Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg

Transkript

1 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg

2 Gradering: Åpen Status: Final Side 2 av 37

3 Innholdsfortegnelse 1 Sammendrag Innledning Definisjoner og forkortelser Bakgrunn Aktivitetsbeskrivelse Miljørisikoanalyse Metodikk Geografisk lokasjon Type operasjon og utslippssannsynlighet Utblåsningsrater og varigheter Oljetype Årstid Sammenligning mot Statoils akseptkriterier Beskrivelse av miljøressurser (VØKer) Resultater av miljørisiko for letebrønn 6706/12-1 Snefrid og Aasta Hansteen feltet Resultater fra oljedriftmodelleringer Resultater fra miljørisiko for sjøfugl Miljørisiko for marine pattedyr Miljørisiko for strandhabitater Resultater for miljørisiko for fisk Konklusjon miljørisiko for letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg Beredskapsanalyse Ytelseskrav Metodikk Dimensjonering av barriere 1 og Dimensjonering av barriere 3 til Analysegrunnlag Oljens egenskaper Utslippsscenarier Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer Oljevernressurser utstyrsplassering og forutsetninger Resultater fra oljedriftsberegninger influensområde og stranding Administrative grenser/ berørte IUA Resultat - Beredskapsbehov og responstider 6706/12-3 Roald Rygg Barriere 1 og 2 nær kilden og på åpent hav Barriere 3 og 4 i kyst- og strandsone samt barriere 5 strandsanering Oppsummering av krav til beredskap for letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg Referanser App A Blowout Scenario Analysis A.1 Summary A.2 Introduction A.3 Blowout scenarios and probabilities Gradering: Åpen Status: Final Side 3 av 37

4 A.4 Blowout rates A.5 Blowout duration A.6 References Sammendrag Statoil planlegger boring av letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg. Brønnen er lokalisert i Norskehavet. Avstanden til nærmeste land, Røst i Nordland, er om lag 222 km. Boringen er planlagt med oppstart Q /12-3 Roald Rygg er forventet å inneholde gass og ikke olje, men da man ikke kan utelukke at det kan forekomme noe olje har Statoil vurdert at Kristin kondensatet er mest representativ oljetype for denne brønnen. Denne miljørisikoanalysen er utført som en referansebasert analyse mot letebrønn 6706/12-1 Snefrid fra 2008[1]. Da denne referanseanalysen er fra 2008 og utført med OILTRAJ modell for oljedriftsmodellering, samt grunnet oppdatering av naturressursdata er funnene i referanseanalysen verifisert med en sjekk mot miljørisikoanalysen for Aasta Hansteen fra 2013[2]. Miljørisikoen i referanseanalysen, letebrønn 6706/12-1 Snefrid, er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for alle VØKer, og risikoen er også under ALARP-nivå (50 % av akseptkriteriet) i alle fire sesonger. Høyest miljørisiko er beregnet for lunde i både vår-, høst- og vintersesongen. Høyest miljørisiko gjennom året er om våren, med maksimalt utslag på 10,1 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier (moderat miljøskade). Maksimalt utslag for betydelig og alvorlig miljøskade er hhv. 0,7 % (lomvi om sommeren) og 0,004 % (gråmåke om sommeren). Miljørisikoen for letebrønn 6706/12-3 er forventet å være lavere enn referanseanalysen grunnet betydelige lavere rater og lettere nedbrytbar oljetype. Se Tabell 1-1. Miljørisikoen forbundet med boring av letebrønnen 6706/12-3 Roald Rygg er derfor vurdert å være akseptabel sett i forhold til Statoils akseptkriterier for miljørisiko gjennom hele året. Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for boring av 6706/12-3 Roald Rygg er oppsummert i Tabell Det er satt krav til 2 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 11 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 28 timer. Det stilles ikke spesifikke krav til beredskap for barriere 3, 4 og 5 da det ikke forventes stranding av olje. Ved behov vil ytterligere ressurser kunne mobiliseres i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og IUA'ene. Gradering: Åpen Status: Final Side 4 av 37

5 Tabell 1-1: Sammenligning av parametere for 6706/12-3 Roald Rygg og referansebrønn 6706/12-1 Snefrid 6706/12-3 Roald Rygg Referansebrønn 6706/12-1 Snefrid N Kriteriet Sammenligning Geografisk lokasjon 67 04ʹ 5ʹʹ N, ʹ 54ʹʹ Ø 6,731667Ø, 67,068056N 67º 02'56" N, 006º 52' 37" Ø 6,985219Ø, 67,045177N < 50 km fra sammenlignet felt/operasjon OK, 11km Oljetype Kristin kondensat* Norne olje Tilsvarende eller kortere levetid på sjø OK Norneolje har betydelig lengre forventet levetid på sjø Sannsynlighet for utslipp 1,4 x10-4 2,9 x10-4 Tilsvarende eller lavere OK Vektet rate (Sm 3 /d) 212 Sm 3 /d totalt vektet rate Sm 3 /d overflate 6580 Sm 3 /d sjøbunn Tilsvarende eller lavere OK 230 Sm 3 /d overflate 210 Sm 3 /d sjøbunn Potensiell maksimal varighet av utblåsningen 70 dager 95 dager Tilsvarende eller lavere OK Sannsynlighetsfordeling overflate/sjøbunn 10/90 2,5/97,5 Sannsynlighet for overflateutblåsning må være tilsvarende eller lavere OK-Vurdert som tilsvarende. Basert på dagens informasjon ville forventet fordeling for referansebrønnen vært 25/75. Spesielt sårbar årstid/ analyseperiode Boring vinterstid Helårlig analyse Referanse-analysen må dekke aktuell boreperiode OK *kun gass er forventet på 6706/12-3 Roald Rygg, men da man ikke kan utelukke forekomst av noe olje benyttes Kristin kondensat som referanseolje. 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. Sannsynligheten for miljøskade er i et ALARP-område når sannsynligheten er mer enn halvparten av akseptkriteriet. Gradering: Åpen Status: Final Side 5 av 37

