Oppsummering av miljørisikoanalyse samt beredskapsanalyse for letebrønn 7325/1-1 Atlantis

Transkript

1 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 1 av 43

2 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 2 av 43

3 Innhold 1 Sammendrag Innledning Definisjoner og forkortelser Bakgrunn Aktivitetsbeskrivelse Miljørisikoanalyse Metodikk Basisinformasjon Type operasjon og utslippssannsynlighet Utblåsningsrater og -varigheter Oljetype og oljedriftssimuleringer Årstid Beskrivelse av miljøressurser/vøker Miljørisiko målt opp mot Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier Miljørisiko for fisk Miljørisiko for sjøfugl Miljørisiko for kystnær sjøfugl Miljørisiko for marine pattedyr Isbjørn Grønlandssel Klappmyss Storkobbe Hvalross Ringsel Bardehvaler Tannhvaler Overlapp med iskant Miljørisiko for strandhabitat Konklusjon - miljørisiko Beredskapsanalyse Ytelseskrav Metodikk Dimensjonering av barriere 1 og Dimensjonering av barriere 3 til Bekjempelsesstrategi for isfylt farvann Analysegrunnlag Utslippsscenarier Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 3 av 43

4 4.5.2 Oljens egenskaper Resultater fra oljedriftsberegninger Miljøbetingelser - oljevernressurser Operasjonslys Bølgeforhold åpent hav Oljevernressurser utstyrsplassering og forutsetninger Dimensjonering beredskapsbehov og responstider Oppsummering av krav til beredskap Referanser... 5 Input to the environmental risk assessment Blowout scenario analysis exploration well Atlantis (7325/1-1) Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 4 av 43

5 1 Sammendrag Statoil planlegger boring av letebrønn 7325/1-1 Atlantis i produksjonslisens (PL) 615 i nordlige del av Barentshavet, med forventet borestart juni Nærmeste avstand til land er 187 km (Bjørnøya), og det er 305 km til nærmeste posisjon på fastlandet (Nordkapp). Vanndybden i området er 446 m. Det er en halvt nedsenkbar borerigg som blir holdt i posisjon med et dynamisk posisjoneringssystem (DP) gjennom operasjonen som skal bore brønnen. Miljørisikoanalysen for 7325/1-1 Atlantis er gjennomført som en skadebasert analyse, utført av Akvaplan-niva [1,2]. Hovedanalysen for letebrønn 7325/1-1 Atlantis ble gjennomført som en helårig analyse, med resultater presentert for opprinnelig analyseperiode (februar-juni), og med månedlige resultater. Et memo fra Akvaplan-niva oppsummerer og presenterer resultater fra miljørisikoanalysen for ny analyseperiode (juni-januar), basert på endringer i boretidspunkt. Resultatet fra miljørisikoanalysen for boringen av 7325/1-1 Atlantis viser at miljørisikoen, for alle VØKer, ligger innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier i boreperioden og under ALARP-nivået (50 % av akseptkriteriet). Beredskapsanalysen leder fram til et krav om 2 NOFO-system i barriere 1 og 2 for boringen av 7325/1-1 Atlantis. For barriere 3 og 4 er det satt krav til 1 havgående system, mens for barriere 5 er det ikke satt spesifikke krav, da det ikke forventes stranding innen influensområdet til aktiviteten. Selv om det er lav/neglisjerbar sannsynlighet for at oljen treffer isfylt farvann/iskanten er det allikevel i analysen sett på hvordan mulig håndtering av olje i is kan ivaretas for denne boringen. 2 Innledning 2.1 Definisjoner og forkortelser Sentrale ord og uttrykk som inngår i miljørisiko- og beredskapsanalysen er kort beskrevet nedenfor: Akseptkriterium: Verbal eller tallfestet grense for hvilket risikonivå som aksepteres. ALARP: As low as reasonably practicable : prinsipp som benyttes ved vurdering av risikoreduserende tiltak. Sannsynligheten for miljøskade er i et ALARP-område når sannsynligheten er mer enn halvparten av akseptkriteriet. Barriere: Fellesbetegnelse for en samlet aksjon i et avgrenset område. En barriere kan ha flere delbarrierer, som igjen kan inkludere ett eller flere beredskapssystem. Barriere-effektivitet: Prosentandel av overflateolje som samles opp av en barriere. Ved sidestilte system (bredt flak) vil barriere-effektiviteten maksimalt være lik systemeffektiviteten. Ved system etter hverandre (konsentrerte flak) vil barriere-effektiviteten kunne overstige systemeffektiviteten. Barrierekapasitet: Summen av systemkapasitetene i en barriere. På samme måte som for systemkapasitet vil oppnåelse av barrierekapasitet forutsette at tilgangen til oljen er tilstrekkelig til at systemets kapasitet kan utnyttes fullt. Bestand: Gruppe av individer innen en art som befinner seg i et bestemt geografisk område i en bestemt tidsperiode (naturlig avgrenset del av en populasjon). Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 5 av 43

6 DFU: Definert fare- og ulykkessituasjon Gangtid: Tiden det tar å frakte personell og utstyr med fartøy fra hentested (base) til stedet der aksjonen skal gjennomføres. GOR: Gass-oljeforhold 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. IUA: Interkommunalt utvalg mot akutt forurensning Korteste drivtid: 95-persentilen i utfallsrommet for korteste drivtid til kysten/iskant. KYV: Kystverket Miljø: Et ytre miljø som kan bli berørt av oljeutslipp til sjø, dvs. det marine miljø. Miljørisikoanalyse: Risikoanalyse som vurderer risiko for ytre miljø. Miljøskade: Direkte eller indirekte tap av liv for en eller flere biologiske ressurser på grunn av oljeutslipp som kan beskrives på individ- eller bestandsnivå. For at et oljeutslipp skal kunne gi en miljøskade må restitusjonstiden for den mest sårbare bestanden være lengre enn 1 måned. Miljøskadekategorier: Kategorisering av miljøskader i hhv. mindre, moderat, betydelig eller alvorlig på grunnlag av restitusjonstid for den mest sårbare bestanden: Mindre: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 måned og 1 år. Moderat: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 år og 3 år. Betydelig: en miljøskade med restitusjonstid mellom 3 år og 10 år. Alvorlig: en miljøskade med restitusjonstid over 10 år. NOFO: Norsk Oljevernforening for Operatørselskap NOFO-system: Bemannet offshore oljevernfartøy med offshorelense og skimmer, samt slepebåt til lense. Operasjon: En enkel, tidsbegrenset arbeidsoperasjon som kan medføre akutt utslipp, f.eks. boring av en letebrønn, som inkluderer all aktivitet fra leteriggen er på borelokasjonen til den forlater lokasjonen. OR-fartøy: Oil Recovery-fartøy, som inngår i NOFO sin fartøyspool. OSRL: Oil Spill Response Limited Responstid: Sammenlagt mobiliseringstid, klargjøringstid og gangtid. Ressurs eller biologisk ressurs: Levende organismer, f.eks. plankton, tang og tare, virvelløse dyr, fisk, sjøfugl og sjøpattedyr. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 6 av 43

