Denne siden inneholder ikke informasjon

Transkript

1

2 2 Denne siden inneholder ikke informasjon

3 3 INNHOLD 1. SAMMENDRAG INNLEDNING REVISJON AV OPPRINNELIG SØKNAD Flytting av boreperiode Flytting av borelokasjon Miljøforhold Boring av avlastningsbrønn Ny brønnbane og ny brønnkonstruksjon Plan for foringsrør og sementering Plugging av brønn Utblåsningspotensial Kalkulering av utblåsningspotensial Miljørisiko- og beredskapsanalyse Konklusjon på miljørisiko og beredskapsanalyse Andre forandringer som følge av revidert plan REFERANSER VEDLEGG Vedlegg A Vedlegg B Vedlegg C

4 4 1. SAMMENDRAG Eni Norge AS (Eni) har tidligere sendt søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsforskriften Søknaden ble senere trukket tilbake etter ønske fra Eni om å utsette boringen til etter sommeren Eni har nå besluttet at letebrønn Goliat Eye, blokk 7122/10-1 S, PL 697 skal bores medio (+/-) september Eni opprettholder opprinnelig søknad i sin helhet, med de oppdateringer som følger av denne revisjonen, som er beskrevet i dette dokument. Revidert plan innebærer at Realgrunnen og Snadd-formasjonen skal bores i en posisjon som vurderes å ha større sannsynlighet for å være hydrokarbonførende enn hva som var lagt til grunn i den forrige planen. Fem potensielle «hydrokarbon-mål» (Realgrunnen, Snadd, Intra-Snadd, Kobbe og Klappmyss) kan nås i henhold til den nye boreplanen. Den forrige planen la til grunn at tre hydrokarbon-mål skulle undersøkes: Intra-Snadd, Kobbe og Klappmyss. Vesentlige forandringer i den nye planen er presentert i fem punkter: 1. Boreperioden er flyttet til september 2017 i stedet for tidlig januar 2017 (se punkt 4 for vurdering av konsekvenser og avbøtende aksjoner). 2. Borelokasjonen er flyttet ca. 250 m i nordvestlig retning, til lokasjon med georeferanse: UTM34 Northing (m) Easting (m) Ny brønnbane og ny brønnkonstruksjon er planlagt. 12 ¼ -seksjon bores som nederste seksjon i stedet for 8 ½, som var den opprinnelige planen. 4. Utblåsningspotensial for brønnen er forandret som følge av ny brønnkonstruksjon og ny boreplan. Konsekvensene av disse forandringene, inkludert at tidspunktet for boringen er flyttet, er analysert og vurdert av blant annet DNV GL (Miljørisiko- og beredskapsanalyse - MRABA). 5. Boringen er planlagt gjennomført på 37 dager (tørr brønn)/61 dager (funn). Tidligere plan var 42 dager (tørr brønn)/60 dager (funn). Flytting av borelokasjonen medfører ikke andre miljøutfordringer for boringen enn det som var pekt på i opprinnelig søknad. Det er ikke registrert svampforekomster på den nye lokasjonen, som kan komme i konflikt med boreoperasjonen eller ankerhåndtering. Avstand til land er 42 km. Det vil være en liten reduksjon i mengde borekaks som genereres med den nye brønnkonstruksjonen. Siden operasjonstiden er beregnet til 37 dager, i stedet for 42 dager som gjaldt for tørr brønn i den forrige planen, vil det være mindre utslipp til atmosfære av CO 2 og NOx, blant annet. I tilfelle det gjøres funn, vil operasjonstiden være en dag lengre i følge den nye planen, og det vil være en marginal økning i utslipp av CO 2 og NOx. Wild Well Control har gjennomført nye studier for boring av avlastingsbrønn. Studien inneholder også en modellering av spredning av olje og gass ved havbunnen for å finne beste riggposisjon for boring av avlastingsbrønn, slik at kontakt med olje eller gass fra utblåsning unngås. DNV GL har gjennomført simuleringer av utblåsningsrater for ubegrenset og begrenset hullstrømning; ringromstrømning og strømning gjennom borestreng for både sjøbunn- og overflatescenario. Vektede rater for sjøbunnsutblåsning for revidert brønnkonstruksjon har økt fra tidligere 944 Sm 3 /d til 2067 Sm 3 /d for sjøbunnsutblåsning, og fra 1952 Sm 3 /d til 2720 Sm 3 /d for overflateutblåsning. De vektede ratene er beregnet ut fra en konservativ tilnærming for beregning av ratene. Ratene er benyttet i miljørisikoanalysen (MRABA). Resultatene av den nye oljedriftsmodelleringen viser at oljen fordeler seg i stor grad på samme måte som i forrige modellering. De nye figurene er presentert i Vedlegg C.

