Beredskapsanalyse for letebrønn 7132/2-1 Gjøkåsen

Transkript

1 Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 1 of 33

2 Title: Beredskapsanalyse Document no. : Contract no.: Project: Classification: Open Expiry date: Distribution: Open Status Final Distribution date: : Copy no.: Author(s)/Source(s): Gisle Vassenden Subjects: Remarks: : Updated: Responsible publisher: Authority to approve deviations: Techn. responsible (Organisation unit / Name): TPD R&T FT SST ERO Gisle Vassenden Date/Signature: Responsible (Organisation unit/ Name): TPD R&T FT SST Anne-Lise Heggø Date/Signature: Approved by (Organisation unit/ Name): Date/Signature: TPD R&T FT SST ERO Hanne Greiff Johnsen Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 2 of 33

3 Innholdsfortegnelse 1 Innledning Bakgrunn Aktivitetsbeskrivelse Definisjoner og forkortelser Metode Ytelseskrav Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer Dimensjonering av barrierene Dimensjonering av barriere 1 og 2 nær kilden og på åpent hav Dimensjonering av barriere 3 og 4 kyst- og strandsone Dimensjonering av barriere 5 - strandrensing Resultater Utslippsscenarier Wisting Central oljens egenskaper Oljens egenskaper ved mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering Operasjonslys ved letebrønn Gjøkåsen Bølgeforhold nær lokasjon til letebrønn Gjøkåsen Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger Influensområder og stranding Beregning av beredskapsbehov og responstider for barriere 1 og Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere Bruk av kjemisk dispergering Deteksjon av olje og kartlegging av olje under oljevernaksjoner Oljevernberedskap som konsekvensreduserende tiltak Særlige hensyn Konklusjon Referanser App A Blow out scenario analysis Summary Introduction Well specific information Blowout scenarios and probabilities Blowout rates Blowout duration References Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 3 of 33

4 Oppsummering Statoils krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for boring av letebrønn 7132/2-1 Gjøkåsen er etablert gjennom foreliggende beredskapsanalyse og oppsummert i tabellen under. Det er satt krav til 2 havgående systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 36 timer. Kjemisk dispergering vil, basert på aktuell oljetype og en SIMA vurdering, kunne bidra til et effektivt oljevern til havs. For barriere 3 og 4 stilles det krav til å håndtere mengden oljeemulsjon som ifølge oljedriftssimuleringer vil drive mot land. Da borelokasjon er langt fra fastlandet og disse barrierene vil operere til havs vil man mobilisere større havgående systemer (NOFO system) og/eller raskere ettbåtssystemer som mer effektivt vil kunne «jakte» olje for å hindre at olje strander. For barriere 5 stilles det ikke spesifikke krav til beredskap, da drivtid til land ansees som lang nok til å kunne mobilisere ressurser og utstyr etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO og Kystverket. Gjennom aksjonsledelsen vil Statoil fortløpende tilpasse bruk av bekjempelsesmetoder, utstyr og dimensjonering til de gjeldende forhold. Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for boring av letebrønn 7132/2-1 Gjøkåsen er oppsummert i tabellen under. Barriere 1 og 2 bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid 2 havgående systemer Første system innen 5 timer, fullt utbygd barriere innen 36 timer Barriere 3 og 4 bekjempelse i kyst- og strandsone Systemer og responstid Barriere 5 - strandrensing Systemer og responstid Fjernmåling og miljøundersøkelser Kapasitet til å håndtere mengden oljeemulsjon som ifølge oljedriftssimuleringer vil drive mot land. Responstiden er satt til 36 døgn (korteste drivtid til land - Finnmark), men ressurser mobiliseres så snart som mulig for å i størst mulig grad hindre at oljen når land. Større havgående systemer (NOFO system) og/eller raskere ettbåtssystemer, som mer effektivt vil kunne «jakte» olje for å unngå at olje strander, vil kunne vurderes også i barriere 3 Det knyttes ikke spesifikke krav til barriere 5 for denne brønnen da det ikke er modellert stranding i Statoils prioriterte områder innen 20 døgn. Akutt forurensning skal oppdages innen 3 timer etter at hendelsen har inntruffet Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer 1 Innledning 1.1 Bakgrunn Foreliggende beredskapsanalyse er utarbeidet for boring av letebrønn 7132/2-1 Gjøkåsen i Barentshavet, som Statoil planlegger å bore Q Effektiv oljevernberedskap vil redusere oljemengder på sjøen, begrense utstrekning og eventuell stranding av olje og redusere miljørisiko. Statoil vil være ansvarlig for en eventuell oljevernaksjon både nær kilden til havs, langs kysten og på land i tilfelle stranding. Valg av metoder og utstyr for bekjempelse vil baseres på utslippets karakter, værforhold, effektivitet av utstyr og tilstedeværelse av sårbare ressurser. Hovedstrategien for oljevernberedskapen er bekjempelse nær kilden. Statoil vil tilstrebe å benytte den bekjempelsesmetoden, mekanisk oppsamling eller kjemisk dispergering, Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 4 of 33

5 som resulterer i minst miljøskade ut fra en SIMA analyse (Spill impact mitigation assesment) (tidligere NEBA «Net Environmental Benefit Analysis»). NOFO står for den operative delen av beredskapen både til havs, nær kysten og ved eventuelle strandrenseaksjoner, og disponerer ressurser og personell for dette. I tillegg er Statoil medlem i OSRL og vil kunne benytte oljevernressurser herfra, som kjemisk dispergering og strandrenseutstyr, etter behov i en aksjon. Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for oljevernberedskap ved et større uhellsutslipp av olje. Analysen skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av beredskapsressurser. Beredskapsanalysen for 7132/2-1 Gjøkåsen er brønnspesifikk. Aktivitetsforskriftens 73 og Styringsforskriftens 17 stiller krav til beregning av miljørisiko og beredskapsbehov i forbindelse med aktiviteter som kan gi miljøforurensning som følge av akutte utslipp. Dette skal tjene som grunnlag for beredskapsetablering. Det er utført en miljørisikoanalyse for denne letebrønnen [1]. Informasjon fra miljørisikoanalysen inngår som grunnlag i beredskapsanalysen. Det vil lages en egen «Blow out Contingency and Relief Well Plan» for letebrønn Gjøkåsen. Denne inneholder beskrivelse og tekniske prosedyrer for hvordan brønnutblåsning vil kunne stoppes, enten med brønninternt utstyr, capping eller avlastningsboring. 1.2 Aktivitetsbeskrivelse Letebrønnen 7132/2-1 Gjøkåsenskal skal bores i Barentshavet (Figur 1-1). Vanndybden på borelokasjon er 293 m, og korteste avstand til Finnmark er 155 km og avstand til Bjørnøya er 507 km. Boringen er planlagt i Q Brønnen er planlagt boret med den halvt nedsenkbare riggen West Hercules. Det tas høyde for oppankring av riggen under boreoperasjonen. Hovedformålet med letebrønn 7132/2-1 Gjøkåsener å undersøke hydrokarbonforekomster i Stø og Carn formasjonene. Forventet oljetype er en olje tilsvarende Wisting Central oljen basert på forventede fluidegenskaper og geografisk nærhet. Basisinformasjon for letebrønnen er oppsummert i Tabell 1-1. Tabell 1-1 Basisinformasjon Letebrønn 7132/2-1 Gjøkåsen Posisjon for DFU (geografiske koordinater) 71 51'56''N, '56''Ø Vanndyp 293 m Borerigg West Hercules Planlagt boreperiode Q Sannsynlighet for utblåsning 1, Sannsynlighetsfordeling (% overflate/sjøbunn) 25/75 Vektet utblåsningsrate Overflate: 2540 m 3 /døgn Sjøbunn: 2540 m 3 /døgn Oljetype (tetthet) Wisting Central olje (838 kg/m 3 ) Maksimal varighet av en utblåsning (tid til 70 døgn boring av avlastningsbrønn) Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 5 of 33