6 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). FIFI: Firefighting - brannvernutstyr 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. 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. 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. 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 Gradering: Åpen Status: Final Side 6 av 37

7 - Har stor økologisk, vitenskapelig, estetisk og/eller økonomisk verdi, og som - Vil være dimensjonerende med hensyn på gjennomføring av risikoreduserende tiltak. 2.2 Bakgrunn Miljørisikoanalysen for boring av letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg er gjennomført som en referansebasert analyse med utgangspunkt i analysen som ble gjennomført for letebrønn 6706/12-1 Snefrid fra 2008 [1]. I analysen av Snefrid fra 2008 er oljedriftsmodellen OILTRAJ benyttet. De siste årene har OS3D modellen til SINTEF blitt benyttet til oljedriftsmodellering for miljørisikoanalyser i Statoil, og dette antas å være en forbedring av metodikken. For å underbygge bruken av analysen fra 2008 som referanse ble det som en ekstra verifikasjon av resultatene sett på miljørisikoanalysen for utbygging og drift av Aasta Hansteen feltet, da dette feltet ligger i samme område og tar i bruk OSCAR for oljedriftsmodellering, og har oppdaterte naturressursdata [2]. 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 (Tabell 2-1). Beredskapsanalysen for 6706/12-3 Roald Rygg er brønnspesifikk. Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning. Dette skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av oljevernberedskap i forbindelse med akutte utslipp. Aktivitetsforskriftens 73 og Styringsforskriftens 17 stiller krav til beregning av risiko og beredskap ved miljøforurensning som følge av akutte utslipp som grunnlag for beredskapsetablering. 2.3 Aktivitetsbeskrivelse Letebrønnen 6706/12-3 Roald Rygg skal bores i Norskehavet (Figur 2-1). Vanndybden på borelokasjon er 1290 m og korteste avstand til land, som er Røst i Nordland, er om lag 224 km. Boringen har planlagt oppstart vinter Brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Transocean Spitsbergen. Gradering: Åpen Status: Final Side 7 av 37

8 Figur 2-1 Lokasjon for letebrønn Snefrid og omtrentlig lokasjon for 6706/12-3 Roald Rygg I analysen av miljørisiko knyttet til boringen av letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg benyttes Statoils akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko (Tabell 2-1). 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 2-1 Statoils akseptkriterier for miljørisiko Miljøskade Feltspesifikk risiko per år: Installasjonsspesifikk risiko per år: Operasjonsspesifikk risiko per operasjon: Mindre < 2 x 10-2 < 1 x 10-2 < 1 x 10-3 Moderat < 5 x 10-3 < 2,5 x 10-3 < 2,5 x 10-4 Betydelig < 2 x 10-3 < 1 x 10-3 < 1 x 10-4 Alvorlig < 5 x 10-4 < 2,5 x 10-4 < 2,5 x 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. Metodikk samt begrepsdefinisjoner er fullstendig beskrevet i Norsk olje og gass (tidligere OLF) sin veiledning for miljørettede risikoanalyser [3]. Gradering: Åpen Status: Final Side 8 av 37

9 Miljørisikoanalysen for 6706/12-3 Roald Rygg er gjennomført som en referansebasert analyse mot letebrønn 6706/12-1 Snefrid fra 2008, hvor følgende parametere er gjennomgått: Geografisk lokasjon Definerte fare- og ulykkeshendelser Type operasjon og utslippssannsynlighet Utslippsrater og -varigheter Oljetype Årstid Miljøressurser (Verdsatte Økologiske Komponenter) En detaljert gjennomgang av parametrene er gjort i kapittel 3.2 til Geografisk lokasjon Letebrønnen 6706/12-3 Roald Rygg har lokasjon 67 04ʹ 5ʹʹ N, 6 43ʹ 54ʹʹ Ø og ligger 11 km fra referansebrønnen 6706/12-1 Snefrid (67º 02'56" N, 006º 52' 37" Ø). Avstand kvalifiserer derfor for å benytte den gjennomførte miljørisikoanalysen for 6706/12-1 Snefrid som referanse. 3.3 Type operasjon og utslippssannsynlighet Det skal benyttes en halvt nedsenkbar rigg (Transocean Spitsbergen) for boringen av letebrønnen. Basert på informasjon fra Lloyds Register Consulting (tidligere Scandpower), og en samlet vurdering av scenarioer og type rigg, er fordelingen av sannsynlighet mellom utblåsning på havbunn og overflate under boring satt til 90 % / 10 %. Utblåsningsfrekvensene som er benyttet for å beregne utblåsningssannsynlighet er fra Lloyds Register Consulting. Forventet fluid er gass, men da man ikke kan utelukke forekomst av noe olje benyttes Kristin kondensat som referanseolje. For 6706/12-3 Roald Rygg baseres sannsynligheten på en utblåsningsfrekvens lik en undersøkelsesbrønn (exploration). 6706/12-3 Roald Rygg: P(blowout, exploration) = 1,43 x10-4 I referanseanalysen 6706/12-1 Snefrid var følgende utblåsningssannsynlighet benyttet: 6706/12-1 Snefrid: P(blowout, leteboring, gjennomsnittsbrønn) = 2, Utblåsningssannsynligheten for 6706/12-3 Roald Rygg er altså lavere enn for referansebrønnen 6706/12-1 Snefrid. Se Vedlegg A for flere detaljer. 3.4 Utblåsningsrater og varigheter Ratefordelingen for letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg og referansebrønnen 6706/12-1 Snefrid er presentert i Tabell 3-1 og Tabell 3-2. For 6706/12-3 Roald Rygg er utblåsningsratene vesentlig lavere enn for referansebrønnen. For 6706/12-3 Roald Rygg er utblåsningsratene mellom 57 og 438 Sm 3 /d, mens for 6706/12-2 Snefrid var utblåsningsratene mellom 4900 og Sm 3 /d. Gradering: Åpen Status: Final Side 9 av 37