5 5 Resultatene av den nye oljedriftsmodelleringen viser at oljen fordeler seg i stor grad på samme måte som i forrige modellering. Det har blitt en liten endring i resultatene for vannsøylekonsentrasjoner, der det tidligere var ingen 10x10 km-ruter med total konsentrasjonsverdier av olje (THC) i vannsøylen 100 ppb, til at det er én 10x10 kmrute med total konsentrasjonsverdier av olje (THC) i vannsøylen 100 ppb (Figur 2). 100 ppb regnes som nedre effektgrense for fiskeegg og larver. Største mengde strandet oljeemulsjon (95 persentil) har økt fra 2453 tonn til 5657 tonn i boreperioden (høsten). 95 persentil kortest drivtid til land er marginalt redusert fra 2,3 døgn til 2,2 døgn i boreperioden (høsten). Pelagisk sjøfugl (alke) er dimensjonerende for risikonivået med 27 % av akseptkriteriet for alvorlig miljøskade i sommersesongen (juli-august). Den beregnede miljørisikoen forbundet med boring av letebrønn 7122/10-1 S Goliat Eye ligger, uavhengig av VØKkategori og sesong, fremdeles innenfor Enis operasjonsspesifikke akseptkriterier. Det kan dermed konkluderes med at endringene i miljørisiko ikke er vesentlige, og at miljørisikoen knyttet til boring av brønn 7122/10-1 S i PL 697 fremdeles er akseptabel sett i forhold til Enis akseptkriterier for miljørisiko. De nye beredskapsmodelleringene indikerer at det er behov for å øke beredskapen i barriere 1 med to systemer slik at det er 6 NOFO-systemer. Ved bruk av et nytt fartøy som vil være tilstede under boreperioden, er responstiden for ferdig utbygget barriere satt til 48 timer. Det er noen endringer som tilsvarer økt behov for kystsystem- (IG Kyst) og Innsatsgrupper Strand Akutt- (IGSA) lag, men kapasitetsbehovet og responstider for kyst og strandrensing er fremdeles innenfor eksisterende beredskap som er etablert for Goliatfeltet og innenfor kravet til responstid, som er beregnet til 2,0 døgn for sommersesongen og 2,3 døgn for vintersesongen.

6 6 2. INNLEDNING Eni har tidligere sendt søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsforskriften Søknaden ble senere trukket tilbake etter ønske fra Eni om å utsette boringen til etter sommeren 2017 (se Tabell 1 for kronologisk referanse til myndighetskommunikasjon angående søknaden for Goliat Eye). Høringskommentarene til søknaden ble besvart Opprinnelig søknad fra Eni omfattet forbruk og utslipp av kjemikalier ved boring av letebrønn Goliat Eye, blokk 7122/10-1 S, PL 697. Søknaden omfattet også planlagt bruk av dispergeringsmidler som bekjempingsmetode ved eventuelle akutte utslipp. Eni har nå besluttet at letebrønn Goliat Eye, blokk 7122/10-1 S, PL 697 skal bores medio (+/-) september Eni opprettholder opprinnelig søknad i sin helhet, med de oppdateringer som følger av revisjonen, og som er beskrevet i dette dokument. Tabell 1. Kronologisk oversikt over korrespondanse mellom Eni og myndigheter angående søknad om aktivitet og utslipp av kjemikalier ved boring av Goliat Eye 7122/10-1 S, PL 697. Dato Myndighet Myndighet kontakt referanse Mottaker Sak Miljødir. 2016/9375 Respons til høringskommentarer Golait Eye Miljødir. (2016/979) søknad Miljødir. 2016/9375 Miljødir. Bekreftelse telefon beskjed av , informasjon om utsettelse av søknad Miljødir. 2016/9375 Petroekumstilsynet Goliat Eye Møtereferat presentasjon søknad Miljødir. 2016/9375 Miljødir. Innsending MRA/BA PL 697 Goliat Eye Miljødir. 2016/6375 Miljødir. Innsending søknad om utslipp PL 697 Goliat Eye I perioden som er gått fra søknaden første gang ble sendt til Miljødirektoratet, har Eni flyttet borelokasjonen og revidert brønnkonstruksjonen for letebrønnen, for å samle mer kunnskap/innhenting av data. Brønnbanen er justert i forhold til forandring av borelokasjon og forandringer i målsetningene for boringen. Revidert plan innebærer at Realgrunnen og Snaddformasjonen skal bores i en posisjon som vurderes å ha større sannsynlighet for å være hydrokarbonførende enn hva som var lagt til grunn i den forrige planen. Dette betyr at fem potensielle «hydrokarbon-mål» (Realgrunnen, Snadd, Intra-Snadd, Kobbe og Klappmyss) kan nås i henhold til den nye boreplanen. Den forrige planen la til grunn at tre hydrokarbon-mål skulle undersøkes: Intra-Snadd, Kobbe og Klappmyss. Dette dokumentet inneholder informasjon om de forandringer/revisjon som er gjort i forhold til den opprinnelige søknaden. Forandringene medfører ikke så store konsekvenser at det skulle være nødvendig å skrive en helt ny søknad, slik Eni vurderer saken. De forhold som blir påvirket av forandringene er vurdert nøye, blant annet ved å gjennomføre nye analyser som presenteres i denne reviderte søknaden. Forandringene presenteres kronologisk, med referanse til de tidligere data, og hvor disse data finnes i opprinnelig søknad.

