dette påvirker miljørisiko. Ved å bore tidligere vil utslaget i miljørisiko bli lavere enn i opprinnelig analyseperiode (oktober-mars), fordi man ved å forskyve denne unngår at olje vil kunne treffe iskant og unngår overlapp med VØKer (hovedsaklig sjøfugl som ankommer Bjørnøya for hekking) i mars måned. For mer informasjon vennligst se Vedlegg B. Miljørisikoanalysen for 7319/12-1 er gjennomført som en skadebasert analyse, utført av Akvaplan-niva. Lomvi gir også høyest utslag i miljørisiko for ressurser i åpent hav, med inntil 12% av akseptkriteriet i konsekvenskategori Moderat (for analyseperiode oktober-mars). Miljørisikoen for kystnære ressurser øker fra mars, er høy utover sommeren, men avtar igjen fra september. Boringen er mao. planlagt i en periode med lavere miljørisiko, relativt sett. Miljørisiko for øvrige ressurser er lav. Resultatet fra miljørisikoanalysen for boringen av 7319/12-1 viser at miljørisikoen for alle VØKer, ligger innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier og under ALARP-nivået (50 % av akseptkriteriet). Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for boring av 7319/12-1 er oppsummert i Tabell Det er satt krav til 3 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 24 timer. Det tredje systemet legges inn i tillegg til Statoils beregnede beredskapsbehov på 2 systemer, grunnet brønnens lokasjon i Barentshavet og for å ytterligere styrke beredskapen slik at risikoen for stranding reduseres. For barriere 3 og 4 stilles det ikke spesifikke krav da det ikke forventes stranding innen 95-persentilen av utfallsrommet. Samtlige av NOFOs systemer vil kunne være tilgjengelig i området i god tid før korteste drivtid til Bjørnøya (11 dager- 100 persentil), og ved en eventuell langvarig hendelse på vil ikke beredskapsressursene begrenses til det som legges til grunn i denne analysen. Da det ikke forventes stranding innenfor 95- persentilen av utfallsrommet stilles det ikke spesifikke krav til barriere 5. 2 Innledning 2.1 Definisjoner og forkortelser Sentrale ord og uttrykk som inngår i miljørisiko- og beredskapsanalysen er kort beskrevet nedenfor: Akseptkriterium: Verbal eller tallfestet grense for hvilket risikonivå som aksepteres. ALARP: As low as reasonably practicable : prinsipp som benyttes ved vurdering av risikoreduserende tiltak. Sannsynligheten for miljøskade er i et ALARP-område når sannsynligheten er mer enn halvparten av akseptkriteriet. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 5 av 70

6 Barriere: Fellesbetegnelse for en samlet aksjon i et avgrenset område. En barriere kan ha flere delbarrierer, som igjen kan inkludere ett eller flere beredskapssystem. Barriere-effektivitet: Prosentandel av overflateolje som samles opp av en barriere. Ved sidestilte system (bredt flak) vil barriere-effektiviteten maksimalt være lik systemeffektiviteten. Ved system etter hverandre (konsentrerte flak) vil barriere-effektiviteten kunne overstige systemeffektiviteten. Barrierekapasitet: Summen av systemkapasitetene i en barriere. På samme måte som for systemkapasitet vil oppnåelse av barrierekapasitet forutsette at tilgangen til oljen er tilstrekkelig til at systemets kapasitet kan utnyttes fullt. Bestand: Gruppe av individer innen en art som befinner seg i et bestemt geografisk område i en bestemt tidsperiode (naturlig avgrenset del av en populasjon). DFU: Definert fare- og ulykkessituasjon Gangtid: Tiden det tar å frakte personell og utstyr med fartøy fra hentested (base) til stedet der aksjonen skal gjennomføres. IKV: Indre Kystvakt Influensområde: Område som med mer enn 5 % sannsynlighet vil bli berørt av et oljeutslipp, hvor det er tatt hensyn til fordeling over alle utslippsrater og -varigheter. IUA: Interkommunalt utvalg mot akutt forurensning Korteste drivtid: 95-persentilen i utfallsrommet for korteste drivtid til kysten. KYV: Kystverket Miljø: Et ytre miljø som kan bli berørt av oljeutslipp til sjø, dvs. det marine miljø. Miljørisikoanalyse: Risikoanalyse som vurderer risiko for ytre miljø. Miljøskade: Direkte eller indirekte tap av liv for en eller flere biologiske ressurser på grunn av oljeutslipp som kan beskrives på individ- eller bestandsnivå. For at et oljeutslipp skal kunne gi en miljøskade må restitusjonstiden for den mest sårbare bestanden være lengre enn 1 måned. Miljøskadekategorier: Kategorisering av miljøskader i hhv. mindre, moderat, betydelig eller alvorlig på grunnlag av restitusjonstid for den mest sårbare bestanden: Mindre: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 måned og 1 år. Moderat: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 år og 3 år. Betydelig: en miljøskade med restitusjonstid mellom 3 år og 10 år. Alvorlig: en miljøskade med restitusjonstid over 10 år. NOFO: Norsk Oljevernforening for Operatørselskap NOFO-system: Bemannet offshore oljevernfartøy med offshorelense og skimmer, samt slepebåt til lense. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 6 av 70

7 Operasjon: En enkel, tidsbegrenset arbeidsoperasjon som kan medføre akutt utslipp, f.eks. boring av en letebrønn, som inkluderer all aktivitet fra leteriggen er på borelokasjonen til den forlater lokasjonen. OR-fartøy: Oil Recovery-fartøy som inngår i NOFO sin fartøyspool. OSRL: Oil Spill Response Limited Responstid: Sammenlagt mobiliseringstid, klargjøringstid og gangtid. Ressurs eller biologisk ressurs: Levende organismer, f.eks. plankton, tang og tare, virvelløse dyr, fisk, sjøfugl og sjøpattedyr. Restitusjonstid: Tiden det tar etter en akutt reduksjon før ressursen har tatt seg opp til (omtrentlig) normalnivået. Den akutte reduksjonen skjer (her) som følge av et oljeutslipp. Størst strandet mengde: 95-persentilen i utfallsrommet for størst emulsjonsmengde til kysten. Systemeffektivitet: Prosentandel av sveipet overflateolje som samles opp av ett system. Gjelder for ett NOFOsystem. Systemkapasitet: Forventet oppsamlingsrate i m 3 /d for ett system; medregnet lossetid, ineffektiv tid, fritt vann, osv. VØK: Verdsatte økologiske komponenter. En VØK er en populasjon, et samfunn eller et habitat (naturområde) som: - Er viktig for lokalbefolkningen (ikke bare økonomisk), eller - Har regional, nasjonal eller internasjonal verdi, eller - Har stor økologisk, vitenskapelig, estetisk og/eller økonomisk verdi, og som - Vil være dimensjonerende med hensyn på gjennomføring av risikoreduserende tiltak. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 7 av 70

8 2.2 Bakgrunn I forkant av boringen av letebrønn 7319/12-1 er det utarbeidet en miljørisiko- og beredskapsanalyse. Miljørisikoanalysen er gjennomført som en skadebasert analyse av Akvaplan-niva [1]. Formålet med miljørisikoanalysen er å kartlegge risikonivået for det ytre miljøet i forbindelse med boring av letebrønnen og å sammenholde risiko mot Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier. Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning. Dette skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av oljevernberedskap i forbindelse med akutte utslipp. Aktivitetsforskriftens 73 og Styringsforskriftens 17 stiller krav til beregning av risiko og beredskap ved miljøforurensning som følge av akutte utslipp som grunnlag for beredskapsetablering. 2.3 Aktivitetsbeskrivelse 7319/12-1 er en letebrønn som skal bores i Barentshavet. Vanndybden ved borelokasjon er 423 meter. Nærmeste land er Bjørnøya (146 km), og avstanden til fastlandsnorge (Ingøya i Finnmark) er 260 km. Boringen har planlagt oppstart i september Brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Transocean Spitsbergen. Figur 2-1 Lokasjon for letebrønn 7319/12-1, samt Apollo, Atlantis og Mercury For analyse av miljørisiko knyttet til boring av 7319/12-1 benyttes Statoils akseptkriterier (Tabell 2-1) for operasjonsspesifikk miljørisiko. Statoils akseptkriterier er fastsatt på grunnlag av hovedprinsippet om at: "Restitusjonstiden etter en miljøskade for den mest sårbare bestanden skal være ubetydelig i forhold til forventet tid mellom slike miljøskader". Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 8 av 70