10 Tabell 3-1 Simulerte utblåsningsrater og sannsynligheter for 6706/12-3 Roald Rygg Section 8 ½ Scenarios Scenario Blowout rates, Blowout rates, probability Surface (Sm 3 /d) Seabed (Sm 3 /d) Top penetration 20% Drilling ahead 40% Tripping 40% Expected rate*: Tabell 3-2 Simulerte utblåsningsrater og sannsynligheter for referansebrønnen 6706/12-1 Snefrid Sannsynlighet Utblåsningsrate (Sm 3 /d) Havbunn Overflate 20% % % Tid til 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 6706/12-3 Roald Rygg er potensiell utblåsningsvarighet beregnet til 70 døgn, mens for referansebrønnen 6706/12-1 Snefrid er utblåsningsvarigheten beregnet til 95 døgn. Det, samt at ratene for 6706/12-3 Roald Rygg er betydelig lavere, i forhold til 6706/12-1 Snefrid, gjør at vi kan konkludere med at utblåsningsrater og -varigheter for 6706/12-1 Snefrid er gyldige også for 6706/12-3 Roald Rygg. Se Vedlegg A for flere detaljer for 6706/12-3 Roald Rygg. 3.5 Oljetype Det er forventet å finne gass på 6706/12-3 Roald Rygg, men da man ikke kan utelukke forekomst av noe olje benyttes Kristin kondensat som referanseolje. Oljedriftsmodelleringen for referansebrønnen 6706/12-1 Snefrid er utført med Norne olje. Kristin kondensat er et parafinsk kondensat og har en tetthet på 0,798 g/ml. Det inneholder 7,3 vekt % voks og 0,6 vekt % asfaltener. Tabell 3-3 viser forvitringsegenskapene til Kristin kondensat og Norneolje. Norneoljen har en tetthet på 0,863g/ml og er en betydelig tyngre oljetype enn Kristin kondensatet med tilsvarende lenger levetid på sjø. Forvitringsegenskapene til Kristin kondensatet er hentet fra forvitringsstudiet for Kristin kondensat[4]. Forvitringsegenskapene til Norneoljen er hentet fra forvitringsstudiet for Norne olje [5] Tabell 3-3 Forvitringsegenskaper til Kristin kondensat og Norneolje ved 2 og 12 timer for sommer og vinter Parameter Kristin kondensat Norne olje Kristin kondensat Norne olje Vinter (5 ºC, 10m/s) Vinter (5 ºC, 10m/s) Sommer (15 ºC, 5 m/s) Sommer (15 ºC, 5 m/s) Vanninnhold (%) 2 timer timer Fordampning (%) 2 timer timer Nedblanding (%) 2 timer timer Gradering: Åpen Status: Final Side 10 av 37

11 Viskositet av emulsjon (cp) 2 timer timer Emulsjon på overflaten % av utslipp 2 timer timer Årstid Miljørisikoanalysen for referanseanalysen 6706/12-1 Snefrid ble gjort som en helårlig analyse og vil dermed være dekkende for letebrønnen 6706/12-3 Roald Rygg. 3.7 Sammenligning mot Statoils akseptkriterier Miljørisiko i forbindelse med akutte utslipp av olje er en funksjon av sannsynlighet for og konsekvens av en utslippshendelse. For boring av letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg skal miljørisikoen måles mot operasjonsspesifikke akseptkriterier. Referanseanalysen av 6706/12-1 Snefrid er også basert på operasjonsspesifikke akseptkriterier, og den vil derfor kunne sammenliknes direkte med 6706/12-3 Roald Rygg. 3.8 Beskrivelse av miljøressurser (VØKer) Referanseanalysen for 6706/12-1 Snefrid ble gjennomført i april 2008, og nyeste data for naturressurser ble da benyttet. Basert på influensområdet ble det beregnet miljørisiko for følgende naturressurser: sjøfugl på åpent hav og i kystnære farvann, marine pattedyr, fisk og strandhabitat. Grunnet oppdatering av miljøressursdata er disse også sjekket mot analysen av Aasta Hansteen-feltet utført i Det er vanskelig å prediktere hva en oppdatering i bestandsdata hadde resultert i i forhold til bestandstap og miljørisiko for 6706/12-3 Roald Rygg. Siden miljørisikoresultatene for referanseanalysen tilsier en lav miljørisiko (maksimalt 10,1 % av Statoils akseptkriterier for moderat miljøskade), og referanseanalysen er konservativ (både i bruk av oljetype, men også vesentlig høyere rater og varighet for utblåsning) for bruk for 6706/12-3 Roald Rygg, har Statoil vurdert at mulig endring i miljørisiko grunnet oppdatert bestandsdata er neglisjerbar. Miljørisikoen forbundet med 6706/12-3 Roald Rygg vil ikke overstige resultatene fra referanseanalysen for 6706/12-1 Snefrid. Miljørisikoen som presenteres under er resultatene for 6706/12-1 Snefrid. 3.9 Resultater av miljørisiko for letebrønn 6706/12-1 Snefrid og Aasta Hansteen feltet Resultater fra oljedriftmodelleringer For modellert overflate- og sjøbunnsutblåsning er det generert oljedriftsstatistikk på rutenivå for fire sesonger; vår (marsmai), sommer (juni-august), høst (september-november) og vinter (desember-februar). Influensområdene ( 5 % sannsynlighet for treff av olje i 10 x 10 km ruter) gitt utblåsning fra henholdsvis overflate og sjøbunn på referansebrønnen 6706/12-1 Snefrid i de ulike sesongene, er presentert i Figur 3-1 (hele året) og Figur 3-2 (pr sesong). Gradering: Åpen Status: Final Side 11 av 37

