Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 35/11-21 S Bergand

Transkript

1 Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 1 of 53

2 Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 2 of 53

3 Innhold 1 Sammendrag Innledning Definisjoner og forkortelser Bakgrunn Aktivitetsbeskrivelse Miljørisikoanalyse Metodikk Analysegrunnlag Lokasjon Type operasjon og utslippssannsynlighet Utblåsningsrater og varigheter Oljetype Miljøressurser og akseptkriterier Resultater miljørisiko Influensområde Miljørisiko for pelagisk sjøfugl Miljørisiko for kystnær VØK Miljørisiko for fisk Miljørisiko for strandhabitat Konklusjon miljørisiko Beredskapsanalyse Ytelseskrav Metodikk Dimensjonering av barriere 1 og 2 nær kilden og på åpent hav Dimensjonering av barriere 3 og 4 kyst- og strandsone Dimensjonering av barriere 5 - strandrensing Analysegrunnlag Utslippsscenarier Oljens egenskaper Mekanisk oppsamling Kjemisk dispergerbarhet Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer Operasjonslys Bølgeforhold Bølger i kystsonen Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger Influensområder og stranding Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 3 of 53

4 4.4 Resultat Beredskapsbehov og responstider i barriere 1 og Beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og Beredskapsbehov og responstider i barriere Bruk av kjemisk dispergering Oljevernberedskap som konsekvensreduserende tiltak Konklusjon beredskapsanalyse Referanser App A Blow out scenario analysis Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 4 of 53

5 1 Sammendrag Statoil planlegger boring av letebrønn 35/11-21 S Bergand i PL248c. Brønnen er lokalisert i Nordsjøen, vest for Framfeltet. Vanndypet på borelokasjonen er ca. 360 meter og avstanden til nærmeste land, Utvær i Solund kommune i Sogn og Fjordane, er 63 km. Boringen av 35/11-21 S Bergand har planlagt oppstart høst 2018 (Q3-Q4). Brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Deepsea Bergen. Dette dokumentet utgjør miljørisikoanalyse og beredskapsanalyse for den planlagte aktiviteten. Miljørisikoanalysen er gjennomført ved hjelp av miljørisikoverktøyet OPERAto (Operational Risk Analysis tool) for letebrønn 35/10-4 Ståull som har lokasjon ca. 8 km nord for 35/11-21 S Bergand. OPERAto for 35/10-4 Stålull ble fremstilt av DNV våren 2018, basert på en rekke rater og varigheter som også dekker utblåsningsratene for 35/11-21 S Bergand. Analysen viser at miljørisikonivået basert på rater og varigheter for 35/11 S Bergand ligger innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for alle Verdsatte Økologiske Komponenter (VØK er), i alle fire sesonger. Høyeste utslag i miljørisiko var relatert til pelagisk sjøfugl i kategori alvorlig miljøskade i vintersesongen med 73,5 % av akseptkriteriet. Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for boring av letebrønn 35/11-21 S Bergand er oppsummert i tabellen nedenfor. Barriere 1 og 2 bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid 9 NOFO-systemer Første system innen 5 timer, fullt utbygd barriere innen 24 timer Tilgang til ressurser for kjemisk dispergering Barriere 3 og 4 bekjempelse i kyst- og strandsone Systemer og responstid Barriere 5 - strandrensing Systemer og responstid Fjernmåling og miljøundersøkelser Kapasitet tilsvarende 10 Kystsystem og 10 Fjordsystem, initiell responstid på 48 timer og fullt utbygd barriere 3 og 4 innen 120 timer. Initiell responstid 5 døgn. Bemanningen vil tilpasses og forsterkes aktuelt behov utover i aksjonen. Akutt forurensning skal oppdages innen 3 timer etter at hendelsen har inntruffet Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer Ved behov vil ytterligere ressurser kunne mobiliseres i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og IUAer. Statoil har også avtale med OSRL om bistand til rådgivning og ressurser (inkludert dispergering fra fly). Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 5 of 53

6 2 Innledning 2.1 Definisjoner og forkortelser Sentrale ord og uttrykk som inngår i miljørisikoanalysen er kort beskrevet nedenfor: Akseptkriterium: Verbal eller tallfestet grense for hvilket risikonivå som aksepteres. ALARP as low as reasonably practicable : Prinsipp som benyttes ved vurdering av risikoreduserende tiltak. Risikoreduserende tiltak skal implementeres med mindre den tilhørende kostnaden eller gjennomførbarheten er urimelig i forhold til risikoreduksjonen. Bestand: Gruppe av individer innen en art som befinner seg i et bestemt geografisk område i en bestemt tidsperiode (naturlig avgrenset del av en populasjon). BOP: Blow Out Preventer 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 Miljø: Et ytre miljø som kan bli berørt av oljeutslipp til sjø, dvs. det marine miljø. Miljørisikoanalyse: Risikoanalyse som vurderer risiko for ytre miljø. Miljøskade: Direkte eller indirekte tap av liv for en eller flere biologiske ressurser på grunn av oljeutslipp som kan beskrives på individ- eller bestandsnivå. For at et oljeutslipp skal kunne gi en miljøskade må restitusjonstiden for den mest sårbare bestanden være lengre enn 1 måned. Miljøskadekategorier: Kategorisering av miljøskader i hhv. mindre, moderat, betydelig eller alvorlig på grunnlag av restitusjonstid for den mest sårbare bestanden: Mindre: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 måned og 1 år. Moderat: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 år og 3 år. Betydelig: en miljøskade med restitusjonstid mellom 3 år og 10 år. Alvorlig: en miljøskade med restitusjonstid over 10 år. NOFO: Norsk Oljevernforening for Operatørselskap Operasjon: En enkel, tidsbegrenset arbeidsoperasjon som kan medføre akutt utslipp, f.eks. boring av en letebrønn, som inkluderer all aktivitet fra leteriggen er på borelokasjonen til den forlater lokasjonen. OPERAto: Operational Risk Analysis tool. Excel basert metode for å beregne miljørisiko innenfor gitte rammer av utblåsningsrater og varigheter samt oljetype og geografisk beliggenhet. OSRL: Oil Spill Response Limited Prioriterte områder: Til bruk i beredskapsplanleggingen er det definert arealer kalt prioriterte områder (basert på en vurdering av tidligere eksempelområder i NOFO). Disse er karakterisert ved at de ligger i ytre kystsone, har høy tetthet av miljøprioriterte lokaliteter og som også på andre måter setter strenge krav til oljevernberedskapen. Disse områdene er derfor forhåndsdefinert som dimensjonerende for oljevernberedskapen. Ressurs eller biologisk ressurs: Levende organismer, f.eks. plankton, tang og tare, virvelløse dyr, fisk, sjøfugl og sjøpattedyr. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 6 of 53

7 Restitusjonstid: Tiden det tar etter en akutt reduksjon før ressursen har tatt seg opp til (omtrentlig) normalnivået. Den akutte reduksjonen skjer (her) som følge av et oljeutslipp. SIMA-prinsippet: Spill Impact Mitigation Assessment metode for å sammenligne og rangere netto miljøgevinst forbundet med forskjellige bekjempelsesmetoder innen oljevern, eksempelvis oppsamling, mekanisk og kjemisk dispergering. Tilsvarer tidligere brukt NEBA-prinsippet Størst strandet emulsjonsmengde: 95-persentilen i utfallsrommet for størst strandet mengde VØK: Verdsatte økologiske komponenter. En VØK er en populasjon, et samfunn eller et habitat (naturområde) som: - Er viktig for lokalbefolkningen (ikke bare økonomisk), eller - Har regional, nasjonal eller internasjonal verdi, eller - Har stor økologisk, vitenskapelig, estetisk og/eller økonomisk verdi, og som - Vil være dimensjonerende med hensyn på gjennomføring av risikoreduserende tiltak. 2.2 Bakgrunn I forkant av boringen av letebrønn 35/11-21 S Bergand er det utarbeidet en miljørisiko- og beredskapsanalyse. Miljørisikoanalysen er utført med verktøyet OPERAto, utviklet på basis av miljørisikoanalyse for letebrønn 35/10-4 Stålull [1]. Formålet med miljørisikoanalysen er å kartlegge risikonivået for det ytre miljøet i forbindelse med boring av letebrønnen, og å sammenholde risiko mot gjeldende operasjonsspesifikke akseptkriterier. Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning. Dette skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av oljevernberedskap i forbindelse med akutte utslipp. Beredskapsanalysen for 35/11-21 S Bergand er brønnspesifikk. Aktivitetsforskriftens 73 og Styringsforskriftens 17 stiller krav til beregning av risiko og beredskap ved miljøforurensning som følge av akutte utslipp som grunnlag for beredskapsetablering. 2.3 Aktivitetsbeskrivelse Letebrønnen 35/11-21 S Bergand skal bores i Nordsjøen (Figur 2-1). Vanndybden på borelokasjon er ca. 360 meter og korteste avstand til land, Utvær i Solund kommune i (Sogn og Fjordane), er om lag 63 km. Boringen har planlagt oppstart Q3-Q Brønnen er planlagt boret med den halvt nedsenkbare riggen Deepsea Bergen, som vil være forankret til havbunnen. Hovedformålet med letebrønn 35/11-21 S Bergand er å undersøke hydrokarbonforekomster i reservoarene TUN, LNER, Oseberg, Cook og Statfjord. Forventet oljetype er tilsvarende som Fram, og denne oljetypen er benyttet som referanseolje i miljørisikoanalysen og til å dimensjonere beredskapen. Basisinformasjon for letebrønnen er oppsummert i Tabell 2-1. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 7 of 53