9 Tabell 2-1 Statoils akseptkriterier for miljørisiko Miljøskade Operasjonsspesifikk risiko per operasjon: Mindre < Moderat < 2, Betydelig < Alvorlig < 2, Miljørisikoanalyse 3.1 Metodikk En fullstendig miljørisikoanalyse består av en sammenstilling av sannsynlighet for utslippshendelser og potensiell miljøskade relatert til disse. Oljedriftsmodeller gir innspill til beregning av skadeomfang på utvalgte Verdsatte Økologiske Komponenter (VØKer) i influensområdet. Metodikk samt begrepsdefinisjoner er fullstendig beskrevet i Norsk Olje og Gass (tidligere OLF) sin veiledning for miljørettede risikoanalyser [2]. Miljørisikoanalysen for 7319/12-1 er gjennomført etter MIRA-metoden (OLF, 2007) for sjøfugl og for strand. For fisk er det gjennomført deler av Trinn 1 miljørisikoanalyse for fisk, også dette i hht. OLF, Basisinformasjon Basisinformasjon om letebrønn 7319/12-1 er oppsummert i Tabell 3-1. Tabell 3-1 Basisinformasjon for letebrønn 7319/12-1 Parameter Brønnavn Lokasjon Vanndyp Avstand til nærmeste land Referanseolje Verdi Brønn 7319/ N Ø 423 m 146 km (Bjørnøya) 260 km (Ingøya) Skrugard Gass/olje forhold 58 Sm 3 /Sm 3 Vektede utblåsningsrater og varigheter Varigheter brukt i oljedriftssimulering Maksimal tid for boring av Overflateutslipp: Vektet utblåsningsrate: 602 m 3 /døgn Vektet varighet: 10 døgn Sjøbunnsutslipp: Vektet utblåsningsrate: 442 m 3 /døgn Vektet varighet: 16 døgn 2, 5, 14, 35 og 70 døgn 70 døgn Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 9 av 70

10 avlastningsbrønn 3.3 Type operasjon og utslippssannsynlighet Transocean Spitsbergen holdes på plass av et dynamisk posisjoneringssystem (DP) og vil ha BOP plassert på havbunnen, noe som tilsier at en eventuell utblåsning mest sannsynlig vil forekomme på havbunnen. Basert på informasjon fra Scandpower sin utblåsningsdatabase, og en samlet vurdering av scenarioer og type plattform, er fordelingen av sannsynlighet mellom utblåsning på havbunn og overflate under boring satt til 0,90/0,10. Se Vedlegg A for flere detaljer. Brønnen planlegges boret som en vertikal brønn. Det vil bli satt 13 3/8" fôringsrør over reservoaret ved ca. 960 meter dyp TVD RKB. Reservoaret penetreres med en 12 ¼" seksjon. Totalt dyp er ~1540 meter MD/TVD RKB. Tabell 3-2 Utblåsningssannsynlighet fordelt på overflate- og sjøbunnsutslipp for 7319/12-1 Operasjon Fordeling; overflate/sjøbunn Utblåsningssannsynlighet Leteboring Overflate 0,10 0,2x10-4 Sjøbunn 0,90 2,0 x Utblåsningsrater og -varigheter Rate- og varighetsfordelingen for letebrønn 7319/12-1 er presentert i Tabell 3-3 for både overflate- og sjøbunnsutslipp. Vektet utblåsningsrate ligger på 602 Sm 3 /d for overflateutblåsning og 442 Sm 3 /d for sjøbunnsutblåsning. Tid til boring av avlastningsbrønn er basert på operasjonelle og brønnspesifikke forhold, inkluderer tid til avgjørelser, mobilisering av rigg, transitt, oppankring, boring, geomagnetisk styring og dreping av brønnen, og vil ligge mellom 40 og 77 dager. Tiden til boring av avlastningsbrønn er beregnet ved hjelp av Monte-Carlo simuleringer til 56 døgn. Varighetsfordelingen inkluderer også stoppemekanismene capping og bridging, og den maksimale varigheten for en utblåsning er beregnet til 77 døgn. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 10 av 70

11 Tabell 3-3 Rate- og varighetsfordeling for overflate- og sjøbunnsutblåsning ved boring av 7319/12-1, se vedlegg A for flere detaljer Varigheter (døgn) og Utblåsningssted Fordeling Rate (Sm3/d) sannsynlighetsfordeling Sannsynlighet for raten Under 10 0,20 Overflate 0, ,66 0,14 0,09 0,03 0,08 0, ,40 Under 10 0,20 Sjøbunn 0, ,49 0,16 0,14 0,06 0,15 0, ,40 Total Vektet rate 442/602 Sm3/døgn (subsea/topside) I miljørisikoanalysen for letebrønn 7319/12-1 ble en full rate- og varighetsfordeling benyttet som inngangsdata til oljedriftsberegningene. Vektet utblåsningsrate ble her beregnet til 602 Sm 3 /d og benyttet som dimensjonerende rate for beregning av systembehov i barriere 1 og 2 for oljevern. 3.5 Oljetype og oljedriftssimuleringer Etter vurderinger gjennomført av Statoil sine reservoargeologer er Skrugard oljen valgt som referanseolje. For denne råoljen er det gjennomført forvitringsstudie [3]. I forvitringsstudiet karakteriseres oljen som en svært degradert, naftensk oljetype med et relativt lavt asfalten- og voksinnhold. Tabell 3-4 gir en oversikt over fysiske egenskaper for Skrugard olje, mens Tabell 3-5 oppsummerer forvitringsegenskapene ved ulike temperaturer og vindstyrker. Tabell 3-4 Fysiske egenskaper for Skrugard olje Parameter Oljetetthet Maksimalt vanninnhold sommer/vinter Skrugard olje 871 kg/m3 80% / 80% Tabell 3-5 Skrugard olje, forvitringsegenskaper ved 2 og 12 timer for vinter og sommer Parameter- Skrugard olje Vinter 5 C, 10 m/s vind Sommer 15 C, 5 m/s vind Tetthet (fersk olje) Fordampning (%) (etter 2 timer på sjø) 8 5 Nedblanding (%) (etter 2 timer på sjø) 14 0 Vannopptak (%) (etter 2 timer på sjø) Viskositet (cp) (etter 2 timer på sjø) Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 11 av 70

12 Fordampning (%) (etter 12 timer på sjø) Nedblanding (%) (etter 12 timer på 56 1 sjø) Vannopptak (%) (etter 12 timer på sjø) Viskositet (cp) (etter 12 timer på sjø) Dispergerbarhet Emulsjonen vurderes som kjemisk dispergerbar i inntil 3 timer etter utslipp ved 15 m/s og i inntil 48 timer ved 2 m/s. Overgangen til kategorien «lav /dårlig dispergerbarhet» finner sted etter 24 timer ved 15 m/s og >5 døgn ved 2 m/s. Potensiale for bruk av dispergeringsmidler. Tidsvindu for dispergering forventes å være størst ved lave vindhastigheter. Beregninger av oljens drift og spredning er foretatt ved bruk av OSCAR, som er en del av Marine Environmental Modelling Workbench (MEMW) 6.2 (SINTEF). OSCAR-modellen beregner oljemengder i et brukervalgt rutenett og dybdegrid, og resultatene overføres til samme 10x10 km rutenett som benyttes i miljørisikoanalysene. Til sammen er det gjennomført simuleringer for overflate- og sjøbunnsutslipp for. Eksisterende modeller for drift av is og olje har begrensninger, spesielt i soner med høy istetthet. Det er også begrenset tilgang på historiske datasett på utbredelse av sjøis med en geografisk oppløsning og struktur som er egnet for oljedriftsmodellering. Generelle prinsipper er at olje driver med strømmens hastighet og retning, og påvirkes av vind med 3-3,5 % av vindhastigheten, med avdrift 15 grader mot høyre på den nordlige halvkule. I følge National Snow & Ice Data Center ( er vind primærfaktor for drift av sjøis over et tidsrom på dager/uker, med et generelt prinsipp for drift på 2 % av vindhastigheten. Havstrømmer regnes i større grad å redusere drivhastigheten i forhold til vindpåvirkning. Alle scenarier er benyttet til beregning av miljørisiko, men kun de mest sentrale scenariene er vist her mht. berørt område: Overflateutslipp Sjøbunnsutslipp Raten nærmest over vektet rate (som i dette tilfellet er ensbetydende med høyeste rate) og varighet nærmest over vektet; 1100 Sm3/døgn i 14 døgn. Dette scenariet er benyttet til analyse av miljørisiko for fiskeressurser (THC-konsentrasjon i intervallene , og >500 ppb). Raten nærmest over vektet rate (som i dette tilfellet er ensbetydende med høyeste rate) og varighet nærmest over vektet; 800 Sm3/døgn i 35 døgn. Det er valgt å vise de enkelte rate-varighetsstatistikkene separat, og ikke samlet, da de representerer ulike situasjoner som kan oppstå. Resultatene som vises er scenariene med raten nærmest over vektet rate og varigheten nærmest over vektet varighet. For overflate vil utslipp dette være 1100Sm3/d, som er tilsvarende maks rate. Mens varigheten nærmest over vektet varighet er 14 dager. Miljørisiko er for utvalgte arter beregnet for samtlige rater det er gjennomført oljedriftsberegninger for. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 12 av 70