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. Størst strandet mengde: 95-persentilen i utfallsrommet for størst emulsjonsmengde til kysten. Systemeffektivitet: Prosentandel av sveipet overflateolje som samles opp av ett system. Gjelder for ett NOFOsystem. Systemkapasitet: Forventet oppsamlingsrate i m 3 /d for ett system; medregnet lossetid, ineffektiv tid, fritt vann, osv. VØK: Verdsatte økologiske komponenter. En VØK er en populasjon, et samfunn eller et habitat (naturområde) som: - Er viktig for lokalbefolkningen (ikke bare økonomisk), eller - Har regional, nasjonal eller internasjonal verdi, eller - Har stor økologisk, vitenskapelig, estetisk og/eller økonomisk verdi, og som - Vil være dimensjonerende med hensyn på gjennomføring av risikoreduserende tiltak. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 7 av 43

8 2.2 Bakgrunn I forkant av boringen av letebrønnen 7325/1-1 Atlantis er det utarbeidet en miljørisiko- og beredskapsanalyse. Miljørisikoanalysen er gjennomført som en skadebasert analyse av Akvaplan-niva [1], med et memo som presenterer miljørisikoen i forhold til blant annet endret boretidspunkt [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. 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 7325/1-1 Atlantis er en letebrønn som skal bores i Barentshavet. Vanndybden ved borelokasjon er 446 meter. Nærmeste avstand til land er 187 km (Bjørnøya), og det er 305 km til nærmeste posisjon på fastlandet (Nordkapp). Boringen har planlagt oppstart juni Figur 2-1 Lokasjon for letebrønn 7325/1-1 Atlantis, samt letebrønnen Apollo For analyse av miljørisiko knyttet til boringen av 7325/1-1 Atlantis benyttes Statoils akseptkriterier (Tabell 2-1) for operasjonsspesifikk miljørisiko. Statoils akseptkriterier er fastsatt på grunnlag av hovedprinsippet om at: Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 8 av 43

9 "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 Operasjonsspesifikk risiko per operasjon: Mindre < Moderat < 2, Betydelig < Alvorlig < 2, Miljørisikoanalyse 3.1 Metodikk En fullstendig miljørisikoanalyse består av en sammenstilling av sannsynlighet for utslippshendelser og potensiell miljøskade relatert til disse. Oljedriftsmodeller gir innspill til beregning av skadeomfang på utvalgte Verdsatte Økologiske Komponenter (VØKer) i influensområdet. Metodikk samt begrepsdefinisjoner er fullstendig beskrevet i Norsk Olje og Gass (tidligere OLF) sin veiledning for miljørettede risikoanalyser [3]. Miljørisikoanalysen for 7325/1-1 er gjennomført etter MIRA-metoden (OLF, 2007) for sjøfugl i SEAPOP-databasen, samt for strand. For fisk er det gjennomført en trinn 1-analyse, også dette i hht. OLF, 2007 for strand. Beregning av miljørisiko for iskanten er gjennomført ved bruk av sårbarhet 1, 2 og 3 med skadenøkkel som for sjøfugl som er den mest konservative beregningsformen pr i dag. Det henvises til hovedanalysen for flere detaljer om metodebeskrivelse for ulike naturressurser [1]. 3.2 Basisinformasjon Basisinformasjon om letebrønn 7325/1-1 Atlantis er oppsummert i Tabell 3-1. Tabell 3-1 Basisinformasjon for letebrønn 7325/1-1 Atlantis Parameter Verdi Brønn Brønnavn Brønn 7325/1-1 ( Atlantis) Lokasjon 73 54'49.470" N, 25 06'59.734" Ø. Vanndyp Avstand til nærmeste land Referanseolje 446 m 187 km (Bjørnøya) 305 km (Nordkapp) Realgrunnen Gass/olje forhold 145 Sm 3 /Sm 3 Vektede utblåsningsrater og Overflateutslipp: Vektet utblåsningsrate: 74 m 3 /døgn Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 9 av 43

10 varigheter Varigheter til bruk i oljedriftssimulering Maksimal tid for boring av avlastningsbrønn Vektet varighet: 10 døgn Sjøbunnsutslipp: Vektet utblåsningsrate: 74 m 3 /døgn Vektet varighet: 16 døgn 2, 5, 14, 35 og 70 døgn 70 døgn 3.3 Type operasjon og utslippssannsynlighet Planlagt borerigg er en flyterigg med BOP plassert på havbunnen, noe som tilsier at en eventuell utblåsning mest sannsynlig vil forekomme på havbunnen. Basert på informasjon fra Scandpower sin utblåsningsdatabase, og en samlet vurdering av scenarioer og type plattform, er fordelingen av sannsynlighet mellom utblåsning på havbunn og overflate under boring satt til 0,90/0,10. Se Vedlegg A for flere detaljer. Sannsynligheten for en utblåsning er vurdert til å tilsvare en wildcat oljebrønn; P(utblåsning wildcat letebrønn, olje) = pr brønn Brønnen planlegges boret som en vertikal brønn. Det vil bli satt 20" x 13 3/8" overflaterør ned til 818 mmd/tvd MSL. Et 9 5/8" forlengningsrør vil bli satt til 1688 mmd/tvd MSL. Topp Kobbe-reservoar er forventet på 1832 mmd/tvd MSL. Reservoaret vil bli penetrert med en 8 ½ " seksjon. Tabell 3-2 Utblåsningssannsynlighet fordelt på overflate- og sjøbunnsutslipp for 7325/1-1 Atlantis Operasjon Leteboring Fordeling; Utblåsningssannsynlighet overflate/sjøbunn Overflate 0,10 0,2x10-4 Sjøbunn 0,90 2,0x Utblåsningsrater og -varigheter Rate- og varighetsfordelingen for letebrønn 7325/1-1 Atlantis er presentert i Tabell 3-3 for både overflate- og sjøbunnsutslipp. Høyeste utblåsningsrate ligger på 100 Sm 3 /d. Tid til boring av avlastningsbrønn er basert på operasjonelle og brønnspesifikke forhold, inkluderer tid til avgjørelser, mobilisering av rigg, transitt, oppankring, boring, geomagnetisk styring og dreping av brønnen, og vil ligge mellom 40 og 82 dager. Ut fra vurderinger fra prosjektet er tiden til boring av avlastningsbrønn beregnet ved hjelp av Monte-Carlo simuleringer til 59 døgn. Varighetsfordelingen inkluderer også stoppemekanismene capping og bridging, og den maksimale varigheten for en utblåsning er beregnet til 70 døgn. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 10 av 43

11 Tabell 3-3 Rate- og varighetsfordeling for overflate- og sjøbunnsutblåsning ved boring av 7325/1-1 Atlantis, se vedlegg A for flere detaljer Varigheter (døgn) og Utblåsnings-sted Fordeling Rate (Sm3/d) sannsynlighetsfordeling Sannsynlighet for raten 25 0,20 Overflate 0, ,66 0,14 0,09 0,03 0,08 0, , ,20 Sjøbunn 0, ,49 0,16 0,14 0,06 0,15 0,40 Total Rate for dimensjonering av oljevern 103 0, Sm3/døgn (subsea/topside) For Atlantis er det konservativt modellert kun med høyeste rate og fem varigheter. Høyeste utblåsningsrate er 100 Sm 3 /d og benyttet som dimensjonerende rate for beregning av systembehov i barriere 1 og 2 for oljevern. 3.5 Oljetype og oljedriftssimuleringer Etter vurderinger gjennomført av Statoil sine brønneksperter er Realgrunnen valgt som referanseolje. For denne råoljen er det gjennomført forvitringsstudie [4]. I forvitringsstudiet karakteriseres Realgrunnen som en delvis degradert oljetype med et relativt høyt voksinnhold. Tabell 3-4 gir en oversikt over fysiske egenskaper for Realgrunn olje, mens Tabell 3-5 oppsummerer forvitringsegenskapene ved ulike temperaturer og vindstyrker. Tabell 3-4 Fysiske egenskaper for Realgrunn olje Parameter Oljetetthet Maksimalt vanninnhold sommer/vinter Realgrunn olje 857 kg/m3 70% / 70 % Tabell 3-5 Realgrunn olje, forvitringsegenskaper ved 2 og 12 timer for vinter og sommer Parameter- Realgrunn olje Vinter 5 C, 10 m/s vind Sommer 15 C, 5 m/s vind Tetthet (fersk olje) Fordampning (%) (etter 2 timer på sjø) Nedblanding (%) (etter 2 timer på sjø) 4 0 Vannopptak (%) (etter 2 timer på sjø) Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 11 av 43

