Beredskapsanalyse for letebrønn 7317/9-1 Koigen Central

Transkript

1 Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 1 of 38

2 Title: Beredskapsanalyse Document no. : Contract no.: Project: Classification: Open Expiry date: Distribution: Open Status Final Distribution date: : Copy no.: Author(s)/Source(s): Stine Kooyman Subjects: Remarks: : Updated: Responsible publisher: Authority to approve deviations: Techn. responsible (Organisation unit / Name): TPD R&T FT SST ERO Stine Kooyman Date/Signature: X Responsible (Organisation unit/ Name): TPD R&T PTC EC Arne Myhrvold Date/Signature: X Approved by (Organisation unit/ Name): TPD R&T FT SST ERO Hanne Greiff Johnsen Date/Signature: X Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 2 of 38

3 Innholdsfortegnelse 1 Innledning Bakgrunn Aktivitetsbeskrivelse Definisjoner og forkortelser Metode Ytelseskrav Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer Dimensjonering av barrierene Dimensjonering av barriere 1 og 2 nær kilden og på åpent hav Dimensjonering av barriere 3 og 4 kyst- og strandsone Dimensjonering av barriere 5 - strandrensing Resultater Utslippsscenarier Skrugardoljens egenskaper Oljens egenskaper ved mekanisk oppsamling Oljens egenskaper ved kjemisk dispergering Operasjonslys ved letebrønn Koigen Central Bølgeforhold nær lokasjon til letebrønn Koigen Central Bølger i kystsonen (generisk for Norges kystlinje) Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger Influensområder og stranding Beregning av beredskapsbehov og responstider for barriere 1 og Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere Bruk av kjemisk dispergering Deteksjon av olje og overvåkning av olje under oljevernaksjoner Oljevernberedskap som konsekvensreduserende tiltak Modellering av beredskap Særlige hensyn Konklusjon Referanser Appendiks A Appendix B Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 3 of 38

4 Oppsummering Statoils krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for boring av letebrønn 7317/9-1 Koigen Central er etablert gjennom foreliggende beredskapsanalyse og oppsummert i tabellen under. Det er satt krav til 4 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 2 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 36 timer. Kjemisk dispergering vil, basert på aktuell oljetype og en NEBA vurdering, kunne bidra til et effektivt oljevern til havs. For barriere 3 og 4 stilles det krav til å håndtere mengden oljeemulsjon som ifølge oljedriftssimuleringer vil drive mot land. Responstiden er satt til 10 døgn (korteste drivtid til land), men ressurser mobiliseres så snart som mulig for å i størst mulig grad hindre at oljen når Bjørnøya. Da borelokasjon er langt fra fastlandet og disse barrierene vil operere til havs vil man mobilisere større havgående systemer (NOFO system) og/eller raskere ettbåtssystemer som mer effektivt vil kunne «jakte» olje for å hindre at olje strander. Barriere 1 til 4 er dimensjonert med mål om å hindre stranding på Bjørnøya. Ved behov vil ytterligere ressurser kunne mobiliseres for å styrke disse barrierene. For barriere 5 er det dermed ikke satt spesifikke krav. Dersom det likevel skulle strande olje vil strandrenseressurser kunne mobiliseres iht brønnspesifikk oljevernberedskapsplan for Koigen Central innen 10 døgn. Ytterligere ressurser og utstyr kan mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO og Kystverket. Gjennom aksjonsledelsen vil Statoil fortløpende tilpasse bruk av bekjempelsesmetoder, utstyr og dimensjonering til de gjeldende forhold. Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for boring av letebrønn 7317/9-1 Koigen Central er oppsummert i tabellen under. Barriere 1 og 2 bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid 4 NOFO-systemer Første system innen 2 timer, fullt utbygd barriere innen 36 timer Barriere 3 og 4 bekjempelse i kyst- og strandsone Systemer og responstid Barriere 5 - strandrensing Systemer og responstid Fjernmåling og miljøundersøkelser Kapasitet til å håndtere mengden oljeemulsjon som ifølge oljedriftssimuleringer vil drive mot land (979 tonn). Responstiden er satt til 10 døgn (korteste drivtid til land), men ressurser mobiliseres så snart som mulig for å i størst mulig grad hindre at oljen når Bjørnøya. Da lokasjon er langt fra fastlandet og disse barrierene vil operere til havs vil man mobilisere større havgående systemer (NOFO system) og/eller raskere ettbåtssystemer som mer effektivt vil kunne «jakte» olje for å unngå at olje strander. Barriere 1 til 4 er dimensjonert med mål om å hindre stranding på Bjørnøya. Ved behov vil ytterligere ressurser kunne mobiliseres for å styrke disse barrierene. For barriere 5 er det dermed ikke satt spesifikke krav. Dersom det likevel skulle strande olje vil strandrenseressurser kunne mobiliseres iht brønnspesifikk oljevernberedskapsplan for Koigen Central innen 10 døgn. Akutt forurensning av betydning skal oppdages innen 1 time etter at hendelsen har inntruffet Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 4 of 38