6 Figur 1-1 Lokasjon til letebrønn 7132/2-1 Gjøkåsen. Korteste avstand til fastlands Norge (Finnmark) er 155 km. Kart hentet fra miljørisikoanalysen for brønnen [1]. 1.3 Definisjoner og forkortelser Sentrale ord og uttrykk som inngår i beredskapsanalysen er kort beskrevet nedenfor: DFU: Definert fare- og ulykkessituasjon. Grunnberedskap: 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B). IKV: Indre Kystvakt Influensområde: Område som med mer enn 5 % sannsynlighet vil bli berørt av et oljeutslipp, hvor det er tatt hensyn til fordeling over alle utslippsrater og -varigheter. Korteste drivtid: 95-persentilen i utfallsrommet for korteste drivtid til kysten. KYV: Kystverket Miljørisikoanalyse: Risikoanalyse som vurderer risiko for ytre miljø. NOFO: Norsk Oljevernforening for Operatørselskap OSRL: Oil Spill Response Ltd (Southampton) Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 6 of 33

7 Prioriterte områder: Til bruk i beredskapsplanleggingen er det definert arealer kalt prioriterte områder (basert på en vurdering av tidligere eksempelområder i NOFO). Disse er karakterisert ved at de ligger i ytre kystsone, har høy tetthet av miljøprioriterte lokaliteter og som også på andre måter setter strenge krav til oljevernberedskapen. Disse områdene er derfor forhåndsdefinert som dimensjonerende for oljevernberedskapen. SIMA: Spill Impact Mitigation Assessment. Erstatter Net Environmental Benefit Analysis metode for å sammenligne og rangere netto miljøgevinst forbundet med forskjellige bekjempelsesmetoder innen oljevern, eksempelvis mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering Størst strandet emulsjonsmengde: 95-persentilen i utfallsrommet for størst strandet mengde 2 Metode 2.1 Ytelseskrav Statoils ytelseskrav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Statoils forutsetninger og metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [2], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i NOROG veiledning [3] og NOFO [4]. Barriere 1: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe beregnet emulsjonsmengde på sjø. Første system innen best oppnåelig responstid. Full kapasitet snarest mulig og senest innen 95-persentilen av korteste drivtid til land, basert på beregnet kapasitetsbehov. Statoil setter, som et minimum, krav til tilstrekkelig kapasitet for å bekjempe et oljeutslipp på minimum 500 m 3 med ressurser som skal være klar for operasjon innen 5 timer etter at utslippet er oppdaget. Barriere 2: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe den mengden emulsjon som passerer barriere 1 på grunn av operative begrensninger. Første system skal mobiliseres fortløpende etter at systemene i barriere 1 er mobilisert og med full kapasitet innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. Barriere 3 og 4: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon innen influensområdet justert for effekt av barriere 1 og 2. Systemene skal være mobilisert innen 95- persentilen av korteste drivtid til land. Barriere 5: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon inn til prioriterte områder med kortere drivtid enn 20 døgn. Personell og utstyr til strandrensing skal være klar til operasjon innen 95-persentilen av korteste drivtid inn til prioritert område for de berørte områder med kortere drivtid enn 20 døgn. En plan for grovrensing av forurenset strand skal utarbeides senest innen 7 døgn fra registrert påslag av oljeemulsjon. Grovrensing av de påslagsområder som prioriteres av operasjonsledelsen i samråd med aksjonsledelsen skal være gjennomført innen 100 døgn fra plan for grovrensing foreligger, forutsatt at dette kan gjennomføres på en sikkerhetsmessig forsvarlig måte. 2.2 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer Ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning, målt i bekjempet mengde oljeemulsjon pr. døgn, er en funksjon av følgende forhold: Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 7 of 33

8 - Andel av tiden enheten kan operere (mørke/redusert sikt og bølgeforhold) - Effektiviteten innen operasjonsvinduet (relatert til ulike bølgeforhold, eller antatt konstant) - Opptaks-/bekjempelses-kapasitet under operasjon - Lagringskapasitet for oppsamlet olje (kun relevant for opptakssystemer) - Frekvens og varighet av driftsstans (overføring av oppsamlet olje, plunder og heft) - Andel av tiden hvor tilgangen/tilflyten av olje til lense er mindre enn oljeopptakerens kapasitet (for mekanisk bekjempelse) eller hvor emulsjonen har en fordeling som gjør at dispergeringsmiddel ikke kan påføres med optimal effektivitet. Funksjonene benyttes i Statoil sin beregningskalkulator for beredskapsbehov i alle barrierer. Kapasiteten til havgående opptakssystem i NOFO-klasse som brukes i beregningene er 2400 m 3 /døgn (for oljer med viskositet under cp). Dersom det brukes en-båt-system/høyhastighetssystem (HHS) er kapasiteten satt til 1500 m 3 /døgn. Kapasiteten til havgående dispergeringssystem i NOFO-klasse er satt til 1950 m 3 /døgn. For flere detaljer henvises det til Statoils metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [2]. Utstyr som kan benyttes til bekjempelse av olje/emulsjon i barriere 1-4: Havgående NOFO-system Havgående en-båt-system Havgående Kystvaktsystem System Kyst A IKV System Kyst B KYV System Fjord A NOFO/Operatør System Fjord B IUA/KYV Dispergeringssystem (NOFO - fartøy og OSRL - fly) 2.3 Dimensjonering av barrierene Dimensjonering av barriere 1 og 2 nær kilden og på åpent hav For barriere 1 og 2, bekjempelse nær kilden og på åpent hav, beregnes det et behov for antall havgående systemer basert på utslippsrate og forventet oljetype. Det er den vektede utblåsningsraten som benyttes for å dimensjonere systembehovet i barriere 1 og 2 for letebrønner. For dimensjonering av barriere 1 benyttes egenskaper (fordamping, naturlig nedblanding, vannopptak og viskositet av emulsjon) for 2 timer forvitret olje (2 timer etter utslipp). Det grunnleggende prinsippet er at kapasiteten i de ulike barrierene skal være tilstrekkelig til å kunne håndtere emulsjonsmengden ved de gitte betingelsene. Separate beregninger er gjort for vinter- og sommersesong. For dimensjonering av barriere 2 er det utført beregninger av det antall systemer som kreves for å kunne bekjempe emulsjonsmengden som har passert barriere 1 pga redusert systemeffektivitet. Systemeffektiviteten er avhengig av bølgehøyde og lysforhold, og varierer mellom de ulike områdene (Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet) på norsk Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 8 of 33