8 Figur 2-1 Lokasjon er vist i forhold til letebrønn 35/10-4 Stålull og avstand til land (Utvær) Tabell 2-1 Basisinformasjon Letebrønn 35/11-21 S Bergand Posisjon for DFU (geografiske koordinater) 61 05'02''N, '56''E Vanndyp m Borerigg Deepsea Bergen Planlagt boreperiode Q3-Q Sannsynlighet for utblåsning 6, Sannsynlighetsfordeling (% overflate/sjøbunn) 25/75 Vektet utblåsningsrate Overflate: 7300 m 3 /døgn Sjøbunn: 7000 m 3 /døgn Oljetype (tetthet) Fram olje (850 kg/m 3 ) Maksimal varighet av en utblåsning (tid til 63 døgn boring av avlastningsbrønn) Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 8 of 53

9 3 Miljørisikoanalyse 3.1 Metodikk En fullstendig miljørisikoanalyse består av en sammenstilling av sannsynlighet for utslippshendelser og potensiell miljøskade relatert til disse. Oljedriftsmodeller gir innspill til beregning av skadeomfang på utvalgte Verdsatte Økologiske Komponenter (VØK er) i influensområdet. Miljørisikoanalysen er gjennomført som en skadebasert miljørisikoanalyse iht. til Norsk olje og gass sin veiledning for miljørettede risikoanalyser [2], og omfatter sjøfugl (åpent hav og kystnært), marine pattedyr, fisk og strandhabitat. Miljørisiko uttrykkes ved sannsynlighet for skade på bestander eller kystområder. Skade er definert i form av restitusjonstid og graden av skade er inndelt i fire kategorier: mindre (<1 års restitusjonstid), moderat (1-3 års restitusjonstid), betydelig (3-10 års restitusjonstid) og alvorlig (>10 års restitusjonstid) miljøskade. Miljørisikoen er vist som prosentandel av de operasjonsspesifikke akseptkriteriene i hver av skadekategoriene mindre, moderat, betydelig og alvorlig. Metodikk samt begrepsdefinisjoner er fullstendig beskrevet i Norsk olje og gass sin veiledning for miljørettede risikoanalyser [2]. OPERAto er et Excel basert verktøy basert på en fullstendig miljørisikoanalyse, som kan brukes til å beregne miljørisiko for et felt eller en installasjon (ved operasjonelle endringer) og for enkeltoperasjoner (letebrønner, P&A og lignende). Det er flere momenter som må evalueres for å vurdere om et spesifikt OPERAto verktøy kan benyttes til en miljørisikoanalyse av en operasjon: geografisk plassering, oljetype, sannsynlighet for utslipp, rate og varighet, utslippspunkt (havoverflate/sjøbunn) og type operasjon. OPERAto blir utviklet for spesifikke områder/felt, med én gitt oljetype og én gitt utslippslokasjon, og et spekter av utslippsrater og varigheter, og sannsynlighetsfordeling for utslippspunkt. Brukeren (Statoil) kan selv legge inn de aktuelle inngangsdataene for en operasjon innenfor de gitte rammene samt utblåsningssannsynlighet, og få frem sesongvise resultater på oljedrift og miljørisiko umiddelbart. Beregnet miljørisiko blir presentert i forhold til akseptkriterier. OPERAto ansees som likeverdig med en fullstendig miljørisikoanalyse. OPERAto Stålull er basert på data for letebrønn 35/10-4 Stålull som er planlagt boret nord i Nordsjøen i Oljedriftsberegningene er gjort fra utslippslokasjon 61 08'56''N, '05''Ø og et havdyp på 366 meter (letebrønn Stålull). Oljedriftsberegningene og miljørisikoen er knyttet opp mot en utblåsningsmatrise med ni utslippsrater og åtte utslippsvarigheter, presentert i Tabell 3-1. Utblåsningssannsynlighet per aktivitet, antall aktiviteter per analyseår, spesifikke akseptkriterier, utslippspunkt (fordeling havoverflate/sjøbunn) kan endres innenfor de rammene som er modellert i utgangspunktet. Utslippsrater og varigheter med tilhørende sannsynligheter rundes oppover til nærmeste verdi i eksisterende utblåsningsmatrise for OPERAto Stålull. Dette gir en konservativ tilnærming til oljedrift og miljørisiko. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 9 of 53

10 Tabell 3-1 OPERAto Stålull utblåsningsmatrise tilgjengelig for miljørisikoanalyse for letebrønn Bergand Utslippsrater (m 3 /d) Varighet (dager) Analysegrunnlag Lokasjon Letebrønn Bergand har planlagt borelokasjon 61 05'02''N, '56''E. OPERAto Stålull har et gyldighetsområde i en 50 km radius fra Stålulls posisjon. Letebrønn 35/11-21 S Bergand ligger ca. 8 km i nordlig retning fra Stålull (Figur 2-1), og er dermed innenfor det geografiske gyldighetsområde til OPERAto Stålull Type operasjon og utslippssannsynlighet En utblåsningscenarioanalyse er utført (App A), og denne benyttes som en del av analysegrunnlaget til miljørisikoanalysen og beredskapsanalysen. Brønnen er planlagt boret med Deepsea Bergen, som er en halvt nedsenkbar flyterigg som vil bli holdt på plass ved ankring, og BOP plassert på havbunnen. Sannsynligheten for utblåsning fordelt på utslippspunkt er satt til 25 % for overflateutblåsning og 75 % for sjøbunnsutblåsning. Det er gjennomført en brønnspesifikk risikoanalyse (Well Risk Assessment), fasilitert av DNV GL [11]. Bergand er en letebrønn hvor det forventes å finne olje. Brønnen skal bores i et velkjent område der Statoil og andre operatører tidligere har boret flere brønner. Letebrønn 35/11-21 S Bergand er den fjerde brønnen på rad riggen Deepsea Bergen skal bore for Statoil. Resultatet av den brønnspesifikke risikoanalysen ga en utblåsningssannsynlighet på 6, Dette er omlag 50 % lavere enn en generisk utblåsningssannsynlighet for en wildcat leteboring (Lloyd s, 2017). Sannsynlighet for overflateutblåsning: 0, = Sannsynlighet for sjøbunnsutblåsning: 0, = 5, Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 10 of 53

11 3.2.3 Utblåsningsrater og varigheter Utblåsningsrater og varigheter med tilhørende sannsynligheter er presentert i Tabell 3-2. Ratene varierer mellom 200 og Sm3/d. Vektet rate er beregnet til henholdsvis 7300 Sm 3 /d og 7000 Sm 3 /d for overflate og sjøbunnsutblåsning [3]. Tabell 3-2 Utblåsningsrater og varighet med tilhørende sannsynligheter for letebrønnen 35/11-21 S Bergand Utblåsningslokasjon Fordeling Overflate/ Utlåsnings- Sannsynlighet Varigheter (døgn) og sannsynlighetsfordeling (%) Sjøbunn rate (Sm 3 /d) for rater (%) (%) Overflate 25 Sjøbunn Tid for boring av avlastningsbrønn er basert på operasjonelle og brønnspesifikke forhold og inkluderer tid til avgjørelser, mobilisering av rigg, transitt, oppankring, boring, geomagnetisk styring og dreping av brønnen. Tid til boring av avlastningsbrønn er basert på vurderinger fra prosjektet og beregnet vha. Monte Carlo-simuleringer. For letebrønn 35/11-21 Bergand er maksimal utblåsningsvarighet beregnet til 63 døgn. Ratene brukt i OPERAto Stålull for Bergand er presentert i Tabell 3-3 og er rundet opp til nærmeste verdi i utblåsningsmatrisen for OPERAto Stålull. I ratematrisen som danner grunnlaget for beregningene av miljørisiko for Bergand (Tabell 3-3) er vektet rate beregnet til 7390 m3/d for overflate- og 7473 Sm3/d for sjøbunnsutblåsning, noe konservativt i forhold til vektet rate for Bergand (henholdsvis 7300 Sm 3 /d og 7000 Sm 3 /d for overflate og sjøbunnsutblåsning). Sannsynlighet for varighet av en utblåsning brukt som input i OPERAto Stålull for Bergand er presentert i Tabell 3-4. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 11 of 53