12 Figur 3-1 Gjennomsnittlige oljemengder på sjøoverflaten (tidsmidlet oljemengde i sjøruter og akkumulert oljemengde i landruter) ved hhv. en overflate- og en sjøbunnsutblåsning fra referanseanalysen 6706/12-1 Snefrid (Merk: Oljetypen som ligger til grunn for simuleringen er Norne olje). Figurene er basert på vektet rate og varighet. Gradering: Åpen Status: Final Side 12 av 37

13 Figur 3-2 Sannsynligheten for treff av olje i 10 x10 km ruter gitt et overflate- og sjøbunnsutslipp fra referanseanalysen 6706/12-1Snefrid for alle sesonger(merk: Oljetypen som ligger til grunn for simuleringen er Norne olje). Influensområdet er vist for vektet rate og vektet varighet. Merk også at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av 900 enkeltsimuleringer av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Influensområdene 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 hver sesong. Figurene viser sesongvariasjon i influensområdenes utstrekning. Influensområdene strekker seg lengst for overflateutblåsning i vår- og sommersesongen. Et sjøbunnsutslipp fra referansebrønnen 6706/12-1 Snefrid medfører ikke stranding. Ved overflateutslipp er sannsynlighet for stranding i landruter i referanseanalysen(6706/12-1 Snefrid) mellom 0 % og 11,3 %. Ratene i referanseanalysen (vektet rate overflate Sm 3 /d, vektet rate sjøbunn 6580 Sm 3 /d) er svært mye høyere enn det som er beregnet for letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg (vektet rate overflate 123 Sm 3 /d, vektet rate sjøbunn 103 Sm 3 /d). Oljetype i referanseanalysen (Norne olje) ansees som svært konservativ i forhold til Kristin kondensatet som antas å være representativ for letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg. Det vurderes at oljedriftsmodelleringen i miljørisikoanalysen for Aasta Hansteen feltet er mer representativ for influensområde og stranding fra letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg. Det er ingen km landruter som har over 5 % treffsannsynlighet med mer enn 1 tonn olje gitt en utblåsning fra Aasta Hansteen i et høyaktivitetsår eller et normalt produksjonsår. Det er således heller ingen stranding på 95-persentilen for strandingsmengde gitt en utblåsning Resultater fra miljørisiko for sjøfugl Resultatene av analysene med hensyn til miljørisiko er presentert for hele året (sesongvis). Oppgitte verdier gjelder måneden med høyest utslag innenfor hver sesong. Miljørisiko er vist som andel av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier i Figur 3-3 og Figur 3-4. Høyest miljørisiko er beregnet for lunde i både vår-, høst- og vintersesongen. Gradering: Åpen Status: Final Side 13 av 37

14 Høyest miljørisiko gjennom året er om våren, med utslag på 10,1 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for moderat miljøskade. Maksimalt utslag for betydelig og alvorlig miljøskade er hhv. 0,7 % (lomvi om sommeren) og 0,004 % (gråmåke om sommeren). Figur 3-3 Miljørisiko ved utblåsning fra 6706/12-1 Snefrid, presentert for sjøfuglbestander (vist som % - andel av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier). Miljørisiko for hver ressurs er vist for den måneden som ga høyest utslag i henholdsvis vår- og sommersesongen Gradering: Åpen Status: Final Side 14 av 37

15 Figur 3-4 Miljørisiko ved utblåsning fra 6706/12-1 Snefrid, presentert for sjøfuglbestander (vist som % - andel av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier). Miljørisiko for hver ressurs er vist for den måneden som ga høyest utslag i henholdsvis høstog vintersesongen Miljørisiko for marine pattedyr Havert og steinkobbe har høyest sårbarhet under kaste- og hårfellingsperioden da de samler seg i kolonier i kystnære områder. Influensområdet til 6706/12-1 Snefrid dekker sentrale områder av Norskehavet, og har ikke sannsynlighet for å treffe kyst. Det er derfor ikke identifisert marine pattedyrarter som VØK for videre miljørisikoberegning Miljørisiko for strandhabitater Miljørisikoen for strandhabitater er i referanseanalysen for 6706/12-1 Snefrid beregnet for boring i alle årets måneder. Resultater er i referanseanalysen presentert for hver sesong, hvor oppgitte verdier gjelder måneden med høyest utslag innenfor hver sesong. Resultatene viser at høyeste utslag for strandhabitater er beregnet til 0,14 % av akseptkriteriet for moderat miljøskade. Det henvises til referanseanalysen kapittel 7.5 for videre informasjon om miljørisiko på strandhabitater. Referanseanalysen ansees som konservativ i forhold til oljetype benyttet til oljedriftssimuleringer (Norne olje) Resultater for miljørisiko for fisk Tapsandelene beregnet for torske- og sildelarver I referanseanalysen er svært lave. Tatt i betraktning de lave tapsandelene som er beregnet for torsk og sild vil skade på tidlige livsstadier av fisk ikke være på et bestandsmessig nivå og miljørisikoen vil være neglisjerbar. Fisk er derfor ikke tatt med videre i miljørisikoberegningene. Gradering: Åpen Status: Final Side 15 av 37