9 sokkel. I beregningen av systembehov for barriere 2 benyttes oljeegenskaper for 12 timer forvitret olje (12 timer etter utslipp). Kravene til responstid er satt til best oppnåelig responstid for NOFO-fartøyer til feltet, og er basert på avstand til oljevernressurser, gangfart for OR-fartøy, slepebåtkapasitet og gangfart for disse, mobilisering av oljevernutstyr om bord på OR-fartøy, og tilgang til personell på basene. I tillegg kommer en vurdering opp mot krav om etablering av barriere 1 og 2 senest innen korteste drivtid til land (95-persentil). Ved særlig lange avstander til eksisterende oljevernressurser kan det settes krav til kortere responstider, noe som forutsetter brønn eller installasjonsspesifikke løsninger med reduserte responstider for oljevernressursene Dimensjonering av barriere 3 og 4 kyst- og strandsone For barriere 3 og 4, bekjempelse av olje i kyst- og strandsone, er kravene til beredskap satt ut fra størst behov ved å bruke to alternative tilnærminger: 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon. Beredskapen i barriere 4 skal ha kapasitet til å bekjempe emulsjonen som passerer barriere 3. Beredskapsbehovet i barriere 3 og 4 er beregnet basert på resultater fra oljedriftssimuleringer gjennomført for aktiviteten. Prioriterte områder som er berørt av stranding med drivtid kortere enn 20 døgn (ifølge oljedriftssimuleringer) skal kunne ha tilgang til grunnberedskap. Grunnberedskap er definert som 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B). Beredskapsressursene skal brukes der det er mest hensiktsmessig og er ikke begrenset til de prioriterte områdene. Denne tilnærmingen medfører at Statoil dimensjonerer både for volumer og utstrekning av strandet emulsjon, og legger til grunn det største behovet, når krav til beredskap i barriere 3 og 4 settes. Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 3 og 4 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land Dimensjonering av barriere 5 - strandrensing For barriere 5, bekjempelse av strandet olje, er det beregnet behov for antall strandrenselag med tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av størst strandet mengde emulsjon innenfor de berørte prioriterte områdene med kortere drivtid enn 20 døgn. Når korteste drivtid (95-persentil) er lengre enn 20 døgn stilles det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 5. Basert på erfaringer antar man en rensekapasitet på 0,18 tonn per dagsverk. Statoil har valgt å gjøre beregninger for vinterstid, og lagt inn en effektivitetsfaktor på dagsverk på 0,5. Hvert strandrenselag består av 10 personer. 3 Resultater 3.1 Utslippsscenarier Tabell 3-1 gir oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønn 7132/2-1 Gjøkåsen. Utslipp av kondensat/lette petroleumsprodukter er ikke analysert spesifikt, men blir behandlet i beredskapsplanen. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 9 of 33

10 Tabell 3-1 Utslippsscenarier Type utslipp Oljetype Referanse bakgrunn for rate/volum Langvarig utblåsning 2540 m 3 /døgn Wisting Central Vektet utblåsningsrate for 7132/2-1 Gjøkåsen(Se Appendiks A) Middels utslipp 2000 m 3 Wisting Central Eksempelvis lekkasje fra brønn punktutslipp Mindre utslipp 100 m 3 Wisting Central Eksempelvis lekkasje fra brønn punktutslipp Mindre punktutslipp av lette produkter Kondensat eller andre petroleumsprodukter som danner tynn oljefilm Eksempelvis lekkasje fra dieseltank, hydraulikksystem 3.2 Wisting Central oljens egenskaper Wisting Central olje er ansett som representativ for forventet oljetype i letebrønn 7132/2-1 Gjøkåsen. Det er gjennomført en forvitringsstudie av Wisting Central olje i 2017 [5]. Forvitringsstudien er gjennomført for to temperaturer, 2 og 5 C. Dette er realistiske temperaturer også for Gjøkåsenlokasjonen. Overflatetemperaturen i sjøen i Gjøkåsenområdet varierer mellom 2,5 og 8,5 C gjennom året. Fra juli til oktober er temperaturen rundt 6-8,5 grader, mens den for øvrige måneder ligger 2,5-6 C [6]. Wisting Central olje er en middels tung naftensk olje (838 kg/m3) med lavt innhold av asfaltener (0.05 wt. %) og voksinnhold (0.72 wt. %) sammenlignet med andre oljer på norsk sokkel. Oljen har svært lav stivnepunkt (<36 C). Høy initiell fordampning resulterer i økt asfalten og voksinnhold, som er med på å stabilisere vann i olje emulsjon. Wisting Central olje er vist å danne lav-viskøse vann-i-olje emulsjoner med relativ lav maksimum vannopptak (60 vol%). Emulsjonsbryter kan effektivt brukes ved skimming for å redusere vanninnholdet i emuljsonen før overføring av emulsjon til lagringstank, og dermed minimere lagringsvolumet. Viskositeten er i utgangspunktet lav og kan gi utfordringer med mekanisk opptak de første timene (3.2.1). Flammepunktet reduseres hurtig og grensen for eksplosjonsfare på sjø er passert etter kort tid (<15 minutter), også ved lave vindstyrker. Flammepunktet reduseres til under 60 C etter 6 timer avhengig av vindstyrke, lengst tid ved lave vindhastigheter. Dette er relevant for eksplosjonsfare for oljen ved lagring i tanker. Forvitringsegenskaper for Wisting Central olje ved ulike vindstyrker og temperaturer er angitt i Tabell 3-2. Vintertemperatur er satt til 2 C og sommertemperatur til 5 C i studien. Gjennomsnitt av vindstyrker ved Gjøkåsen ligger rundt 7 m/s i sommermånedene og rundt 10 m/s i vintermånedene [6]. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 10 of 33

11 12 timer 2 timer Beredskapsanalyse Tabell 3-2 Forvitringsegenskaper til Wisting Central olje ved 2 og 12 timer, ved vinter- og sommerforhold Timer Parameter Wisting Central Vinter, 2 ºC 10 m/s vind Sommer, 5 ºC 5 m/s vind Fordampning (%) Nedblanding (%) 12 0 Vanninnhold (%) 14 4 Viskositet av emulsjon (cp) Gjenværende olje på overflate (%) Fordampning (%) Nedblanding (%) 37 4 Vanninnhold (%) Viskositet av emulsjon (cp) Gjenværende olje på overflate (%) Oljens egenskaper ved mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering Erfaring fra norske feltforsøk viser at risikoen for lekkasje av olje under lensen er størst for oljer/emulsjoner med viskositet under 1000 cp. Emulsjon av Wisting Central olje vil ha viskositeter over 1000 cp etter ca 2 dager ved sommerforhold og etter ca 12 timer ved vinterforhold. Det er raskere emulsjonsdannelse og økning i viskositet med økning i vindstyrke. Det forventes ikke å være behov for tungolje skimmere for Wisting Central olje. Tabell 3-3 oppsummerer potensialet for mekanisk oppsamling av Wisting Central olje ved definerte vinter- og sommerforhold, basert på oljens viskositet. Emulsjonen til Wisting Central olje er vist å ha godt potensiale for kjemisk dispergering, ved viskositet <3000 mpa.s [5]. Dette er tilfelle for både vinterforhold og sommerforhold opp til 5 døgn. Tidsvindu for dispergering er vist i Tabell 3-3. Ved et eventuelt utslipp vil det bli gjennomført testing for kjemisk dispergerbarhet av den aktuelle oljen med bruk av Sintefs prøvetakingskoffert, som vil finnes om bord i beredskapsfartøyet på lokasjonen. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 11 of 33