13 Figur 3-1 Sannsynlighet for treff av olje på overflaten med mer enn 1 tonn i en 10x10 km rute for overflateutslipp, med rate nærmest over vektet rate (samme som maks rate) og varighet nærmest vektet varighet. Gitt at en hendelse (sjøbunns- eller overflateutslipp) skjer, har dette scenariet 0,36 % sannsynlighet. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 13 av 70

14 Figur 3-2 Sannsynlighet for treff av olje på overflaten med mer enn 1 tonn i en 10x10 km rute for sjøbunnsutslipp, med rate nærmest over vektet rate og varighet nærmest vektet varighet. Gitt at en hendelse (sjøbunns- eller overflateutslipp) skjer, har dette scenariet 17,8 % sannsynlighet. Det er 4,6% sannsynlighet for stranding. Den maksimale strandingsmengden i en enkeltsimulering er 44 tonn emulsjon (99-persentil). Scenariet for overflateutblåsning er benyttet til en analyse av miljørisiko for fiskeressurser (THC) Dette scenariet fremfor sjøbunnsutblåsning er benyttet fordi det ansees som mer konservativt da raten nærmest over vektet rate (som i dette tilfellet er ensbetydende med høyeste rate) og varighet nærmest over vektet. Scenariet benyttet er dermed 1100 Sm3/døgn i 14 døgn. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 14 av 70

15 Figur 3-3 Sannsynlig THC-konsentrasjon (ppb) i en 10x10 km rute for overflateutslipp, med rate nærmest over vektet rate og varighet. Gitt at en hendelse for sjøbunns eller overflateutslipp skjer, har dette scenariet 0,36% sannsynlighet. 3.6 Årstid Analysen for letebrønn 7319/12-1 er gjennomført som en helårig analyse, men med resultater presentert for boreperioden, og med månedlige resultater (oktober-mars). Forventet borestart er flyttet til september etter at miljørisikoanalysen ble utført. En full beskrivelse av miljørisiko ved borestart i september finnes i notat fra Akvaplan-niva (Vedlegg B). Endringer i drivtider, strandede mengder og miljørisiko grunnet forskjøvet boreperiode er beskrevet i påfølgende kapitler. 3.7 Beskrivelse av miljøressurser/vøker Brønnen har en beliggenhet som tilsier at influensområdet ligger i Barentshavet, og beskrivelse av miljøforhold i miljørisikoanalysen [1] er gitt med dette som bakgrunn. Barentshavet er et sokkelhav, beliggende mellom 70 og 82 N, Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 15 av 70

16 avgrenset i vest av Norskehavet og i øst av Novaja Zemlja. Området er preget av store variasjoner mht. temperaturforhold og isdekke gjennom året, som har stor innflytelse på sesongvariasjoner i økosystemet. Gjennomsnittlig dyp er 230 m, med store grunnområder på 100 m og dype renner ned til 400 m [1]. Arter som tilfredsstiller kravene til VØK mht sårbarhet overfor oljeforurensning er med i analysegrunnlaget. Naturressursene det ble analysert på er: fisk, sjøfugl på åpent hav og kystnært, pattedyr, økosystem i iskant og strandhabitater. Kapittel 5 i miljørisikoanalysen [1] gir en grundig gjennomgang av miljøbeskrivelsen benyttet i analysen. 3.8 Miljørisiko målt opp mot Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier Miljørisiko for fisk Det er foretatt en overlappsanalyse mellom arter med gytetid som sammenfaller med boreperioden eller analyseperioden (ved langvarige utslipp mot slutten av boreperioden, og området der konsentrasjonen av olje i vannsøylen overstiger en terskelverdi for skade, ved bruk av deler av Trinn 1 miljørisikoanalyse for fisk (OLF, 2007). Til denne overlappsanalysen er det benyttet oljedriftstatistikken fra en overflateutblåsning med raten nærmest vektet rate og varighet nærmest vektet varighet (1100 Sm 3 /døgn og 14 dagers varighet) for -brønnen. Denne statistikken forventes å være den enkeltkombinasjonen av rate og varighet som best representerer et mål for totalbildet. Da det ikke er foretatt noen vurdering av PAH-innhold og tilsvarende avledet grenseverdi for Skrugard råolje, er den tidligere foreslåtte grenseverdien på 50 ppb konservativt benyttet i foreliggende analyse. Analyseperioden sammenfaller med gyting for flere arter, og i området er blåkveite, kysttorsk, lodde, Nordøst atlantisk torsk, polartorsk, snabeluer og Nordøst atlantisk hyse og vurdert mht. evt. avgrensede gyteområder som kunne komme i konflikt med olje i vannsøylen. Figur 3-4 viser området der THC-konsentrasjonen overstiger 50, 100 og 500 ppb for overflateutslipp sammen med datasett over gyteområdene (HI 2013) for arter som har gyteområder i Barentshavet. Scenariet benyttet til å vurdere overlapp mellom gyteområder er på maksimal rate 1100 Sm3/d og nærmest varighet over vektet varighet 14 dager, gir et konservativt anslag, ettersom vektet rate er på 602 Sm3/d. Blåkveite var den eneste av de analyserte artene som hadde et gyteområde som overlappet med aktivitetens influensområde. Blåkveiten gyter om vinteren, på dypt vann langs Eggakanten mellom Vesterålen og Spitsbergen. Blåkveitens gyteområde, slik det er definert, teller x10 km ruter. Av disse 961, så vil 1 rute oppleve en THC-konsentrasjon >100 ppb med utgangspunkt i analyseresultatene for scenariet som er illustrert i figur ruter vil oppleve en THC-konsentrasjon >50 ppb. Oppsummert; 1,25 % av blåkveitens gyteområde vil oppleve konsentrasjoner som overstiger effektgrensen, gitt et betydelig utilsiktet utslipp fra den analyserte aktiviteten. Miljørisikoen for fiskeressurser må således kunne betegnes som svært begrenset. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 16 av 70

17 Figur 3-4 Gyteområde for blåkveite samt THC-konsentrasjoner for overflateutslipp med rate nærmest over vektet rate (1100Sm3/d) og varighet 14 døgn [1] Gitt at en hendelse for sjøbunns eller overflateutslipp skjer, har dette scenariet 0,36% sannsynlighet Miljørisiko for sjøfugl Det er beregnet bestandstap og miljørisiko for samtlige arter i SEAPOPs database for alle rater og varigheter. I analyseperioden (oktober-mars) er det ingen utslag i miljørisiko for kystnære sjøfugl fom. oktober tom. februar. Utslaget i mars, da flere av artene ankommer hekkekoloniene, er derimot vesentlig. Merk at datasettet for kystnær tilstedeværelse av sjøfugl er oppdatert, i tråd med konklusjonene fra arbeidet med utvikling av en MIRA metode for iskanten (DNV-GL & Akvaplan-niva 2014). Det innebærer at flere arters ankomst i hekkekoloniene er fremskjøvet fra april til mars. Merk også at det er relevant å inkludere mars måned i analyseperioden kun for langvarige hendelser som inntreffer mot slutten av boreperioden, inkludert 45 dagers følgetid av utslippet. Miljørisikoen er funnet å være høyest for lomvi nær Bjørnøya med inntil 27,5 % av akseptkriteriet i skadekategori Alvorlig. Det er også utslag i miljørisiko for artene alkekonge, havhest, krykkje og polarlomvi (alle i Barentshavet), alle med <10 % av akseptkriteriet i ulike skadekategorier (se figur 3-5). Miljørisikoen er generelt lavere for sjøfugl i åpent hav enn for kystnær sjøfugl, og de maksimale utslagene er i de lavere skadekategoriene Maksimalt utslag finner vi for lomvi, med inntil 12 % av akseptkriteriet i skadekategori Moderat. Svartbak og havhest gir utslag på mellom 4,5 og 5,5 %, begge med maksimale utslag i skadekategorien Moderat, mens alkekonge, krykkje, lunde, polarlomvi og polarmåke gir utslag i 1,5 % av akseptkriteriene, se figur 3-6. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 17 av 70

18 Miljørisiko som andel av akseptkriteriet sjøfugl i åpent hav (oktober-mars) Figur 3-5 Miljørisiko som andel av selskapets akseptkriterier i konsekvenskategorier for sjøfuglarter i åpent hav (alle utslag, oktobermars). Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 18 av 70

19 Miljørisiko som andel av akseptkriteriet sjøfugl kystnært (oktober- mars) Figur 3-6 Miljørisiko som andel av selskapets akseptkriterier i konsekvenskategorier for sjøfuglarter kystnært med buffersone (høyeste utslag, mars-juli) (2013-data). Boreperioden ble forskøvet etter av miljøriskoanalysen var ferdigstilt for boreperiode oktober-mars. Forskyvningen medfører at aktuell analyseperiode blir september-mars og resultatene i figur 3-7 og 3-8 viser hvordan utslaget i miljørisikoen vil være i denne perioden. Høyeste utslag i miljørisiko i skadekategori Moderat vil være for Lomvi med 10% av akseptkriteriet [10]. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 19 av 70