16 3.10 Konklusjon miljørisiko for letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg Miljørisikoen for referansebrønnen 6706/12-1 Snefrid ligger for alle VØK-bestander og VØK-habitat godt innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier og godt under ALARP-nivå (50 % av akseptkriteriet). Det er generelt liten forskjell på miljørisikoen i de ulike sesongene. Miljørisikoen for letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg er forventet å være vesentlig lavere enn referanseanalysen grunnet betydelige lavere rater og en lettere nedbrytbar oljetype. Det kan derfor konkluderes at miljørisikoen forbundet med boring av 6706/12-3 Roald Rygg er akseptabel sett i forhold til Statoils akseptkriterier for miljørisiko gjennom hele året. Gradering: Åpen Status: Final Side 16 av 37

17 4 Beredskapsanalyse Beredskap som et konsekvensreduserende tiltak vil være et viktig bidrag til risikoreduksjon. Effektiv oljevernberedskap vil redusere oljemengdene på sjøen, og videre føre til reduksjon i det totale influensområdet for et mulig oljeutslipp. Statoils primære strategi for oljevern ved leteboring er mekanisk oppsamling på åpent hav nær kilden. Dispergering 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 dispergering og strandrenseutstyr, etter behov i en aksjon. Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning basert på forventede dimensjonerende utslippsrater fra aktiviteten. 4.1 Ytelseskrav Statoils ytelseskrav for de ulike barrierene er beskrevet under [6]. Barriere 1: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe beregnet emulsjonsmengde på sjø. Første system innen best oppnåelig responstid. Full kapasitet snarest mulig og senest innen 95-persentilen av korteste drivtid til land, basert på beregnet kapasitetsbehov. Statoil setter, som et minimum, krav til tilstrekkelig kapasitet til å bekjempe et oljeutslipp 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. 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 et prioritert område. 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. 4.2 Metodikk Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Statoils forutsetninger og metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [7,8], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i Norsk Olje og Gass veiledning (tidligere OLF) [3] og NOFO [9]. Utstyr som kan benyttes til bekjempelse av olje/emulsjon i barriere 1-4: Havgående NOFO-system Havgående Kystvaktssystem System Kyst A IKV System Kyst B KYV System Fjord A NOFO/Operatør Gradering: Åpen Status: Final Side 17 av 37

18 System Fjord B IUA/KYV Dispergeringssystem (NOFO og OSRL) 4.3 Dimensjonering av barriere 1 og 2 Beredskapsanalysen for barriere 1 og 2, nær kilden og på åpent hav, er basert på vektet utblåsningsrate og forventet oljetype. Beregninger er gjort for vintersesong og sommersesong. For dimensjonering av barriere 1 benyttes egenskaper (fordamping, naturlig nedblanding og vannopptak) 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 av korteste drivtid til land). 4.4 Dimensjonering av barriere 3 til 5 Beredskapsbehovet i barriere 3, 4 og 5 er basert på resultater fra oljedriftssimuleringer gjennomført for den spesifikke aktiviteten. Statoil legger til grunn et prinsipp, for å sikre robusthet og fleksibilitet i beredskapen, om at barriere 3 og 4 dimensjoneres slik at hvert prioritert område som er berørt av stranding innen 20 døgn (ifølge oljedriftssimuleringer) skal kunne ha tilgang til kapasitet tilsvarende 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. Prinsippet om grunnberedskap medfører at Statoil dimensjonerer for både volumer og utstrekning av strandet emulsjon. Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 3 og 4 skal være etablert innen 95- persentilen av korteste drivtid til land. Når minste drivtid er lengre enn 20 døgn spesifiseres ikke krav til beredskap i barriere 3, 4 og Analysegrunnlag Oljens egenskaper Forventet oljetype for 6706/12-3 Roald Rygg er Kristin kondensat, Tabell 3-3 gir en oversikt over Kristin kondensatets forvitringsegenskaper ved ulike temperaturer og vindstyrker. Kristin kondensat er et parafinsk kondensat med en høy andel mettede hydrokarboner. Det inneholder noe asfaltener, og har et høyt innhold av voks (7,3 vekt %). Kristin kondensat tar opp noe vann, men emulsjonene som blir dannet er meget ustabile. Kristin kondensat har godt potensiale for dispergering.[4] Gradering: Åpen Status: Final Side 18 av 37

19 4.5.2 Utslippsscenarier Tabell 4-1 gir en oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg. Tabell 4-1 Utslippsscenarier for letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg Type utslipp Kilde Oljetype Utblåsning 212 m 3 /døgn (Kristin kondensat) Middels utslipp m 3 punktutslipp Mindre utslipp m 3 punktutslipp Langvarig utblåsning fra reservoar (Vektet rate, maksimal varighet - 70 døgn) Eksempelvis lekkasje fra brønn Eksempelvis lekkasje fra brønn Kristin kondensat Kristin kondensat Kristin kondensat 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 under 30000cP). Kapasiteten til havgående dispergeringssystem i NOFO-klasse er satt til 1950 m 3 /døgn. Funksjonene som er områdespesifikke for 6706/12-3 Roald Rygg er omtalt i de følgende delkapitlene. For flere detaljer henvises det til Statoils metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [8] 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 6706/12-3 Roald Rygg (region 4) er operasjonslys oppsummert i Tabell 4-2. Gradering: Åpen Status: Final Side 19 av 37