12 Tabell 3-3 Potensiale for mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering basert på viskositet av Wisting Central olje Operasjonslys ved letebrønn Gjøkåsen Andel operasjonslys inngår i beregning av ytelsen og effektiviteten til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning. Statoil har valgt å beregne operasjonslys for 5 regioner, se Figur 3-1. For letebrønn 7132/2-1 Gjøkåsen (region 5) er operasjonslys oppsummert i Tabell 3-4. Figur 3-1 Regioner brukt i beregning av operasjonslys Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 12 of 33

13 Tabell 3-4 Andel operasjonslys i region 5, hvor letebrønn 7132/2-1 Gjøkåsener lokalisert Vinter Vår Sommer Høst År Operasjonslys 23 % 79 % 100 % 48 % 63 % Bølgeforhold nær lokasjon til letebrønn Gjøkåsen Bølgeforhold på åpent hav inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 1 og 2. Statoil har bølgedata for 27 stasjoner, som vist i Figur 3-2. Stasjon 26 er antatt å best representere bølgeforholdene for NOFO system og stasjon 21 for kystvaktsystem ved letebrønn 7132/2-1 Gjøkåsen. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for NOFO- og Kystvaktsystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) er oppsummert i Tabell 3-5. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 3-6. Figur 3-2 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav Tabell 3-5 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon 7132/2-1 Gjøkåsen (henholdsvis stasjon 26 (NOFO system) og 21 (Kystvaktsystem)). Vinter Vår Sommer Høst År NOFO-system 53 % 67 % 78 % 63 % 65 % Kystvakt-system 60 % 68 % 75 % 65 % 67 % Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 13 of 33

14 Tabell 3-6 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon 7132/2-1 Gjøkåsen (Stasjon 26) Vinter Vår Sommer Høst NOFO-system (Hs < 4 m) 79 % 92 % 99 % 90 % NOFO-dispergering (Hs < 4 m) 79 % 92 % 99 % 90 % Kystvakt-system (Hs < 3 m) 85 % 93 % 99 % 90 % 3.3 Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger Figur 3-3 viser plasseringen av NOFO utstyr per januar 2018 [4]. Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til borelokasjon brukt som grunnlag for beredskapsanalysen er vist i Tabell 3-7. Tabell 3-8 presenterer ytterligere forutsetninger som gangfart, avgivelsestid for beredskapsfartøy og slepefartøy samt tid for mobilisering av utstyr fra baser. Figur 3-3 NOFOs utstyrsoversikt per februar 2018 Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 14 of 33

15 Tabell 3-7 Avstander fra aktuelle oljevernressurser til 7132/2-1 Gjøkåsen. Oljevernressurser Avstander fra 7132/2-1 Gjøkåsen(nm) Beredskapsfartøy på borelokasjon 0 Esvagt Aurora (Goliat) 187 Stril Poseidon 703 Havila Troll 620 Ocean Alden 937 Stril Herkules 969 Stril Merkur 973 Esvagt Stavanger 1064 Sandnessjøen NOFO-base 570 Kristiansund NOFO-base 771 Mongstad NOFO-base 984 Stavanger NOFO-base 1090 Hammerfest NOFO-base 188 Tabell 3-8 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av barriere 1 og 2 [4] Gangfart, OR-fartøy Mobilisering, klargjøring, lasting og lossing på base system 1 fra NOFO-base Mobilisering av system 2 fra NOFO-base Mobilisering av system 3 fra NOFO-base Avgivelsestid for beredskapsfartøyer Responstid for slepefartøy Tid til å sette lenser på sjøen / klargjøre dispergering ombord 14 knop (17 knop for Statoils egne fartøy) 10 timer 30 timer 48 timer Ekofisk/sørfeltene: 6 timer Ula/Gyda/Tamber: 6 timer Sleipner/Volve: 6 time Oseberg: 6 timer Troll: 6 timer Tampen: 6 timer Haltenbanken: 6 timer Goliat: 4 timer Gjøa: 4 timer Avløserfartøy: 6 timer Slepefartøy fra NOFO-pool: 36 timer 1 time 3.4 Influensområder og stranding Oljedriftsmodellering viser at sannsynligheten for stranding på fastlandet av olje fra letebrønn Gjøkåsen er relativt lav (5,25 % regnet for hele året hensynstatt scenarienes delsannsynlighet). Drivtidene til land er lange (korteste drivtid til land er 36 døgn), og de potensielle strandingsmengdene er små (95 % persentilen for hele året er 1 tonn). Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 15 of 33

16 Olje kan forventes å kunne drive i et område rundt Gjøkåsen-lokasjonen med en radius på opp til km. Resultatene fra oljedriftsberegningene viser at mulig påvirkningsområde i østlig og nordøstlig retning strekker seg langt inn i russisk farvann, og korteste drivtid er modellert til 1,5 døgn. Det er i miljørisikoanalysen vurdert at det ikke er sannsynlighet for at olje fra en utblåsning fra Gjøkåsen kan nå iskanten, polarfronten klassifisert som SVO (Svært Verdifullt Område) eller Bjørnøya Naturreservat. 3.5 Beregning av beredskapsbehov og responstider for barriere 1 og 2 For letebrønn 7132/2-1 Gjøkåsener er behov for antall mekaniske oppsamlingssystemer beregnet for mindre utslipp (Tabell 3-9), middels utslipp (Tabell 3-10) og dimensjonerende hendelse, en utblåsning med vektet rate på 2440 m3/d (Tabell 3-11). Systembehovet er beregnet med hjelp av Statoils beredskapskalkulator og basert på oljens forvitringsegenskaper og bransjestandard for ytelse og effektivitet av oljevernutstyr [4]. Beregninger av systembehov er utført for definerte sommer- og vinterforhold. Responstidskrav for barriere 1 og 2 er satt som best oppnåelige responstid gitt planlagt utstyrslokalisering på boretidspunktet og standardiserte frigivelsestider og hastigheter. Tabell 3-9 Beregnet systembehov for mekanisk oppsamling ved et mindre utslipp punktutslipp 100 m 3 Vinter 1 C - 10 m/s vind Sommer 5 C - 5 m/s vind Utslipp (Sm 3 ) Fordampning % (etter 2 timer på sjø) Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 12 0 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 ) Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 14 4 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm 3 ) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 105* 49* Behov for havgående systemer 1 1 *Viskositet er lav og det kan forventes lensetap før emulsjonen har oppnådd tilstrekkelig viskositet. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 16 of 33