12 Viskositet (cp) (etter 2 timer på sjø) Fordampning (%) (etter 12 timer på sjø) Nedblanding (%) (etter 12 timer på 18 2 sjø) Vannopptak (%) (etter 12 timer på sjø) Viskositet (cp) (etter 12 timer på sjø) Dispergerbarhet Potensiale for bruk av dispergeringsmidler. Raskt (1 time) overgang til redusert kjemisk dispergerbarhet. Potensiale for bruk av dispergeringsmidler. Etter et døgn overgang til redusert kjemisk dispergerbarhet. I etterkant av disse vurderingene rundt representativ oljetype for Atlantis er det funnet olje på Wisting-prospektet i samme område som Atlantis planlegges boret. Det foreligger begrenset informasjon om Wisting-oljen, men tettheten for Wistingoljen er lavere enn for Realgrunnen. Det foreligger ingen informasjon om forvitringsegenskapene til Wisting-oljen, og det er derfor valgt å fortsatt benytte Realgrunnen som referanseolje i denne analysen. Beregninger av oljens drift og spredning er foretatt ved bruk av OSCAR, som er en del av Marine Environmental Modelling Workbench (MEMW) 6.2 (SINTEF). OSCAR-modellen beregner oljemengder i et brukervalgt rutenett og dybdegrid, og resultatene overføres til samme 10x10 km rutenett som benyttes i miljørisikoanalysene. Til sammen er det gjennomført simuleringer for overflate- og sjøbunnsutslipp for Atlantis. Eksisterende modeller for drift av is og olje har begrensninger, spesielt i soner med høy istetthet. Det er også begrenset tilgang på historiske datasett på utbredelse av sjøis med en geografisk oppløsning og struktur som er egnet for oljedriftsmodellering. Generelle prinsipper er at olje driver med strømmens hastighet og retning, og påvirkes av vind med 3-3,5 % av vindhastigheten, med avdrift 15 grader mot høyre på den nordlige halvkule. I følge National Snow & Ice Data Center ( er vind primærfaktor for drift av sjøis over et tidsrom på dager/uker, med et generelt prinsipp for drift på 2 % av vindhastigheten. Havstrømmer regnes i større grad å redusere drivhastigheten i forhold til vindpåvirkning. Det er valgt å vise de enkelte rate-varighetsstatistikkene separat, og ikke samlet, da de representerer ulike situasjoner som kan oppstå. Disse skal håndteres av beredskapen, og kan føre til ulike grader av miljøkonsekvenser. Miljørisiko er for utvalgte arter beregnet for samtlige rater det er gjennomført oljedriftsberegninger for, se figur 3-1 og 3-2. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 12 av 43

13 Figur 3-1 Sannsynlighet for treff av olje på overflaten med mer enn 1 tonn i en 10x10 km rute for overflateutslipp, med 100 Sm 3 /døgn utblåsningsrate og varighet nærmest vektet varighet. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 13 av 43

14 Figur 3-2 Sannsynlighet for treff av olje på overflaten med mer enn 1 tonn i en 10x10 km rute for sjøbunnsutslipp, 100 Sm 3 /døgn utblåsningsrate og varighet nærmest vektet varighet. Totalt strander olje i 0,4 % (87) av samtlige simuleringer (23589) som er gjennomført (sjøbunns- og overflateutblåsninger). Dersom man inkluderer sannsynlighetsbidraget fra hvert scenario (overflate/sjøbunn, rate og varighet) vil den totale strandingssannsynligheten reduseres til 0,1 %. Det finnes ingen 95-persentil. Oljekonsentrasjoner i vannsøylen er benyttet i en trinn 1-miljørisikoanalyse for fisk. For Atlantis er ratene så lave at ingen av scenariene gir gjennomsnittlig THC-konsentrasjon som overstiger 50 ppb i noen ruter. 3.6 Årstid Hovedanalysen for letebrønn 7325/1-1 Atlantis er gjennomført som en helårig analyse, med resultater presentert for opprinnelig analyseperiode (februar-juni), og med månedlige resultater. Et memo fra Akvaplan-niva presenterer resultater for ny analysert periode (juni-januar). Forventet borestart er juni Beskrivelse av miljøressurser/vøker Brønnen har en beliggenhet som tilsier at influensområdet ligger i Barentshavet, og beskrivelse av miljøforhold i miljørisikoanalysen [1] er gitt med dette som bakgrunn. Barentshavet er et sokkelhav, beliggende mellom 70 og 82 N, avgrenset i vest av Norskehavet og i øst av Novaja Zemlja. Området er preget av store variasjoner mht. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 14 av 43

15 temperaturforhold og isdekke gjennom året, som har stor innflytelse på sesongvariasjoner i økosystemet. Gjennomsnittlig dyp er 230 m, med store grunnområder på 100 m og dype renner ned til 400 m [1]. Arter som tilfredsstiller kravene til VØK mht sårbarhet overfor oljeforurensning er med i analysegrunnlaget. Naturressursene det ble analysert på er: fisk, sjøfugl på åpent hav og kystnært, pattedyr, økosystem i iskant og strandhabitater. Kapittel 5 i miljørisikoanalysen [1] gir en grundig gjennomgang av miljøbeskrivelse benyttet i analysen. 3.8 Miljørisiko målt opp mot Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier Miljørisiko for fisk Det ble i hovedanalysen foretatt en overlappsanalyse mellom arter med gytetid som sammenfaller med boreperioden eller analyseperioden (ved langvarige utslipp mot slutten av boreperioden), og området der konsentrasjonen av olje i vannsøylen overstiger en terskelverdi for skade, ved bruk av deler av Trinn 1-miljørisikoanalyse for fisk (OLF, 2007). For Atlantis er ratene så lave at ingen av scenariene gir gjennomsnittlig THC-konsentrasjon som overstiger 50 ppb i noen ruter [1]. Ved senere borestart enn opprinnelig analyseperiode (februar-juni) vil konfliktpotensialet for fisk reduseres. Ved svært langvarige hendelser ved seneste borestart (september eller senere) kan det være olje på havet i desember og januar, men gyting som pågår da foregår i hovedsak lenger sør. Blåkveite har et stort gyteområde med et meget lite overlapp med influensområdet vinterstid. Dette kan komme i lav konflikt med langvarige hendelser ved seneste borestart. Øvrige arter overlapper ikke [2] Miljørisiko for sjøfugl Det er beregnet bestandstap og miljørisiko for samtlige arter i SEAPOPs database for alle rater og varigheter ved en optimalisert beregningsrutine som gjør manuelle vurderinger av overlappende ressurser overflødig. I opprinnelig analyseperiode (februar-juni) var maksimalt utslag i åpent hav for lomvi (Barentshavsbestanden) med maksimalt 2,25 % av akseptkriteriet for skadekategori Moderat. Det var også små utslag i miljørisiko for artene polarmåke, polarlomvi, krykkje, havsule, havhest og alkekonge (alle i Barentshavet) [1]. Data over utbredelse av sjøfugl i åpent hav (SEAPOP) er delt inn i tre sesonger: Sommer (april-juli), høst (augustoktober) og vinter (november-mars). Analyseperiode juni-oktober omfatter deler av hekkeperioden samt høsttrekket, mens september-januar omfatter høstperioden og første halvpart av vintermånedene for sjøfugl i åpent hav. I hekkeperioden er fuglene tilknyttet koloniene kystnært, men de pelagiske artene kan ha næringssøk opptil 100 km fra kolonien. I forhold til originalperioden vil en forskyvning av boretid til juni-oktober føre til en lavere miljørisiko for sjøfugl i åpent hav (Figur 3-3 og 3-4). Høyeste utslag finner vi for alkekonge i Barentshavet, med under 1,2 % av akseptkriteriet i kategori Moderat. Dersom boreperioden utsettes ytterligere vil høyeste miljørisiko være noe høyere. Høyeste beregnede miljørisiko i september -november er for lomvi i Barentshavet, med under 2 % av akseptkriteriet i skadekategori Moderat [2]. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 15 av 43