20 Figur 3-7 Miljørisiko som andel av selskapets akseptkriterier i konsekvenskategorier for sjøfuglarter på åpent hav med buffersone (høyeste utslag, analyseperiode september-mars) (2013-data) Miljørisiko for marine pattedyr For de polare marine pattedyrene foreligger det ikke datasett egnet for kvantitativ miljørisikoanalyse. Det er derfor foretatt en kvalitativ/semikvantitativ vurdering av mulighetene for overlapp mellom influensområdet og artenes viktigste områder. Iskanten er det viktigste området for marine pattedyr, samt trekkruter gjennom Barentshavet på vei mot iskanten. Det vil kunne forventes et konfliktpotensiale med enkeltindivider av isbjørn ved olje-forurensning av iskant og områder nær iskanten. Men; isbjørnen lever spredt over store områder. Konfliktpotensialet med isbjørn for den planlagte boringen av antas derfor å være meget begrenset. Det er ikke gjennomført overlappsanalyse for isbjørn. For storkobbe er det noe overlapp mellom leveområde og aktivitetens influensområde. Storkobbens leveområde er stort. Arten regnes som solitær i analyseperioden, noe som reduserer sannsynligheten for store populasjonsmessige konsekvenser ved et evt. større utilsiktet utslipp. Konfliktpotensialet betegnes som mindre. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 20 av 70

21 Det er ikke geografisk overlapp mellom hvalrossens liggeplasser i oktober og aktivitetens influensområde. Hvalrossen bruker iskanten aktivt og kan komme i konflikt med olje som driver inn i isfylte farvann når den er i næringssøk. Konfliktpotensialet er størst om vinteren/tidlig vår, når iskanten er lengst sør. Konfliktpotensialet betegnes som mindre. For hvaler (tannhvaler og bardehvaler) er det foretatt en vurdering over konfliktpotensialet basert på utbredelse. Konfliktpotensialet for samtlige arter vurderes som svært begrenset. Det er derfor ikke foretatt noen overlappsanalyse for disse. Det forventes ikke populasjonsmessig konfliktpotensial med noen av de analyserte marine pattedyrene Overlapp med iskant Iskanten (definert som området med % isdekke) har den nærmeste utbredelsen ift aktiviteten i mars til mai måned (hhv. figur 3-7 og 3-8). I mars er det noe overlapp mellom influensområdene til iskant og. Avstander fra til iskanten er presentert i tabell 3-1. Tabell 3-1 Avstander fra til iskanten for hver måned. Avstand (km) Jan Feb Mar Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Des Isdekket vil variere fra år til år, datasettet over iskantens plassering er derfor et statistisk bilde. Generelt er den sørligste og største utbredelse av sjøis i mars og april måned. Det er senere på våren/sommeren, fra mai og utover, at iskanten har sin største betydning som høyproduktivt område som er viktig for næringssøket til mange arter. Av disse, migrerer en del arter til området og er kun til stede fra mai. Det er foretatt en analyse av oljens berøring av iskanten, tilsvarende som MIRA-metoden, ved å tilegne iskanten samme sårbarhet som de mest sensitive sjøfugl-ressursene, og ved å anse totalantallet "iskantruter" som tilsvarende en jevnt fordelt "bestand" innenfor norsk økonomisk sone. I analyseperioden (oktober-mars) ligger iskanten nærmest aktiviteten i mars måned (figur 3-7). Det er foretatt en månedlig overlappsanalyse mellom berørt område for hendelsen med rate og varighet nærmest over vektet (overflateutslipp på 1100 Sm 3 /døgn i 14 døgn) og iskantens utbredelse. Data med utgangspunkt i månedsvise drivtider til iskant gjengis i tabell 3-1. Det forventes moderat lavt konfliktpotensiale for iskanten i det det største overlappet med influensområdet er sannsynlig i perioden før iskantens funksjon i økosystemet er på sitt viktigste. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 21 av 70

22 Figur 3-7 Området med > 5 % sannsynlighet for treff av > 1 tonn olje i en 10x10 km rute (Influensområdet) til et overflateutslipp fra, med 1100 Sm3/døgn i 14 døgn, vist som overlapp med iskanten i september. Ved forskjøvet boreperiode (borestart september) vil man unngå overlapp med iskant (Vedlegg B) Overlapp med polarfronten Nordøst av Bjørnøya dannes polarfronten der det varmere atlantiske vannet møter det kaldere polare vannet langs de batymetriske konturene, fra nordvest av Spitsbergen mot Bjørnøya, videre rundt Bjørnøya og nordøstover. Polarfronten er dynamisk og fluktuerende, men følger i hovedsak konturene slik beskrevet. Variasjon i balansen mellom de atlantiske og polare vannmassene vil påvirke polarfrontens beliggenhet. Der de to vannmassene møtes tvinges det næringsrike vannet fra dypet oppover i vannsøylen, hvor det danner grunnlaget for høy primærproduksjon. Den høye produksjonen av planteplankton gir opphav til store mengder dyreplankton (eksempelvis krill og raudåte), som er næring for organismer høyere opp i næringskjeden. At den høye biologiske produksjonen finner sted innenfor et begrenset og konsentrert område medfører også betydelig sedimentering av viktige næringsstoffer, som gir en særlig rik og divers bunnfauna. Resultatet av en overlappsvurdering mellom et overflateutslipp med rate over vektet (høyeste rate) og varighet nærmest over vektet (14 dager) og linjetema for polarfronten viser at det i områdene sørvest og sør av Spitsbergen er 0-1% og 1-5 % sannsynlighet for inndrift av olje i polarfronten, mens den rundt Bjørnøya kan være opptil 52 %. Gjennomsnittlig treffsannsynlighet er ca 7 %. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 22 av 70

23 Korteste drivtid til en rute ved polarfronten i noen enkeltsimulering (av simuleringer) er 6 timer, mens gjennomsnittlig drivtid er 49 døgn. I gjennomsnitt treffes rutene av 40 tonn olje, mens høyeste oljemengde i noen simulering i en modellrute overlappende med polarfronten er tonn emulsjon. Miljørisiko for polarfronten bør sees i sammenheng med miljørisiko for iskant, da polarfrontens møte mellom kalde og varmere vannmasser er en av faktorene som bidrar til iskantens beliggenhet. Figur 3-1 Overlapp mellom influensområdet for en overflateutblåsning med utslippsrate 1100 m3/d i 14 døgn og polarfronten. Gitt at en hendelse for sjøbunns eller overflateutslipp skjer, har dette scenariet 0,36% sannsynlighet Miljørisiko for strandhabitat Miljørisiko for kysthabitater kunne ikke kvantifiseres. Det er kun Bjørnøya som i noen tilfeller opplever stranding for. Det er ingen 95-persentil da strandingssannsynligheten er < 5 %. Høyeste strandingssannsynlighet er på Bjørnøya (4,6% sannsynlighet). Ved høyeste rate og lengste varighet er det også stranding i enkelte simuleringer på sørspissen av Spitsbergen. Området på Bjørnøya er preget av svaberg- og klippekyst med isdekke i tidligste del av perioden. Det er ingen stranding på Finnmarkskysten. Miljørisiko for strandressurser er meget lav. Ved forskjøvet boretidspunkt (borestart september) vil strandingssannsynlighet reduseres til 4,1%. Man vil også få en reduksjon i strandingsmengde (Vedlegg B). Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 23 av 70

24 3.9 Konklusjon - miljørisiko Kapittel 3.8 viser utslagene for miljørisiko for leteboringen 7319/12-1. I vår- og sommersesongen, dvs. fra mars tom. juli, dominerer miljørisikoen for kystnære ressurser det totale resultatbildet. Maksimalt utslag finner vi for lomvi nasjonal bestand, med inntil 27,5 % av akseptkriteriet i skadekategori Alvorlig i analyseperioden oktober-mars. Det er i hovedsak Bjørnøya-populasjonen som berøres. Det er også utslag i miljørisiko kystnært for artene alkekonge, havhest, krykkje og polarlomvi (nasjonale bestander berørt i Barentshavsregionen), alle med <10 % av akseptkriteriet i ulike skadekategorier. Miljørisikoen er generelt lavere for sjøfugl i åpent hav, med maksimale utslag i lavere skadekategorier enn for kystnær sjøfugl. Maksimalt utslag i analyseperioden oktober-mars finner vi for lomvi (Barentshavsbestanden), med inntil 12 % av akseptkriteriet i skadekategori Moderat. Miljørisikoen for de resterende ressursene er forholdsvis mye lavere og neglisjerbar i flere tilfeller (kysthabitat og fisk). Miljørisikoanalysen for 7319/12-1 er gjennomført som en skadebasert analyse, utført av Akvaplan-niva. Lomvi gir også høyest utslag i miljørisiko for ressurser i åpent hav, med inntil 12% av akseptkriteriet i konsekvenskategori Moderat (for analyseperiode oktober-mars). Miljørisikoen for kystnære ressurser øker fra mars, er høy utover sommeren, men avtar igjen fra september. Boringen er mao. planlagt i en periode med lavere miljørisiko, relativt sett. Miljørisiko for øvrige ressurser er lav. Etter at miljørisikoanalysen[1] ble utført er planlagt boretidspunkt forskjøvet fra oktober til september. Dette fører til at analyseperioden for miljørisiko blir september-februar i stedet for oktober-mars. Det er derfor utarbeidet et notat som forklarer hvordan dette påvirker miljørisiko. Ved å bore tidligere vil utslaget i miljørisiko bli lavere enn i opprinnelig analyseperiode (oktober-mars), fordi man ved å forskyve denne unngår at olje vil kunne treffe iskant og unngår overlapp med VØKer (hovedsaklig sjøfugl som ankommer Bjørnøya for hekking) i mars måned. For mer informasjon vennligst se Vedlegg B. Miljørisikoen for letebrønn 7319/12-1 er, for alle undersøkte VØKer, innenfor Statoil sine operasjonsspesifikke akseptkriterier og under ALARP-nivå (50 % av akseptkriteriene). Det konkluderes dermed med at miljørisikoen forbundet med boringen av letebrønn 7319/12-1 er akseptabel. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 24 av 70