12 Tabell 3-3 Utblåsningsrate med tilhørende sannsynlighet, tilpasset i OPERAto Stålull for 35/11-21 S Bergand Utslippssted Rate Sm 3 /d Sannsynlighet for raten ,80 % ,20 % ,00 % ,50 % Overflate Sjøbunn ,50 % ,90 % ,10 % ,00 % ,00 % ,30 % ,70 % ,00 % ,70 % ,00 % ,10 % ,30 % ,00 % ,00 % Tabell 3-4 Sannsynlighetsfordeling for varighet av en utblåsning som funksjon av tid, brukt i OPERAto Stålull for 35/11-21 S Bergand Varighet (døgn) Overflate (%) Sjøbunn (%) Oljetype Forventet hydrokarbonfunn for 35/11-21 S Bergand er beregnet til å være olje med tilsvarende egenskaper som Fram olje (850 kg/m3). Egenskaper for framolje er presentert i Tabell 3-5. Fram råolje er en parafinsk råolje og har en middels tetthet (850 kg/m3) med et middels asfalten- og voksinnhold som resulterer i en relativt høy fordampning. Fram råoljen kan bli gjenværende på havoverflaten over lengre tid på grunn et raskt vannopptak og høy viskositet. Ved høy sjø (15 Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 12 of 53

13 m/s) kan derimot oljen forsvinne fra overflaten i løpet av to dager [4]. Fram olje har redusert potensiale for kjemisk dispergering ved bekjempelse på overflaten. OPERAto Stålull er basert på Fram olje, og samme oljetype er benyttet for dimensjonering av beredskap for letebrønn 35/11-21 S Bergand. Tabell 3-5 Egenskaper for Fram olje Parameter Fram olje [4] Oljetetthet (kg/m 3 ) 850 Maksimalt vanninnhold (vol %) 80 Voksinnhold (vekt %) 5,3 Asfalteninnhold (harde) (vekt %) 0,11 Viskositet, fersk olje (13 ºC) (cp) Miljøressurser og akseptkriterier OPERAto Stålull for 35/11-21 S Bergand benytter seg av de samme VØK data som inngikk i miljørisikoanalysen for Stålull, og utgjør VØK gruppene sjøfugl åpent hav, kystnære ressurser (sjøfugl og marine pattedyr), fisk og strandhabitater. En detaljert beskrivelse av VØKene finnes i miljørisikoanalysen for Stålull [1]. I analysen av miljørisiko knyttet til boringen av letebrønn 35/11-21 S Bergand benyttes Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for miljørisiko vist i Tabell 3-6. Statoils akseptkriterier er fastsatt på grunnlag av hovedprinsippet om at: "Restitusjonstiden etter en miljøskade for den mest sårbare bestanden skal være ubetydelig i forhold til forventet tid mellom slike miljøskader". Tabell 3-6 Statoils akseptkriterier for miljørisiko Miljøskade Varighet av skaden (restitusjonstid) Operasjonsspesifikk risiko per operasjon: Mindre 1 mnd. - 1 år < 1 x 10-3 Moderat 1 3 år < 2,5 x 10-4 Betydelig 3 10 år < 1 x 10-4 Alvorlig >10 år < 2,5 x 10-5 Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 13 of 53

14 3.3 Resultater miljørisiko Influensområde Det er fremstilt figurer for oljedriftsspredning for 35/11-21 S Bergand. For modellerte overflate- og sjøbunnsutblåsninger er det generert oljedriftsstatistikk på rutenivå (10 10 km ruter) for fire sesonger; vår (mars-mai), sommer (juni-august), høst (september-november) og vinter (desember-februar). Forventet treff av oljemengder (sannsynlighet for treff x mengde olje gitt treff) og Influensområder (5 % og 50 % treffsannsynlighet for olje) gitt en utblåsning fra henholdsvis overflate og sjøbunn fra brønnen i de ulike sesongene er presentert i Figur 3-1 og Figur 3-2. Influensområdet er basert på sannsynligheten for at en rute treffes i den statistiske oljedriftsmodelleringen. For den forventede oljemengden (tonn) er sannsynligheten for at ruten treffes multiplisert med den gjennomsnittlige tidsmidlete oljemengden 1 tonn i ruten gitt at den treffes. Influensområdet vil bli stort i utstrekning siden det også inneholder ruter med lav treffsannsynlighet som mottar mer enn 1 tonn olje. Merk imidlertid at forventet oljemengde og treff av olje er basert på alle utblåsningsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter, og at det markerte området ikke viser omfanget av en enkelt oljeutblåsning, men er det området som berøres i 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Resultatene for både overflate- og sjøbunnsutblåsning viser at oljen i stor grad fordeles rundt utblåsningspunktet nord i Nordsjøen, men at oljen trekkes nordover med Kyststrømmen uavhengig av sesong. Oljen spres og forvitrer slik at det i all hovedsak er sannsynlighet for treff av oljemengder i kategori < 100 tonn per km rute, med sannsynlighet for større oljemengder opp til >1000 tonn i nærområdet til brønnlokasjonen. Det er noe variasjon i spredning fra sesong til sesong, og dette skyldes variasjon i vær og vinddata i de ulike sesongene. Landrutene som har 5 % sannsynlighet for stranding av mer enn 1 tonn olje per km ruter per sesong er vist i Figur 3-3 og Figur 3-4, gitt henholdsvis en overflate- og en sjøbunnsutblåsning. Det er størst strandningssannsynlighet i området fra Stad til Froan (5-70 % treffsannsynlighet). Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 14 of 53

15 Figur 3-1 Sesongvise forventede treff av oljemengder ( 5 % treff av > 1 tonn olje) i km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra letebrønn 35/11-21 S. Forventet treff av olje er basert på alle utblåsningsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 15 of 53

16 Figur 3-2 Sesongvise forventede treff av oljemengder ( 5 % treff av > 1 tonn olje) i km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra letebrønn 35/11-21 S. Forventet treff av olje er basert på alle utblåsningsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 16 of 53

17 Figur 3-3 Sannsynligheten for treff av mer enn 1 tonn olje i km kystruter gitt en overflateutblåsning fra letebrønnen 35/11-21 S i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 17 of 53

18 Figur 3-4 Sannsynligheten for treff av mer enn 1 tonn olje i km kystruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra letebrønnen 35/11-21 S i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 18 of 53

19 Korteste drivtid til land og største strandingsmengder av emulsjon inn til definerte prioriterte områder er vist i Tabell 3-7 (angir -95 og -100 persentiler). Resultatene for forventet strandet emulsjon og drivtid presentert stammer ikke nødvendigvis fra samme simulering. Alle simuleringer, både for overflate- og sjøbunnsutblåsning, ligger til grunn for resultatene. 95-persentilen av scenariene gir tonn oljeemulsjon langs kystlinjen i sommersesongen og tonn oljeemulsjon i vintersesongen. 95-persentilen av korteste drivtid er 3,7 døgn i høstsesongen. Tabell 3-7 Største strandingsmengder av oljeemulsjon og korteste drivtid til den norske kystlinje gitt en utblåsning fra letebrønn 35/11-21 S Bergand (95-persentiler) Persentil Størst mengde strandet oljeemulsjon (tonn) Korteste drivtid (døgn) Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Vinter ,4 2,6 1,8 1, ,6 5,3 3,7 4,0 Tabell 3-8 angir 95-persentiler av korteste drivtid til land og største strandingsmengde inn i prioriterte områder. Av de prioriterte områdene er det størst strandingsmengde på Frøya og Froan, med tonn oljeemulsjon i sommersesongen. Korteste drivtid til et eksempelområde er 5 døgn (Stadlandet, Sverslingsosen- Skorpa og Atløy- Værlandet) i vintersesongen. Drivtid i er rundet ned til hele døgn. Alle simuleringene for overflate- og sjøbunnsutblåsning er lagt til grunn for tallene presentert i Tabell 3-7 og Tabell 3-8. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 19 of 53

20 Tabell 3-8 Største strandingsmengder av emulsjon og korteste drivtid til de definerte eksempelområdene gitt en utblåsning fra letebrønn 35/11-21 S (95-persentiler) oppgitt for hver sesong. Alle simuleringene for overflate- og sjøbunnsutblåsning er lagt til grunn for tallene presentert Prioritert område Størst mengde strandet emulsjon (tonn) Korteste drivtid (døgn) Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Vinter Andøya-Skogvoll Bø og Hadseløya Lofotodden Moskenesøy og Flakstadøy Værøy Røst Bliksvær Steigen Træna Lovunden Vega Sklinna Hortavær Vikna Vest Frøya og Froan Smøla Sandøy Vigra-Godøya Runde Stadtlandet Sverslingsosen- Skorpa Atløy-Værlandet Ytre Sula Onøy-Øygarden Austevoll Resultatene av konsentrasjonsberegningene rapporteres vanligvis som totale konsentrasjonsverdier av olje (THC) i de øverste vannmassene, det vil si både dispergert olje og løste oljekomponenter. Oljen i vannmassene vil i hovedsak skrive seg fra olje som blandes ned i vannmassene fra drivende oljeflak (naturlig dispergering som følge av vind og bølger). Nedblanding av oljen fra overflaten beregnes på basis av oljens egenskaper og den rådende sjøtilstanden. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 20 of 53

21 Figur 3-5 viser helårlige THC konsentrasjoner i vannsøylen gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning fra letebrønn 35/11-21 S. Resultatene av modelleringen viser at fullt utfallsrom (dvs. alle rate- og varighetskombinasjonene) gir moderate THC-konsentrasjoner i vannsøylen. Både en overflate- og en sjøbunnsutblåsning gir THC konsentrasjoner mindre enn 100 ppb. 58 ppb regnes som nedre effektgrense for skade på fiskeegg og larver (Nilsen et.al., 2006). Figurene viser også definerte tobisområder i Nordsjøen. Det forventes ikke at olje i skadelige konsentrasjoner kan nå tobisområder som følge av en utblåsning fra brønnen. Figur 3-5 Maksimale tidsmidlede THC konsentrasjoner i vannsøylen gitt en overflateutblåsning (venstre) og en sjøbunnsutblåsning (høyre) fra letebrønn 35/11-21 S 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 mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor året. Rød markering viser definerte Tobisområder i Nordsjøen. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 21 of 53

