Miljørisiko- og beredskapsanalyse for 2/4-22 S Romeo

Transkript

1 Security Classification: open - Status: Final Page 1 of 39

2 Security Classification: open - Status: Final Page 2 of 39

3 Innhold 1 Sammendrag Innledning Definisjoner og forkortelser Bakgrunn Aktivitetsbeskrivelse Miljørisikoanalyse Metodikk Geografisk lokasjon Type operasjon og utslippssannsynlighet Utblåsningsrater og varigheter Oljetype og oljedriftssimuleringer Årstid Beskrivelse av miljøressurser/vøker Oppsummering av miljørisiko Konklusjon miljørisiko 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 Operasjonslys Bølgeforhold åpent hav Bølger i kystsonen Oljevernressurser utstyrsplassering og forutsetninger Resultater fra oljedrifsberegninger influensområde og stranding Administrative grenser/ berørte IUA Resultat - Beredskapsbehov og responstider Barriere 1 og 2 nær kilden og på åpent hav Barriere 3, 4 og 5 i kyst- og strandsone Oppsummering av krav til beredskap for letebrønn 2/4-22 S Referanser Security Classification: open - Status: Final Page 3 of 39

4 1 Sammendrag Statoil planlegger boring av letebrønn 2/4-22 S. Brønnen er lokalisert i den sørlige delen av Nordsjøen, i Ekofiskområdet og korteste avstand til land, som er Lista i Vest-Agder, er ca 250 km. Boringen er planlagt med oppstart i juli Miljørisikoanalysen dekker hele året, fordelt på fire perioder; P1: desember, januar og februar (vinter), P2: mars, april og mai (vår), P3: juni, juli og august (sommer) og P4: september, oktober og november (høst). Miljørisikoanalysen for 2/4-22 S er gjennomført som en referansebasert analyse med utgangspunkt i analysen som ble gjennomført for letebrønnen King Lear [1]. Den geografiske utbredelsen av forurensningen (oljeflakene) overlapper ikke med kystbundne arter (kystbundne sjøfugl, sel eller strandhabitat), og en utblåsning gir dermed ingen sannsynlighet for målbar skade på disse ressursene. Største beregnet sannsynlighet for et populasjonstap på mellom 1-5 % er 3,4 %; for alkekonge om vinteren. For andre ressurser på åpent hav er det vurdert at boringen ikke utgjør noen risiko for leveområdene til tobis, og det potensielle skadeomfanget på plankton og fiskebestander karakteriseres som ubetydelig eller kun lokalt. Miljørisikoen er vurdert opp mot Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier. Høyest miljørisiko for hver av de fire periodene er 5.7 %, 3,1 %, 0,6 % og 2,8 % av Statoil sitt akseptkriterie for moderat skade i hhv. P1 (vinter), P2 (vår), P3 (sommer) og P4 (høst). Miljørisikoen for letebrønn 2/4-21 King Lear og henholdsvis også 2/4-22 S er lav og ligger, for alle undersøkte VØK-populasjoner og VØKhabitater, innenfor Statoil sine operasjonsspesifikke akseptkriterier. For beredskap mot akutt forurensning har Statoil satt krav til 3 NOFO-systemer i barriere 1 og 2 for boringen av 2/4-22 S. For barriere 3 og 4 er det ikke satt spesifikke krav, da det ikke er sannsynlighet for stranding. Ved behov vil ytterligere ressurser kunne mobiliseres ved behov og iht eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og IUAene. Security Classification: open - Status: Final Page 4 of 39

5 Tabell 1-1: Sammenligning av parametre for 2/4-22 S og 2/4-21 King Lear Parameter 2/4-22 S 2/4-21 King Lear Kriteriet Sammenligning Geografisk lokasjon 3 10'3.11''E, 3 08' 34.31" E < 50 km fra sammenlignet OK 56 42'58.12''N 56 42' 00.81" N, felt/operasjon Oljetype Sannsynlighet for utslipp Vektet rate Maksimal forventet varighet av overflateutslipp Sannsynlighetsfordeling overflate/sjøbunn Spesielt sårbar årstid/ analyseperiode Egenskaper tilsvarende Huldra kondensat Egenskaper tilsvarende Huldra kondensat (2,7km) Tilsvarende eller kortere levetid på sjø 5,60 x ,4x 10-3 Tilsvarende eller lavere Sjøbunn: Sjøbunn: Tilsvarende eller lavere 4100 Sm 3 /d 4140 Sm 3 /d 105 døgn 126 døgn Tilsvarende eller lavere Overflate: 0,72 Sjøbunn: 0,28 Forventet høst Overflate: 0,6 Sjøbunn: 0,4 Helårig analyse Sannsynlighet for overflateutblåsning må være tilsvarende eller lavere Referanseanalysen må dekke aktuell boreperiode OK OK OK OK OK* (vurdert som tilsvarende) OK Analysen for King Lear ble utført i 2011, og det er gjort en vurdering i forhold til bruk av 2011-versjonen av datasettet på pelagisk sjøfugl. Datasettet har blitt oppdatert siden 2011, men inneholder kun små endringer i forhold til influensområdet for brønnen. Det er derfor konkludert med at datasettet benyttet i referanseanalysen (King Lear) er representativt. Security Classification: open - Status: Final Page 5 of 39