7 7 3. REVISJON AV OPPRINNELIG SØKNAD Følgende punkter er vurdert som forandringer av vesentlig betydning for oppdatering av søknaden om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for leteboring i blokk 7122/10-1 S, Goliat Eye i PL 697. Nærmere beskrivelse av konsekvensene av forandringene beskrives etter nummerert liste, seksjonene Boreperioden er flyttet til september 2017 i stedet for tidlig januar 2017 (se punkt 4 for vurdering av konsekvenser og avbøtende aksjoner). 2. Borelokasjonen er flyttet ca. 250 m i nordvestlig retning, til lokasjon: UTM34 Northing (m) Easting (m) Ny brønnbane og ny brønnkonstruksjon er planlagt. 4. Utblåsningspotensial for brønnen er forandret som følge av ny brønnkonstruksjon og ny boreplan. Konsekvensene av disse forandringene, inkludert at tidspunktet for boringen er flyttet, er analysert og vurdert av blant annet DNV GL (Miljørisiko- og beredskapsanalyse MRABA, /1-2/). 5. Boringen er planlagt gjennomført på 37 dager (tørr brønn)/61 dager (funn). Tidligere plan var 42 dager (tørr brønn)/60 dager (funn). Det er ikke gjort forandringer i bruk av bore- og sementeringskjemikalier eller andre kjemikalier som planlegges brukt. Fargekategorisering av kjemikaliene og mengder som ble presentert i opprinnelig søknad, er fortsatt gjeldende. Boreriggen Scarabeo 8 skal benyttes og opprinnelig planer for avfallshåndtering beholdes. Det vil være små justeringer av mengde borekaks generert og utslipp til luft som følge av forandringer i brønnkonstruksjon og tiden som riggen blir liggende på lokasjon (se Tabellene 7 og 8). 3.1 Flytting av boreperiode Perioden som boringen skal foregå er flyttet fra vinter 2017 til høsten Dette har konsekvenser for vurderingene av miljøpåvirkninger. Dette forhold omtales i kapittel Flytting av borelokasjon Miljøforhold Borelokasjonen er flyttet ca. 250 m i nordvestlig retning. Avstand til land er ikke vesentlig endret i forhold til tidligere plan, 42 km. Vedlegg A viser en oversikt for hvor brønnlokasjonen er planlagt i henhold til revidert plan. Oversiktsbildet viser også at transektet som ble fulgt for sedimentprøvetaking under fjorårets miljøovervåking region 9, er svær nært den nye borelokasjonen. På bakgrunn av dette forhold, har Eni benyttet informasjonen som finnes i rapporten fra undersøkelsene rundt Goliatfeltet og informasjonen som er gitt i Gardline s borestedsundersøkelse /3/. Konklusjonen er at flytting av borelokasjonen medfører ikke andre utfordringer for boringen enn det som var pekt på i opprinnelig søknad. Det er ikke registrert svampforekomster på den nye lokasjonen som kan komme i konflikt med boreoperasjonen eller ankerhåndtering.

8 Boring av avlastningsbrønn Som følge av flytting av boreoperasjonen og forandringer i boreplanen er det gjort nye studier for å vurdere beste løsning for boring av avlastningsbrønn. Brønnplanen for Goliat Eye er revidert, blant annet for å kunne undersøke for potensielle hydrokarboner i de grunne reservoarene Realgrunnen og Snadd. Borelokasjonen er også flyttet for å ta hensyn til disse grunne reservoarene og en studie for avlastningsbrønn og dynamisk simulering for drepeoperasjon er gjennomført i henhold til standard prosedyre. Eni har involvert Wild Well Control på grunn av deres ekspertise på utblåsningsanalyser og design av avlastningsbrønn. Forutsetninger som har vært utslagsgivende for plassering av avlastningsbrønnen til Goliat Eye har vært: Havbunnslokasjonen til avlastningsbrønnen må være i trygg avstand til utblåsningsbrønnen. Avlastningsbrønnen bør være så nær som mulig til utblåsningsbrønnen for å bidra til at brønnen kan bores raskt og effektivt. Avlastningsbrønnen må være i tilstrekkelig avstand for å unngå at utslipp av hydrokarboner ikke setter riggen som borer avlastningsbrønnen i fare. Lokasjonen som velges må være generelt oppvind av en potensiell gassky og oppstrøms potensielle oljeflak i drift. Utfordringen med å plassere en avlastningsbrønn langt vekk fra en utblåsningsbrønn med grunt reservoar, er at den operasjonelle kompleksiteten for å nå planlagt krysningspunkt øker ettersom avstanden mellom brønnene økes. Hensikten ved å minske avstanden er derfor å redusere den operasjonelle kompleksiteten og risiko for flere peilehull og sidesteg for å nå krysningspunktet. Til å undersøke disse forhold og indentifisere beste løsning, har Wild Well Control gjort en studie på oppførselen til en eventuell undersjøs gas-/olje-plume /4/. Studien deres konkluderer med at i verste tenkelige utblåsningsscenario, vil sikker avstand til utblåsningsbrønn være 213 m. Avstanden til avlastningsbrønn er beregnet ut fra hensyn til rådende vindretning og havstrømmer. Rapporten om avlastningsbrønn og dynamisk simulering for drepeoperasjon /5/ er i skrivende stund under revisjon for å tilpasses forandringene i brønnbane og brønnlokasjon og ROV-havbunnundersøkelsen som er foretatt av Gardline. Rapporten vil være tilgjengelig om kort tid. 3.3 Ny brønnbane og ny brønnkonstruksjon Plan for foringsrør og sementering Goliat Eye skal bores på en lokasjon der vanndypet er 346 m. Fra havoverflaten til boredekket på boreinnretningen Scarabeo 8 er den vertikale høyden 34 m under boreoperasjonen. Dybde til sjøbunn er da 380 m. Se Figur 1 for en grafisk presentasjon av plan for setting av foringsrør, sementering og plugging. Øverste del av brønnen blir boret med 42" (1067 mm) diameter borekrone ned til 428 m dyp. Hullengde er da 48 m. Lederøret (conductor) er 36" (914 mm) i ytre diameter og blir sementert inn der ringrommet mellom lederør og formasjon vil bli sementert opp til sjøbunn. Etter at lederøret er støpt fast, vil hullet bli boret til 575 m med en diameter lik 24" (610 mm). Det åpne hullet har en lengde lik 147 m. Forankringsrøret (surface casing) med ytre diameter lik 20" (508 mm) vil senkes ned til 570 m, som er 5 m over bunnen av det utborete hullet. Forankringsrøret vil bli sementert fast mot hullveggen og lederøret, i hele lengden opp til sjøbunnen, totalt 190 m.