22 Andel av akseptkriteriet Andel av akseptkriteriet Miljørisiko- og beredskapsanalyse Miljørisiko for pelagisk sjøfugl Miljørisiko i hver skadekategori for sjøfugl i åpent hav i Nordsjøen er presentert i Figur 3-6. Høyest miljørisiko er beregnet for vintersesongen og skadekategori alvorlig (restitusjonstid >10 år) med 73,5 % av akseptkriteriet. Det er artene alkekonge og lomvi som har høyest miljørisiko gjennom året. 100% Miljørisiko som del av akseptkriterium - Exploration Drilling - Pelagisk sjøfugl 80% 60% 40% 20% 0% Alvorlig > 10 år Vår Sommer Høst Vinter Betydelig 3-10 år Moderat 1-3 år Mindre < 1 år Figur 3-6 Miljørisiko forbundet med utblåsning fra letebrønn 35/11-21 S Bergand presentert for pelagisk sjøfugl (Nordsjøen) og vist som andel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene og alle sesonger Miljørisiko for kystnær VØK Miljørisiko for kystnær VØK (Kystnær sjøfugl og marine pattedyr) er vist i Figur 3-7. Høyest miljørisiko er beregnet for sommer- og høstsesongene og skadekategori moderat (restitusjonstid 1-3 år) med hhv. 8,4 % og 8,5 % av akseptkriteriet. 40% Miljørisiko som del av akseptkriterium - Exploration Drilling - Kystnær VØK 30% 20% 10% 0% Vår Sommer Høst Vinter Alvorlig > 10 år Betydelig 3-10 år Moderat 1-3 år Mindre < 1 år Figur 3-7 Miljørisiko forbundet med utblåsning fra letebrønn 35/11-21 S Bergand presentert for kystnær VØK og vist som andel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene og alle sesonger Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 22 of 53

23 Andel av akseptkriteriet Miljørisiko- og beredskapsanalyse Miljørisiko for fisk Tapsandeler av fiskeegg og fiskelarver gitt en utblåsning fra Stålull viste ingen sannsynlighet for tapsandeler av torsk (overflate og sjøbunn) eller sild (sjøbunn) over 0,5 %, og således ingen kvantifiserbare effekter. Resultatene for sild (overflateutblåsning) ga 5 % sannsynlighet for et larvetap <3 % helt i begynnelsen av gyteperioden (døgn 70), og ingen utslag over 0,5 % larvetap i resterende gyte-/larvedriftsperiode. Et så lavt tap helt i begynnelsen av gyteperioden vil ha minimalt utslag på de samlede gyteproduktene, og det forventes ingen innvirkning på årsklasserekruttering. Eventuelle effekter på gytebestanden anses dermed som neglisjerbare. Miljørisiko for fisk er forventet å være sammenlignbar med miljørisiko for OPERAto Stålull, og dermed neglisjerbare. Det er ikke overlapp mellom influensområdet for vannkollone og viktige gyteområder for fisk Miljørisiko for strandhabitat Miljørisiko for strandhabitat er vist i Figur 3-8. Høyest miljørisiko er beregnet for sommersesongen og skadekategori moderat (restitusjonstid 1-3 år) med 6,8 % av akseptkriteriet. 40% Miljørisiko som del av akseptkriterium - Exploration Drilling - Stranding 30% 20% 10% 0% Vår Sommer Høst Vinter Alvorlig > 10 år Betydelig 3-10 år Moderat 1-3 år Mindre < 1 år Figur 3-8 Miljørisiko for strandhabitat forbundet med utblåsning fra letebrønn 35/11-21 S Bergand, presentert som prosentandel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene og alle sesonger Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 23 of 53

24 Andel av akseptkriteriet (%) Miljørisiko- og beredskapsanalyse 3.4 Konklusjon miljørisiko Høyest miljørisiko for boring av letebrønn 35/11-21 S Bergand er knyttet til pelagisk sjøfugl og i særlig grad alkekonge og lomvi. Miljørisikoen (forbundet med boring av letebrønn 35/11-21 S Bergand) ligger for alle VØK-grupper (Figur 3-9), innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier. Det kan dermed konkluderes med at miljørisikoen forbundet med boring av letebrønn 35/11-21 S Bergand er akseptabel sett i forhold til Statoils akseptkriterier for miljørisiko gjennom hele året. 80 Miljørisiko per VØK Mindre <1år Moderat 1-3år Betydelig 3-10år Alvorlig >10år Pelagisk sjøfugl Kystnær VØK Stranding Figur 3-9 Oppsummering av høyest miljørisiko per VØK gjennom året forbundet med utblåsning fra letebrønn 35/11-21 S Bergand, presentert som prosentandel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 24 of 53

25 4 Beredskapsanalyse Beredskapsanalysen for Letebrønn 35/11-21 S Bergand er operasjonsspesifikk. Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge og analysere behovet for beredskap ved akutt forurensning. Dette skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av oljevernberedskap i forbindelse med akutte utslipp. Aktivitetsforskriftens 73 og Styringsforskriftens 17 stiller krav til beregning av risiko og beredskap ved miljøforurensning som følge av akutte utslipp som grunnlag for beredskapsetablering. Beredskap som et konsekvensreduserende tiltak vil være et viktig bidrag til risikoreduksjon. Effektiv oljevernberedskap vil redusere oljemengdene på sjøen, og videre føre til reduksjon av influensområdet for et mulig oljeutslipp. Statoil vil være ansvarlig for en eventuell oljevernaksjon. NOFO står for den operative delen av beredskapen både til havs, nær kysten og ved eventuelle strandrenseaksjoner og disponerer ressurser for dette. Dispergering på overflaten vil vurderes som et alternativ eller supplement under en aksjon og NOFOs ressurser vil da kunne benyttes. I tillegg er Statoil medlem i OSRL og vil kunne benytte oljevernressurser, som kjemisk dispergering og strandrenseutstyr, etter behov i en aksjon. Det vil lages en egen «Blow out Contingency and Relief Well Plan» for letebrønn Bergand. Denne inneholder beskrivelse og tekniske prosedyrer for hvordan brønnutblåsning vil kunne stoppes, enten med brønninternt utstyr, capping eller avlastningsboring. 4.1 Ytelseskrav Statoils ytelseskrav for de ulike barrierene er beskrevet under [5]. Barriere 1 (nær kilden): 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 m3 med ressurser som skal være klar for operasjon innen 5 timer etter at utslippet er oppdaget. Barriere 2 (i åpent hav): 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 (kystnært): Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon innen influensområdet. Systemene skal være mobilisert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. Barriere 5 (strand): Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon inn til prioriterte områder. Personell og utstyr til strandsanering skal være klar til operasjon innen 95-persentilen av korteste drivtid inn til prioritert område for de berørte områder med kortere drivtid enn 20 døgn. En plan for grovrensing av forurenset strand skal utarbeides senest innen 7 døgn fra registrert påslag av oljeemulsjon. Grovrensing av de påslagsområder som prioriteres av operasjonsledelsen i samråd med aksjonsledelsen skal være gjennomført innen 100 døgn fra plan for grovrensing foreligger, forutsatt at dette kan gjennomføres på en sikkerhetsmessig forsvarlig måte. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 25 of 53

26 4.2 Metodikk Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut i fra Statoils forutsetninger og metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [5], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i NOROG veiledning [6] og NOFO [7]. Utstyr som kan benyttes til bekjempelse av olje/emulsjon i barriere 1-4: Havgående NOFO-system Havgående Kystvaktsystem System Kyst A IKV System Kyst B KYV System Fjord A NOFO/Operatør System Fjord B IUA/KYV Dispergeringssystem (NOFO og OSRL) Dimensjonering av barriere 1 og 2 nær kilden og på åpent hav Beredskapsanalysen for barriere 1 og 2, bekjempelse nær kilden og på åpent hav, er basert på vektet utblåsningsrate og forventet oljetype. Beregninger er gjort for vintersesong og sommersesong. For dimensjonering av barriere 1 benyttes egenskaper (fordamping, naturlig nedblanding, vannopptak og viskositet av emulsjon) for 2 timer gammel olje. Det grunnleggende prinsippet er at kapasiteten i de ulike barrierene skal være tilstrekkelig til å kunne håndtere emulsjonsmengden ved de gitte betingelsene. For dimensjonering av barriere 2 er det utført beregninger av det antall systemer som kreves for å kunne bekjempe emulsjonsmengden som har passert barriere 1 pga. redusert systemeffektivitet. Systemeffektiviteten er avhengig av bølgehøyde og lysforhold, og varierer mellom de ulike områdene (Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet) på norsk sokkel. I beregningen av systembehov for barriere 2 benyttes oljeegenskaper for 12 timer gammel olje. Kravene til responstid er satt til best oppnåelig responstid for NOFO-fartøyer til feltet, og er basert på avstand til oljevernressurser, gangfart for OR-fartøy, slepebåtkapasitet og gangfart for disse, mobilisering av oljevernutstyr om bord på OR-fartøy, og tilgang til personell på basene. I tillegg kommer en vurdering opp mot krav om etablering av barriere 1 og 2 senest innen korteste drivtid til land (95-persentil) 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. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 26 of 53