6 2 Innledning 2.1 Definisjoner og forkortelser Sentrale ord og uttrykk som inngår i miljørisikoanalysen er kort beskrevet nedenfor: Akseptkriterium: Verbal eller tallfestet grense for hvilket risikonivå som aksepteres. ALARP: As low as reasonably practicable : prinsipp som benyttes ved vurdering av risikoreduserende tiltak. Sannsynligheten for miljøskade er i et ALARP-område når sannsynligheten er mer enn halvparten av akseptkriteriet. 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). DFU: Definert fare- og ulykkessituasjon. Grunnberedskap: 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B). IKV: Indre Kystvakt Influensområde: Område som med mer enn 5 % sannsynlighet vil bli berørt av et oljeutslipp, hvor det er tatt hensyn til fordeling over alle utslippsrater og -varigheter. Korteste drivtid: 95-persentilen i utfallsrommet for korteste drivtid til kysten. KYV: Kystverket Miljø: Et ytre miljø som kan bli berørt av oljeutslipp til sjø, dvs. det marine miljø. Miljørisikoanalyse: Risikoanalyse som vurderer risiko for ytre miljø. Miljøskade: Direkte eller indirekte tap av liv for en eller flere biologiske ressurser på grunn av oljeutslipp som kan beskrives på individ- eller bestandsnivå. For at et oljeutslipp skal kunne gi en miljøskade må restitusjonstiden for den mest sårbare bestanden være lengre enn 1 måned. Miljøskadekategorier: Kategorisering av miljøskader i hhv. mindre, moderat, betydelig eller alvorlig på grunnlag av restitusjonstid for den mest sårbare bestanden: Mindre: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 måned og 1 år. Moderat: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 år og 3 år. Betydelig: en miljøskade med restitusjonstid mellom 3 år og 10 år. Alvorlig: en miljøskade med restitusjonstid over 10 år. 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. 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 Security Classification: open - Status: Final Page 6 of 39

7 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 - 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 boringen av letebrønn 2/4-22 S er gjennomført som en referansebasert analyse med utgangspunkt i analysen som ble gjennomført for letebrønn 2/4-21 King Lear [1]. 2/4-22 S ligger omlag 2,7 km fra 2/4-21 King Lear. 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). 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 2/4-22 S skal bores i Ekofisk-området i Nordsjøen. Vanndybden på borelokasjon er ca. 67 m og korteste avstand til land, som er Lista i Vest-Agder, er om lag 250 km. Boringen har planlagt oppstart i juli Brønnen skal bores med Maersk Gallant, som er en oppjekkbar boreinnretning. Security Classification: open - Status: Final Page 7 of 39

8 Figur 2-1 Lokasjon for letebrønn 2/4-22 S Security Classification: open - Status: Final Page 8 of 39

9 Figur 2-2 Lokasjon for 2/4-21 King Lear I analysen av miljørisiko knyttet til boringen av letebrønn 2/4-22 S benyttes Statoils akseptkriterier (Tabell 2-1) for operasjonsspesifikk miljørisiko. 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 < < < Moderat < < 2, < 2, Betydelig < < < Alvorlig < < 2, < 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 [2]. Security Classification: open - Status: Final Page 9 of 39

10 Miljørisikoanalysen for 2/4-22 S er gjennomført som en referansebasert analyse mot 2/4-21 King Lear. Miljørisikoanalysen for 2/4-21 King Lear ble gjennomført som en skadebasert miljørisikoanalyse for et utvalg VØKer [1]. Da det ikke var sannsynlighet for stranding ved en potensiell utblåsning ved King Lear er kun VØKer på åpent hav analysert. De utvalgte VØKene bestod av tolv arter pelagiske sjøfugl. To arktiske arter (alkekonge og polarmåke) som overvintrer i analyseområdet er inkludert. Oppdaterte data fra analysetidspunktet av 2/4-21 King Lear (2011) fra SEAPOP ( ligger til grunn for analysen. Plankton og fiskebestander (egg og larver) er vurdert semikvantitativt. Miljørisiko er i gap-analysen vurdert ut fra følgende forhold: Geografisk lokasjon Definerte fare- og ulykkeshendelser Type operasjon og utslippssannsynlighet Utslippsrater og -varigheter Oljetype Årstid Miljøressurser (Verdsatte Økologiske Komponenter) En mer detaljert gjennomgang av parameterne er gjort i kapittel 3.2 til Geografisk lokasjon Letebrønnen 2/4-22 S har lokasjon 3 10'3.11''E, 56 42'58.12''N, og ligger 2,6 km fra 2/4-21 King Lear ( N og ,31 E). Avstand kvalifiserer derfor for å benytte den gjennomførte miljørisikoanalysen for King Lear som referanse. 3.3 Type operasjon og utslippssannsynlighet Jack-up riggen Maersk Gallant skal benyttes for boring av 2/4-22 S. Basert på informasjon fra Scandpower, og en samlet vurdering av scenarioer og type plattform, er fordelingen av sannsynlighet mellom utblåsning på havbunn og overflate under boring satt til 0,72 / 0,28. Se Vedlegg A for flere detaljer. Brønnen vurderes som en HPHT-letebrønn med utblåsningspotensiale fra et dypt reservoar (grunn gass ikke inkludert). Ettersom forventet fluid er gass under HPHT-forhold er det benyttet en utblåsningssannsynlighet som anbefalt av Scandpower for en HPHT-letebrønn: P(blowout HPHT, appraisal exploration, gas well) = per brønn Total sannsynlighet for utblåsning for King Lear er beregnet til 1,4 x Dette er ca 2,5 ganger høyere enn for 2/4-22 S. Security Classification: open - Status: Final Page 10 of 39