16 Figur 3-3 Miljørisiko som andel av selskapets akseptkriterier i konsekvenskategorier for sjøfuglarter i åpent hav (alle utslag, juni-oktober) (2013-data). Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 16 av 43

17 Figur 3-4 Miljørisiko som andel av selskapets akseptkriterier i konsekvenskategorier for sjøfuglarter i åpent hav (alle utslag, september-januar) (2013-data) Miljørisiko for kystnær sjøfugl Det er ingen utslag i miljørisiko for kystnær sjøfugl Miljørisiko for marine pattedyr For de polare marine pattedyrene finnes det ikke datasett som er egnet for kvantitativ miljørisikoanalyse og derfor er en kvalitativ vurdering av observasjoner av artene innen influensområdet foretatt. Iskanten er det viktigste området for marine pattedyr, samt trekkruter gjennom Barentshavet på vei mot iskanten. Det forventes svært lite konfliktpotensial med noen av de analyserte marine ressursene for Atlantis Isbjørn Isbjørnen benytter iskant og områder med noe tettere isdekke i næringssøk. I februar, mars og april er iskanten lengst sør, og overlapper noe med influensområdet i øst for Bjørnøya. Hovedutbredelsen av isbjørn er imidlertid lenger nord på Svalbard. Det kan forventes at enkeltindivider av isbjørn som befinner seg ved iskanten vil kunne komme i berøring med oljen dersom olje driver inn i dette området, men det forventes ikke populasjonsmessig konfliktpotensial. Ved utsettelse Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 17 av 43

18 av boringen til juni viser oljedriftssimuleringen at det kan forventes lavere konfliktpotensiale for isbjørn ettersom isen er lengre nord og avstanden til lokasjonen vesentlig lengre, og i flere måneder treffer ikke oljen iskanten. Ved boring fra september kan det bli noe konflikt i de siste månedene ved et langvarig utslipp Grønlandssel Grønlandssel trekker nordvestover fra kaste- og hårfellingsområdene i Østisen, og er fra april til mai observert å trekke gjennom influensområdet, og det er overlapp mellom det viktige området identifisert av Havforskningsinstituttet (HI) og influensområdet. I juni-august er arten assosiert med iskanten, som i denne perioden ligger i lenger avstand fra influensområdet og lokasjonen. I september-november er grønlandsselen lenger nord i isfylte farvann nord for Svalbard, men trekker sørover igjen gjennom Barentshavet og er fra desember igjen til stede i østisen. Grønlandssel forventes ikke å komme i konflikt med influensområdet, med unntak av usikkerhet rundt hvorvidt dyrene trekker gjennom samme rute senhøstes Klappmyss Klappmyssens utbredelse er i hovedsak vest for Bjørnøya og Svalbard. Kaste-, hårfellings- og migrasjonsruter forventes ikke å komme i konflikt med aktiviteten Storkobbe Observasjoner registrert på Svalbardkartet overlapper ikke med influensområdet. Arten er solitær med unntak av i hårfelling (juni). Kastingen foregår på isen fra april, men innen borestart i juni og boring i reservoaret vil isen være lenger nord enn influensområdet. Sommerstid er det liten berøring av iskanten. Det forventes dermed kun mindre konfliktpotensial med storkobbe Hvalross Liggeplassene for hvalross registrert på Svalbardkartet overlapper ikke med influensområdet. Arten bruker iskanten aktivt og kan komme i konflikt med olje som driver inn i isfylte farvann når hvalrossen er i næringssøk. Dette har størst konfliktpotensial i februar-april, før de nye boreperiodene, når iskanten er lengst sør, og en utsettelse av boretidspunkt vil derfor redusere konfliktpotensialet for denne arten Ringsel Ringselen er mer tilknyttet Svalbard og fastisen, og forventes ikke å komme i konflikt med denne aktiviteten, heller ikke ved borestart i juni eller september Bardehvaler Vågehval I perioden mai-juli er området rundt Bjørnøya identifisert av HI som viktig for vågehval, og det er en relativt høy tetthet av observasjoner av denne arten i influensområdet i Svalbardkartet (for referanse, se Spikkerud & Skeie, 2013). De viktige områdene, samt området for observasjonsdata, ligger inntil og delvis innen en del av influensområdet med høyere treffsannsynlighet, og vågehval er observert i store deler av influensområdet. Vågehvalen opptrer enkeltvis og det forventes ikke populasjonsmessig konfliktpotensial. Sannsynligheten for påtreff av vågehval er også til stede ved borestart i juni, men ikke dersom boringen utsettes til september. Knølhval Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 18 av 43