25 4 Beredskapsanalyse 4.1 Ytelseskrav Målet for oljevernberedskap er å redusere miljørisiko. For aktiviteten skal det etableres en beredskap mot akutt forurensning som tilfredsstiller de ytelseskrav som er definert av Statoil. Statoils ytelseskrav for de ulike barrierene er beskrevet under [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 til å bekjempe et oljeutslipp 500 m3 med ressurser som skal være klar for operasjon innen 5 timer etter at utslippet er oppdaget. Barriere 2: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe den mengden emulsjon som passerer barriere 1 på grunn av operative begrensninger. Første system skal mobiliseres fortløpende etter at systemene i barriere 1 er mobilisert og med full kapasitet innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. Barriere 3 og 4: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimal strandet mengde emulsjon innen influensområdet. Systemene skal være mobilisert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. Barriere 5: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon inn til prioritert område. Personell og utstyr til strandsanering skal være klar til operasjon innen 95-persentilen av korteste drivtid inn til prioritert område. I tillegg til disse ytelseskravene stilles det spesifikke krav til beredskapspersonellets kompetanse. 4.2 Metodikk Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Statoils forutsetninger og metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [5, 6], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i Norsk Olje og Gass veiledning [7] og NOFO [8]. Som grunnlag for analyse av kapasitet kan følgende systemer inngå i analysen og benyttes til bekjempelse av olje/emulsjon: Havgående NOFO-system Havgående Kystvaktsystem System Kyst A IKV System Kyst B KYV System Fjord A NOFO/Operatør System Fjord B IUA/KYV Ressurser fra OSRL påføring av dispergeringsmiddel fra fly, samt lenser til bruk i kystsone. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 25 av 70

26 4.3 Dimensjonering av barriere 1 og 2 Beredskapsanalysen for barriere 1 og 2, nær kilden og på åpent hav, er basert på vektet utblåsningsrate og forventet oljetype. For dimensjonering av barriere 1 benyttes egenskaper (fordamping, naturlig nedblanding og vannopptak) for 2 timer gammel olje. Statoil har valgt å gjøre beregninger for tre årstider, vinter, vår og sommer. Utregningen gjennomført for ser på systembehov for ulike konfigurasjoner av barriere 1. Det grunnleggende prinsippet er at kapasiteten i de ulike barrierene skal være tilstrekkelig til å kunne håndtere emulsjonsmengde ved disse betingelsene for de ulike årstidene. For dimensjonering av barriere 2 er det utført beregninger av antall systemer som kreves for å kunne ta opp all emulsjonsmengde som har passert barriere 1 pga redusert systemeffektivitet, også dette med bruk av ulike konfigurasjoner i barrieren. Systemeffektiviteten er avhengig av bølgehøyde og lysforhold, og varierer mellom de ulike områdene (Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet) på norsk sokkel. Disse dataene hentes fra NOFO sine nettsider. I beregningen av systembehov for barriere 2 benyttes oljeegenskaper for 12 timer gammel olje. 4.4 Dimensjonering av barriere 3 til 5 Beredskapsbehovet i barriere 3, 4 og 5 er basert på resultater fra oljedriftssimuleringer gjennomført for den spesifikke aktiviteten, se kap 3.5. Statoil legger til grunn et prinsipp, for å sikre robusthet og fleksibilitet i beredskapen, om at barriere 3 og 4 dimensjoneres slik at hvert prioritert område som er berørt av stranding (ifølge oljedriftssimuleringer) skal kunne ha tilgang til grunnberedskap. Grunnberedskap er definert som 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B). Beredskapen skal brukes der det er mest hensiktsmessig og er ikke begrenset til de prioriterte områdene. Prinsippet om grunnberedskap medfører at Statoil dimensjonerer for både volumer og utstrekning av strandet emulsjon. Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 3 og 4 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. Når det gjelder viser oljedriftssimuleringene at det ikke er sannsynlighet for stranding innen 95-persentilen av det totale utfallsrommet, og som følge av dette stilles det ikke krav til dimensjonering av barriere 3 til 5. Influensområdet for et overflateutslipp viser sannsynlighet for overlapp mellom olje og iskant, særlig i februar og mars. Det er mindre sannsynlighet for overlapp i april og mai, og neglisjerbar sannsynlighet for overlapp i juni og juli. Som beskrevet i kapittel 4.3 er det for derfor sett på ulike konfigurasjoner for barriere 1 og 2 for å redusere mengde oljeemulsjon som vil kunne drive videre mot iskanten. Dette er i tråd med Statoils mål om å bekjempe oljeutslippet så nær kilden som mulig Bekjempelsesstrategi for isfylt farvann Oljedriftssimuleringene gjennomført for viser at det kan forekomme overlapp (sannsynlighet for overlapp ved en eventuell utblåsning fra overflate eller sjøbunn er 5,7%) mellom iskant og influensområdet for en overflateutblåsning fra, se Figur 4-1 og 4-2. Beredskapsanalysen inneholder derfor en vurdering av strategier og metoder for bekjempelse i isfylt farvann. Vurderingene baserer seg på siste tilgjengelig oppsummering av pågående forskningsprosjekt og konklusjoner i ulike arbeidsgrupper i forhold til olje i is-industrisamarbeid ( Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 26 av 70

27 Figur 4-1 Området med > 5 % sannsynlighet for treff av > 1 tonn olje i en 10x10 km rute (Influensområdet) til et overflate utslipp fra med 1100 Sm3/døgn i 14 døgn, vist som overlapp med iskanten i mars. Figur 4-2 Området med > 5 % sannsynlighet for treff av > 1 tonn olje i en 10x10 km rute (Influensområdet) til et overflate utslipp fra med 1100 Sm3/døgn i 14 døgn, vist i sammenheng med iskantens beliggenhet i oktober (planlagt borestart). Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 27 av 70

28 De operasjonelle utfordringer for oljevern i Arktiske områder er: lange avstander, lav temperatur, mørketid og tilstedeværelse av is. Ising av utstyr og materiell er, sammen med HMS for involvert personell, også mulige problemstillinger for operasjoner i Arktis. Imidlertid kan kaldt vann og is faktisk forbedre responseffektiviteten ved å begrense spredning og redusere nedblanding av olje pga isens bølgedempende effekt, dette kan dermed utvide vinduet for bruk av in-situ-burning, dispergering og mekanisk oppsamling. Metoder for bekjempelse av olje i is skiller seg ikke fra tradisjonelt oljevern utover at de ytre rammene er annerledes. Det vil fremdeles være mulig å bekjempe olje med mekanisk oppsamling, mekanisk og kjemisk dispergering og brenning. Deteksjon av olje vil foregå på samme måte som i åpent farvann, da utslippet vil skje et stykke fra iskant og vil være mulig å følge med standard fjernmålingssystemer Mekanisk oppsamling Følgende elementer er vurdert for bruk av mekanisk oppsamling i isfylt farvann: Oljen har begrenset mulighet for spredning og danner et tykkere lag i farvann med isdekning Det er utviklet spesielle skimmere til bruk for olje i isfylt farvann børsteskimmere og trommelskimmere er mest effektive Konvensjonelle lenser kan benyttes i åpent vann med isdekningsgrad lavere enn 30 % Mellom % isdekningsgrad anbefales enbåtsystemer, fordi disse er lettere å manøvrere i isen I områder med mer enn 60 % isdekningsgrad danner isen barrierer og fungerer som lense, slik at skimmeren kan brukes uten lenser Dispergering - mekanisk og kjemisk Følgende elementer er vurdert for bruk av mekanisk og kjemisk dispergering i isfylt farvann: Forskning viser at kjemisk dispergering er et godt tiltaksalternativ i arktiske områder Fartøy kan benyttes til mekanisk dispergering, og for å tilføre nok energi til kjemisk dispergering dersom behov Påføring av dispergeringsmidler fra fly er hensiktsmessig i områder der det er lange avstander til land (OSRLs ressurser) Brenning Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 28 av 70