11 3.4 Utblåsningsrater og varigheter Ratefordelingen for letebrønn 2/4-22 S er presentert i Tabell 3-2. Beregnet utblåsningsrate for letebrønnen ligger mellom 300 og 5400 Sm 3 /d og vektet rate er 4100 Sm 3 /d, gitt fordelingen mellom utblåsning på overflate. 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, basert på vurderinger fra prosjektet og beregnet vha Monte-Carlo-simuleringer, vil ved en utblåsning ligge mellom 62 og 105 døgn, med en forventning på 85 døgn. Forventet varighetsfordeling for 2/4-22 S er vist i Tabell 5 i Vedlegg A. I miljørisikoanalysen for 2/4-21 King Lear er utblåsningsrater mellom Sm 3 /d benyttet. Forventet varighet for King Lear er satt til 99 døgn. Tabell 3-1 viser ratefordelingen for letebrønn 2/4-22 S. Både utblåsningsrater og varigheter for 2/4-22 S er lavere enn de rater og varigheter som ligger til grunn for analysen for 2/4-21 King Lear (Tabell 3-2). Tabell 3-1 Simulert utblåsnings- (kondensat) rate (Sm 3 /d) og sannsynligheter for 2-4/22 Section Scenarios Scenario Blowout rates*, probability (Sm3/d) Top penetration 20% ½ Drilling ahead 40% 4600 Tripping 40% 5400 Weighted rate 4100 * Avrundet til nærmeste hundre Tabell 3-2 Rate- og varighetsfordeling for overflate- og sjøbunnsutblåsning ved boring av 2/4-21 King Lear [1] 3.5 Oljetype og oljedriftssimuleringer Det er forventet kondensat med egenskaper tilsvarende Huldrakondensat for letebrønnen Samme type kondensat er dermed lagt til grunn både for 2/4-22 S og 2/4-21 King Lear. Forvitringsegenskapene til Huldrakondensatet er oppsummert i Tabell 3-3 og er hentet fra forvitringsstudier gjennomført for kondensatet [3,4]. Security Classification: open - Status: Final Page 11 of 39

12 Tabell 3-3 Huldrakondensat - forvitringsegenskaper ved 2 og 12 timer for sommer og vinter Parameter Huldrakond. Vinter, Temperatur 5 ºC, 10 m/s vind Huldrakond. Sommer, Temperatur 15 ºC, 5 m/s vind Vanninnhold (%) 2 timer timer Fordampning (%) 2 timer timer Nedblanding (%) 2 timer timer Viskositet av emulsjon (cp) 2 timer timer Emulsjon på overflaten % av utslipp 2 timer timer 1 67 Huldra er en parafinsk oljetype (kondensat) med tetthet 809 kg/m3 og en relativt høy andel flyktige komponenter. Fordampingen er relativt høy, med et predikert fordampingstap på % etter 1 døgn på sjøen. Stivnepunktet er lavt for ferskt kondensat, men øker betraktelig for de avdampede residuene. Huldra har en relativt høy tetthet sammenlignet med andre kondensat, men lav sammenlignet med de fleste råoljer. Kjemisk dispergering vil kunne være en potensiell bekjempelsesmetode for Huldra-kondensatet etter et eventuelt søl på sjøen. Huldra har et relativt stort tidsvindu for bruk av kjemiske dispergeringsmidler etter at kondensatet har tatt opp noe vann og dannet emulsjon. Huldra når en viskositet på 1000 cp først etter noen dager på sjøen. Kondensatet kan til å begynne med være såpass tyntflytende at det ikke sitter veldig godt i lensen, det kan derfor forventes et betydelig lensetap før emulsjonen har nådd tilstrekkelig tykkelse. Utblåsningsrater og -varigheter er lavere for 2/4-22 S og oljetypen er vurdert til å være den samme. Oljedriftssimuleringene som ble gjennomført for 2/4-21 King Lear vil derfor være dekkende for letebrønn 2/4-22 S. I miljørisikoanalysen for 2/4-21 King Lear ble det for modellert overflate- og sjøbunnsutblåsning generert oljedriftsstatistikk på rutenivå for fire sesonger: vår (mars-mai), sommer (juni-august), høst (september-november) og vinter (desember-februar). Influensområdene ( 5 % sannsynlighet for treff av over 1 tonn olje i 10 x 10 km ruter), gitt utblåsning fra henholdsvis overflate og sjøbunn fra King Lear i de ulike sesongene, er presentert i Figur 3-1. Figur 3-3 viser influensområdene i vannsøylen som THC-konsentrasjoner (totalt hydrokarbon) over 375 ppb (effektgrense for fiskeegg og larver) for alle rate- og varighetskombinasjoner for hhv. en overflate- og sjøbunnsutblåsning fra 2-4/21 King Lear. Ved overflateutslipp var det kun om vinteren (P1) oljen ble nedblandet slik at vannmassene fikk en total Security Classification: open - Status: Final Page 12 of 39