17 Tabell 3-10 Beregnet systembehov for mekanisk oppsamling ved et middels utslipp - punktutslipp 2000 m 3 Vinter 1 C 10 m/s Sommer 5 C 5 m/s Utslipp (Sm 3 ) Fordampning % (etter 2 timer på sjø) Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 12 0 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 ) Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 14 4 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm 3 ) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 105* 49* Behov for havgående systemer 2 2 *Viskositet er lav og det kan forventes lensetap før emulsjonen har oppnådd tilstrekkelig viskositet. Tabell 3-11 Beregnet systembehov for mekanisk oppsamling ved dimensjonerende hendelse for 7132/2-1 Gjøkåsen i barriere 1 og 2 langvarig utblåsning 2540 m 3 /d Parameter Vinter 1 C - 10 m/s Sommer 5 C - 5 m/s Utstrømningsrate (Sm 3 /d) Tetthet (Kg/Sm 3 ) Fordampning etter 2 timer på sjø (%) Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 12 0 Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 14 4 Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 1 (Sm 3 /d) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 105* 49* Økt systembehov grunnet høy cp (HiVisc: >20000 cp)? Nei Nei Beregnet behov for havgående systemer i barriere Emulsjonsmengde inn til barriere 2 (Sm 3 /d) Oljemengde inn til barriere 2 (Sm 3 /d) Fordampning etter 12 timer på sjø (%) Nedblanding etter 12 timer på sjø (%) 37 4 Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 2 (Sm 3 /d) Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 (cp) 844* 171* Økt systembehov grunnet høy cp (HiVisc: >20000 cp)? Nei Nei Beregnet behov for havgående systemer i barriere Behov for havgående systemer i barriere 1 og *Viskositet er lav og det kan forventes lensetap før emulsjonen har oppnådd tilstrekkelig viskositet. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 17 of 33

18 Basert på dimensjonerende scenario, vektet utblåsningsrate, for 7132/2-1 Gjøkåsen er det beregnet et behov for 2 havgående systemer for både vinter- og sommerforhold i barriere 1 og 2 for å kunne håndtere dimensjonerende hendelse med mekanisk oppsamling. For beregning av antall systemer i barriere 1 er det benyttet egenskaper (fordamping, naturlig nedblanding, vannopptak og viskositet av emulsjon) for 2 timer forvitret olje. For å ta høyde for at oljen har mulig redusert opptakseffektivitet de første timene pga lav viskositet, har vi også beregnet systembehov for 6 og 12 timer forvitret olje (ikke vist). Disse beregningene gir samme antall systemer for Gjøkåsen. Krav til første NOFO system er satt til 5 timer etter at oljeutslipp er oppdaget. Krav til fullt utbygd barriere 1 og 2 er satt til 36 timer. Ytterligere systemer vil kunne bli mobilisert gjennom NOFO ved behov. Nærmere detaljer om fartøy og systemer vil bli beskrevet i beredskapsplanen. Statoil vil etablere samarbeid om beredskapsressurser med andre operatører som har samtidig aktivitet i Barentshavet. Tabell 3-12 Responstider for mobilisering av mekaniske oppsamlingssystemer (havgående systemer) for letebrønn 7132/2-1 Gjøkåsen. System nr Fartøy (responstid) Slepefartøy (responstid) Total responstid Beredskapsfartøy på 5t 1 På lokasjon (5t) lokasjon (5t) 2 F.eks Esvagt Aurora (20t) NOFO pool (36t) 36t 3.6 Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og 4 95-persentilen av størst strandet emulsjonsmengde gitt en utblåsning, er 42 tonn om vinteren og 54 tonn om sommeren. 95-persentilen av korteste drivtid til land er 56 døgn om vinteren og 36 døgn om sommeren. Det antas at størst strandet mengde strander over en periode på 10 døgn. Ved å ta effekten i barriere 1 og 2 i betraktning gir dette en tilførselsrate inn i barriere 3 på 3 tonn/døgn for vinterhalvåret og 1 tonn/døgn for sommerhalvåret. Beregningene er basert på Wisting Central olje. Det settes krav om kapasitet til å håndtere mengden oljeemulsjon (54 tonn) som ifølge oljedriftssimuleringer vil drive mot land. Responstiden er satt til 36 døgn (korteste modellerte drivtid til land), men ressurser mobiliseres så snart som mulig for å i størst mulig grad hindre at oljen når land. Da lokasjon er langt fra fastlandet og disse barrierene vil operere til havs vil man mobilisere større havgående systemer (NOFO system) og/eller raskere ettbåtssystemer som mer effektivt vil kunne «jakte» olje for å unngå at olje strander. Kapasiteten for større systemer er betydelig større enn tradisjonelle kyst og fjord systemer, og dette vil også dekke opp for eventuell lavere effektivitet ved tåke. Ytterligere ressurser og utstyr vil kunne mobiliseres etter behov og iht eksisterende avtaler mellom NOFO og Kystverket. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 18 of 33

19 3.7 Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 5 Det forekommer ikke stranding i prioriterte områder innen 20 døgn i oljedriftsmodelleringen. Det stilles derfor ikke spesifikke krav til strandrensing. Det vurderes at det innen 20 døgn vil kunne mobiliseres ytterligere ressurser etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og berørte IUAer. 3.8 Bruk av kjemisk dispergering Referanseoljen Wisting Central olje har et godt potensiale for kjemisk dispergering. Ved et utslipp vil uansett dispergerbarheten til olje/ oljeemulsjon testes ved hjelp utstyr fra SINTEF prøvetakingskoffert for å vurdere om dispergering kan være et aktuelt beredskapstiltak for den aktuelle oljen. I tillegg til å vurdere effektivitet av dispergering, skal en også alltid vurdere observasjoner eller sannsynlig tilstedeværelse av naturressurser i området samt værforhold før en igangsetter eller viderefører kjemisk dispergering. Vurderingene skal gjøres i henhold til SIMA prinsippet (Spill impact mitigation asessment). Kjemisk dispergering vil være særlig aktuelt ved høye forekomster av sjøfugl og/eller for å forhindre landpåslag. Statoil har over de siste årene gjennomført og deltatt i flere større forsknings- og utviklingsprosjekter på bruk av kjemisk dispergering, særlig med fokus på kalde farvann og is. Studiene har omfattet toksisitet, biodegradering og bioakkumulering av dispergert olje hos relevante arktiske organismer, effektivitet av dispergering i kalde farvann og påføringsteknikker. Dokumentasjonen som er opparbeidet viser at kjemisk dispergering som bekjempningsmetode kan være effektiv og miljømessig gunstig også i nordlige områder, med kaldt vann [7,8]. Bransjen har gjort effektivitetstester av subsea dispergering med oljer som dekker et bredt spekter av oljetyper på norsk sokkel. Testene er utført i laboratorie- og mesoskala ved turbulente betingelser og med ferske oljer som i et undervannsutslipp [9, 10]. Vanndypet på 293 m gjør at det kan være utfordringer knyttet til effektiv undervannsdispergering selv om GOR på 50 Sm3/Sm3 er relativt lav. På grunn av dette må det gjøres en grundig evaluering angående egnetheten og effekt av subsea dispergering. Tabell 3-13 viser noen aktuelle beredskapsfartøyer som har dispergeringsmidler ombord og deres responstid til letebrønn 7132/2-1 Gjøkåsen. Dispergeringsmiddelet om bord på NOFO fartøy og på NOFO baser er Dasic Slickgone NS. Tabell 3-13 Responstider for et utvalg oljevernressurser med dispergeringskapasitet. Responstid inkluderer 1 times kjørgjøringstid for dispergering om bord på fartøyene. Oljevernressurs Lokasjon Responstid Esvagt Aurora Goliat 20 timer Havila Troll Aasta Hansteen/Norne 43 timer Stril Poseidon Haltenbanken 48 timer Stril Merkur Troll Oseberg 64 timer Stril Herkules Tampen 64 timer Ocean Alden Gjøa 72 timer Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 19 of 33