29 Følgende elementer er vurdert for bruk av brenning av oljeemulsjon i isfylte farvann: En metode som har blitt brukt siden 1958 Krever lite utstyr og er lite mannskapskrevende Hensiktsmessig til bruk i områder som er langt fra land, da denne metoden ikke krever lagerkapasitet eller transport av oppsamlet olje Lav temperatur øker vinduet for bruk av brenning pga redusert fordampning Minimum tykkelse på olje 1mm 10 mm for å kunne tenne på Herdere kan benyttes for å øke tykkelsen på oljelaget For opp til 40 % isdekningsgrad kan brannsikre lenser benyttes Mellom % isdekningsgrad vanskeliggjør bruk av brannsikre lenser pga utstyrssvikt som følge av påvirkning fra is I områder med mer enn 60 % isdekningsgrad danner isen barrierer og fungerer som lense slik at oljen kan tennes på direkte Brenning medfører utslipp av røyk og sot OSRL har 6 brannsikre lenser som Statoil har tilgang til gjennom medlemskap 4.5 Analysegrunnlag Utslippsscenarier Tabell 4-1 gir en oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønn 7319/12-1. Tabell 4-1 Utslippsscenarier for letebrønn 7319/12-1 Type utslipp Kilde Referanse bakgrunn for rate/volum Utblåsning 602 m 3 /døgn Langvarig utblåsning fra reservoar Dimensjonerende utblåsningsrate for letebrønn 7319/12-1 Middels utslipp m 3 punktutslipp Eksempelvis lekkasje fra brønn Volum bestemt ut fra faglig vurdering Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 29 av 70

30 Mindre utslipp m 3 punktutslipp Eksempelvis lekkasje fra brønn Volum bestemt ut fra faglig vurdering Oljens egenskaper Forventet oljetype ved en hendelse på er Skrugard olje. Oljen karakteriseres oljen som en svært degradert, naftensk oljetype med et relativt lavt asfalten- og voksinnhold med tetthet på 875kg/Sm3. Tabellen 3-5 viser forvitringsegenskapene til Skrugard-oljen etter 2 og 12 timer, for vinter og sommer. Skrugard-oljen forventes å ha potensiale for kjemisk dispergering både vinter og sommer. For høst/vintersesongen legges forvitringsegenskapene for vintersesongen konservativt til grunn Resultater fra oljedriftsberegninger For dimensjonering av oljevern for letebrønn 3219/12-1 er det gjennomført oljedriftsberegninger, se kapittel 3.5. Det er ikke sannsynlighet for stranding innen 95-persentilen av det totale utfallsrommet. Det vil kunne forventes en overlapp med iskant i den perioden mars for denne aktiviteten. Korteste drivtid til iskanten er 27,8 (28) døgn i mars måned. Boringen er planlagt i september. Tabell 4-2 gir en oversikt over korteste og gjennomsnittlige drivtider til iskant i de ulike månedene. Tabell 4-2 Korteste drivtider (95-persentil) for olje til iskant (10-30 % iskonsentrasjon) for. Kun mars vil være relevant for boringen av Korteste drivtid (døgn) Gjennomsnittlig drivtid (døgn) Mars Miljøbetingelser - oljevernressurser Ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning - målt i bekjempet mengde oljeemulsjon pr. døgn - er en funksjon av følgende forhold: - Andel av tiden enheten kan operere (mørke/redusert sikt og bølgeforhold) - Effektiviteten innen operasjonsvinduet (relatert til ulike bølgeforhold, eller antatt konstant) - Opptaks-/bekjempelseskapasitet under operasjon - Lagringskapasitet for oppsamlet olje (kun relevant for opptakssystemer) - Frekvens og varighet av driftsstans (overføring av oppsamlet olje, plunder og heft) - Andel av tiden hvor tilgangen/tilflyt av olje til lense er mindre enn oljeopptakerens kapasitet (for mekanisk bekjempelse) eller hvor emulsjonen har en fordeling som gjør at dispergeringsmiddel ikke kan påføres med optimal effektivitet. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 30 av 70

31 Funksjonene er brukt i Statoil sin beregningskalkulator for beredskapsbehov i alle barrierer. Funksjonene som er områdespesifikke er kalibrert mot og omtalt i det følgende. For flere detaljer henvises det til Statoils forutsetninger og metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [5, 6] Operasjonslys Andel operasjonslys inngår i beregning av ytelsen og effektiviteten til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning. Statoil har valgt å beregne operasjonslys for 5 regioner, se Figur 4-3. For letebrønn 7324/2-1 (region 5) er operasjonslys oppsummert i Tabell 4-3. Figur 4-3 Regioner brukt for beregning av operasjonslys Tabell 4-3 Andel operasjonslys i region 5, hvor letebrønn 7319/12-1 er lokalisert Vinter Vår Sommer Operasjonslys 23 % 79 % 100 % Bølgeforhold åpent hav Bølgeforhold på åpent hav inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 1 og 2. Statoil har bølgedata for 27 stasjoner, som vist i Figur 4-4. Basert på lokasjon er stasjon 25 antatt representativ for. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for NOFO- og Kystvaktsystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) er oppsummert i Tabell 4-4. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-5. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 31 av 70

32 Figur 4-4 Stasjoner brukt for beregning av bølgeforhold for åpent hav Tabell 4-4 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon (antatt stasjon 25) Vinter Vår Sommer NOFO-system 51 % 66 % 77 % Tabell 4-5 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon (antatt stasjon 25) Vinter Vår Sommer NOFO-system (Hs < 4m) 77 % 91 % 99 % NOFO-dispergering (Hs < 4 m) 77 % 91 % 99 % Oljevernressurser utstyrsplassering og forutsetninger Figur 4-5 viser plasseringen av NOFO-utstyr per juni Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til borelokasjon er brukt som grunnlag for beredskapsanalysen. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 32 av 70

33 Figur 4-5 NOFOs utstyrsoversikt per juni 2014 Tabell 4-6 Avstander fra letebrønn 7319/12-1 til aktuelle oljevernressurser Oljevernressurser Esvagt Aurora Base Hammerfest Stril Poseidon Base Sandnessjøen Redningsskøyte Ballstad Redningsskøyte Sørvær Redningsskøyte Vadsø Redningsskøyte Båtsfjord Avstand til 7319/12-1 (nm) 106 nm 162 nm 545 nm 472 nm 375 nm 152 nm 325 nm 243 nm Tabell 4-7 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av systembehov i barriere 1 og 2 Gangfart, OR-fartøy Mobilisering, klargjøring, lasting og lossing på base system 1 fra NOFO-base Mobilisering av system 2 fra NOFO-base 14 knop 10 timer 30 timer Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 33 av 70

34 Mobilisering av system 3 fra NOFO-base Avgivelsestid for beredskapsfartøyer Responstid for slepefartøy Tid til å sette lensene ut på vannet 48 timer Tampen: 1 time Troll/Oseberg: 1 time - første system, 1 time - andre system Balder: 6 timer Haltenbanken: 1 time Gjøa: 4 timer Sleipner/Volve: 3 timer Ula/Gyda: 6 timer Ekofisk/Sør-feltene: 6 timer Esvagt Aurora: 4 timer Slepefartøy fra NOFO-pool: 24 timer Redningsskøyter: 20 knop hastighet, 1 time frigivelsestid Egersund Haugesund Kleppestø Måløy Kristiansund N Rørvik Ballstad Sørvær Båtsfjord Vadsø 1 time Alternativer vurdert for beredskapsløsninger Statoil har bedt Akvaplan-niva om å analysere effekten av ulike beredskapsalternativer for [9]. En kort oppsummering er gitt her. Endepunkter det er målt på inkluderer total ytelse av barriere 1 og 2 - i form av andel oppsamlet mengde av utsluppet mengde, emulsjonsnivå som tilflyter barriere 3 og strandet mengde emulsjon. Følgende alternativer er analysert: Alternativ 0: Ingen beredskap (kun relevant som referanse for enkelte av endepunktene). Alternativ 1: Statoils beregnede dimensjonerende beredskapsbehov for boringen av. Løsningen omfatter 1 NOFO-system i barriere 1 og 1 NOFO-system i barriere 2. Responstider: 5 timer for første system, 16 timer for andre system. Alternativ 1 tilfredsstiller fullt ut Statoils ytelseskrav for den planlagte boringen av 7319/12-1. Alternativ 2: Løsningen omfatter 2 NOFO-system i barriere 1 og 1 system i barriere 2. Responstider: 5 timer for første system, 16 timer for andre system og 24 timer for tredje system (kommer fra NOFOs base i Hammerfest). Alternativ 3: Løsningen omfatter 2 NOFO-system i barriere 1 og 1 system i barriere 2. Responstider: 5 timer for første system, 16 timer for andre system og 16 timer for tredje system (fartøy med NOFO system om bord i tilstrekkelig nærhet til ). Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 34 av 70