9 9 Figur 1. Revidert plan for setting av foringsrør og sementering for Goliat Eye-brønnen. Plugger er merket som grå, med nummer. På toppen av 20" forankringsrør er 18 3/4" (476 mm) høytrykksbrønnhode montert. Her angir verdien den indre diameteren på brønnhodet. Utblåsningssikringen (BOP) låses inn i brønnhodet og stigerøret føres tilbake til riggen. Fra dette tidspunktet slippes det ikke ut borekaks og resten av brønnen vil bli boret med bruk av oljebasert borevæske (mud). Sementen i bunn av forankringsrøret ved 570 m vil bli utboret og ny formasjon bores med 16" (406 mm) diameter borekrone til 1122 m målt dybde. Brønnen skal i denne seksjonen avvike fra vertikal akse slik at den totale vertikale dybden er 1045 m. I denne seksjonen vil reservoarene Realgrunnen og Snadd bli undersøkt for hydrokarboner. Foringsrør (intermediate casing) med ytre diameter lik 13 3/8" (340 mm) vil bli sementert inn fra bunnen ved 1115 m målt dybde tilbake til ca. 560 m som er 10 m over bunnen av forankringsrøret. Neste boreseksjon har en diameter lik 12 ¼" (311 mm) og bores fra sementen ved 1115 m ned til 1830 m målt dybde. Brønnen avviker fra vertikal akse slik at den vertikale dybden er 1538 m. Denne konstruksjonen av hullet vil tillate boring ned til, og gjennom de forventede neste reservoarseksjonene.

10 Plugging av brønn Alle reservoarseksjoner vil bli fylt med en sementplugg lik 200 m. Er det flere seksjoner med funn av hydrokarboner, vil det være én plugg per seksjon. En 200 m dyp sementplugg vil settes i overgangen mellom forlengelsesrør og 13 3/8" foringsrør. Ved tørt hull (ikke funn) vil en sementplugg bli plassert i overgangen mellom det åpne 12 ¼"-hullet og 13 3/8" foringsrør. Ved plugging vil toppen av 13 3/8" foringsrør bli fjernet og en ny sementplugg pumpes inn over og rundt kuttedybden. Til slutt vil brønnhode og lederør kuttes under sjøbunnivå. Figur 1 viser en oversikt over hvor sementpluggene blir satt i tilfellet tørr brønn og i tilfellet funn. 3.4 Utblåsningspotensial Kalkulering av utblåsningspotensial Ingeniører i Enis reservoaravdeling har undersøkt forandringer av utblåsningspotensial som følge av den reviderte brønnkonstruksjon /6/. Simuleringer av utblåsningsrater er gjennomført for ubegrenset og begrenset hullstrømning; ringromstrømning og strømning gjennom borestreng for både havbunn- og overflatescenario. Kalkuleringene er gjort med analyseprogrammet Prosper. I Vedlegg B finnes mer informasjon om kalkuleringer og data som er brukt for å videre beregne vektede rater for utblåsningsscenarier. Vektete rater for sjøbunnsutblåsning for revidert brønnkonstruksjon har økt fra tidligere 944 Sm 3 /d til 2067 Sm 3 /d, og fra 1952 Sm 3 /d til 2720 Sm 3 /d for overflateutblåsning. Endringene i utblåsningspotensial er en konsekvens av den reviderte brønnkonstruksjonen. Intra-Snadd-formasjonen er nå inkludert som et potensielt mål, sammen med Kobbe og Klappmyss i åpent hull-seksjon. I opprinnelig søknad var Intra-Snadd utelatt. I den reviderte planen er dimensjonen til åpent hull-seksjon økt fra 8 ½ til 12 ¼. De kalkulerte ratene for revidert brønnkonstruksjon, som introduserer grunne mål i Realgrunnen og Snadd, er lave sammenliknet med de dypere mål for boringen. De grunne målene for boringen vil bli isolert før boringen fortsetter dypere, og er ikke tatt med i videre beregninger. Varigheten er den samme som tidligere, henholdsvis 2 døgn for overflateutblåsning og 12 døgn for sjøbunnsutblåsning. Full rate/varighetsmatrise er lagt til grunn for miljørisikoanalysen (MRA). Tabell 2 gir en samlet oversikt over rater og varigheter for utblåsningsscenariene sjøbunn- og overflateutblåsning som er benyttet i MRA.