27 Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 3 og 4 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. Dersom drivtiden til land er lenger enn 20 døgn settes det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 3 og Dimensjonering av barriere 5 - strandrensing For barriere 5, bekjempelse av strandet olje, er det beregnet behov for antall strandrenselag med tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av størst strandet mengde emulsjon innenfor de berørte prioriterte områdene med kortere drivtid enn 20 døgn. Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 5 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land til hvert prioritert område. Når korteste drivtid er lengre enn 20 døgn stilles det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere Analysegrunnlag Utslippsscenarier Tabell 4-1 gir en oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønn 35/11-21 S Bergand Tabell 4-1 Utslippsscenarier Type utslipp Kilde Referanse bakgrunn for Oljetype rate/volum Utblåsning 7100 Langvarig utblåsning fra Vektet utblåsningsrate fra 35/11- Fram olje m 3 /døgn reservoar (Maks varighet i 63 døgn) 21 S Bergand BSA 2018 Middels utslipp 2000 Eksempelvis lekkasje fra Volum basert på faglig vurdering Fram olje m 3 punktutslipp brønn Mindre utslipp 100 m 3 Eksempelvis lekkasje fra Volum basert på faglig vurdering Fram olje punktutslipp brønn Mindre punktutslipp av lette produkter Lekkasje fra dieseltank, hydraulikksystem - Kondensat eller andre petroleumsprodukter som danner tynn oljefilm Oljens egenskaper Fram olje er valgt ut som representativ for forventet oljetype ved letebrønn 35/11-21 S Bergand. Det er gjennomført en forvitringsstudie av Fram olje av SINTEF i 2013 [4]. Forvitringsegenskaper for Fram ved ulike vind og temperaturer er angitt i Tabell 4-2. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 27 of 53

28 12 timer 2 timer Miljørisiko- og beredskapsanalyse Tabell 4-2 Fram olje, forvitringsegenskaper ved 2 og 12 timer for definerte vinter- og sommerforhold Timer Parameter Fram olje Vinter, Sommer, 5 ºC 10 m/s vind 15 ºC 5 m/s vind Fordampning (%) Nedblanding (%) 4 0 Vanninnhold (%) Viskositet av emulsjon (cp) Gjenværende olje på overflate (%) Fordampning (%) Nedblanding (%) 18 1 Vanninnhold (%) Viskositet av emulsjon (cp) Gjenværende olje på overflate (%) Mekanisk oppsamling Erfaring fra norske feltforsøk viser at risikoen for lekkasje av olje under lensa er størst for oljer/emulsjoner med viskositet under 1000 cp. Frams emulsjoner vil ha viskositeter over 1000 cp i løpet av den første timen ved vinterforhold og etter 5 timer ved sommerforhold. Bruk av HiVisc skimmere bør vurderes etter 4 dager ved vinterforhold. Tabell 4-3 oppsummerer potensialet for mekanisk oppsamling av Fram olje ved definerte vinter- og sommerforhold, basert på kun viskositet. Tabell 4-3 Potensiale for mekanisk oppsamling basert på viskositet av Fram olje Tid (timer) Tid (døgn) Vinterforhold (5 ºC - 10m/s) Sommerforhold (15 ºC - 5m/s) Viskositet < 1000 cp risiko for lekkasje under lensa Viskositet mellom 1000 og cp Viskositet > cp bruk av HiVisc skimmer anbefalt Kjemisk dispergerbarhet Oljens egenskaper tilsier at man kan forvente en redusert effektivitet ved kjemisk dispergering av oljen både under sommer og vinterforhold ved ulike vindhastigheter. Vinterstid forventes oljen å ha lite eller ikke potensiale for kjemisk dispergering etter ca. 1-2 døgns forvitring på sjøoverflaten. Tabell 4-4 oppsummerer potensiale for kjemisk dispergering av Fram olje ved definerte vinter- og sommerforhold. Dispergerbarheten til olje/ oljeemulsjon skal alltid testes in situ ved hjelp av SINTEF prøvetakingskoffert ved et utslipp for å vurdere om dispergering kan være et aktuelt beredskapstiltak. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 28 of 53

29 Tabell 4-4 Potensiale for kjemisk dispergerbarhet av emulsjon til Fram olje Tid (timer) Tid (døgn) Vinterforhold (5 ºC - 10m/s) Sommerforhold (15 ºC - 5m/s) Godt potensial for kjemisk dispergering Redusert potensial for kjemisk dispergering Lite eller ikke potensial for kjemisk dispergering Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer Ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning, målt i bekjempet mengde oljeemulsjon pr. døgn, er en funksjon av følgende forhold: - Andel av tiden enheten kan operere (mørke/redusert sikt og bølgeforhold) - Effektiviteten innen operasjonsvinduet (relatert til ulike bølgeforhold, eller antatt konstant) - Opptaks-/bekjempelseskapasitet under operasjon - Lagringskapasitet for oppsamlet olje (kun relevant for opptakssystemer) - Frekvens og varighet av driftsstans (overføring av oppsamlet olje, plunder og heft) - Andel av tiden hvor tilgangen/tilflyten av olje til lense er mindre enn oljeopptakerens kapasitet (for mekanisk bekjempelse) eller hvor emulsjonen har en fordeling som gjør at dispergeringsmiddel ikke kan påføres med optimal effektivitet. Funksjonene er brukt i Statoil sin beregningskalkulator for beredskapsbehov i alle barrierer. Kapasiteten til havgående opptakssystem i NOFO-klasse som brukes i beregningene er 2400 m 3 /døgn (for oljer med viskositet under cp). Faktorene som er områdespesifikke for Bergand er omtalt i de følgende delkapitlene. For flere detaljer henvises det til Statoils metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [5]. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 29 of 53

30 Operasjonslys Andel operasjonslys inngår i beregning av ytelsen og effektiviteten til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning. Statoil har valgt å beregne operasjonslys for 5 regioner, se Figur 4-1. For letebrønn Bergandl (region 3) er operasjonslys oppsummert i Tabell 4-5. Figur 4-1 Regioner brukt i beregning av operasjonslys Tabell 4-5 Andel operasjonslys i region 3, hvor letebrønn Bergand er lokalisert Vinter Sommer Operasjonslys 36 % 90 % Bølgeforhold Bølgeforhold på åpent hav inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 1 og 2. Statoil har bølgedata for 27 stasjoner, som vist i Figur 4-2. Stasjon 10 (NOFO-system) og 9 (Kystvakt-system) er antatt å best representere bølgeforholdene ved letebrønn Bergand. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for NOFO- og Kystvaktsystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) er oppsummert i Tabell 4-6. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-7. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 30 of 53

31 Figur 4-2 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav Tabell 4-6 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon Bergand (Stasjon 9 og 10) Vinter Sommer NOFO-system (Stasjon 10) 44 % 76 % Kystvakt-system (Stasjon 9) 35 % 69 % Tabell 4-7 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon Bergand (Stasjon 9 og 10) Vinter Sommer NOFO-system (Hs < 4m) 68 % 99 % NOFO-dispergering (Hs < 4 m) 68 % 99 % Kystvakt-system (Hs < 3 m) 51 % 95 % Bølger i kystsonen Bølgeforhold i kystsonen inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 3 og 4. Statoil har bølgedata for 5 stasjoner, som vist i Figur 4-3. Stasjon 4 og 3 er antatt mest konservative mtp å representere bølgeforholdene for henholdsvis kyst- og fjordsystem. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for kyst- og fjordsystem er oppsummert i Tabell 4-8. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-9. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 31 of 53

32 Figur 4-3 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold i kystsonen. Stasjonene er valgt ut som representative for norskekysten Tabell 4-8 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet gitt bølgeforhold ved stasjon 4 (kystsystem) og 3 (fjordsystem) Vinter Sommer Kyst-system 39 % 65 % Fjord-system 66 % 72 % Tabell 4-9 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon for kyst- og fjordsystem, gitt bølgeforhold ved stasjon 4 og 3 Vinter Sommer Kyst-system (Hs < 1,5 m) 56 % 93 % Fjord-system (Hs < 1 m) 91 % 99 % Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 32 of 53

33 4.3.4 Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger Figur 4-4 viser plasseringen av NOFO utstyr per april 2018 [7]. Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til borelokasjon brukt som grunnlag for beredskapsanalysen er vist i Tabell Tabell 4-11 presenterer ytterligere forutsetninger som gangfart, avgivelsestid for beredskapsfartøy og slepefartøy samt tid for mobilisering av utstyr fra baser. Et NOFO system inkluderer oljelenser, skimmer, tankvolum for oppsamlet emulsjon og overvåkningsutstyr. Totalt disponerer NOFO om lag 765 Sm3 dispergeringsmidler fordelt på baser og fartøy. Figur 4-4 NOFOs utstyrsoversikt per april 2018 Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 33 of 53