35 Alternativene 2 og 3 omfatter mao. ett ekstra system utover den beregnede dimensjonerende beredskapen for aktiviteten. Responstiden for dette systemet er satt til 24 timer for alternativ 2, og 16 timer for alternativ timer er den responstiden som er oppnåelig med dagens beredskapssituasjon. 16 timers respons vil kreve dedikerte ressurser i form av fartøy og mannskap for denne boreoperasjonen. Figur 4-1 Andelen oppsamlet olje, som funksjon av varighet av utblåsning, vist for de tre analyserte beredskapsløsningene. Å tilføre ett ekstra system, utover det som er dimensjonerende beredskapsløsning for (2 systemer totalt i barriere 1 og 2), øker den totale ytelsen i barriere 1 fra 45 % til nærmere 70 % gitt en langvarig hendelse (Figur 4-1). Det ekstra systemet reduserer emulsjonsvolumet som tilflyter barriere 3 med 50 % (som gjennomsnitt for en langvarig hendelse). Figur 4-1 viser også at den relative effekten av en eventuelt skjerpet responstid for det ekstra systemet, fra 24 til 16 timer, vil være marginal (Figur 4-1).. For detaljert beskrivelse av de ulike alternativene og resultater henvises det til vurderingen utført av Akvaplan-niva [9]. 4.6 Dimensjonering beredskapsbehov og responstider Systembehovet er beregnet for mindre utslipp (Tabell 4-8), middels utslipp (Tabell 4-9) og dimensjonerende hendelse (Tabell 4-10). Beregnet systembehov på desimalnivå avrundes oppover til nærmeste hele tall. Tabell 4-8 Beregnet systembehov for et mindre utslipp - punktutslipp på 100 Sm 3 Vinter 5 C - 10 m/s vind Sommer 15 C - 5 m/s vind Utslipp (Sm3) Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 8 5 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 35 av 70

36 Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 14 0 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3) Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) * Behov for NOFO-systemer 1 1 * Viskositeten av emulsjonen ut av barriere 1 er svært lav. Her forventes det et betydelig lensetap før emulsjonen har nådd tilstrekkelig tykkelse. Tabell 4-9 Beregnet systembehov for et middels punktutslipp (på 2000 Sm3) Vinter 5 C 10 m/s vind Sommer 15 C 5 m/s vind Utslipp (Sm3) Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 8 5 Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 14 0 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3/d) Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3/d) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) * Behov for NOFO-systemer 2 2 * Viskositeten av emulsjonen ut av barriere 1 er svært lav. Her forventes det et betydelig lensetap før emulsjonen har nådd tilstrekkelig tykkelse. I tabell 4-10 er det lagt til grunn en dimensjonerende rate på 602 Sm3/d med bruk av primærressurser i barriere 1 og 2. Tabell 4-10 Beregnet systembehov for barriere 1 og 2 ved dimensjonerende hendelse (602 Sm3/døgn) Vinter 5 C 10 m/s vind Sommer 15 C 5 m/s vind Utstrømningsrate (Sm3/d) Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 8 5 Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 14 0 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3/d) Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3/d) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) * Behov for NOFO-systemer i barriere 1 (primærkonfigurasjon) 1 1 Systemeffektivitet i barriere 1 (%) Emulsjonsmengde inn til barriere 2 (Sm3/d) Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 36 av 70

37 Oljemengde inn til barriere 2 (Sm3/d) Fordampning % (etter 12 timer på sjø) Nedblanding % (etter 12 timer på sjø) 56 1 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3/d) Vannopptak % (etter 12 timer på sjø) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 2 (Sm3/d) Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 (cp) Behov for NOFO-systemer i barriere 2 (primærkonfigurasjon) 1 1 Samlet barriereeffektivitet i barriere 2 (%) Beregnet effektivitet av barriere 1 og 2 (%) * Viskositeten av emulsjonen ut av barriere 1 er svært lav. Her forventes det et betydelig lensetap før emulsjonen har nådd tilstrekkelig tykkelse. Bruk av dispergering vil vurderes som et alternativ eller et tillegg til mekanisk oppsamling. Operative vurderinger vil avgjøre hvorvidt dispergering eller mekanisk oppsamling skal benyttes. Både fartøy og fly kan benyttes som plattform for påføring av dispergering. Statoils beregnede beredskapsbehov for letebrønn 7319/12-1 viser et behov for 2 NOFO-systemer i barriere 1 og 2 for å håndtere den dimensjonerende utslippshendelsen. Selv om en legger inn maksimalraten på 1100 Sm3/d beregnes det et behov på 2 systemer i barriere 1 og 2. Det settes inn 1 ekstra system i barriere 1 og 2 i tillegg til Statoils beregnede beredskapsbehov. Det tredje systemet legges inn i tillegg til Statoils beregnede beredskapsbehov på 2 systemer, grunnet brønnens lokasjon i Barentshavet og for å ytterligere styrke beredskapen slik at risikoen for stranding reduseres. Basert på best oppnåelig responstid, settes det krav til 1 system i barriere 1 på 5 timer og fullt utbygd barriere 1 og 2, totalt 3 systemer, på 24 timer. Som grunnlag for dimensjonering av barriere 3 og 4 benyttes vanligvis resultatene fra oljedriftssimuleringene. Det er ikke sannsynlighet for stranding innen 95-persentilen av det totale utfallsrommet, men det vil kunne forventes en overlapp med iskant i den perioden der iskanten har størst utbredelse (mars i analyseperioden). Gjennom NOFO har Statoil tilgjengelig minimum 16 NOFO-systemer for kontinuerlig operasjon. Samtlige av disse systemene vil kunne være tilgjengelig i området i god tid før korteste drivtid til iskant/ korteste drivtid til Bjørnøya (11 dager). Statoil ser ikke behov for å kvantifisere dette behovet utover at kapasiteten til NOFO overstiger (med god margin) forventet behov for barriere 3 og 4. Dersom oljen skulle drive inn mot iskant vil fremdeles mekanisk oppsamling, kjemisk og mekanisk dispergering være mulig. Iskanten er i denne analysen definert som området med % isdekningsgrad. Ved slike forhold kan konvensjonelle lenser og skimmere benyttes. Statoil har i tillegg til tilgjengelig utstyr hos NOFO også tilgang på utstyr fra OSRL. Dette utstyret inkluderer også lenser og skimmere som er vurdert til å kunne operere i arktiske områder. Dette er utstyr Statoil vil ha tilgang på gjennom allerede eksisterende avtaler med OSRL. Brenning har i analysen blitt vurdert som et alternativ for håndtering av olje som eventuelt når iskanten. I Tabell 4-13 under er de ulike forutsetningene som må være tilstede for antenning vurdert opp mot resultater fra oljedriftssimuleringer og forvitringsegenskapene. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 37 av 70

38 Tabell 4-13 Forutsetninger for brenning som et alternativ for 7319/12-1 Vanninnhold Eksponeringstid på sjø Fordampning Optimale forhold Opptil % timer Maks % 70 % 27 døgn (minste drivtid til iskant) 33 % Brenning er ikke vurdert som en alternativ metode for, da betingelsene for effektiv beredskap ved brenning ikke er til stede for denne boringen. 4.7 Oppsummering av krav til beredskap Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for boring av 7319/12-1 er oppsummert i Tabell Det er satt krav til 3 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 24 timer. Det tredje systemet legges inn i tillegg til Statoils beregnede beredskapsbehov, grunnet brønnens lokasjon i Barentshavet og for å ytterligere styrke beredskapen slik at risikoen for stranding reduseres. For barriere 3 og 4 stilles det ikke spesifikke krav da det ikke forventes stranding innen 95-persentilen av utfallsrommet. Samtlige av NOFOs systemer vil kunne være tilgjengelig i området i god tid før korteste drivtid Bjørnøya (11 dager) og ved en eventuell langvarig hendelse på, vil ikke beredskapsressursene begrenses til det som legges til grunn i denne analysen. Da det ikke forventes stranding innenfor 95- persentilen av utfallsrommet stilles det ikke spesifikke krav til barriere 5. Tabell 4-14 Oppsummering av krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for letebrønn 7319/12-1 Barriere 1 2 Bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid 3 NOFO-systemer Første system innen 5 timer, fullt utbygd barriere innen 24 timer Barriere 3 4 Bekjempelse i kyst- og strandsone Systemer og responstid Barriere 5 Strandsanering Antall strandrenselag og responstid Fjernmåling og miljøundersøkelser Det stilles ikke spesifikke krav, da samtlige av NOFOs systemer vil kunne være på plass innen korteste drivtid til Bjørnøya 11 døgn (100 persentil) eller minste drivtid til iskant 27 døgn (100 persentil). Ved behov; benytte allerede eksisterende NOFO-avtaler - Oljedetekterende radar og IR-kamera om bord på beredskapsfartøy som er lokalisert ved riggen for å sikre raskest mulig deteksjon av akutt oljeforurensning - Luftovervåking igangsettes snarest mulig og senest innen 5 timer - Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 38 av 70