20 Statoil har flere avtaler med OSRL: Service Level Agreement (SLA), Global Dispersant Stockpile (GDS) og Subsea Well Intervention Services (SWIS). SLA går ut på at Statoil kan mobilisere halvparten av OSRLs tilgjengelige utstyr og personell til enhver tid. Dette inkluderer blant annet dispergeringsmidler, flybåren dispergeringspåføringssystemer, modellering av oljedrift, satellittovervåking og rådgivning forbundet med håndtering av oljeskadet vilt. GDS er en tilleggsavtale som sikrer tilgang til ytterligere dispergeringsmidler. Dispergeringsmidlene i GDS er lokalisert i England, Singapore, Frankrike, Sør-Afrika og Florida, og er pakket klar for videre frakt ved både luft-, sjø- eller vei. Dispergeringsmidlene som inngår i avtalen er Dasic Slickgone NS, Finasol OSR 52, og Corexit EC9500A. Dasic Slickgone NS og Finasol OSR 52 tilfredsstiller norske myndigheters krav til toksikologiske tester m 3 dispergeringsmidler er derfor tilgjengelig for bruk i norske farvann. SWIS gir tilgang til utstyr for subsea brønnintervensjon, som inkluderer capping og subsea kjemisk dispergering. OSRL har to Boeing 727 lokalisert på Doncaster Sheffield Airport i UK. Begge har dispergeringsutstyr og en kapasitet for transport og operasjoner av 15 m 3 dispergeringsmidler per flyvning. 3.9 Deteksjon av olje og kartlegging av olje under oljevernaksjoner Statoil vil stille krav til at oljevernberedskapsfartøyet er utstyrt og har rutiner for å oppdage olje og å kunne kartlegge oljeutbredelse under en evt aksjon. Dette vil inkludere oljedetekterende radar, IR kamera og mulighet for downlink av bilder tatt fra fly eller helikopter til bruk for å optimalisere innsatsen. Satellittradar vil inngå som en kapasitet både for deteksjon og kartlegging gjennom nedlasting av daglige radarbilder. Under en aksjon vil en kunne laste ned bilder to ganger per døgn. NOFO har tilgang på aerostat (Ocean Eye), som kan benyttes for å få oversikt over olje ved en aksjon. Kystverkets overvåkningsfly LN-KYV vil bli benyttet under boreoperasjonen og under en evt hendelse. SAR helikoptre vil også kunne benyttes i en aksjon. Brønnovervåkning på boreriggen vil detektere uregelmessigheter og utslipp i forbindelse med boreoperasjonene. Det kan forventes at utslipp av betydning vil detekteres relativt umiddelbart gjennom prosessovervåkningen ved en leteboringsoperasjon. Krav til deteksjonstid for oljeutslipp settes til 3 timer som standard ved leteboringsoperasjoner Oljevernberedskap som konsekvensreduserende tiltak Den konsekvensreduserende effekten av oljevernberedskap i barriere 1 og 2 kan beregnes ut fra hvor mye oljemengden på overflaten reduseres i forhold til en situasjon uten oljeverntiltak. Tabell 3-14 viser at mekanisk oppsamling kan være et vesentlig konsekvensreduserende tiltak ved en utblåsning. Mekanisk oppsamling med 2 systemer (beregnet behov for dimensjonerende rate) i barriere 1 og 2 er forventet å ha en effektivitet på 50 % om vinteren og 86 % om sommeren. Lavere forventet effektivitet ved de definerte vinterforholdene kan delvis forklares med at det oftere vil være for mye vind til å aksjonere. Det kan bemerkes at en større andel av oljen kan forventes å dispergere naturlig pga høyere vindstyrker vinterstid. Brønnen planlegges å bores om høsten. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 20 of 33

21 Tabell 3-14 Konsekvensreduserende effekt av barriere 1 og 2 (åpent hav) vist som reduksjon av emulsjonsmengde på overflate for dimensjonerende hendelse, langvarig utblåsning ved 7132/2-1 Gjøkåsen. Vinter (2 C - 10 m/s vind) Sommer (5 C - 5 m/s vind) Utstrømningsrate (m 3 /d) Antall og systemtyper i valgt beredskapsløsning i barriere 1 og 2 2 Havgående opptakssystem 2 Havgående opptakssystem Emulsjonsmengde ut av barriere 2 (m 3 /d)* med oljevernberedskap Emulsjonsmengde på overflaten uten oljevernberedskap i B1 B2 (m 3 /d)* Reduksjon i emulsjonsmengde med bruk av oljevernberedskap i barriere 1 og 2 50 % 86 % * tar i betraktning fordampning, naturlig nedblanding og økning av emulsjonsmengde i B1 og B2 pga vannopptak Særlige hensyn Sikt (tåke, snø, redusert operasjonslys) Barentshavet har relativ høy forekomst av tåke på sommer og høst sammenlignet med andre deler av norsk sokkel. Andre forhold som kan redusere sikten er forekomst av snøfall og redusert dagslys. Dette kan legge begrensninger for noen metoder for deteksjon av utslipp og kartlegging/ overvåkning av et oljeutslipp under en oljevernaksjon. Visuell deteksjon og også i noen grad IR deteksjon av olje på sjø vil være mindre effektivt ved tåke. Oljedetekterende radar på beredskapsfartøyet og satellitt radar vil være tilgjengelig for denne letebrønnen, og radar deteksjon påvirkes ikke av tåke. Forekomst av tåke kan forventes å føre til redusert effektivitet av en oljevernaksjon og Statoil har i barriere 3 og 4 valgt å benytte seg av større havgående systemer enn det som vanligvis benyttes (kyst og fjord systemer). Kapasiteten for disse havgående systemene er betydelig større enn tradisjonelle kyst og fjord systemer, og dette vil også dekke opp for eventuell lavere effektivitet ved tåke. Russland For et større utslipp av olje fra letebrønn Gjøkåsen vil olje kunne drive inn i russisk farvann. Det eksisterer en gjensidig avtale mellom Norge og Russland for oljevern (Joint Norwegian-Russian Contingency Plan for Oil Spill Response in the Barents Sea, 2014) og det er avholdt årlige øvelser med sentrale aktører fra begge land for å forberede en slik situasjon. En vil både kunne få beredskapsstøtte fra Russland, og NOFO fartøyer skal kunne forfølge et oljeutslipp og gjennomføre oljevernaksjoner inn på russisk side. Formelt må da aksjonen ledes av Kystverket i Norge som har samarbeidsavtale med russiske myndigheter. Statoil deltok på en øvelse med russiske og norske myndigheter i Murmansk i oktober 2016 der et scenario med drift av olje over grensen til Russland ble gjennomgått. Det planlegges ny øvelse i Drift av olje inn i russisk farvann vil inngå som et moment i beredskapsplanen. Iskanten Det forventes ikke at olje fra et utslipp fra letebrønn Gjøkåsen boret om høsten kan treffe sjøis. En oljevernaksjon i is er derfor ikke et sannsynlig scenario. Det vil likevel gjennomføres isovervåkning i forkant og under boreoperasjonen. I henhold til lisenskravene vil ikke boreoperasjon gjennomføres dersom det er registrert is nærmere enn 50 km fra brønnlokasjon. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 21 of 33