11 11 Tabell 2. Rate- og varighetsfordeling for overflate- og sjøbunnsutblåsning brukt i miljørisiko- og beredskapsanalysen for letebrønn 7122/10-1 S Goliat Eye (Eni Norge, 2017; DNV GL, 2016; Lloyd s, 2017). Utblåsnings -lokasjon Fordeling overflate/ sjøbunn Overflate 10,4 % Sjøbunn 89,6 % Rate Sm 3 / d Open (O)/ Restricted (R) R Varigheter (dg) og sannsynlighetsfordeling % 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% Sannsynlighet for raten 2,7 % 59,1 % 19,7 % 18,5 % 29,4 % 806 O 30,6 % 1544 R 1,8 % 44,9% 21,1% 20,2% 7,1% 6,8% 2924 O 1,9 % 3917 R 17,8 % 4354 O 18,5 % Miljørisiko- og beredskapsanalyse Basert på rate- og varighetsmatrisen presentert i Tabell 2 er det utført nye oljedriftsmodelleringer, miljørisikoanalyse og beredskapsanalyse (Vedlegg C). Analysene er utført for hele året, men med fokus på den nye boreperioden (høsten). Samme oljetype (Goliat Kobbe råolje) er brukt som referanseolje i modelleringen. Resultatene er presentert under Endringer i drift og spredning av olje oljedriftsmodellering Resultatene av den nye oljedriftsmodelleringen viser at oljen fordeler seg i stor grad på samme måte som i forrige modellering. De nye figurene er presentert i Vedlegg C. Det har blitt en liten endring i resultatene for vannsøylekonsentrasjoner, der det tidligere var ingen 10x10 km-ruter med total konsentrasjonsverdier av olje (THC) i vannsøylen 100 ppb, til at det er én 10x10 km-rute med total konsentrasjonsverdier av olje (THC) i vannsøylen 100 ppb (Figur 2). 100 ppb regnes som nedre effektgrense for fiskeegg og -larver. Denne endringen regnes som såpass liten at det vil ha liten effekt på fiskeegg og -larver. De nye resultatene for kortest ankomsttid til land og største strandingsmengder av emulsjon er vist i Tabell 3. Største mengde strandet oljeemulsjon (95 persentil) har økt fra 5910 tonn til tonn (sommeren). I boreperioden (høsten), er endringen fra 2453 tonn til 5657 tonn. 95 persentil kortest drivtid til land er marginalt redusert fra 2 døgn til 1,9 døgn om våren. For boreperioden (høsten) har den gått fra 2,3 døgn til 2,2 døgn.

12 12 Figur 2. Sannsynligheten for treff av mer enn 5 ppb olje i km-ruter gitt en overflateutsblåsning (venstre) og en sjøbunnsutblåsning (høyre) fra letebrønn Goliat Eye vist årlig. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor året. Tabell 3. Strandingsmengder av oljeemulsjon og korteste drivtid til den kysten gitt en utblåsning fra letebrønn 7122/10-1 S (95- og 100-persentiler) oppgitt for hver sesong. Alle simuleringer for overflateog sjøbunnsutblåsning er lagt til grunn for tallene vist under. Persentil Strandet oljeemulsjon (tonn) Drivtid (døgn) Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Vinter ,9 1,2 0,8 0, ,9 2,2 2,2 2, Endringer i miljørisiko Pelagisk sjøfugl (alke) er fremdeles dimensjonerende for risikonivået i den nye modelleringen. Høyest miljøskade har økt fra 22 % av akseptkriteriet for Moderat miljøskade i høstsesongen (september-november) til 27 % av akseptkriteriet for Alvorlig miljøskade i sommersesongen (juni-august). Miljøskaden for kystnær sjøfugl, lysloggerdata (lomvi), marine pattedyr og strandhabitat er fremdeles innenfor Moderat miljøskade, mens andel (%) av akseptkriteriet har økt mellom 2 og 6 %. Den beregnede miljørisikoen forbundet med boringen ligger, uavhengig av VØK-kategori og sesong, fremdeles innenfor Enis operasjonsspesifikke akseptkriterier. Det kan dermed konkluderes med at endringene i miljørisiko ikke er vesentlige, og at miljørisikoen knyttet til boringen fremdeles er akseptabel sett i forhold til Enis akseptkriterier for miljørisiko.

13 Endringer i beredskapsbehov Beregning av beredskapsbehov med «NOFO-kalkulator» indikerer at det er endring i systembehov om vinteren for overflateutslipp, da det nå kreves 4 NOFO-systemer, mens tidligere var beregnet til 2. Det er ingen endringer i beregninger av beredskapsbehov om sommeren eller for sjøbunnsutslipp, der det var beregnet å kreve 2 NOFO-systemer. For beredskapsmodellering er det mulig å referere til tidligere modelleringer da inngangsdata for modelleringen er identisk med unntak av utblåsningsratene som er høyere enn forrige analyse. Samtidig viser beregninger av systembehovet basert på «NOFOkalkulatoren» at et systemoppsett tilsvarende et tiltaksalternativ med fire mekaniske systemer fra forrige analyse for henholdsvis vinter (september-februar) og sommer (mars-august) fremdeles er dekkende kapasitetsmessig. Det er derfor i den nye analysen modellert med tre tiltaksalternativer, henholdsvis med fire, fem og seks mekaniske systemer for en sjøbunnsutblåsning for sommer- og vintersesong siden sjøvannsutblåsning er dimensjonerende for oljevernberedskapen. Beredskapssystemer og deres responstider benyttet i OSCAR-modelleringen er listet i Tabell 4. Et nytt fartøy (fartøy nr. 3) er tatt med i modelleringen. Lundin skal bore i området i samme periode og skal derfor ha et ekstra fartøy i området under boreperioden. Eni vil ha mulighet til å bruke dette fartøyet. Det betyr at responstiden til siste system (system nr. 6) er redusert fra 54 timer (som brukt i tidligere analyse) til 48 timer. Systemene har dispergeringskapasitet og ble benyttet i modelleringene av dispergering og kombinasjon mellom mekanisk opptak og dispergering i analysen i Tabell 4. Beredskapssystemer og deres responstider benyttet i OSCAR-modelleringene med mekanisk opptak (Mek. 4, 5 og 6). System OR-Fartøy (lokasjon) Slepefartøy Total responstid (t) 1 Standby-fartøy Goliat* Daughter Craft 3 2 Hammerfest S1* RS Sørvær 15 3 Lundin-fartøy** RS Båtsfjord 28 4 Hammerfest S2 RS Vadsø 35 5 Haltenbanken* RS Ballstad 43 6 Sandnessjøen*** NOFO-pool 48 ** Systemet er benyttet i modelleringen av Mek 5 og Mek 6 *** Systemet er benyttet i modelleringen av Mek Endrede resultater fra beredskapsmodellering Barriere 1 (Åpent hav) Konklusjonen fra tidligere modellering av beredskap var at 4 NOFO-systemer var tilstrekkelig til å dekke en utblåsning fra Goliat Eye. Tilføring av flere systemer hadde liten effekt på strandet mengde eller andel olje på overflaten ved simuleringsslutt. De nye modelleringene, indikerer at både oppsamlet olje økes og at andel strandet olje reduseres ved å gå fra 4 til 6 NOFO-systemer. Med fire mekaniske systemer utgjør andelen Oppsamlet olje 11,7 % i vintersesongen og 19,7 % i sommersesongen. Med seks mekaniske systemer utgjør andelen Oppsamlet olje 15,5 % i vintersesongen og 25,1 % i sommersesongen. Andelen stranding reduseres mer for hvert tiltaksalternativ. I sommersesongen er andelen stranding 3,3 % for fire mekaniske systemer, 3,0 % for fem mekaniske systemer og 2,6 % for seks mekaniske systemer. I vintersesongen er andelen stranding 1,8 % for fire mekaniske systemer, 1,8 % for fem mekaniske systemer og 1,7 % for seks mekaniske systemer. Reduksjon mellom alternativene er høyest i sommersesongen.