39 5 Referanser [1] Akvaplan-niva (2014) Miljørisikoanalyse brønn 7319/12-1 PL 713 [2] OLF (2007) "Veileder for miljørettet risikoanalyse" [3] SINTEF (2012) Skrugard crude oil- weathering studies [4] Statoil (2012) Statoils ytelseskrav, beredskap mot akutt oljeforurensning [5] Statoil (2012) Forutsetninger for analyse og planlegging av beredskap mot akutt oljeforurensning [6] Statoil (2012) Analysemetode og beregningsmetodikk, beredskap mot akutt oljeforurensning [7] OLF (2007) "Veileder for miljørettet beredskapsanalyse" [8] NOFO, [9] Akvaplan-niva (2014) Letebrønn 7319/ Vurdering av ulike alternativer for beredskap mot akutt forurensning Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 39 av 70

40 Vedlegg A Technical note: Input to the environmental risk assessment Blowout scenario analysis exploration well (7319/12-1) Alexander Solberg, TPD TEX HSEC ST Fornebu, 10 th April 2014 Summary This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to drilling of the exploration well (7319/12-1). Blowout probability, flow rates and duration are quantified for application in the environmental risk assessment. The overall blowout probability of the well is judged to be The oil blowout rates range between under 10 to 1100 Sm 3 /d. It is found that the duration of a blowout could potentially amount to 70 days with a 0.6 % probability. Introduction Statoil is planning to start drilling the (7319/12-1) exploration wells during the Q in the Barents Sea. The semi-submersible drilling rig, Transocean Spitsbergen, is planned used for drilling the well. The purpose of this note is to provide input to the environmental risk assessment regarding blowout probability, rates and duration. The assessment of risk figures in this note is based on: Historical blowout statistics /1/ Blowout and well leak frequencies /2/ Simulations of blowout rates /3/ Judgements and considerations in TPD TEX HSEC ST and in dialogue with the project /4/. Well specific information Water depth at well location is 423 meters MSL. The distance RT-MSL of Transocean Spitsbergen is 40 meters. The main target of the well is to penetrate and oil layer at 1015m TVD RKB with a gas cap at 1000 m TVD RKB. A 20 * 13 3/8 casing will be set at 960 m TVD RKB. The reservoir will be penetrated in the 12 ¼ diameter section. Total depth will be at about 1540 meters TVD RKB. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 40 av 70

41 Figure 0-1: Well Schematic for (well 7319/12-1), ref. /3/. There is a 11% probability of oil discovery. The reservoir has a GOR of 58 Sm 3 /Sm 3 and the gas cap has an expected GOR of Sm 3 /Sm 3. Normal pressure is expected in the reservoir. Expected reservoir data and fluid properties are shown in Table 1 and Table 2. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 41 av 70

42 Table 1: Expected reservoir parameters for, ref /3/ Table 2: Fluid properties for the expected oil, ref /3/. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 42 av 70

43 Blowout scenarios and probabilities During a drilling operation a blowout may result if a reservoir is penetrated while well pressure is in under balance with the formation pore pressure (well pressure < reservoir pressure), and a loss of well control follows. Three different scenarios are defined: 1. Top penetration Kick and loss of well control after 5 m reservoir penetration, typically due to higher reservoir pressure than expected. 2. Drilling ahead Kick and loss of well control after penetration of half the pay zone depth. Represents various causes of under balance while drilling ahead. 3. Tripping Kick and loss of well control after full reservoir penetration, typically due to swabbing during tripping. The overview of blowout causes given in /1/ (Table 4.9) combined with an assumption of annular flow do, in our opinion, justify the following probabilities: P(Top penetration blowout) = 0,20 P(Tripping blowout) = 0,40 Given the above definition of scenarios: P(Drilling ahead blowout) = 1,0 P(Top penetration or Tripping blowout) = 0,40. The blowout frequencies found in Scandpower /2/ are the outset of our assessment. As the expected fluid of is oil, an oil blowout frequency is used below; P(blowout exploration, wildcat, oil well) = 2, per well The frequency relate to an average oil 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 which is the case for (7319/12-1). Transocean Spitsbergen will be used for drilling the wells. This is a semi submersible drill rig which will be kept in position by dynamic positioning (DP) during the operation. It will operate with a subsea BOP and have the possibility to disconnect and abandon the site in case of a blowout. Based on information in Table 6.2 /2/ and an overall evaluation of different scenarios and sort of vessel a probability distribution between seabed and surface release scenarios is set to 90% and 10% in order of appearance. This results in the following probabilities: P(blowout with seabed release) = 2, ,90 = 2, P(blowout with surface release) = 2, ,10 = 2, Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 43 av 70

44 Blowout rates Scenarios for blowout rate calculations have been defined and scenario probability distribution adjusted based on the above and well specific information. Blowout rates and scenario probabilities combined describe a well specific risk picture. Blowout rates to surface and seabed have been calculated by Acona, ref /3/.The simulated scenarios include; 1 Top penetration 5 meters of gas cap exposed 2 Drilling ahead 50 % of gas cap and oil reservoir exposed 3 Tripping Reservoir fully exposed The simulation results are shown below in Table 3. Section 8 ½ Table 3: Simulated blowout oil rates (Sm 3 /d), given a 12 ¼ reservoir section Scenarios Scenario probability Blowout rates*, Surface (Sm3/d) Blowout rates*, Seabed (Sm 3 /d) Top penetration 20% Under 10 Under 10 Drilling ahead 40% 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 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. For a full description of the rate calculations see ref /3/. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 44 av 70

45 Blowout duration An oil blowout can be stopped by: 1. Operator actions mechanical (capping) 2. Wellbore collapse and/or rock material plugging the well (bridging) 3. Altered fluid characteristics resulting from water or gas coning during a blowout 4. Drilling a relief well and applying kill mud The probability distribution of the duration of a possible blowout is derived by way of the approach utilised in /2/. An operation specific consideration of bridging probability or capping efficiency has not been attempted. Water/gas coning is not considered, as this would require more detailed reservoir information. The well specific input, time to drill a relief well, is presented in Table 4. One assumption in the assessment of blowout duration is that one relief well is sufficient to kill the well. Need for a second relief well would require a re-evaluation. Table 4: Time to drill a relief well (days), ref /4/ Time to: - make decisions - mobilise a rig; transfer, anchoring, supply of equipment and preparations - drilling, 12 ¼ - geomagnetic steering into the well* - killing the well* Minimum: Most likely: Maximum: * 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 40 and 77 days. A Monte Carlo simulation is performed to produce a duration distribution from the well specific input in Table 4. The expected time found is 56 days. A probability distribution is presented in Figure 0-2. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 45 av 70

46 Probability Oppsummering av miljørisikoanalyse samt 0,50 0,45 0,40 0,35 0,30 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05 0, Time to Drill a Relief Well (days) Figure 0-2: Duration distribution, Time to drill a relief well The probability distribution, found in Table 5 below, is constructed by combination of the well specific duration distribution and probabilities that a blowout will end by the mechanisms capping and bridging /2/. Based on Table 5 maximum blowout duration is suggested to be 70 days. Table 5: Probability distribution for a blowout to end as a function of time (days) Duration Duration Surface blowout Seabed blowout (days) (days) Surface blowout Seabed blowout 0,5 0,406 0, ,127 0, * probability of the preceding duration category. *Proba bilities in the tail end of the duratio n distribut ion (< 0,001) are added to the 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 0-3. In Figure 0-4 seabed and surface blowout duration and time to drill a relief well are described by cumulative probability curves. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 46 av 70

47 0,60 0,50 0,40 0,30 0,20 Surface Seabed 0,10 0, Blowout Duration (days) Figure 0-3: Blowout duration described by probability distributions Figure 0-4: Blowout duration described by cumulative distributions Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 47 av 70

48 References /1/ Holand, Per: Blowout and Well Release Characteristics and Frequencies, 2012, Sintef Technology and Society, December /2/ Scandpower: Blowout and Well Release Frequencies based on Sintef Offshore Blowout Database 2012, report no /2013/R3, rev Final, 3 April /3/ Acona: «Well blowout and dynamic wellkill simulations of 7319/12-1 Exploration well, report no. AFT , rev 0, /4/ Epost from Børre Munch-Ellingsen on April 9 th 2014, RE:Utblåsning og drepeberegninger Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 48 av 70

49 Vedlegg B Memo:Endring i boretidspunkt for letebrønn betydning for miljørisiko Kunde Statoil Kundens referanse Stine Kooyman Akvaplan-niva referanse Cathrine S. Spikkerud Godkjent av: QA Geir M. Skeie Dato Project Gradering Statoil Forfatter(e) Cathrine S. Spikkerud, senior consultant. Table of Contents 1 Forkortelser og definisjoner Innledning Metode for tilleggsanalysen Endringer i forhold til miljørisikoanalysen Boretidspunkt Utslippsrater og frekvens Endringer i strandingsparametere fra oljedriftsanalysene Avstand til iskanten Resultat av nye miljørisikoberegninger Sjøfugl Åpent hav Kystnære sjøfugl Marine pattedyr Kvalitative overlappsanalyser Marine pattedyr Fisk Konklusjon Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 49 av 70