22 Polarfronten Det berørte området for Gjøkåsen (definert ved >1 tonn sannsynlig oljemengde beregnet fra alle simuleringene) overlapper ikke med Polarfronten. Sjøfugl Miljødirektoratet har det sentrale forvaltningsansvaret for sjøfugl. Deres vurdering er at det ikke er aktuelt å rehabilitere oljeskadet sjøfugl annet enn for arter der hvert individs overlevelse har betydning for bestanden. For tiden gjelder det bare stellerand og dverggås, som har sine sentrale tilholdsområder i Varanger- og Porsangerfjorden i Finnmark. Miljørisikoanalysen for Gjøkåsen identifiserer Stellerand innenfor potensielt influensområdet til en eventuell utblåsning, og høyeste utslag i miljørisiko er 0,067% av akseptkriteriet i skadekategori alvorlig i vårsesongen (mars-mai). Det er utarbeidet planer for håndtering av oljeskadet vilt. 4 Konklusjon Statoils krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for boring av letebrønn 7132/2-1 Gjøkåsener oppsummert i Tabell 4-1. Det er satt krav til 2 havgående systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 36 timer. Sannsynligheten for stranding er relativt lav (5,25 % for hele året), drivtidene lange (95 prosentilen for hele året er 85 døgn), og de potensielle standingsmengdene er små (95-rosentilen for hele året er 1 tonn). Det er derfor ikke satt spesifikke krav om beredskap i barriere 3, 4 og 5. Ytterligere ressurser og utstyr kan mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO og Kystverket. Statoil vil etablere samarbeid om beredskapsressurser med andre operatører som har samtidig aktivitet i Barentshavet. Dimensjonerende hendelse vil kunne håndteres med kjemisk dispergering offshore i kombinasjon med mekanisk oppsamling. Operasjoner fra fartøy, fly og eventuelt subsea dispergering er operasjonelt mulig og tilgjengelig gjennom Statoil sine avtaler (både NOFO og OSRL). Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 22 of 33

23 Tabell 4-1 Krav til beredskap i hver barriere Barriere 1 og 2 bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid 2 havgående systemer Første system innen 5 timer, fullt utbygd barriere innen 36 timer Barriere 3 og 4 bekjempelse i kyst- og strandsone Systemer og responstid Kapasitet til å håndtere mengden oljeemulsjon som ifølge oljedriftssimuleringer vil drive Barriere 5 - strandrensing Systemer og responstid mot land. Responstiden er satt til 36 døgn (korteste drivtid til land - Finnmark), men ressurser mobiliseres så snart som mulig for å i størst mulig grad hindre at oljen når land. Større havgående systemer (NOFO system) og/eller raskere ettbåtssystemer, som mer effektivt vil kunne «jakte» olje for å unngå at olje strander, vil kunne vurderes også i barriere 3 Det knyttes ikke spesifikke krav til barriere 5 ressurser for denne brønnen da det ikke er modellert stranding i Statoils prioriterte områder innen 20 døgn. Det vurderes ved mer enn 20 døgns drivtid at det vil være tilstrekkelig tid til å mobilisere ressurser etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og berørte IUAer. Fjernmåling og miljøundersøkelser Akutt forurensning skal oppdages innen 3 timer etter at hendelsen har inntruffet Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer 5 Referanser 1. Akvaplan niva (2017) Miljørisikoanalyse (MRA) i PL 857 i Barentshavet. Akvaplan niva rapport Statoil (2014) Statoil Rådgivende dokument. GL Retningslinje for analyser av beredskap mot akutt oljeforurensning fra offshoreaktiviteter på norsk sokkel. 3. Norsk Olje og Gass (OLF) (2014) Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser. 4. NOFOs nettsider 5. Sørheim KR, Bakken OM (2017) Wisting Central crude oil- Properties and behavior at sea. SINTEF rapport 2017: BaSEC rapport (2015). Barents East blocks Metocean Design Basis. ME2015_005. Link til rapport på Norsk Olje og Gass sine hjemmesider. 7. Gardiner, W. W., Word, J. Q., Perkins, R. A., McFarlin, K. M., Hester, B., W., Word, L., S., Collin, M., R., 2013; The acute toxicity of chemically and physically dispersed oil to key arctic species under arctic conditions during the open water season, Environmental Toxicology and Chemistry, Vol 32, No 10, pp McFarlin KM, Prince RC, Perkins R, Leigh MB (2014) Biodegradation of Dispersed Oil in Arctic Seawater at - 1uC. PLoS ONE 9(1): e doi: /journal.pone SINTEF (2014) Subsurface oil releases experimental study of droplet distributions and different dispersant injection techniques -version 2 (Report A26122) 10. SINTEF (2015) Subsurface oil releases experimental study of droplet size distributions Phase-II (Report A26866) Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 23 of 33

24 App A Blow out scenario analysis Technical note: Statoil Fornebu TPD R&T FT SST TSW Sak Beredskapsanalyse (7132/2-1), rev 01 1 Summary This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to drilling of the exploration well Gjøkåsen. Blowout probability, flow rates and duration are quantified for application in the environmental risk assessment. The overall blowout probability of the well is judged to be for Gjøkåsen. The results for Gjøkåsen are shown below: Probability top/ sub Topside 0,25 Subsea 0,75 Rate (Sm3/d) 300 Probability distribution - duration Scenario probability 0, , ,25 0,52 0,19 0,14 0,05 0, ,40 Weighted rate ,00 0, , ,25 0,40 0,19 0,18 0,08 0, ,40 Weighted rate ,00 Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 24 of 33