14 14 Generelt viser modelleringen at mekanisk oppsamling om sommeren er mer effektiv enn i vintersesongen. Dette henger sammen med at mindre olje er tilgjengelig for oppsamling om vinteren, hovedsakelig som følge av variasjoner i vær og vindforhold. Barriere 2 og 3 (Kyst- og strandsonen) Resultatet fra oljedriftsmodelleringene i OSCAR (Vedlegg C) viser at gitt en utblåsning fra Goliat Eye kan oljeemulsjon nå kyst- og strandsonen i Finnmark. Beregningene av beredskapsbehov i kyst- og strandsonen er gjennomført med metodikk for dimensjonering av oljevernberedskap i kyst- og strandsonen /7/, som også er beskrevet i «Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser» /8/. Metoden beregner nødvendig opptakskapasitet for å kunne dekke dimensjonerende emulsjonsmengder, iht. ytelseskravene og systemdefinisjoner som er definert i veiledningen. Dimensjonerende emulsjonsmengder og drivtider til land (Tabell 5) er fordelt på to sesonger, henholdsvis sommer (mars-august) og vinter (september-februar). Dimensjonerende strandingsmengder er hensyntatt modellert effekt av beredskap i barriere 1 med 6 NOFO-systemer (Mek 6) for begge sesongene og for et sjøbunnsutslipp som har lengst varighet og er dimensjonerende for oljevernberedskapen (2067 Sm 3 /d og 12 dagers varighet). Tabell 5. Strandingsmengder av oljeemulsjon og korteste drivtid til den norske kystlinje gitt en utblåsning fra letebrønn 7122/10-1 S oppgitt for sommersesong og vintersesong. Strandingsmengder for hele rate-/varighetsmatrisen er lagt til grunn og redusert for effekten av beredskapen for det dimensjonerende tiltaksalternativet i barriere 1 (Mek 6). Alle simuleringer fra oljedriftsstatistikken for overflate- og sjøbunnsutblåsning er lagt til grunn for for tallene vist under. Strandet oljeemulsjon Ankomsttid (tonn) (Døgn) 95 persentil Uten effekt av beredskap 95 persentil Med effekt av beredskap (Mek 6) Sommer (mar aug) Vinter (sept feb) Sommer (mar aug) Vinter (sept feb) ,0 2, ,0 2,3 Beregningene av beredskapsbehov i kyst- og strandsonen viser at det for barriere 2 (kyst) er behov for en IG Kyst med en opptakskapasitet tilsvarende fem kystsystemer i sommersesongen og syv kystsystemer i vintersesongen for å håndtere mengdene i Tabell 5. Dette er ett system mindre i sommersesongen og tre systemer mer i vintersesongen sammenlignet med forrige analyse, men behovet for barriere 2 er kapasitetsmessig fremdeles dekket av eksisterende Innsatsgruppe Kyst (IG Kyst), som er en stående oljevernberedskapsenhet for kystsonen i Finnmark. IG Kyst kan utstyres med en reell kapasitet som overstiger åtte systemer, noe som ivaretar robusthet og fleksibilitet. IG Kyst har kontraktsfestet responstid på 48 timer, noe som dekker kravet til responstid som er beregnet til 2,0 døgn for sommersesongen og 2,3 døgn i vintersesongen. For barriere 3a (strand akutt) viser beregningene behov for fire Innsatsgruppe Strand Akutt- (IGSA) lag i sommersesongen og fem IGSA-lag i vintersesongen. Dette er ett lag mindre i sommersesongen og ett lag mer i vintersesongen sammenlignet med forrige analyse.