19 I perioden mai-juli er området rundt Bjørnøya identifisert av HI som viktig også for knølhval, og det er en relativt høy tetthet av observasjoner av arten i influensområdet i Svalbardkartet. De viktige områdene, samt området med observasjonsdata, ligger inntil og delvis innen en del av influensområdet, og knølhval er observert i store deler av influensområdet. Knølhvalen beiter i overflaten (dykker grunt) og kan derfor komme i konflikt med et oljeutslipp. Den opptrer også i grupper og vil dermed kunne forventes å ha større sårbarhet tallmessig om de kommer i kontakt med olje enn mer solitære arter, men det forventes ikke populasjonsmessig konfliktpotensial. I august-september er det viktige området lenger nord-øst for Spitsbergen. Sannsynligheten for påtreff av knølhval er dermed også til stede ved borestart i juni, men mindre dersom boringen utsettes til september, da knølhvalen befinner seg lenger nord. Finnhval Det viktige området i mai-juli for finnhval, som er identifisert av HI, ligger vest for Bjørnøya og har mindre overlapp med influensområdet. På Svalbardkartet er arten imidlertid observert også i området rundt borelokasjonen, og den opptrer i mindre grupper. Det forventes likevel mindre konfliktpotensial enn for knølhval, da finnhvalen går dypt ved eggakanten. Ved oppstart i september er det ikke forventet konflikt med denne arten. Blåhval og Grønlandshval Det viktige området for blåhval i mai-juli ligger vest for Forlandet. Grønlandshval kan være til stede i mai-juli, men følger iskanten nord for Svalbard mot Grønland. Begge artene er utenfor influensområdet Tannhvaler Det viktige området for nebbhval i mai-juli ved kontinentalsokkelen vest for Bjørnøya er identifisert av HI, dette overlapper ikke med influensområdet. På Svalbardkartet er det registrert få observasjoner av arten, men lenger vest av Bjørnøya Overlapp med iskant Iskanten er i denne rapporten definert som området med % isdekke. I analyseperioden er det ingen overlapp mellom iskant og influensområdet fra juli til og med oktober. Ved borestart i juni er det kun i juni det er overlapp mellom iskant og influensområdet. Ved den seneste borestarten er det et lite overlapp mellom influensområdet og iskant i november, desember og januar. Se figur 3-5 og 3-6. Utslippsmengdene fra Atlantis er meget små, og mengdene oljeemulsjon som kan treffe områder med isdekke forventes å være meget små. Det forventes meget lavt konfliktpotensiale for iskanten også i den perioden med størst overlapp mellom oljedriftssimuleringene og utbredelse av iskant. Perioden med størst overlapp er perioden før iskantens funksjon i økosystemet er på sitt viktigste. Tabell 3-6 viser månedlig avstand og korteste drivtid til iskanten fra Atlantis. Tabell 3-6 Månedlig avstand og minste drivtid (P100) til iskanten fra lokasjon Atlantis Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 19 av 43

20 Figur 3-5. Kart over influensområdet på overflaten for overflateutslipp for vektet rate og varighet 35 døgn samt utbredelse av iskanten (området med % isutbredelse i juni måned). Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 20 av 43

21 Figur 3-6. Kart over influensområdet på overflaten for overflateutslipp for vektet rate og varighet 35 døgn samt utbredelse av iskanten (området med % isutbredelse i januar måned) Miljørisiko for strandhabitat Miljørisiko for kysthabitater kunne ikke kvantifiseres. Det er ingen 99- eller 95-persentil, da strandingssannsynligheten er < 1 %. 3.9 Konklusjon - miljørisiko Høyeste utslag i miljørisiko finner vi for lomvi i Barentshavet, med i underkant av 2% av akseptkriteriet i kategori Moderat (september-november). Miljørisikoen for letebrønn 7325/1-1 Atlantis er, for alle undersøkte VØKer, innenfor Statoil sine operasjonsspesifikke akseptkriterier og langt under ALARP-nivå (50 % av akseptkriteriene). Det konkluderes dermed med at miljørisikoen forbundet med boringen av letebrønn 7325/1-1 Atlantis er akseptabel. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 21 av 43

22 4 Beredskapsanalyse 4.1 Ytelseskrav Målet for oljevernberedskap er å redusere miljørisiko. For aktiviteten skal det etableres en beredskap mot akutt forurensning som tilfredsstiller de ytelseskrav som er definert av Statoil. Statoils ytelseskrav for de ulike barrierene er beskrevet under [5]. Barriere 1: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe beregnet emulsjonsmengde på sjø. Første system innen best oppnåelig responstid. Full kapasitet snarest mulig og senest innen 95-persentilen av korteste drivtid til land, basert på beregnet kapasitetsbehov. Statoil setter, som et minimum, krav til tilstrekkelig kapasitet til å bekjempe et oljeutslipp 500 m3 med ressurser som skal være klar for operasjon innen 5 timer etter at utslippet er oppdaget. Barriere 2: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe den mengden emulsjon som passerer barriere 1 på grunn av operative begrensninger. Første system skal mobiliseres fortløpende etter at systemene i barriere 1 er mobilisert og med full kapasitet innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. Barriere 3 og 4: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av 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 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 grovrensning 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 grovrensning foreligger, forutsatt at dette kan gjennomføres på en sikkerhetsmessig forsvarlig måte. I tillegg til disse ytelseskravene stilles det spesifikke krav til beredskapspersonellets kompetanse. 4.2 Metodikk Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Statoils forutsetninger og metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [6, 7], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i Norsk Olje og Gass sin veiledning [8] og NOFO [9]. Som grunnlag for analyse av kapasitet kan følgende systemer inngå i analysen og benyttes til bekjempelse av olje/emulsjon: Havgående NOFO-system Havgående Kystvaktsystem System Kyst A IKV System Kyst B KYV System Fjord A NOFO/Operatør System Fjord B IUA/KYV Ressurser fra OSRL påføring av dispergeringsmiddel fra fly, samt lenser til bruk i kystsone. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 22 av 43

23 4.3 Dimensjonering av barriere 1 og 2 Beredskapsanalysen for barriere 1 og 2, nær kilden og på åpent hav, er basert på vektet utblåsningsrate og forventet oljetype. For dimensjonering av barriere 1 benyttes egenskaper (fordamping, naturlig nedblanding og vannopptak) for 2 timer gammel olje. Statoil har valgt å gjøre beregninger for alle fire årstider; vinter, vår, sommer og høst. Det grunnleggende prinsippet er at kapasiteten skal være tilstrekkelig til å kunne håndtere emulsjonsmengde ved disse betingelsene for de ulike årstidene. For dimensjonering av barriere 2 er det utført beregninger av antall systemer som kreves for å kunne ta opp all emulsjonsmengde som har passert barriere 1 pga redusert systemeffektivitet. Systemeffektiviteten er avhengig av bølgehøyde og lysforhold, og varierer mellom de ulike områdene (Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet) på norsk sokkel. Disse dataene hentes fra NOFO sine nettsider. I beregningen av systembehov for barriere 2 benyttes oljeegenskaper for 12 timer gammel olje. Kravene til responstid er satt til best oppnåelig responstid for NOFO-fartøyer med mekanisk oppsamling til lokasjon, 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, se kap 3.5. Statoil legger til grunn et prinsipp, for å sikre robusthet og fleksibilitet i beredskapen, om at barriere 3 og 4 dimensjoneres slik at hvert prioritert område som er berørt av stranding (ifølge oljedriftssimuleringer) skal kunne ha tilgang til grunnberedskap. Grunnberedskap er definert som 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B). Beredskapen skal brukes der det er mest hensiktsmessig og er ikke begrenset til de prioriterte områdene. Prinsippet om grunnberedskap medfører at Statoil dimensjonerer for både volumer og utstrekning av strandet emulsjon. Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 3 og 4 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. For 7325/1-1 Atlantis viser oljedriftssimuleringene at det ikke er sannsynlighet for stranding innen 95-persentilen av det totale utfallsrommet. Som følge av dette stilles det ikke spesifikke krav til barriere 3 til 5. Influensområdet for et overflateutslipp viser liten sannsynlighet for overlapp mellom olje og iskant i hele den analyserte perioden (juni til januar). Statoils mål vil for denne operasjonen være å bekjempe oljeutslippet så nær kilden som mulig for å redusere mengde oljeemulsjon som vil kunne drive videre mot iskanten Bekjempelsesstrategi for isfylt farvann Oljedriftssimuleringene gjennomført for Atlantis viser at det er svært begrenset overlapp mellom iskant og influensområdet for en overflateutblåsning fra brønnen og med lange drivtider, se figur 3-6 og tabell 3-6. Dersom oljen skulle drive inn mot iskanten vil fremdeles mekanisk oppsamling, kjemisk og mekanisk dispergering være mulig. Iskanten er i denne analysen definert som området med % isdekningsgrad. Ved slike betingelser kan konvensjonelle lenser Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 23 av 43