13 oljekonsentrasjon (THC) høyere enn den antatt letale grenseverdien for fiskelarver, 375 ppb. Ved undervannsutslipp derimot oversteg den totale oljekonsentrasjon 375 ppb i avstander opptil en radius på km fra utslippspunktet (Figur 3-3). Figur 3-1 Massebaserte influensområder (områder innenfor hvit isoklin) for de fire stokastiske oljedriftssimuleringene av overflateutblåsninger: P1 (vinter)topp, P2 (vår)topp, P3 (sommer)topp og P4 (høst)topp. Influensområdet består av alle 2 2 km kartruter som inneholder mer olje enn 1 tonn per 10x10km rute i mer enn 5 % av de 600 enkeltsimuleringene som hver av de stokastiske simuleringene består av. Security Classification: open - Status: Final Page 13 of 39

14 Figur 3-2 Massebaserte influensområder (områder innenfor hvit isoklin) for de fire stokastiske oljedriftssimuleringene av sjøbunnsutblåsninger: P1 bunn, P2 bunn, P3 bunn og P4 bunn. Influensområdet består av alle 2 2 km kartruter som inneholder mer olje enn 0,01 tonn/km2 i mer enn 5 % av de 600 enkeltsimuleringene som hver av de stokastiske simuleringene består av. Security Classification: open - Status: Final Page 14 of 39

15 Figur 3-3 Konsentrasjonsbaserte influensområder for de fire stokastiske oljedriftssimuleringene av sjøbunnsutblåsninger: P1 bunn, P2 bunn, P3 bunn og P4 bunn. Influensområdet består av alle 2 x 2 km kartruter hvor vannmassen under har en maksimal oljekonsentrasjon større enn 375 ppb i mer enn 5 % av de 600 enkeltsimuleringene som hver av de stokastiske simuleringene består av. 3.6 Årstid Miljørisikoanalysen for 2/4-21 King Lear er gjennomført som en helårig analyse og vil dermed dekke forventet boreperiode for letebrønn 2/4-22 S. Security Classification: open - Status: Final Page 15 of 39