15 15 Per i dag er det etablert dedikerte kapasiteter i Finnmark tilsvarende fem lag. Behovet er dermed fremdeles kapasitetsmessig dekket av eksisterende Innsatsgruppe Strand Akutt (IGSA). IGSA har kontraktsfestet responstid på 48 timer, noe som dekker kravet til responstid som er beregnet til 2,0 døgn for sommersesongen og 2,3 døgn for vintersesongen. Beregningene for barriere 3b (strandrensing) tilsier et behov for dagsverk i sommersesongen, og dagsverk i vintersesongen. Dette tilsvarer syv Innsatsgrupper Strand både i sommer- og vintersesongen med en varighet på 129 arbeidsdager i sommersesongen og 176 arbeidsdager i vintersesongen, se Tabell 6. I tidligere analyse var det behov for dagsverk i sommersesongen og dagsverk i vintersesongen, noe som tilsvarer ni Innsatsgrupper strand i både sommerog vintersesongen, med en varighet på 102 arbeidsdager i sommersesongen og 130 arbeidsdager i vintersesongen. Det vil si at antall Innsatsgrupper er redusert med to grupper, men at antall arbeidsdager har økt i både sommer- og vintersesongen. Kapasitetsbehovet og responstider for strandrensing er fremdeles innenfor eksisterende beredskap som er etablert for Goliatfeltet. Tabell 6. Beregnet kapasitets- og ressursbehov i barriere 2 og 3 basert på dimensjonerende emulsjonsmengde (sjøbunnsutslipp). Influensområde Barriere 2 Barriere 3 for Goliat Eye vurdert samlet IG Kyst IG Strand (Beregnet ressursbehov, systemer i Innsatsgruppe Kyst) IG Strand Akutt (Beregnet ressursbehov, lag i Innsatsgruppe Strand Akutt) Beregnet ressursbehov (dagsverk) Antall strandrensegrupper (à 40 pers.) Tentativ varighet (arbeidsdager) Sommer Vinter Eni forslag til beredskapsløsning Basert på Enis ytelseskrav og akseptkriterier, forventede utslippsrater og -varigheter, beregnet miljørisiko, og beregnede kapasiteter og effekter av oljevernberedskap, vil Eni legge til grunn følgende beredskapsløsning for letebrønn 7211/10-1 S Goliat Eye: Barriere 1: Barriere 1 dimensjoneres med i alt 6 NOFO-systemer med kapasitet til både mekanisk bekjemping og kjemisk dispergering. God effekt av dispergering med betydelig reduksjon i miljørisiko tilsier at Eni vil planlegge med å innhente forhåndstillatelse for gjennomføring av kjemisk dispergering. Tilstrekkelig overvåking vil sikres gjennom de kapasiteter som finnes på aktuelle fartøy for innsats. Eni vil som et minimum sette krav til at beredskapsfartøyet skal være utstyrt med oljedetekterende systemer (radar og IR) egnet for å kartlegge oljeutslipp på havoverflaten. Tilsvarende krav vil også gjelde for øvrige oljevernfartøy som inngår i den havgående beredskapsløsningen. Ressurser for videre overvåking av oljens utbredelse under en aksjon vil i tillegg bestå av helikopter (IR, video, downlink, visuell observasjon), fly (IR, SLAR, video, downlink) og satellitt (radar). Polarbase i Hammerfest vil bli benyttet som logistikkbase for en oljevernaksjon.

16 16 Barriere 2: På bakgrunn av sannsynligheten for stranding av oljeemulsjon langs Finnmarkskysten vil Eni basere dimensjoneringen av beredskapen i barriere 2 på Innsatsgruppe Kyst (IG Kyst) som er en stående oljevernberedskapsenhet for kystsonen i Finnmark. Det beregnede systembehovet i barriere 2 er fem høyhastighets kystsystemer (sommersesong) og syv høyhastighets kystsystemer (vintersesong). Beredskapsbehovet ivaretas dermed av eksisterende ressurser i Goliatberedskapen, herunder ivaretas robusthet og fleksibilitet i forhold til beskyttelse av miljøsårbare områder i kyst- og strandsonen. IG Kyst har kontraktsfestet responstid på 48 timer, noe som også er innenfor dimensjonerende drivtid til land. Barriere 3: I barriere 3 vil Eni basere beredskapen for innsats i akuttfasen på Innsatsgruppe Strand Akutt (IGSA). Det beregnede ressursbehovet i barriere 3a er fire IGSA-lag (sommersesong) og fem IGSA-lag (vintersesong). Beredskapsbehovet ivaretas derfor av eksisterende ressurser i Goliatberedskapen. IGSA har kontraktsfestet responstid på 48 timer, noe som også er innenfor dimensjonerende drivtid til land. Dimensjoneringsbehovet for strandrensing vil baseres på de personellressursene som kan mobiliseres gjennom avtaler NOFO har etablert for tilgang på kvalifisert personell. Kapasitetsmessig er dette dekkende inkludert dimensjonerende drivtid til land. Beredskapsplan mot akutt forurensning En detaljert beskrivelse av varsling, mobilisering, ansvar, oppgaver og beredskapsløsning med tilhørende ressurser vil framgå av en spesifikk beredskapsplan mot akutt forurensning for aktiviteten. Planen vil bli ferdigstilt og verifisert før oppstart Konklusjon på miljørisiko og beredskapsanalyse Resultatene av den nye oljedriftsmodelleringen viser at oljen fordeler seg i stor grad på samme måte som i forrige modellering. Det har blitt en liten endring i resultatene for vannsøylekonsentrasjoner, der det tidligere var ingen 10x10 km-ruter med total konsentrasjonsverdier av olje (THC) i vannsøylen 100 ppb, til at det er én 10x10 kmrute med total konsentrasjonsverdier av olje (THC) i vannsøylen 100 ppb (Figur 2). 100 ppb regnes som nedre effektgrense for fiskeegg og -larver. Største mengde strandet oljeemulsjon (95 persentil) har økt fra 2453 tonn til 5657 tonn i boreperioden (høsten). 95 persentil kortest drivtid til land er marginalt redusert fra 2,3 døgn til 2,2 døgn i boreperioden (høsten). Pelagisk sjøfugl (alke) er dimensjonerende for risikonivået med 27 % av akseptkriteriet for Alvorlig miljøskade i sommersesongen (juli-august). Den beregnede miljørisikoen forbundet med boring av letebrønn 7122/10-1 S Goliat Eye ligger, uavhengig av VØKkategori og sesong, fremdeles innenfor Enis operasjonsspesifikke akseptkriterier. Det kan dermed konkluderes med at endringene i miljørisiko ikke er vesentlige, og at miljørisikoen knyttet til boring av brønn 7122/10-1 S i PL 697 fremdeles er akseptabel sett i forhold til Enis akseptkriterier for miljørisiko. De nye beredskapsmodelleringene, indikerer at det er behov til å øke beredskapen i barriere 1 med to systemer slik at det er 6 NOFO-systemer. Ved bruk av et nytt fartøy som vil være tilstede under boreperioden, er responstiden for ferdig utbygget barriere satt til 48 timer. Det er noen endringer som tilsvarer økt behov for kystsystem (IG Kyst) og Innsatsgruppe Strand Akutt- (IGSA) lag, men kapasitetsbehovet og responstider for kyst og strandrensing er fremdeles innenfor eksisterende beredskap som er etablert for Goliatfeltet, og innenfor kravet for responstid som er beregnet til 2,0 døgn for sommersesongen og 2,3 døgn for vintersesongen.