24 og skimmere benyttes. Statoil har i tillegg til tilgjengelig utstyr hos NOFO også tilgang på utstyr fra OSRL. Dette utstyret inkluderer også lenser og skimmere som er vurdert til å kunne operere i arktiske områder. Dette er utstyr Statoil vil ha tilgang på gjennom allerede eksisterende avtaler med OSRL. 4.5 Analysegrunnlag Utslippsscenarier Tabell 4-1 gir en oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønn 7325/1-1 Atlantis. Tabell 4-1 Utslippsscenarier for letebrønn 7325/1-1 Atlantis Type utslipp Kilde Referanse bakgrunn for rate/volum Utblåsning 100 m 3 /døgn Langvarig utblåsning fra reservoar Dimensjonerende utblåsningsrate for letebrønn 7325/1-1 Atlantis Middels utslipp m 3 punktutslipp Mindre utslipp m 3 punktutslipp Eksempelvis lekkasje fra brønn Eksempelvis lekkasje fra brønn Volum bestemt ut fra faglig vurdering Volum bestemt ut fra faglig vurdering Oljens egenskaper Som beskrevet i kap 3.5 så er det i etterkant av vurderinger rundt representativ oljetype for Atlantis gjort funn av olje på Wisting-prospektet i nærheten av Hoop-området. Det foreligger begrenset informasjon om Wisting-oljen, men tettheten for Wisting-oljen er lavere enn for Realgrunnen. Det foreligger foreløpig ingen informasjon om forvitringsegenskapene til Wisting-oljen, og det er derfor valgt å fortsatt benytte Realgrunnen som referanseolje i denne analysen. Tabell 3-5 viser forvitringsegenskapene til Realgrunn-oljen etter 2 og 12 timer, for vinter og sommer. Goliat Realgrunn forventes å ha potensiale for kjemisk dispergering. For vår- og høstsesongene er forvitringsegenskapene for vintersesongen konservativt lagt til grunn. Usikkerhet rundt forvitringsegenskapene gjør at man må ha ulike bekjempelsestiltak tilgjengelige slik at man kan sikre en best mulig respons Resultater fra oljedriftsberegninger For dimensjonering av oljevern for letebrønn 7325/1-1 Atlantis er det gjennomført oljedriftsberegninger, se kapittel 3.5. Det er ikke sannsynlighet for stranding innen 95-persentilen av det totale utfallsrommet, og det forventes en liten til neglisjerbar overlapp med iskant i den analyserte perioden (juni-januar). Tabell 4-2 og Tabell 4-3 gir en oversikt over minste drivtider til iskant og Bjørnøya for de ulike månedene. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 24 av 43

25 Tabell 4-2 Avstander og drivtider for olje iskant (10-30 % iskonsentrasjon) fra Atlantis Avstand til iskant (km) Korteste drivtid (P100) til isfylt farvann Juni døgn Juli August September Oktober November døgn Desember døgn Januar døgn Tabell 4-3 Drivtider for olje til Bjørnøya fra Atlantis Korteste drivtid (P100) til Bjørnøya juni - november September - januar 24 døgn 42 døgn Miljøbetingelser - oljevernressurser Ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning, målt i bekjempet mengde oljeemulsjon pr. døgn, er en funksjon av følgende forhold: - Andel av tiden enheten kan operere (mørke/redusert sikt og bølgeforhold) - Effektiviteten innen operasjonsvinduet (relatert til ulike bølgeforhold, eller antatt konstant) - Opptaks-/bekjempelseskapasitet under operasjon - Lagringskapasitet for oppsamlet olje (kun relevant for opptakssystemer) - Frekvens og varighet av driftsstans (overføring av oppsamlet olje, plunder og heft) - Andel av tiden hvor tilgangen/tilflyten av olje til lensen 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 bestemmelse av beredskapsbehov i alle barrierer. Kapasiteten til havgående opptakssystem i NOFO-klasse som brukes i beregningene er 2400 m3/døgn (for oljer under 30000cP). Kapasiteten til havgående dispergeringssystem i NOFO-klasse er satt til 1950 m3/døgn. Funksjonene som er områdespesifikke er kalibrert mot 7325/1-1 Atlantis og omtalt i det følgende. For flere detaljer henvises det til Statoils forutsetninger og metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [5, 6]. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 25 av 43

26 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 7325/1-1 Atlantis (region 5) er operasjonslys oppsummert i Tabell 4-4. Figur 4-1 Regioner brukt for beregning av operasjonslys Tabell 4-4 Andel operasjonslys i region 5, hvor letebrønn 7325/1-1 Atlantis er lokalisert Vinter Vår Sommer Operasjonslys 23 % 79 % 100 % Bølgeforhold åpent hav Bølgeforhold på åpent hav inngår i beregningen 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. Basert på lokasjon er stasjon 25 antatt representativ for 7325/1-1 Atlantis. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for NOFO- og Kystvaktsystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) er oppsummert i Tabell 4-5. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-6. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 26 av 43

27 Figur 4-2 brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav Tabell 4-5 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon 7325/1-1 Atlantis (antatt stasjon 25) Vinter Vår Sommer NOFO-system 51 % 66 % 77 % Tabell 4-6 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon 7325/1-1 Atlantis (antatt stasjon 25) Vinter Vår Sommer NOFO-system (Hs < 4m) 77 % 91 % 99 % NOFO-dispergering (Hs < 4 m) 77 % 91 % 99 % Oljevernressurser utstyrsplassering og forutsetninger Figur 4-3 viser plasseringen av NOFO-utstyr per februar Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til borelokasjon er brukt som grunnlag for beredskapsanalysen. I tillegg til dette vil det innen borestart være ytterligere tre NOFO-system lokalisert i Hammerfest. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 27 av 43

28 Figur 4-3 NOFOs utstyrsoversikt per februar 2014 Tabell 4-7 Avstander fra letebrønn 7325/1-1 Atlantis til aktuelle oljevernressurser Oljevernressurser Esvagt Aurora Base Hammerfest Stril Poseidon Base Sandnessjøen Avstand til 7325/1-1 Atlantis (nm) 165 nm 200 nm 662 nm 610 nm Tabell 4-8 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av systembehov i barriere 1 og 2 Gangfart, OR-fartøy Mobilisering, klargjøring, lasting og lossing på base system 1 fra NOFO-base Mobilisering av system 2 fra NOFO-base Mobilisering av system 3 fra NOFO-base Avgivelsestid for beredskapsfartøyer 14 knop 10 timer 30 timer 48 timer Tampen: 1 time Troll/Oseberg: 1 time - første system, 1 time - andre system Balder: 6 timer Haltenbanken: 1 time Gjøa: 4 timer Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 28 av 43