34 Tabell 4-10 Avstander fra oljevernressurser til Bergand benyttet i analysen Oljevernressurser Avstander fra Bergand (nm) Stril Merkur (Troll Oseberg) 20 Ocean Alden (Gjøa) 21 Stril Herkules (Tampen) 43 Esvagt Stavanger (Sleipner Utsira Nord) 111 Esvagt Bergen (Sleipner Utsira Sør) 167 Stril Mariner (Ula Gyda Tamber) 244 Stril Poseidon (Haltenbanken) 265 Havila Troll (Norne/Aasta Hansteen) 265 Skandi Hugen (Ekofisk) 283 Mongstad NOFO-base 54 Stavanger NOFO-base 150 Kristiansund NOFO-base 178 Sandnessjøen NOFO-base 389 Redningsskøyte Måløy 73 Redningsskøyte Haugesund 117 Redningsskøyte Kristiansund 177 Redningsskjøyte Egersund 184 Tabell 4-11 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av barriere 1 og 2 Gangfart, OR-fartøy 14 knop (17 knop for Statoils egne fartøy) Mobilisering, klargjøring, lasting og lossing på base 10 timer system 1 fra NOFO-base Unntatt Sandnessjøen 20 timer Mobilisering av system 2 fra NOFO-base 30 timer Mobilisering av system 3 fra NOFO-base 48 timer Avgivelsestid for beredskapsfartøyer Ekofisk/sørfeltene: 6 timer Ula/Gyda/Tamber: 6 timer Sleipner/Utsira Sør: 6 timer Sleipner/Utsira Nord: 6 timer Troll/Oseberg: 0 timer Tampen: 6 timer Haltenbanken: 6 timer Aasta Hansteen: 6 timer Goliat: 6 timer Gjøa: 4 timer Avløserfartøy: 6 timer Responstid for slepefartøy Slepefartøy fra NOFO-pool: 24 timer Redningsskøyter Gangfart 20 knop, avgivelsestid 2 timer Sørvær, Båtsfjord, Vadsø, Ballstad, Rørvik, Kristiansund, Måløy, Haugesund, Egersund Tid til å sette lenser på sjøen / klargjøre dispergering 1 time ombord Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 34 of 53

35 4.3.5 Influensområder og stranding Korteste drivtid til land (95-persentil, hele kysten) er 4 døgn i vintersesongen, og 5 døgn i sommersesong vist i Tabell Største strandet emulsjonsmengde er henholdsvis tonn og tonn i sommer- og vintersesong (95- persentil). Alle simuleringer, både for overflate- og sjøbunnsutblåsning ligger til grunn for resultatene og det er derfor lite sannsynlig at alle de aktuelle prioriterte områdene berøres ved en hendelse. For å belyse den store variasjonen hver simulering gir til strandingsstatistikken er 50-persentilen vist i Tabell 4-12 og strandingsmønster til enkeltsimulering med størst strandingsmengde (95-persentilen) fra oljedriftsmodellering for letebrønn Stålull vist i Figur persentilen for største strandet emulsjonsmengde er henholdsvis 355 og 645 tonn i sommer- og vintersesong, og 50 persentil for korteste drivtid til land 12 døgn i vintersesongen. Tabell 4-12 Største strandingsmengder med oljeemulsjon og kortest drivtid til land for letebrønnen letebrønn 35/11-21 S Bergand gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning (95-persentiler og 50-persentiler) Persentil Størst strandet emulsjonsmengde (tonn) Korteste drivtid (døgn) Sommer Vinter Sommer Vinter Influensområdet omfatter 10 prioriterte område som har kortere drivtid enn 20 døgn; Frøya og Froan, Smøla, Sandøy, Vigra-Godøya, Runde, Stadtlandet, Sverlingsosen-Skorpa, Atløy-Værlandet, Ytre Sula og Ønøy-Øygarden vist i Tabell Tabell 4-13 Største strandingsmengder med oljeemulsjon og kortest drivtid til de prioritert områdene som har kortere drivtid enn 20 døgn for letebrønnen 35/11-21 S Bergand, gitt en utblåsning (95-persentiler) Prioritert område Størst strandet Sommer emulsjonsemngde (tonn) Korteste drivtid (døgn) Størst strandet Vinter emulsjonsmengde (tonn) Korteste drivtid (døgn) Frøya og Froan Smøla Sandøy Vigra-Godøya Runde Stadtlandet Sverslingsosen- Skorpa Atløy-Værlandet Ytre Sula Onøy-Øygarden Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 35 of 53

36 Figur 4-5 viser P95 simuleringen for størst strandet mengde for letebrønn Stålull. Denne simuleringen er også representativ for Bergand. Simuleringen var en sjøbunnsutblåsning med startdato i vintersesongen, modellert med høyeste rate Sm3/d og varighet 63 dager, og med 20 dagers følgetid. Resultatet viser at hovedstrandingsmengden er begrenset til et fåtall prioriterte områder selv for store langvarige utslipp. Figur 4-5 Strandingsforløp i forhold til prioriterte områder for p95 simulering for letebrønn Stålull, med startdato Merk at strandingsmengden er gitt i m3 olje og ikke emulsjon. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 36 of 53

37 4.4 Resultat Beredskapsbehov og responstider i barriere 1 og 2 For 35/11-21 S Bergand er systembehov beregnet for mindre utslipp (Tabell 4-14), middels utslipp (Tabell 4-15) og dimensjonerende hendelse (Tabell 4-16). Tabell 4-14 Beregnet systembehov ved et mindre utslipp punktutslipp 100 m 3 Vinter 5 C - 10 m/s vind Sommer 15 C - 5 m/s vind Utslipp (Sm 3 ) Fordampning % (etter 2 timer på sjø) Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 4 0 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 ) Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm 3 ) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) * Behov for NOFO-systemer 1 1 * Det vil være fare for lensetap i inntil 1 time om vinteren og 5 timer om sommeren Tabell 4-15 Beregnet systembehov ved et middels utslipp - punktutslipp 2000 m 3 Vinter 5 C 10 m/s Sommer 15 C 5 m/s Utslipp (Sm 3 ) Fordampning % (etter 2 timer på sjø) Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 4 0 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 ) Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm 3 ) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) * Behov for NOFO-systemer 2 2 * Det vil være fare for lensetap i inntil 1 time om vinteren og 5 timer om sommeren Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 37 of 53

38 Tabell 4-16 Beregnet systembehov ved dimensjonerende hendelse for 35/11-21 S Bergand i barriere 1 og 2 langvarig utblåsning 7100 m 3 /d Parameter Vinter 5 C - 10 m/s Sommer 15 C - 5 m/s Utstrømningsrate (Sm 3 /d) Tetthet (Kg/Sm 3 ) Fordampning etter 2 timer på sjø (%) Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 4 0 Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 1 (Sm 3 /d) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) * Økt systembehov grunnet høy cp (HiVisc: >15000 cp)? Nei Nei Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere Emulsjonsmengde inn til barriere 2 (Sm 3 /d) Oljemengde inn til barriere 2 (Sm 3 /d) Fordampning etter 12 timer på sjø (%) Nedblanding etter 12 timer på sjø (%) 18 1 Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 2 (Sm 3 /d) Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 (cp) Økt systembehov grunnet høy cp (HiVisc: >15000 cp)? Nei Nei Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere Behov for NOFO-systemer i barriere 1 og * Det vil være fare for lensetap i inntil 1 time om vinteren og 5 timer om sommeren Basert på dimensjonerende scenario for 35/11-21 S Bergand er det beregnet et behov for totalt 9 NOFO-systemer i barriere 1 og 2 for å håndtere dimensjonerende hendelse med mekanisk oppsamling. Det er beregnet behov for 5 NOFOsystemer i barriere 1 og 4 NOFO-systemer i barriere 2. Systembehovet er størst under vinterforhold, og det settes som en konservativ tilnærming som beredskapskrav for hele året. 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 24 timer. Korteste drivtid til land er 4 døgn vinter, og fullt utbygd barriere 1 og 2 er godt innenfor kravet om å være etablert innen korteste drivtid til land Ytterligere systemer vil kunne bli mobilisert gjennom NOFO ved behov. Nærmere detaljer om fartøy og systemer vil bli beskrevet i beredskapsplanen. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 38 of 53