16 3.7 Beskrivelse av miljøressurser/vøker Arter som tilfredsstiller kravene til VØK mht sårbarhet overfor oljeforurensning ble valgt ut i referanseanalysen. Miljørisikoanalysen for 2/4-21 King Lear ble gjennomført i juni 2011, og nyeste data for naturressurser ble benyttet. Det er siden den gang oppdatert bestandsdata for pelagisk sjøfugl v/nina. Statoil har vært i kontakt med NINA vedrørende bruk av datasett benyttet i 2/4-21 King Lear, og NINA har bekreftet at det etter 2011 kun er gjort små endringer i datasettet og at det dermed kan benyttes i analysen for 2/4-22 S. Basert på influensområdet ble det beregnet miljørisiko for en rekke naturressurser; sjøfugl, marine pattedyr, fisk og strand. For flere detaljer henvises det til miljørisikoanalysen til letebrønn 2/4-21 King Lear [1]. 3.8 Oppsummering av miljørisiko Den geografiske utbredelsen av forurensingen (oljeflakene) overlapper ikke med kystbundne arter (kystbundne sjøfugl, sel eller strandhabitat), og en utblåsning gir dermed ingen sannsynlighet for målbar skade på disse ressursene. Tolv arter pelagisk sjøfugl er analysert, og en utblåsning (overflate eller sjøbunn) fra King Lear gir ikke sannsynlighet for populasjonstap større enn 5 % for noen av artene. Største beregnede sannsynlighet for et populasjonstap på mellom 1-5 % er 3,4 %; for alkekonge om vinteren. Uttrykt som teoretisk restitusjonstid tilsvarer dette 1,7 % sannsynlighet for en skadevirkning på 1 mnd 1år og 1,7 % sannsynlighet for en skadevirkning på 1 år 3 år. For andre ressurser på åpent hav er det vurdert at boringen ikke utgjør noen risiko for leveområdene til tobis, og det potensielle skadeomfanget på plankton og fiskebestander karakteriseres som ubetydelig eller kun lokalt. Miljørisikoen er vurdert opp mot Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier. Høyest miljørisiko for hver av de fire periodene er 5.7 %, 3,1 %, 0,6 % og 2,8 % av Statoil sitt akseptkriterie for moderat skade i hhv. P1 (vinter), P2 (vår), P3 (sommer) og P4 (høst). Frekvensen til hendelsen som gir størst miljørisiko målt som andel av Statoils akseptkriterie er 1,4E-05. Det er ingen sannsynlighet for stranding. Dette skyldes kombinasjonen av lang avstand fra brønnen til kysten og relativt kort levetid på sjøen for referanseoljen Huldra kondensat. 3.9 Konklusjon miljørisiko Da det kun er alkekonge som har en beregnet sannsynlighet for virkninger lengre enn 1 mnd (> 1 % populasjonstap) er det kun denne arten som gir utslag ved sammenligning med Statoils akseptkriterier. Miljørisikoen for letebrønn 2/4-21 King Lear er lav og ligger, for alle undersøkte VØK-populasjoner og VØK-habitater, innenfor Statoil sine operasjonsspesifikke akseptkriterier og under ALARP-nivå (50 % av akseptkriteriene) i alle fire sesonger. Security Classification: open - Status: Final Page 16 of 39

17 P1 (vinter) P2 (vår) Lomvi Havsule Krykkje Gråmåke Svartbak Polarmåke Sildemåke Fiskemåke Havhest Lunde Alke Alkekonge 1.4 % 5.7 % Lomvi Havsule Krykkje Gråmåke Svartbak Polarmåke Sildemåke Fiskemåke Havhest Lunde Alke Alkekonge 0.8 % 3.1 % 0.0 % 2.0 % 4.0 % 6.0 % 8.0 % 10.0 % Percentage of the acceptance criteria 0.0 % 2.0 % 4.0 % 6.0 % 8.0 % 10.0 % Percentage of the acceptance criteria Mindre (1 mnd - 1 år) Moderat (1-3 år) Mindre (1 mnd - 1 år) Moderat (1-3 år) Betydelig (3-10 år) Alvorlig (> 10 år) Betydelig (3-10 år) Alvorlig (> 10 år) P3 (sommer) P4 (høst) Lomvi Havsule Krykkje Gråmåke Svartbak Polarmåke Sildemåke Fiskemåke Havhest Lunde Alke Alkekonge 0.1 % 0.6 % Lomvi Havsule Krykkje Gråmåke Svartbak Polarmåke Sildemåke Fiskemåke Havhest Lunde Alke Alkekonge 0.7 % 2.8 % 0.0 % 2.0 % 4.0 % 6.0 % 8.0 % 10.0 % Percentage of the acceptance criteria 0.0 % 2.0 % 4.0 % 6.0 % 8.0 % 10.0 % Percentage of the acceptance criteria Mindre (1 mnd - 1 år) Moderat (1-3 år) Mindre (1 mnd - 1 år) Moderat (1-3 år) Betydelig (3-10 år) Alvorlig (> 10 år) Betydelig (3-10 år) Alvorlig (> 10 år) Figur 3-4 Miljørisiko forbundet med letebrønn 2/4-21 King Lear, angitt som andel av akseptkriteriet for hver av sesongene; vinter, vår, sommer og høst Det konkluderes dermed med at miljørisikoen forbundet med boringen av letebrønn 2/4-22 S er innenfor Statoil sine akseptkriterier og under ALARP-nivå (50 % av akseptkriteriet). 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. 4.1 Ytelseskrav Statoils ytelseskrav for de ulike barrierene er beskrevet under [4]. Security Classification: open - Status: Final Page 17 of 39

18 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 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 [6,7], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i Norsk Olje og Gass veiledning (tidligere OLF) [7] og NOFO [8]. 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 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. Security Classification: open - Status: Final Page 18 of 39

19 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 (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. 4.5 Analysegrunnlag Oljens egenskaper Tabell 3-3 gir en oversikt over Huldrakondensatets forvitringsegenskaper ved ulike temperaturer og vindstyrker. Huldrakondensat har et relativt stort tidsvindu for bruk av dispergeringsmidler etter at kondensatet har tatt opp vann og har dannet emulsjon. Huldrakondensat har forvitringsegenskaper som tilsier at det tar timer før viskositeten av emulsjonen vil nå grensen for mekanisk oppsamling Utslippsscenarier Tabell 4-1 gir en oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønn 2/4-22 S. Tabell 4-1 Utslippsscenarier for letebrønn 2/4-22 S Type utslipp Kilde Referanse bakgrunn for rate/volum Utblåsning 4100 m 3 /døgn Langvarig utblåsning fra reservoar Dimensjonerende utblåsningsrate for letebrønn 2/4-22 S (vektet rate, overflateutblåsning) Security Classification: open - Status: Final Page 19 of 39