29 Sleipner/Volve: 3 timer Ula/Gyda: 6 timer Ekofisk/Sør-feltene: 6 timer Goliatfeltet: 4 timer Responstid for slepefartøy Tid til å sette lensene ut på vannet Slepefartøy fra NOFO-pool ved avstand mer enn 120 nm fra land i Barentshavet: 36 timer 1 time 4.6 Dimensjonering beredskapsbehov og responstider Beregnet systembehov på desimalnivå avrundes oppover til nærmeste hele tall. Systembehovet er beregnet for mindre utslipp (Tabell 4-9), middels utslipp (Tabell 4-10) og dimensjonerende hendelse (Tabell 4-11). Tabell 4-9 Beregnet systembehov for et mindre punktutslipp (på 100 Sm 3 ) Vinter 5 C - 10 m/s vind Vår 5 C 10 m/s vind Sommer 10 C - 5 m/s vind Høst 5 C - 10 m/s vind Utslipp (Sm3) Fordampning % (etter 2 timer på sjø) Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3) Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) * 2000 Behov for NOFO-systemer * Viskositeten av emulsjonen ut av barriere 1 er svært lav. Her forventes det et betydelig lensetap før emulsjonen har nådd tilstrekkelig tykkelse Tabell 4-10 Beregnet systembehov for et middels punktutslipp (på 2000 Sm 3 ) Vinter 5 C 10 m/s vind Vår 5 C 10 m/s vind Sommer 10 C 5 m/s vind Høst 5 C 10 m/s vind Utslipp (Sm3) Fordampning % (etter 2 timer på sjø) Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3/d) Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3/d) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) * 2000 Behov for NOFO-systemer 2 2 2** 2 * Viskositeten av emulsjonen er svært lav. Her forventes det et betydelig lensetap før emulsjonen har nådd tilstrekkelig tykkelse. ** Det legges inn 2 NOFO-systemer for å øke robusthet og fleksibilitet i beredskapsløsningen Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 29 av 43

30 Tabell 4-11 Beregnet systembehov for barriere 1 og 2 ved dimensjonerende hendelse (100 Sm3/døgn) Vinter 5 C 10 m/s vind Vår 5 C 10 m/s vind Sommer 10 C 5 m/s vind Høst 5 C 10 m/s vind Utstrømningsrate (Sm3/d) Fordampning % (etter 2 timer på sjø) Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3/d) Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3/d) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) * 2000 Behov for NOFO-systemer i barriere 1 (primærkonfigurasjon) Samlet barriereeffektivitet i barriere 1 (%) 37,4 61,2 77,2 50,8 Emulsjonsmengde inn til barriere 2 (Sm3/d) Oljemengde inn til barriere 2 (Sm3/d) Fordampning % (etter 12 timer på sjø) Nedblanding % (etter 12 timer på sjø) Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3/d) Vannopptak % (etter 12 timer på sjø) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 2 (Sm3/d) Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 (cp) Behov for NOFO-systemer i barriere 2 (primærkonfigurasjon) Samlet barriereeffektivitet i barriere 2 (%) 18,7 30,6 38,6 25,4 Beregnet effektivitet av barriere 1 og 2 (%) 28,7 50,4 65,8 40,5 * Viskositeten av emulsjonen ut av barriere 1 er svært lav. Her forventes det et betydelig lensetap før emulsjonen har nådd tilstrekkelig tykkelse Bruk av kjemisk dispergering er et alternativ til mekanisk oppsamling, og dette vil kunne brukes som eneste alternativ eller som en kombinasjon med mekanisk. Operative vurderinger vil avgjøre hvorvidt dispergering og/eller mekanisk oppsamling skal benyttes. Både fartøy og fly kan benyttes som plattform for påføring av dispergeringsmiddel. For letebrønn 7325/1-1 Atlantis settes det krav til 2 NOFO-systemer i barriere 1 og 2. Basert på best oppnåelig responstid settes det krav til initiell mekanisk respons i barriere 1 på 2 timer og fullt utbygd barriere 1 og 2 på 17 timer. Første system for påføring av dispergering vil kunne være på plass innen 17 timer. Som grunnlag for dimensjonering av barriere 3 og 4 benyttes vanligvis resultatene fra oljedriftssimuleringene. Det er ikke sannsynlighet for stranding innen 95-persentilen av det totale utfallsrommet, og det er lav/neglisjerbar sannsynlighet (<5 %) for overlapp med iskant i den analyserte perioden (juni til januar). Beregnet emulsjonsmengde ut av barriere 2 er minimal i alle sesongene. Et NOFO-system vil være tilstrekkelig til å håndtere denne mengden. NOFO har tilgjengelig Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 30 av 43

31 minimum 16 systemer for kontinuerlig operasjon. Samtlige av disse systemene vil kunne være tilgjengelige i området i god tid før mulig konflikt med iskant. Statoil ser ikke behov for å kvantifisere dette behovet utover at kapasiteten til NOFO overstiger (med god margin) forventet behov for barriere 3 og 4. Det settes ikke spesifikke krav til barriere 5. Usikkerhet rundt forvitringsegenskapene gjør at man må ha ulike bekjempelsestiltak tilgjengelige slik at man kan sikre en best mulig respons. For å sikre dette har Statoil sett både på hvordan man kan trappe opp ift en hendelse, og hvordan man kan benytte ressurser til gjennomføring av kjemisk dispergering. For ytterligere ressurser til gjennomføring av både mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering vil ressurser kunne hentes fra NOFOs pool. I tillegg vil Statoil kunne benytte OSRL fly til bruk for påføring av dispergeringsmidler, samt utstyr for håndtering av olje i arktiske områder. Dette vil beskrives i den brønnspesifikke beredskapsplan mot akutt oljeforurensning som utarbeides før boreoperasjonen starter. 4.7 Oppsummering av krav til beredskap Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for boring av 7325/1-1 Atlantis er oppsummert i Tabell Det er satt krav til 2 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 2 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 17 timer. Det settes krav til at det skal være utstyr for både mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering i beredskapsløsningen. Det settes ikke spesifikke krav til beredskap mot oljeforurensning for barriere 3 til 5 da det ikke forventet stranding av olje. Ytterlige ressurser utover barriere 1 og 2 kan mobiliseres ved behov. Tabell 4-12 Oppsummering av krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for letebrønn 7325/1-1 Atlantis Barriere 1 2 Bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid 2 NOFO-systemer Første system innen 2 timer, fullt utbygd barriere innen 17 timer Barriere 3 4 Bekjempelse i kyst- og strandsone Systemer og responstid Barriere 5 Strandsanering Antall strandrenselag og responstid Fjernmåling og miljøundersøkelser Ved behov; Ytterligere ressurser av NOFOs havgående systemer Ved behov; benytte allerede eksisterende NOFO-avtaler - Oljedetekterende radar og IR-kamera om bord på beredskapsfartøy som er lokalisert ved riggen for å sikre raskest mulig deteksjon av akutt oljeforurensning - Luftovervåking igangsettes snarest mulig og senest innen 5 timer - Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer 5 Referanser [1] AkvaplanNiva (2013) Miljørisikoanalyse brønn 7325/1-1 (Atlantis) og 7324/2-1 (Apollo) i PL 615. [2] AkvaplanNiva (2014) Memo: Endring i boretidspunkt for letebrønn 7325/1-1 (Atlantis) i PL615 betydning for miljørisiko [3] OLF (2007) "Veileder for miljørettet risikoanalyse" [4] SINTEF (2008) Weathering properties of the Goliat Kobbe and two Goliat Blend of Kobbe and Realgrunnen crude oils. [5] Statoil (2012) Statoils ytelseskrav, beredskap mot akutt oljeforurensning [6] Statoil (2012) Forutsetninger for analyse og planlegging av beredskap mot akutt oljeforurensning [7] Statoil (2012) Analysemetode og beregningsmetodikk, beredskap mot akutt oljeforurensning Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 31 av 43