17 Andre forandringer som følge av revidert plan Revisjon av brønnkonstruksjon medfører små forandringer i mengde borekaks som genereres i de nedre seksjoner, spesielt 12 ¼ -seksjonen (Tabell 7). Det er estimert en reduksjon i mengde borekaks lik: deponering havbunn 19 tonn, frakt til land 6 tonn. Forandring i total tid for boreoperasjon, tørr brønn/funn, gir utslag på dieselforbruk på boreriggen og assosierte utslipp til atmosfære (Tabell 8). Det er estimert en reduksjon i atmosfæriske utslipp til luft i tilfellet tørr brønn, og en liten økning i atmosfæriske utslipp i tilfellet funn. Tabell 7. Mengde borekaks generert i opprinnelig plan versus revidert plan Tabell 8. Forandringer i atmosfæriske utslipp som følge av revidert operasjonstid Generatorer Dampkjeler Revidert total Opprinnelig (tonn) (tonn) (tonn) (tonn) # dager Karbon dioxid (CO2) Karbon monoxid (CO) Nitrogen oxider (NOx) Svovel dioxid (SO2) Metan (CH4) VOCs (Flyktige organiske forbindelser)

18 18 4. REFERANSER 1. Miljørisiko- (MRA) og Beredskapsanalyse (BA) for letebrønn 7122/10-1 Goliat Eye i PL 697 i Barentshavet. Rapport Nr.: , Rev. 00, Memo: MRABA for letebrønn 7122/10-1 Goliat Eye i PL 697, innspill til utslippssøknad. DNV GL R. Pedersen, , intern ref.: DM# Survey Report for Eni Norge AS, Site Survey PL 697 Seabed Investigation Report. Gardline survey 30 Sept to 20 Oct. 2016, Environmental 14 Oct. to 19 Oct Final version 8 February Eni Norge Goliat Subsea Dispersion Analysis. Confidential Report , Wild Well Control, April Plan for boring av avlastningsbrønn for 7122/10-1 Goliat Eye er under revisjon og forventes ferdigstilt innen uke Blowout Rates Evaluation for Goliat Eye Exploration Well. Internal Eni Report; G. Solberg, March , DM# v (NPS, Metodikk for dimensjonering av oljevernberedskap i Kyst- og strandsonen (barriere 3 og 4). Norwegian Petro Services, januar Norsk olje og gass Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser.

19 19 5. VEDLEGG Vedlegg A

20 20 Vedlegg B Utblåsningsscenarier Scenario 1: full penetration of the Realgrunnen and the Snadd reservoir Scenario 2: full penetration of the Intra Snadd, Kobbe and Klappmyss reservoir Scenario 3: full penetration of the Intra Snadd and 5 m into the Kobbe reservoir RESULTS The results from the simulations for Scenarios 1-3 are reported in the tables below. Full penetration of RG and Snadd Subsea Topside Full penetration of Intra Snadd, Kobbe and Klappmyss 12.25" Subsea Topside Full penetration of Intra Snadd + 5 m into Kobbe 12.25" Subsea Topside Discharge conditions Flowpath Annulus Open hole Drillstring Oil (Sm3/d) Gas (KSm3/d) Oil (Sm3/d) Gas (KSm3/d) Oil (Sm3/d) Gas (KSm3/d) Full bore Restriction Full bore Restriction Table 1: Blow out rates for Scenario 1 Flowpath Discharge conditions Annulus Open hole Drillstring Oil (Sm3/d) Gas (KSm3/d) Oil (Sm3/d) Gas (KSm3/d) Oil (Sm3/d) Gas (KSm3/d) Full bore Restriction Full bore Restriction Table 2: Blow out rates for Scenario 2 Discharge conditions Flowpath Annulus Open hole Drillstring Oil (Sm3/d) Gas (KSm3/d) Oil (Sm3/d) Gas (KSm3/d) Oil (Sm3/d) Gas (KSm3/d) Full bore Restriction Full bore Restriction Table 4: Blow out rates for Scenario 3

21 Date: Vedlegg C Resultater av oljedriftsmodellering 21