25 2 Introduction Statoil is planning to start drilling Gjøkåsen wildcat exploration well in the Barents Sea. The well will most likely be drilled by a semi-submersible rig positioned by anchors. The purpose of this note is to provide input to the environmental risk assessment regarding blowout probability, rates and duration. The assessment of risk figures in this note is based on: Historical blowout statistics /1/ Blowout and well leak frequencies /2/ Simulations of blowout rates /3/ Input from the project /4/ Judgements and considerations in TPD RT FT SST TSW and in dialogue with the project 3 Well specific information The following information relates to the expected reservoir. The reservoir parameters represent an estimate to the most likely average properties of the complete hydrocarbon bearing interval. Table 1: Reservoir data for Gjøkåsen (7132/2-1) Reservoir Data Unit Cretaceous Realgrunnen Snadd Oil Oil Gas Top reservoir m TVD RKB HC bearing formation thickness m TVD 14 18/40/25 (Total 83) 17 Net/Gross v/v /0.8/ Net pay m /32/11.8 (Total 58.15) 13.6 Porosity v/v /0.27/0.25 (Mean 0.267) Permeability (effective) md /1000/50 (Mean 805) 0.25 Kv/kh ratio Temperature (top res) C Resevoir pressure (top res) bar Reservoir length along well (xe) m Reservoir width across well (ye) m X-position of well within reservoir m Y-position of well within reservoir m Connate water saturation fraction /0.30/0.30 (Mean 0.29) 0.30 Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 25 of 33

26 Table 2: Fluid type prognosis for Cretaceous and Realgrunnen formations Fluid data Unit Cretaceous (Oil) Realgrunnen (Oil) Reference field/well for fluid /8-1 Wisting Central 7324/8-1 Wisting Central properties Top Reservoir m RKB Gas/oil/water contact(s) (Mean) m RKB Fluid properties at surface conditions (15 C and 1 bar) Oil density Kg/m Gas gravity (air = 1) Sg 0,828 0,828 Condensate density Kg/m3 N/A N/A GOR Sm3/Sm3 48,6 48,6 GCR Sm3/Sm3 N/A N/A Bubblepoint/Dewpoint Bar 65,1 66,1 Fluid properties at initial reservoir conditions Reservoir pressure Bar 65,3 73,7 Reservoir temperature C Reservoir fluid density g/cc 0,7929 0,7925 Gas density g/cc N/A N/A Oil density g/cc 0,7929 0,7925 Viscosity cp 1,86 1,79 Formation volume factor, Bg Rm3/Sm3 N/A N/A Formation volume factor, Bo Rm3/Sm3 1,119 1,120 CO2 Mol% 0,978 0,978 N2 Mol% 0,0 0,0 H2S Mol% No info No info Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 26 of 33

27 Table 3: Fluid type prognosis for the Snadd formation Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 27 of 33

28 4 Blowout scenarios and probabilities During a drilling operation, a blowout may occur if a reservoir is penetrated while well pressure is in underbalance 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 underbalance 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 ref /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. As there are defined two drilling ahead scenarios for Gjøkåsen, the distribution between the two are set to 0,2 / 0,2. The blowout frequencies found in /2/ are the outset of our assessment. As the expected fluid is predominantly expected to be oil, an oil exploration blowout frequency is used. P(blowout, wildcat exploration oil well) = per well The frequency relates to an average exploration well with blowout potential from a deep reservoir (shallow gas not included). Such blowout frequencies are typically applied to describe wells with potential hydrocarbon discovery in one section, normally the 8 ½ section, and is considered applicable for Gjøkåsen. A semi-submersible rig with anchors will be used for drilling the wells. Based on information in Table 6.2 in ref /2/ and an overall evaluation of different scenarios and vessel type, a probability distribution between seabed and surface release is set to 75 % and 25 % in order of appearance. This results in the following probabilities: P(blowout with seabed release) = ,75 = P(blowout with surface release) = ,25 = Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 28 of 33

29 5 Blowout rates Scenarios for blowout rate simulations have been defined and scenario probability distribution adjusted based on the information above and well specific information. Blowout rates and scenario probabilities combined describe a well specific risk picture. Blowout rates to surface and seabed has been calculated by EXP in Prosper, ref /3/. The simulated scenarios include: 1) Top penetration 5 m into Realgrunnen 2) Drilling ahead 1 50 % into Realgrunnen 3) Drilling ahead % into Realgrunnen + 5 m into Snadd 4) Tripping 100 % exposed all reservoir zones The rate simulations from the Cretaceous formations were insignificant for ERA purposes, so blowout scenarios from this reservoir has been excluded from the assessment. This is considered a conservative approach, as this would have resulted in a lower weighted rate. The results for Gjøkåsen are shown in the Table 4 below. Table 4: Blowout scenarios and rates for Gjøkåsen, ref /3/ Section Scenarios Scenario probability Blowout rates* (Sm3/d) Surface Seabed 8 ½ Top penetration 10 % Drilling ahead 1 25 % Drilling ahead 2 25 % Tripping 40 % Weighted rate *Adjusted towards the nearest hundred It is assumed that scenarios involve free, unrestricted annular flow and a total failure of the BOP. These assumptions are conservative. In the flow model the only restriction is the drill string, i.e. free annular flow. This is reasonable according to blowout statistics since drill pipe and open hole flow are rather rare compared to annular flow. Though a partly closed BOP may serve as a restriction, even a small opening will give marginal choking effects and a partly closed ram may be severely degraded by erosion after a short period of time. For a full description of the rate calculations, see ref /3/. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 29 of 33

30 6 Blowout duration An oil blowout can be stopped by: 1) Operator actions mechanical (capping) 2) Wellbore collapse and/or rock material plugging the well (bridging) 3) Altered fluid characteristics resulting from water or gas coning during a blowout 4) Applying a capping tool 5) 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 utilized in ref /2/. An operation specific consideration of bridging probability or capping efficiency has not been attempted. Water/gas coning is not considered, as this would require more detailed reservoir information. The well specific input, time to drill a relief well, is presented in Table 5. One assumption in the assessment of blowout duration is that one relief well is sufficient to kill the well. Need for a second relief well would require a re-evaluation. Table 5: Time to drill a relief well (days), ref /4/ 1- Decision to mobilize Min Most likely Max Mobilization of rig, including: collection of equipment/rearmament, transit, anchoring and preparation Drilling down to the specific depth 4- Geo magnetic steering into the well 5- Killing of well The required time to drill a relief well and kill the well is judged by the project to be between 20 and 87 days. 1 Numbers related to these operations are found reasonable and used as default based on expert consultation Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 30 of 33

31 A Monte Carlo simulation is performed to produce a duration distribution from the well specific input in Table 5. The expected time is found to be 55 days. A probability distribution is presented in Figure 1. Figure 1: Duration distribution, time to drill a relief well The probability distribution, found in Table 6 below, is constructed by combination of the well specific duration distribution and probabilities that a blowout will end by the mechanisms capping and bridging, ref /2/. Table 6: 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 0,260 0, ,012 0, ,119 0, ,006 0, ,143 0, ,005 0, ,189 0, ,020 0, ,057 0, ,038 0, ,049 0, ,029 0, ,034 0, ,011 0, ,028 0,044 Different probability description 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 2. In Figure 3 seabed and surface blowout duration and time to drill a relief well are described by cumulative probability curves. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 31 of 33