39 4.4.2 Beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og 4 95-persentilen av størst strandet emulsjonsmengde, gitt en sjøbunnsutblåsning, er tonn om vinteren og tonn om sommeren. Korteste modellerte drivtid til land er 4 døgn I vintersessongen og 5 døgn i sommersesongen. Det er beregnet at størst strandet mengde strander over en periode på 60 døgn. Ved å ta effekten i barriere 1 og 2 i betraktning gir dette en tilførselsrate inn i barriere 3 på 723 tonn/døgn for vinterhalvåret og 298 tonn/døgn for sommerhalvåret.. Beregnet barriereeffektivitet og ressursbehov for barriere 3 og 4 ved dimensjonerende hendelse er presentert i Tabell Beregningene er basert på Fram olje. Merk at beredskapsbehovet er beregnet ut i fra kyst- og fjordsystem av type B. Tabell 4-17 Beregnet ressursbehov for barriere 3 og 4 for dimensjonerende hendelse, langvarig utblåsning 35/11-21 S Bergand Parameter Vinter 5 C - 10 m/s Sommer 15 C - 5 m/s 95-persentil av strandet emulsjonsmengde (tonn) Samlet barriereeffektivitet i barriere 1 (%) 34 % 74 % Strandet mengde etter effekt av barriere 1 (tonn) Samlet barriereeffektivitet i barriere 2 (%) 17% 37 % Strandet mengde etter effekt av barriere 2 (tonn) Antall døgn hvor stranding forekommer (d) Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 3 (tonn/d) Beregnet behov for kystsystemer i barriere Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 4 (Sm 3 /d) Beregnet behov for fjordsystemer i barriere Antall prioriterte områder med landpåslag innen 20 døgn 10 9 Behov for kystsystemer i barriere Behov for fjordsystemer i barriere For barriere 3 og 4 er antall prioriterte områder som treffes innen 20 døgn dimensjonerende for valg av beregningsmåte (ref avsnitt 4.2.2). Det er beregnet et behov for en kapasitet tilsvarende 10 kystsystem og 10 fjordsystem i barriere 3 og 4 for de planlagte aktivitetene på letebrønn 35/11-21 S Bergand. Krav til initiell responstid settes til 48 timer og fullt utbygd barriere 3 og 4 innen 120 timer. Resultatene fra oljedriftssimuleringen viser potensielt høye strandingsmengder og flere berørte prioriterte områder. Stranding vil forekomme over lang tid, opptil 60 døgn ved en langvarig utblåsning. Vurdering av behov for ytterligere ressurser og utstyr vil være en kontinuerlig prosess under en aksjon, og disse vil kunne mobiliseres etter behov og iht. eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og de berørte IUA-ene. Riktig og tilstrekkelig dimensjonert beredskap vil være et viktig tiltak for å redusere mengde olje inn til kyst og strand, og for å hindre remobilisering av olje Beredskapsbehov og responstider i barriere 5 Statoil har et tett samarbeid med NOFO for å tilrettelegge for en robust oljevernberedskap i kyst- og strandsonen i forkant av boreoperasjonen. Det er 10 prioriterte områder som har mer enn 5% sannsynlighet for stranding og kortere drivtid enn 20 Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 39 of 53

40 døgn. Beregnet behov for antall strandrenselag for hvert prioriterte område er vist i Tabell Stadlandet, Sverlingsosen-Skorpa og Atløy - Værlandet og Stadlandet har de korteste modellerte drivtider til land (5 døgn i vintersesongen). Frøya og Froan, Smøla og Stadlandet har de største modellerte strandingsmengder. Tabell 4-18 Beregnet behov for antall strandrenselag (á 10 personer) ved dimensjonerende hendelse Sommer Vinter Strandrenselag Prioritert område Størst strandet Korteste Størst strandet Korteste Sommer Vinter emulsjonsmengde drivtid emulsjonsmengde drivtid (tonn) (døgn) (tonn) (Døgn) Frøya og Froan Smøla Sandøy Vigra-Godøya Runde Stadtlandet Sverslingsosen- Skorpa Atløy-Værlandet Ytre Sula Onøy-Øygarden Responstid for barriere 5 settes til 5 døgn, som er korteste drivtid til prioriterte område. Det vil være nødvendig med tidlig varsling og mobilisering ved oljedrift mot kyst og land i forhold til potensielle strandrenseaksjoner i disse områdene. Statistikk fra modellering viser at oljen vil kunne strande over en periode på rundt 60 døgn. Da stranding vil kunne forekomme over lang tid, vil det i en aksjon være fokus på å redusere stranding og remobilisering av olje. Strandrenselag vil der det er hensiktsmessig kunne erstattes av alternative oppsamlingsmetoder og verktøy med langt høyere kapasitet. Basert på beregninger gjennomført for aktiviteter i Barentshavet, antar man en rensekapasitet på 0,18 tonn per dagsverk. Strandsanering er beregnet på dagsverk, antall personer og avrundet opp til et antall strandrenselag. Hvert strandrenselag består av 10 personer. Statoil har valgt å gjøre beregninger for vinterstid og lagt inn en effektivitetsfaktor på dagsverk på 0,5. Beregning av antall strandrenselag per prioritert område er basert på at strandrensingen skal være gjennomført innen 100 døgn. De aktuelle IUA-regionen som følger av oljedriftstatistikken er Sogn og Sunnfjord (Sverlingsoesen-Skorpa og Atløy - Værlandet), Nordfjord (Stadlandet), Sunnmøre (Runde og Vigra-Godøya), Bergen (Ytre Sula og Onøy-Øygarden), Nordmøre (Smøla), Romsdal, (Sandøy) og Sør-Trøndelag (Frøya og Froan). I mobiliseringsfasen er ca. 190 personer (IUA, IGSA, spesialteam, WWF, MMB og Norlense) tilgjengelig i løpet av 48 timer, og totalt 223 personer i løpet av 96 timer. Totalt har NOFO ca. 850 stk øvet personell tilgjengelig, inklusive Kystverket Depotstyrke på 176 personer [7]. Kystnære aksjoner og strandaksjoner kan potensielt strekke seg over lang tid, og vil kreve mye personellressurser Statoil har laget en oversikt som viser detaljering av tilgjengelige ressurser og avtaler som er relevante for en langvarig og storskala oljevernaksjon [12]. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 40 of 53

41 4.4.4 Bruk av kjemisk dispergering Bruk av kjemisk dispergering som bekjempelsesstrategi skal vurderes iht SIMA-prinsippet. Kjemisk dispergering på overflaten vil ha en redusert effektivitet ved bruk på Fram olje. Kjemisk dispergering skal vurderes brukt, spesielt hvis det er observert fugl i oljens drivbane eller hvis oljemengde inn til kyst og strand kan reduseres. Tabell 4-19 viser noen aktuelle beredskapsfartøyer som har dispergeringsmidler ombord og deres responstid til letebrønn 35/11-21 S Bergand. Dispergeringsmidlet om bord er Dasic Slickgone NS. Ved behov kan fartøyene etterfylle dispergeringsmiddel på basene. Dispergering kan også gjennomføres fra fly gjennom avtale med OSRL. Dispergerbarheten til olje/ oljeemulsjon skal alltid testes in situ ved hjelp av SINTEF prøvetakingskoffert ved et utslipp for å vurdere om dispergering kan være et aktuelt beredskapstiltak. Tabell 4-19 Responstider for et utvalg oljevernressurser med dispergeringskapasitet* Oljevernressurs Lokasjon Responstid Stril Merkur Troll/Oseberg 5 Ocean Alden Gjøa 7 Stril Herkules Tampen 10 Esvagt Stavanger Sleipner/Utsira Nord 14 Mongstad 1. NOFO system Mongstad 15 Stavanger 1. NOFO system Tananger 22 Havila Troll Norne/Aasta Hansteen 23 * inkl. Klargjøringstid for dispergering om bord på fartøyene (1 time) Bruk av kjemisk dispergering i en aksjon skal alltid vurderes med hensyn til observasjoner eller sannsynlig tilstedeværelse av naturressurser i området samt værforhold. Det vil være særlig aktuelt ved høye forekomster av sjøfugl og/eller for å forhindre landpåslag. 4.5 Oljevernberedskap som konsekvensreduserende tiltak Miljørisiko presentert i kapittel 3 er gjennomført uten å vise effekt av oljevernberedskap. Oljevernberedskap vurderes som viktigste konsekvensreduserende tiltak gitt et oljeutslipp. Ved å bruke mekanisk oppsamling som eksempel på bekjempelsesmetode kan vi beregne konsekvensreduserende effekt av barriere 1 og 2 i åpent hav som en reduksjon av oljemengde på overflaten. Tabell 4-20 viser eksempel for dimensjonerende hendelse, langvarig utblåsning. Tabell 4-20 Konsekvensreduserende effekt av barriere 1 og 2 (åpent hav) vist som reduksjon av emulsjonsmengde på overflate for dimensjonerende hendelse, langvarig utblåsning. Vinter (5 C - 10 m/s vind) Sommer (15 C - 5 m/s vind) Utstrømningsrate (m 3 /d) Antall og systemtyper i valgt beredskapsløsning i barriere 1 og 2 9 havgående opptakssystem - NOFO 7 havgående opptakssystem - NOFO Emulsjonsmengde ut av barriere 2 (m 3 /d)* Emulsjonsmengde på overflaten uten oljevernberedskap i B1 B2 (m 3 /d) Reduksjon i emulsjonsmengde med bruk av oljevernberedskap i barriere 1 og 2 45 % 83 % * tar i betraktning fordampning, naturlig nedblanding og økning av emulsjonsmengde i B1 og B2 pga. vannopptak Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 41 of 53