20 Middels utslipp m 3 punktutslipp Mindre utslipp m 3 punktutslipp Eksempelvis lekkasje fra stigerør eller brønn Eksempelvis lekkasje fra stigerør Volum bestemt ut fra faglig vurdering Volum bestemt ut fra faglig vurdering 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 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 2/4-22 S og omtalt i det følgende. For flere detaljer henvises det til Statoils metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [6] 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 2/4-22 S (region 2) er operasjonslys oppsummert i Tabell 4-2. Security Classification: open - Status: Final Page 20 of 39

21 Figur 4-1. Regioner brukt for beregning av operasjonslys Tabell 4-2: Andel operasjonslys i region 2, hvor letebrønn 2/4-22 S er lokalisert Vinter Sommer Operasjonslys 38 % 80 % 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 1 er antatt å best representere bølgeforholdene ved 25/8-18S. 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. Security Classification: open - Status: Final Page 21 of 39

22 Figur 4-1 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav Tabell 4-2 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon 2/4-22 S (antatt stasjon 1) Vinter Sommer NOFO-system 58% 79% Kystvakt-system 45 % 71 % Tabell 4-3 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon 2/4-22 S (antatt stasjon 1) Vinter Sommer NOFO-system (Hs < 4 m) 83 % 99 % NOFO-dispergering (Hs < 4 m) 83 % 99 % Kystvakt-system (Hs < 3 m) 56 % 96 % 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 4-1. 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. Security Classification: open - Status: Final Page 22 of 39

23 Figur 4-2 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold i kystsonen 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 5-4 viser plasseringen av NOFO-utstyr per Februar Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til borelokasjon er brukt som grunnlag for beredskapsanalysen. Security Classification: open - Status: Final Page 23 of 39

24 Figur 4-3 NOFOs utstyrsoversikt per Februar 2014 Tabell 4-4 Avstander fra 2/4-22 S til aktuelle oljevernressurser Oljevernressurser Avstand fra (nm) Stril Power Balder 18 Skandi Hugen Ekofisk 10 Stril Poseidon Haltenbanken 519 Stril Herkules Tampen 273 Havila Troll Troll 243 Havila Runde Oseberg 230 Esvagt Bergen Sleipner 108 Ocean Alden Gjøa 278 Stril Mariner Ula/Gyda 18 Base Mongstad 252 Base Stavanger 139 Base Sandnessjøen 620 Base Kristiansund 407 Redningsskøyte Haugesund 175 Redningsskøyte Egersund 138 Redningsskøyte Måløy 319 Security Classification: open - Status: Final Page 24 of 39

25 Tabell 4-8: Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av 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 Responstid for slepefartøy Tid til å sette lenser på sjøen 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 Sleipner/Volve: 1 time Ula/Gyda: 6 timer Ekofisk/sørfeltene: 6 timer Goliat: 4 timer Slepefartøy fra NOFO-pool: 24 timer Redningsskøyter: 20 knops hastighet, 2 time frigivelsestid Egersund Haugesund Kleppestø Måløy Kristiansund N Rørvik Ballstad Sørvær Båtsfjord Vadsø 1 time Resultater fra oljedrifsberegninger influensområde og stranding Oljedriftsberegningene viser at det ikke er sannsynlighet for stranding av olje ved utblåsning på 2/4-21 King Lear og da heller ikke på letebrønn 2/4-22 S som denne beredskapsanalysen omhandler (se Figur 3-1 og 3-2). Security Classification: open - Status: Final Page 25 of 39

26 4.6 Administrative grenser/ berørte IUA Figur 4-17: Beredskapsregionene sør for Lofoten [9] 4.7 Resultat - Beredskapsbehov og responstider Barriere 1 og 2 nær kilden og på åpent hav Systembehov er beregnet for mindre utslipp (Tabell 4-1), medium utslipp (Tabell 4-2) og dimensjonerende hendelse (Tabell 4-3). Tabell 4-1 Beregnet systembehov for et mindre utslipp punktutslipp på 100Sm3 jun-aug des-feb Sommer Vinter Parameter - Huldrakondensat 15 C, 5 m/s vind 5 C, 10 m/s vind Utstrømningsrate (Sm3/d) Fordampning % (etter 2 timer på sjø) Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 1 17 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) 139* 333* Security Classification: open - Status: Final Page 26 of 39