20 Figur 4-1. Regioner brukt for beregning av operasjonslys Tabell 4-2 Andel operasjonslys i region 4, hvor letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg er lokalisert Vinter Vår Sommer Høst År Operasjonslys 32 % 76 % 95 % 49 % 63 % Bølgeforhold åpent hav Bølgeforhold på åpent hav inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 1 og 2. Statoil har bølgedata for 27 stasjoner, som vist i Figur 4-2. Stasjon 17 er antatt å best representere bølgeforholdene ved 6706/12-3 Roald Rygg. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for NOFO- og Kystvaktsystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) er oppsummert i Tabell 4-3. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-4. Gradering: Åpen Status: Final Side 20 av 37

21 Figur 4-2 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav Tabell 4-3 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon 6706/12-3 Roald Rygg (antatt stasjon 17) Vinter Vår Sommer Høst År NOFO-system 41 % 62 % 76 % 55 % 58 % Kystvakt-system 27 % 50 % 68 % 42 % 47 % Tabell 4-4 Andel av tid hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved 6706/12-3 Roald Rygg (antatt stasjon 17) Vinter Vår Sommer Høst NOFO-system (Hs < 4 m) 64 % 87 % 99 % 81 % NOFO-dispergering (Hs < 4 m) 64 % 87 % 99 % 81 % Kystvakt-system (Hs < 3 m) 40 % 73 % 94 % 62 % 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 4-5. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-6. Gradering: Åpen Status: Final Side 21 av 37

22 Figur 4-3 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold i kystsonen. Stasjonene er valgt ut som representative for norskekysten. Tabell 4-5 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet gitt bølgeforhold ved stasjon 4 (kystsystem) og 3 (fjordsystem) Vinter Sommer Kyst-system 39 % 65 % Fjord-system 66 % 72 % Tabell 4-6 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 % Oljevernressurser utstyrsplassering og forutsetninger Figur 4-4 viser plasseringen av NOFO-utstyr per desember 2014 [9]. Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til borelokasjon er brukt som grunnlag for beredskapsanalysen. Gradering: Åpen Status: Final Side 22 av 37

23 Figur 4-4 NOFOs utstyrsoversikt per desember 2014 [9] Tabell 4-7 Avstander fra 6706/12-3 Roald Rygg til aktuelle oljevernressurser Avstand Type Navn (nm) Kristiansund Redningsskøyte 242 Rørvik Redningsskøyte 179 Ballstad (Lofoten) Redningsskøyte 166 Sørvær (Sørøya) Redningsskøyte 392 Stavanger NOFO Base 505 Mongstad NOFO Base 390 Kristiansund NOFO Base 241 Sandnessjøen NOFO Base 156 Hammerfest NOFO Base 431 Skandi Hugen - Ekofisk NOFO Vessel 650 Stril Mariner - Ula Gyda Tamber NOFO Vessel 613 Esvagt Bergen - Sleipner NOFO Vessel 541 Stril Power - Balder NOFO Vessel 483 Esvagt Stavanger - Oseberg NOFO Vessel 405 Tabell 4-8 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av barriere 1 og 2 [9] Gangfart, OR-fartøy Mobilisering, klargjøring, lasting og lossing på base system 1 fra NOFO-base Mobilisering av system 2 fra NOFO-base 14 knop 10 timer 30 timer Gradering: Åpen Status: Final Side 23 av 37

24 Mobilisering av system 3 fra NOFO-base Avgivelsestid for beredskapsfartøyer Responstid for slepefartøy Tid til å sette lenser på sjøen 48 timer Tampen: 1 time Troll/Oseberg: 1 time - første system, 1 time - andre system Balder: 6 timer Haltenbanken: 1 time Gjøa: 4 timer Sleipner/Volve: 1 time Ula/Gyda: 6 timer Ekofisk/sørfeltene: 6 timer Goliat: 4 timer Slepefartøy fra NOFO-pool: 24 timer for avstander <120 nm fra utvalgte stasjoner og polarbase, 36 timer for avstander >120nm Redningsskøyter: 20 knops hastighet, 2 time frigivelsestid Egersund Haugesund Kleppestø Måløy Kristiansund N Rørvik Ballstad Sørvær Båtsfjord Vadsø 1 time Resultater fra oljedriftsberegninger influensområde og stranding Oljedriftssimuleringene utført for Aasta Hansteen er mer relevant for 6706/12-3 Roald Rygg ettersom det her er benyttet OS3D (OSCAR) modellen. Resultatene herfra viser ingen km landruter med over 5 % treffsannsynlighet for mer enn 1 tonn kondensat gitt en utblåsning fra Aasta Hansteen. Ratene for hendelser ved boring av 6706/12-3 Roald Rygg er vesentlig lavere enn ratene brukt i simuleringene for Aasta Hansteen. Det forventes derfor ingen stranding fra hendelser ved boring av 6706/12-3 Roald Rygg. Gradering: Åpen Status: Final Side 24 av 37

25 4.6 Administrative grenser/ berørte IUA Figur 4-5: Beredskapsregionene sør for Lofoten [10] 4.7 Resultat - Beredskapsbehov og responstider 6706/12-3 Roald Rygg Barriere 1 og 2 nær kilden og på åpent hav For 6706/12-3 Roald Rygg er systembehov beregnet for mindre punktutslipp (Tabell 4-9), middels punktutslipp (tabell 4-10) og dimensjonerende hendelse. Det er forventet en oljetype med lignende egenskaper som Kristin kondensat. Dimensjonerende hendelse er en langvarig utblåsning, med maksimal varighet 70 døgn og vektet utblåsningsrate 105 Sm3/d (Tabell 4-11). Tabell 4-9 Beregnet systembehov for et mindre utslipp punktutslipp på 100 Sm 3 (6706/12-3 Roald Rygg) Parameter Kristin kondensat Vinter 5 C, 10 m/s vind Sommer 15 C, 5 m/s vind Utstrømningsrate (Sm 3 ) Fordampning % (etter 2 timer på sjø) Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 28 3 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm 3 /d) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 41* 40* Behov for NOFO-systemer 1 1 *viskositeten er lav og det kan forventes et betydelig lensetap. Gradering: Åpen Status: Final Side 25 av 37