32 [8] OLF (2007) "Veileder for miljørettet beredskapsanalyse" [9] NOFO, Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 32 av 43

33 Input to the environmental risk assessment Blowout scenario analysis exploration well Atlantis (7325/1-1), rev1 Kari Apneseth/Alexander Solberg, TPD TEX SSC ST Fornebu, 12th February 2014 Summary This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to drilling of the exploration well Atlantis (7325/1-1). Blowout probability, flow rates and duration are quantified for application in the environmental risk assessment. The overall blowout probability of the well is judged to be The oil blowout rates range between 25 and 103 Sm 3 /d for the 8 ½ reservoir section scenario. It is found that the duration of a blowout could potentially amount to 70 days. Introduction Statoil is planning to start drilling the Atlantis (7325/1-1) exploration wells in the Barents Sea in Q A semisubmersible drilling rig 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 TEX SSC ST and in dialogue with the project, /4/ Well specific information Water depth at well location is 446 meters MSL. The distance RT-MSL of the drilling rig is 22 meters. The main target of the well is to penetrate the Kobbe reservoir. Top of reservoir Kobbe is expected at 1859 meters. Total depth will be at about 2082 meters MD/TVD RKB. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 33 av 43

34 Figure 1: Well Schematic for well 7325/1-1, Atlantis. The overall probability of discovery is 8,6 %. The expected fluid in the Kobbe formation is oil. The fluid in the reservoir is expected to have a GOR of 145 Sm 3 /Sm 3 and the reservoir pressure is expected to be 198 bar. Other reservoir data for Atlantis is presented below in Table 1. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 34 av 43

35 Table 1: Reservoir data for well 7325/1-1 Atlantis Expected fluid data for Atlantis is presented below in Table 2. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 35 av 43

36 Table 2: Fluid properties for the expected fluid from well 7325/1-1 Atlantis Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 36 av 43

37 Blowout scenarios and probabilities During a drilling operation a blowout may result if a reservoir is penetrated while well pressure is in under balance with the formation pore pressure (well pressure < reservoir pressure), and a loss of well control follows. Three different scenarios are defined: 1. Top penetration Kick and loss of well control after 5 m reservoir penetration, typically due to higher reservoir pressure than expected. 2. Drilling ahead Kick and loss of well control after penetration of half the pay zone depth. Represents various causes of under balance while drilling ahead. 3. Tripping Kick and loss of well control after full reservoir penetration, typically due to swabbing during tripping. The overview of blowout causes given in /1/ (Table 4.9) combined with an assumption of annular flow do, in our opinion, justify the following probabilities: P(Top penetration blowout) = 0,20 P(Tripping blowout) = 0,40 Given the above definition of scenarios: P(Drilling ahead blowout) = 1,0 P(Top penetration or Tripping blowout) = 0,40. The blowout frequencies found in Scandpower /2/ are the outset of our assessment. As the expected fluid of Atlantis is oil, an oil blowout frequency is used below; P(blowout wildcat exploration, oil well) = per well The frequency relate to an average exploration well with blowout potential from a deep reservoir (shallow gas not included). Such blowout frequencies are typically applied to describe wells with potential hydrocarbon discovery in one section, normally the 12 ¼ or 8 ½ section, which is the case for Atlantis (7325/1-1). The drilling rig will be used for drilling the well. This is a semi submersible drill rig which will be kept in position by a dynamic positioning system (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) = ,90 = P(blowout with surface release) = ,10 = Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 37 av 43

38 Blowout rates Scenarios for blowout rate calculations have been defined and scenario probability distribution adjusted based on the above and well specific information. Blowout rates and scenario probabilities combined describe a well specific risk picture. Blowout rates to surface and seabed have been calculated by Acona, ref /3/. The simulated scenarios include; 1 Top penetration 5 meters of Kobbe sst. exposed 2 Drilling ahead 50 % penetration of Kobbe sst. exposed 3 Tripping Kobbe sst. fully exposed The simulation results are shown below in Table 3 for the 8 ½ reservoir section, ref /3/. Section 8 ½ Table 3: Simulated blowout oil (condensate) rates (Sm 3 /d) and probabilities, 8 ½ reservoir section scenario Scenarios Scenario probability Blowout rates*, Surface (Sm3/d) Blowout rates*, Seabed (Sm 3 /d) Top penetration 20% Drilling ahead 40% Tripping 40% Sum: 100% * Adjusted towards the nearest hundred. It is assumed that scenarios involve free, unrestricted annular flow and a total failure of the BOP. These assumptions are conservative. In the flow model the only restriction is the drillstring, i.e. free annular flow. This is reasonable according to blowout statistics since drillpipe and open hole flow are rather rare compared to annular flow. Though a partly closed BOP may serve as a restriction, even a small opening will give marginal choking effects and a partly closed ram may be severely degraded by erosion after a short period of time. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 38 av 43

39 Blowout duration An oil blowout can be stopped by: 1. Operator actions mechanical (capping) 2. Wellbore collapse and/or rock material plugging the well (bridging) 3. Altered fluid characteristics resulting from water or gas coning during a blowout 4. Drilling a relief well and applying kill mud The probability distribution of the duration of a possible blowout is derived by way of the approach utilised in /2/. An operation specific consideration of bridging probability or capping efficiency has not been attempted. Water/gas coning is not considered, as this would require more detailed reservoir information. The well specific input, time to drill a relief well, is presented in Table 4. One assumption in the assessment of blowout duration is that one relief well is sufficient to kill the well. Need for a second relief well would require a re-evaluation. Time to: Table 4: Time to drill a relief well (days), ref /4/ Minimum: Most likely: Maximum: - make decisions mobilise a rig; transfer, anchoring, supply of equipment and preparations drilling geomagnetic steering into the 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 40 and 82 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 59 days. A probability distribution is presented in Figure 2. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 39 av 43

40 Probability Oppsummering av miljørisikoanalyse samt 0,60 0,50 0,40 0,30 0,20 0,10 0, Time to drill a relief well (days) Figure 2: Duration distribution, Time to drill a relief well The probability distribution, found in Table 5 below, is constructed by combination of the well specific duration distribution and probabilities that a blowout will end by the mechanisms capping and bridging /2/. Based on Table 5 maximum blowout duration is suggested to be 70 days. Table 5: Probability distribution for a blowout to end as a function of time (days) Duration Duration Surface blowout Seabed blowout (days) (days) Surface blowout Seabed blowout 0,5 0,41 0, ,01 0,02 1 0,49 0, ,00 0,01 2 0,13 0, ,00 0,01 5 0,14 0, ,00 0,01 7 0,04 0, ,02 0, ,03 0, ,04 0, ,02 0, ,01 0, ,02 0,03 *Probabilities in the tail end of the duration distribution (< 0,01) are added to the probability of the preceding duration category. Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 40 av 43

41 Probability Oppsummering av miljørisikoanalyse samt Different probability descriptions of the duration of a seabed or surface blowout are produced. Possible durations of a seabed or surface blowout are described by probabilities in Figure 3. In Figure 4 seabed and surface blowout duration and time to drill a relief well are described by cumulative probability curves. 0,60 0,50 0,40 0,30 Surface Seabed 0,20 0,10 0, Blowout duration (days) Figure 3: Blowout duration described by probability distributions Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 41 av 43

42 Figure 4: Blowout duration described by cumulative distributions Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 42 av 43