27 Behov for NOFO-systemer (mekanisk oppsamling og/eller kjemisk dispergering) 1 1 * Viskositeten av emulsjonen ut av barriere 1 er svært lav. Her forventes det et betydelig lensetap før emulsjonen har nådd tilstrekkelig tykkelse Tabell 4-2 Beregnet systembehov for et medium utslipp punktutslipp på 2000 Sm3 Parameter - Huldrakondensat jun-aug Sommer Vinter 15 C, 5 m/s vind des-feb 5 C, 10 m/s vind Utstrømningsrate (Sm3/d) Fordampning % (etter 2 timer på sjø) Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 1 17 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) 139* 333* Behov for NOFO-systemer (mekanisk oppsamling og/eller kjemisk dispergering) 2** 2 * Viskositeten av emulsjonen ut av barriere 1 er svært lav. Her forventes det et betydelig lensetap før emulsjonen har nådd tilstrekkelig tykkelse ** For å sikre fleksibilitet og robusthet i beredskapsløsningen så legges det noe konservativt inn behov for 2 NOFO-systemer Security Classification: open - Status: Final Page 27 of 39

28 Tabell 4-3 Beregnet systembehov for barriere 1 og 2 ved en dimensjonerende hendelse langvarig utblåsning på 4100 Sm3/døgn (vektet rate) Parameter - Huldrakondensat jun-aug Sommer Vinter 15 C, 5 m/s vind des-feb 5 C, 10 m/s vind Utstrømningsrate (Sm3/d) Fordampning % (etter 2 timer på sjø) Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 1 17 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) Behov for NOFO-systemer i barriere 1 (mekanisk oppsamling og/eller kjemisk dispergering) 2 2 Systemeffektivitet i barriere 1 (%) Emulsjonsmengde 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 2 447* 696* Behov for NOFO-systemer i barriere 2 (mekanisk oppsamling og/eller kjemisk dispergering) 1 1 Behov for NOFO-systemer i barriere 1 og * Viskositeten av emulsjonen ut av barriere 1 er svært lav. Her forventes det et betydelig lensetap før emulsjonen har nådd tilstrekkelig tykkelse For letebrønn 2/4-22 S er det behov for 3 NOFO-systemer i barriere 1 og 2 for å kunne håndtere dimensjonerende scenario i vintersesongen og sommersesongen. Nærmere detaljering av fartøyer og systemer vil beskrives i beredskapsplanen. Krav til responstid for første system er 8 timer og fullt utbygd barriere innen 24 timer. Første system med utstyr for påføring av kjemisk dispergering er på plass etter 9 timer. Totalt er det permanent utstyr for påføring av kjemisk dispergering samt dispergeringsmiddel på 10 fartøyer i NOFOs fartøys-pool Barriere 3, 4 og 5 i kyst- og strandsone Resultatene fra oljedriftssimuleringene som ble gjennomført for 2/4-21 King Lear viser at det ikke er sannsynlighet for stranding gitt en utblåsning. Det settes dermed ikke spesifikke krav til barriere 3, 4 og 5 for 2/4-22 S. Ressurser og utstyr kan likevel mobiliseres etter behov og iht eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og IUA. Security Classification: open - Status: Final Page 28 of 39

29 5 Oppsummering av krav til beredskap for letebrønn 2/4-22 S Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for boring av 2/4-22 S er oppsummert i Tabell 5-1. Det er satt krav til 3 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 8 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 24 timer. Det settes krav til at det skal være utstyr for både mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering i beredskapsløsningen. Første system for påføring av dispergering vil kunne være på plass innen 9 timer. For barriere 3-5 settes det ikke spesifikke krav, da oljedriftssimuleringene viser at det ikke er sannsynlighet for stranding. Ressurser og utstyr kan likevel mobiliseres etter behov og iht eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og IUA. Tabell 5-1 Oppsummering av krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for letebrønn 2/4-22 S Barriere 1 2 Bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid 3 NOFO-systemer Første system innen 8 timer, fullt utbygd barriere innen 24 timer. Første system med utstyr for mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering innen 9 timer. Barriere 3-5 Bekjempelse i kyst- og strandsone/strandsanering Systemer og responstid Det settes ikke spesifikke krav til beredskap da oljedriftssimuleringene viser at det ikke er sannsynlighet for stranding. Ressurser kan likevel mobiliseres ved behov gjennom eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og IUA. Miljøundersøkelser - Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer 6 Referanser [1] Miljørisikoanalyse for letebrønn 2/4-21 King Lear. Acona Prosjekt nummer: [2] OLF (2007) Veileder for miljørettet risikoanalyse [3] SINTEF (1998) Forvitringsegenskaper for Huldrakondensat [4] Statoil (2012) Statoils ytelseskrav, beredskap mot akutt oljeforurensning [5] Statoil (2012) Forutsetninger for analyse og planlegging av beredskap mot akutt oljeforurensning [6] Statoil (2012) Analysemetode og beregningsmetodikk, beredskap mot akutt oljeforurensning [7] OLF (2007) Veileder for miljørettet beredskapsanalyse [8] NOFOs nettsider - [9] Kystverket Security Classification: open - Status: Final Page 29 of 39