26 Tabell 4-10 Beregnet systembehov for et middels stort utslipp punktutslipp på 2000 Sm 3 (6706/12-3 Roald Rygg) Parameter Kristin Kondensat Vinter 5 C, 10 m/s vind Sommer 15 C, 5 m/s vind Utstrømningsrate (Sm 3 ) Fordampning % (etter 2 timer på sjø) Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 28 3 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm 3 /d) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 41* 40* Behov for NOFO-systemer (mekanisk oppsamling og/eller kjemisk dispergering) 2** 2** *viskositeten er lav og det kan forventes et betydelig lensetap. ** For å sikre fleksibilitet og robusthet i beredskapsløsningen legges det konservativt inn behov for 2 NOFO-systemer Tabell 4-11 Beregnet systembehov for barriere 1 og 2 ved en dimensjonerende hendelse langvarig utblåsning 212 Sm 3 (6706/12-3 Roald Rygg, vektet rate) Parameter Kristin kondensat Vinter 5 C, 10 m/s Sommer 15 C, 5 m/s Utstrømningsrate (Sm 3 /d) Fordampning % (etter 2 timer på sjø) Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 28 3 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm 3 /d) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 41* 40* Behov for NOFO-systemer i barriere Systemeffektivitet i barriere 1 (%) Emulsjonsmengde 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) Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) Vannopptak % (etter 12 timer på sjø) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 2 (Sm 3 /d) Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 90* 60* Behov for NOFO-systemer i barriere Behov for NOFO-systemer i barriere 1 og *viskositeten er lav og det kan forventes et betydelig lensetap. Basert på dimensjonerende scenarie for 6706/12-3 Roald Rygg er det beregnet et behov for 2 NOFO-system i barriere 1 og 2 for å kunne håndtere dimensjonerende scenario med mekanisk oppsamling. Ettersom viskositeten er lav og det vil ta noe tid før emulsjon dannes, vil mekanisk dispergering ved bruk av fartøyevt vannkanoner (FIFI) på fartøy kunne være en aktuell strategi for bekjempning i de første timene. Overvåkning av utslippet fra helikopter vil bli igangsatt. Nærmere detaljering av fartøyer og systemer vil beskrives i beredskapsplanen. Beregnet responstid for første system med dagens fartøy/utstyrs-plassering er 11 timer og fullt utbygd barriere (2 systemer) innen 28 timer (Tabell 4-12). Gradering: Åpen Status: Final Side 26 av 37

27 Kristin kondensat har godt potensiale for kjemisk dispergering og denne tiltaksmetoden bør vurderes ved en eventuell hendelse. Effekten av dispergeringsmidler kan bli noe redusert ved flere dagers forvitring på sjøen, men i praksis vil bruk av dispergeringsmidler alltid ha potensiale for Kristin. Dispergeringsmidlet Dasic NS er brukt i alle dispergerbarhetstester i forvitringsstudiet for Kristin kondensatet. Tabell 4-12 Oljevernressurser Oljevernressurs Lokasjon Avstand (nm) Responstid OR-fartøy/slepefartøy Stril Poseidon Haltenbanken 133 nm 10 timer OR-fartøy Standby-fartøy på borelokasjon 11 timer redningsskøyte Base Kristiansund Kristiansund 239 nm 28 timer OR-fartøy 12 timer slepebåt Responstid inkl. utsetting av lenser 11 timer 28 timer Barriere 3 og 4 i kyst- og strandsone samt barriere 5 strandsanering Det forventes ikke stranding fra en eventuell hendelse ved 6706/12-3 Roald Rygg, og det settes derfor ikke krav til beredskap i barriere 3, 4 eller Oppsummering av krav til beredskap for letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for boring av 6706/12-3 Roald Rygg er oppsummert i Tabell For 6706/12-3 Roald Rygg er det satt krav til 2 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 11 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 28 timer. Da det ikke forventes stranding stilles det ikke spesifikke krav til barriere 3-5. Ytterligere ressurser og utstyr kan mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og IUA. Gradering: Åpen Status: Final Side 27 av 37

28 Tabell 4-13 Oppsummering av dimensjonerende krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg Barriere 1 2 Bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid Ettersom viskositeten er lav og det vil ta noe tid før emulsjons dannes, vil mekanisk dispergering ved bruk av fartøy og evt vannkanoner (FIFI) på fartøy være en aktuell strategi for bekjempning innledningsvis. Overvåkning av utslippet fra helikopter vil bli igangsatt. Kapasitet tilsvarende 2 NOFO-systemer Første system innen 11 timer, fullt utbygd barriere innen 28 timer Barriere 3 4 Bekjempelse i kyst- og strandsone Systemer og responstid Det stilles ikke spesifikke krav til barriere 3 og 4 da det ikke forventes stranding Barriere 5 Strandsanering Antall strandrenselag og responstid Fjernmåling og miljøundersøkelser Det stilles ikke spesifikke krav til barriere 3 og 4 da det ikke forventes stranding - Akutt oljeforurensning skal oppdages innen 3 timer etter hendelsen - Luftovervåking igangsettes snarest mulig og senest innen 5 timer - Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer 5 Referanser [1] DNV (2008) Miljørisikoanalyse for letebrønn 6706/12-1 Snefrid i PL218 - Rapport Nr [2] DNV (2012) Miljørisikoanalyse for utbygging og drift av Aasta Hansteen feltet i Norskehavet Rapport Nr / 14O7JZ9-2 [3] OLF (2007) Veileder for miljørettet risikoanalyse [4] Sintef (1997) Forvitringsegenskaper Lavrans og Kristin kondensat. Stokastiske drivbaneberegninger ved overflate- og undervannsutslipp for Kristin kondensat. STF66 F97086 [5] Sintef (2007) Long term weathering of the Norne crude on the sea surface. STF80MK F07096 [6] Statoil (2012) Statoils ytelseskrav, beredskap mot akutt oljeforurensning [7] Statoil (2012) Forutsetninger for analyse og planlegging av beredskap mot akutt oljeforurensning [8] Statoil (2012) Statoil Rådgivende dokument. GL Retningslinje for analyser av beredskap mot akutt oljeforurensning fra offshoreaktiviteter på norsk sokkel. [9] NOFOs nettsider - [10] Kystverket Gradering: Åpen Status: Final Side 28 av 37