42 Som tabellen viser er oljevernberedskapen et vesentlig konsekvensreduserende tiltak ved en utblåsning. Mekanisk oppsamling i barriere 1 og 2 er forventet å ha en effektivitet på 45 % om vinteren og 83 % om sommeren. 4.6 Konklusjon beredskapsanalyse Statoils krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for boring av letebrønn 35/11-21 S Bergand er oppsummert i Tabell Merk at ressursbehovet vinterstid er dimensjonerende for resultatet av beredskapsanalysen. Det er satt krav til 9 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 24 timer. For barriere 3 og 4 er det antall prioriterte områder som er dimensjonerende og det stilles krav til en kapasitet tilsvarende 10 kystsystem og 10 fjordsystem. Krav til initiell responstid er satt til 48 timer og fullt utbygd barriere 3 og 4 innen 120 timer. For barriere 5 avhenger det endelige antall strandrenselag av oljens geografiske spredning og tilgjengelighet. Det er kort drivtid til land og det vil være behov for tidlig varsling og mobilisering ved en hendelse med oljedrift mot kysten. Krav til initiell responstid for barriere 5 settes til 5 døgn. Ytterligere ressurser og utstyr kan mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og berørte IUAer. 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). Tabell 4-21 Krav til beredskap i hver barriere for 35/11-21 S Bergand Barriere 1 og 2 bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid 9 NOFO-systemer Første system innen 5 timer, fullt utbygd barriere innen 24 timer Tilgang til ressurser for kjemisk dispergering Barriere 3 og 4 bekjempelse i kyst- og strandsone Systemer og responstid Barriere 5 - strandrensing Systemer og responstid Fjernmåling og miljøundersøkelser Kapasitet tilsvarende 10 Kystsystem og 10 Fjordsystem, initiell responstid på 48 timer og fullt utbygd barriere 3 og 4 innen 120 timer. Initiell responstid 5 døgn. Bemanningen vil tilpasses og forsterkes aktuelt behov utover i aksjonen. Akutt forurensning skal oppdages innen 3 timer etter at hendelsen har inntruffet Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 42 of 53

43 5 Referanser 1. DNV GL (2018) Miljørisikoanalyse (MRA) for letebrønn 35/10-4 Stålull i PL630 i Nordsjøen 2. OLF (2007) Metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA) Revisjon Rapport nr: Statoil (2018) Blowout scenario analysis for Stålull (35/10-4). 4. Sintef (2013) Fram crude oil properties and behavior at sea. 5. Statoil (2014) Statoil Rådgivende dokument. GL Retningslinje for analyser av beredskap mot akutt oljeforurensning fra offshoreaktiviteter på norsk sokkel 6. Norsk Olje og Gass (OLF) (2014) Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser 7. NOFOs nettsider 8. OSRLS nettsider Total (2016) Sikkerhetsdatablad Finasol OSR 52, SDS # Todnem AS (2012) Sikkerhetsdatablad Dasic Slickgone NS 11. DNV GL (2018) Well Risk Assessment for exploration well 35/11-21 S Bergand 12. Statoil ( Utholdenhet og opptrapping av oljevernaksjon ledet av Statoil Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 43 of 53

44 App A Blow out scenario analysis Blowout scenario analysis for Bergand (35/11-21 S), rev 01 Kari Apneseth, TPD R&T FT SST TSW Fornebu, March 15 th 2018 Summary This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to drilling of the exploration well Bergand (35/11-21 S). Blowout probability, flow rates and duration are quantified for application in the environmental risk assessment. The overall blowout probability of the well is judged to be , ref /6/. The results are summarized below: Probability top/ sub Rate (Sm3/d) Probability distribution - duration Scenario probability % % Topside 0, % ,52 0,19 0,14 0,05 0,10 10 % % Weighted rate % % Subsea 0, % ,40 0,19 0,18 0,08 0,15 10 % % Weighted rate 7000 Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 44 of 53

45 1 Introduction Statoil is planning to start drilling the Bergand well in the North Sea in The semi-submersible drilling rig Deepsea Bergen is planned used for drilling the well. The purpose of this note is to provide input to the environmental risk assessment regarding blowout probability, rates and duration. The assessment of risk figures in this note is based on: - Historical blowout statistics /1/ - Blowout and well leak frequencies /2/ - Simulation of blowout rates /3/ - Well risk assessment, Bergand /6/ - Judgements and considerations in TPD R&T FT SST TSW and in dialogue with the project, ref /4/ and /5/ 2 Well specific information 1) Table 1: Reservoir data for Bergand Reservoir Data Unit Reservoir 1 Reservoir 2 Reservoir 3 Reservoir 4 Reservoir 5 Name TUN LNER Oseberg Cook Statfjord Top reservoir m TVD MSL Total formation thickness m TVT Formation radius m Reservoir pressure bar HC bearing formation thickness m TVT Net/Gross v/v Porosity v/v Permeability md 23 (Oil)/15 (Gas) 23 (Oil)/15 (Gas) Kv/kh ratio Temperature (top res) C Reservoir length along well m Reservoir width across well m X-position of well within reservoir m Y-position of well within reservoir m Discovery probability % 31.5% 44.6% 38% 28% 24% Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 45 of 53

46 2) Table 2: Fluid data for Bergand Reservoir Data Unit Reservoir 1 Reservoir 2 Reservoir 3 Reservoir 4 Reservoir 5 Name TUN LNER Oseberg Cook Statfjord Top reservoir m TVD MSL Total formation thickness m TVT Formation radius m Reservoir pressure bar HC bearing formation thickness m TVT Net/Gross v/v Porosity v/v Permeability md 23 (Oil)/15 (Gas) 23 (Oil)/15 (Gas) Kv/kh ratio Temperature (top res) C Reservoir length along well m Reservoir width across well m X-position of well within reservoir m Y-position of well within reservoir m Discovery probability % 31.5% 44.6% 38% 28% 24% Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 46 of 53

47 3 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 /1/ (Table 4.9) combined with assumptions 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 P(Top penetration or tripping blowout) = 0,40 The blowout frequencies found in LRC /2/ are the outset of our assessment. The resulting frequency from this assessment is provided below: P(blowout, Bergand oil well) = Deepsea Bergen or similar semi-submersible will be used for drilling the wells. This is a semi-submersible drill rig that will operate on anchoring. Based on information in Table 6.2 ref /2/ and an overall evaluation of different scenarios and sort of vessel a probability distribution between seabed and surface release scenarios is set to 75 % and 25 % in order of appearance. This results in the following probabilities: P(blowout with seabed release) = 0, = P(blowout with surface release) = 0, = Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 47 of 53

48 4 Blowout rates Scenarios for blowout rate calculations have been defined and scenario probability distribution adjusted based on the above and well specific information. Blowout rates and scenario probabilities combined describe a well specific risk picture. Blowout rates have been calculated by the project. The simulated scenarios include; 1) Top penetration 5 m into TUN 2) Drilling ahead % TUN + 5 m LNER 3) Drilling ahead % TUN & LNER + 5 m Oseberg 4) Drilling ahead % TUN, LNER, Oseberg + 5 m Cook 5) Tripping 100 % exposed TUN, LNER, Oseberg, Cook and Statfjord 1 The simulation results are shown below in Table 3. 4) Table 3: Blowout rates, Bergand Section Scenarios Scenario Blowout rates* (Sm3/d) probability Surface Seabed Top penetration 20 % Drilling ahead 1 20 % ½ Drilling ahead 2 10 % Drilling ahead 3 10 % Tripping 40 % Expected rate 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. 1 The HC bearing layer of Statfjord is assumed to be 4 m Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 48 of 53

49 5 Blowout duration An oil blowout can be stopped by: 1. Operator actions mechanical (capping) 2. Wellbore collapse and/or rock material plugging the well (bridging) 3. Altered fluid characteristics resulting from water or gas coning during a blowout 4. Drilling a relief well and applying kill mud The probability distribution of the duration of a possible blowout is derived by way of the approach utilized in /2/. An operation specific consideration of bridging probability or capping efficiency has not been attempted. Water/gas coning is not considered, as this would require more detailed reservoir information. The well specific input, time to drill a relief well, is presented in Table 4. One assumption in the assessment of blowout duration is that one relief well is sufficient to kill the well. Need for a second relief well would require a re-evaluation. 5) Table 4: Time to drill a relief well, ref /5/ Minimum Most likely Maximum Make decisions Mobilise a rig Time to Drilling Geomagnetic steering into well Killing the well* *Numbers related to these operations are found reasonable and used as default based on expert consultation The required time to drill a relief well and kill a blowout is judged by the project to be between 32 and 67 days. A Monte Carlo simulation is performed to produce a duration distribution from the well specific input in Table 4. The expected time found is 48 days. A probability distribution is presented in Figure 1. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 49 of 53

50 PROBABILITY Miljørisiko- og beredskapsanalyse 0,6000 0,5000 0,4000 0,3000 0,2000 0,1000 0, TIME TO DRILL A RELIEF WELL (DAYS) 6) Figure 1: Duration probability distribution The probability distribution, found in Table 5 below, is constructed by a combination of the well specific duration distribution and probabilities that a blowout will end by the mechanisms capping and bridging /2/. Based on Table 5, the maximum blowout duration is suggested to be 63 days. 7) Table 5: Probability distribution, time to drill a relief well Duration (days) Surface blowout Seabed blowout 1 0,379 0, ,143 0, ,189 0, ,057 0, ,049 0, ,034 0, ,028 0, ,012 0, ,006 0, ,008 0, ,056 0, ,036 0, ,002 0,003 Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 50 of 53