30 Vedlegg A Blowout Scenario Analysis Technical note: Input to the environmental risk assessment Blowout scenario analysis exploration well Nord (2/4-22 S), rev 01. Alexander Solberg, TPD TEX HSEC ST Fornebu, 13 th January 2013 Summary This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to drilling of the exploration well Nord (2/4-22 S). Blowout probability, flow rates and duration are quantified for application in the environmental risk assessment. The overall blowout probability of the well is judged to be The condensate blowout rates range between 300 and 5400 Sm 3 /d. It is found that the duration of a blowout could potentially amount to 98 days with a 1 % probability. Introduction Statoil is planning to start drilling the (2/4-22 S) exploration well in PL146 in the North Sea Q The jack-up rig, Maersk Gallant, 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. Well specific information Water depth at well location is 70 meters MSL. The distance RT-MSL of Maersk Gallant is 48 meters. The objective of the wells is to test for hydrocarbons in the Rotliegendes formation. According to the well design a 9 7/8 casing will be set above the reservoirs at approximately 4350 meters TVD RKB. The Rotliegendes sst. Formations will be drilled in the 8 ½ section and top of Rotliegendes formation will be at 4742 meters TVD RKB. Total depth will be at about 5200 meters TVD RKB. Security Classification: open - Status: Final Page 30 of 39

31 Figure 1: Well Schematic for well 2/4-22 S, The overall probability of discovery is 19%. The expected fluid to be found in Rotliegendes is gas and condensate with a GOR of 1430 Sm³/Sm³. High pressure is expected with a maximum pressure at 996 bara. Expected reservoir data and fluid properties are found in Table 6-1 and Table 6-2 below. Security Classification: open - Status: Final Page 31 of 39

32 Table 6-1: Reservoir data for well 2/4-22 S, ref /3/. Table 6-2: Fluid properties for the expected fluid from well 2/4-22 S, ref /3/. Security Classification: open - Status: Final Page 32 of 39

33 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 is gas under HTHP condition, a gas blowout frequency for HTHP wells is used below; P(blowout HTHP, appraisal exploration, gas well) = per well The frequency relate to an average HTHP exploration well with blowout potential from a deep reservoir (shallow gas not included). Such blowout frequencies are typically applied to describe wells with potential hydrocarbon discovery in one section, normally the 8 ½ section, and is considered applicable for Nord (2/4-22 S). Maersk Gallant will be used for drilling the wells. This is a jack-up drill rig that will operate with a topside BOP. 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 28% and 72% in order of appearance. This results in the following probabilities: P(blowout with seabed release) = ,28 = P(blowout with surface release) = ,72 = Security Classification: open - Status: Final Page 33 of 39

34 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 Add Energy /3/. The simulated scenarios include; 1 Top penetration 5 meters of Rotliegendes sst. exposed 2 Drilling ahead 50% of Rotliegendes sst. exposed 3 Tripping Rotliegendes sst fully exposed The simulation results are shown below in Table 6-3. Table 6-3: Simulated blowout oil (condensate) rates (Sm 3 /d) and probabilities. /3/. Section Scenarios Scenario Blowout rates*, probability (Sm3/d) Top penetration 20% ½ Drilling ahead 40% 4600 Tripping 40% 5400 Weighted rate 4100 * 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. For a full description of the rate calculations see the Acona report /3/. Security Classification: open - Status: Final Page 34 of 39

35 Blowout duration An 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 6-4. 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. Table 6-4: Time to drill a relief well (days), ref /4/ Time to: Minimum: Most likely: Maximum: - make decisions mobilise a rig; transfer, anchoring, supply of equipment and preparations drilling, 12 ¼ 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 62 and 118 days. A Monte Carlo simulation is performed to produce a duration distribution from the well specific input in Table 6-4. The expected time found is 85 days. A probability distribution is presented in Figure 2. Security Classification: open - Status: Final Page 35 of 39

36 0,40 0,35 0,30 Probability 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05 0, Time to Drill a Relief Well (days) Figure 2: Duration distribution, Time to drill a relief well The probability distribution, found in Table 6-5 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 6-5 maximum blowout duration is suggested to be 98 days. Table 6-5: 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 0,406 0, ,002 0, ,127 0, ,001 0, ,131 0, ,001 0, ,144 0, ,000 0, ,038 0, ,001 0, ,031 0, ,008 0, ,021 0, ,023 0, ,016 0, ,022 0, ,007 0, ,012 0, ,004 0, ,004 0,007 the preceding duration category. *Proba bilities in the tail end of the duratio n distribut ion (< 0,01) are added to the probabil ity of 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. Security Classification: open - Status: Final Page 36 of 39

37 0,60 0,50 0,40 0,30 0,20 Surface Seabed 0,10 0, Blowout Duration (days) Figure 3: Blowout duration described by probability distributions Figure 4: Blowout duration described by cumulative distributions Security Classification: open - Status: Final Page 37 of 39