29 App A Blowout Scenario Analysis Technical note: Input to the environmental risk assessment Blowout scenario analysis exploration well Roald Rygg (6706/12-3) Alexander Solberg, TPD TEX SST ST Fornebu, 28 th November 2014 A.1 Summary This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to drilling of the exploration well Roald Rygg (6706/12-3). Blowout probability, flow rates and duration are quantified for application in the environmental risk assessment. The overall blowout probability of the well is judged to be The oil blowout rates range between 47 and 438 Sm 3 /d. It is found that the duration of a blowout could potentially amount to 70 days with a 1.0 % probability. Probability top/ sub Topside 0,10 Subsea 0,90 Rate (Sm3/d) 57 Probability distribution - duration Scenario probability Average = Average = 210 A.2 Introduction Statoil is planning to start drilling the Roald Rygg (6706/12-3) exploration wells during the Q in the Norwegian Sea. The semi-submersible drilling rig, Transocean Spitsbergen, is planned used for drilling the well. The purpose of this note is to provide input to the environmental risk assessment regarding blowout probability, rates and duration. The assessment of risk figures in this note is based on: Historical blowout statistics /1/ Blowout and well leak frequencies /2/ Simulations of blowout rates /3/ Judgements and considerations in TPD TEX HSEC ST and in dialogue with the project. Gradering: Åpen Status: Final Side 29 av 37

30 Well specific information Water depth at well location is 1290 meters MSL. The distance RT-MSL of Transocean Spitsbergen is 40 meters. The main target of the well is to test the presence of a commercial hydrocarbon accumulation in the Nise, Kvitnos and Lysing Formations. The well will penetrate the Nise, Kvitnos and Lysing with top formation at 2380, 2987 and 3290 meter TVD RKB, respectively. A 9 5/8 liner will be set at 2299 meters TVD RKB. The reservoir will be penetrated in the 8 ½ diameter section. Total depth will be at about 3300 meters TVD RKB. A well schematics overview is shown in Figure 1. Figure 1: Well Schematic for Roald Rygg (well 6706/12-3), ref. /3/. The probability of discovery is 29% in the Nise and 25 % in the Kvitnos reservoirs, respectively. The reservoir has a GOR of 140,000 Sm 3 /Sm 3 (Nise) and 12,500 Sm 3 /Sm 3 (Kvitnos) Normal pressure is expected in the reservoir. Expected reservoir data and fluid properties are shown in Table 1 and Table 2. Gradering: Åpen Status: Final Side 30 av 37

31 Table 1: Expected reservoir parameters for Roald Rygg, ref /3/ Table 2: Fluid properties for the expected Roald Rygg reservoir, ref /3/. A.3 Blowout scenarios and probabilities During a drilling operation a blowout may result if a reservoir is penetrated while well pressure is in under balance with the formation pore pressure (well pressure < reservoir pressure), and a loss of well control follows. Three different scenarios are defined: 1. Top penetration Kick and loss of well control after 5 m reservoir penetration, typically due to higher reservoir pressure than expected. 2. Drilling ahead Kick and loss of well control after penetration of half the pay zone depth. Represents various causes of under balance while drilling ahead. Gradering: Åpen Status: Final Side 31 av 37

32 3. Tripping Kick and loss of well control after full reservoir penetration, typically due to swabbing during tripping. The overview of blowout causes given in /1/ (Table 4.9) combined with an assumption of annular flow do, in our opinion, justify the following probabilities: P(Top penetration blowout) = 0,20 P(Tripping blowout) = 0,40 Given the above definition of scenarios: P(Drilling ahead blowout) = 1,0 P(Top penetration or Tripping blowout) = 0,40. The blowout frequencies found in LR Consulting /2/ are the outset of our assessment. As the expected fluid of Roald Rygg is gas, a gas blowout frequency is used below; P(blowout exploration, gas well) = 1, per well The frequency relate to an average gas exploration well with blowout potential from a deep reservoir (shallow gas not included). Such blowout frequencies are typically applied to describe wells with potential hydrocarbon discovery in one section which is the case for Roald Rygg (6706/12-3). Transocean Spitsbergen will be used for drilling the wells. This is a semi-submersible drill rig which will be kept in position by dynamic positioning (DP) during the operation. It will operate with a subsea BOP and have the possibility to disconnect and abandon the site in case of a blowout. Based on information in Table 6.2 /2/ and an overall evaluation of different scenarios and sort of vessel a probability distribution between seabed and surface release scenarios is set to 90% and 10% in order of appearance. This results in the following probabilities: P(blowout with seabed release) = 1, ,90 = P(blowout with surface release) = 1, ,10 = Gradering: Åpen Status: Final Side 32 av 37