5 1 Innledning 1.1 Bakgrunn Foreliggende beredskapsanalyse er utarbeidet for boring av letebrønn 7317/9-1 Koigen Central i Barentshavet, som Statoil planlegger å bore i tredje kvartal Effektiv oljevernberedskap vil redusere oljemengder på sjøen, begrense utstrekning og påslagsområder for et oljesøl og redusere miljørisiko. Statoil vil være ansvarlig for en eventuell oljevernaksjon både nær kilden til havs, langs kysten og på land i tilfelle stranding. Valg av metoder og utstyr for bekjempelse vil baseres på utslippets karakter, værforhold, effektivitet av utstyr og tilstedeværelse av sårbare ressurser. Hovedstrategier for aksjoner er bekjempelse nær kilden. En vil tilstrebe å benytte den bekjempelsesmetoden, mekanisk oppsamling eller kjemisk dispergering, som resulterer i minst miljøskade ut fra en «Net Environmental Benefit Analysis». NOFO står for den operative delen av beredskapen både til havs, nær kysten og ved eventuelle strandrenseaksjoner, og disponerer ressurser og personell for å håndtere dette. I tillegg er Statoil medlem i OSRL og vil kunne benytte oljevernressurser herfra, som kjemisk dispergering og strandrenseutstyr, etter behov i en aksjon. Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for oljevernberedskap ved et større uhellsutslipp av olje. Analysen skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av beredskapsressurser. Beredskapsanalysen for 7317/9-1 Koigen Central er brønnspesifikk. Aktivitetsforskriftens 73 og Styringsforskriftens 17 stiller krav til beregning av miljørisiko og beredskapsbehov i forbindelse med aktiviteter som kan gi ved miljøforurensning som følge av akutte utslipp som grunnlag for beredskapsetablering. Det er utført en miljørisikoanalyse for denne letebrønnen [1]. Informasjon fra miljørisikoanalysen inngår som grunnlag i beredskapsanalysen. Det vil lages en egen «Blow out Contingency and Relief Well Plan» for letebrønn Koigen Central. Denne inneholder beskrivelse og tekniske prosedyrer for hvordan brønnutblåsning vil kunne stoppes, enten med brønninternt utstyr, capping eller avlastningsboring. 1.2 Aktivitetsbeskrivelse Letebrønnen 7317/9-1 Koigen Central skal bores i Barentshavet (Figur 1-1). Vanndybden på borelokasjon er 434 m og korteste avstand til land er 109 km, til Bjørnøya, samt 336km til fastlandet (Ingøy). Boringen er planlagt med oppstart i løpet av tredje kvartal Brønnen er planlagt boret med den halvt nedsenkbare riggen Songa Enabler. Hovedformålet med letebrønn 7317/9-1 Koigen Central er å undersøke hydrokarbonforekomster i Stø/ Nordmela formasjonene. Forventet oljetype er tilsvarende Skrugard basert på forventede fluidegenskaper og nærhet. Basisinformasjon for letebrønnen er oppsummert i Tabell 1-1. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 5 of 38

6 Figur 1-1 Lokasjon til letebrønn 7317/9-1 Koigen Central. Korteste avstand til Bjørnøya er 109 km mens korteste avstand til fastland er 336 km. Figur hentet fra miljørisikoanalysen for brønnen [1]. Tabell 1-1 Basisinformasjon Letebrønn 7317/9-1 Koigen Central Posisjon for DFU (geografiske koordinater) 73 26' N, 17 47' Ø Vanndyp 434 m Borerigg Songa Enabler Planlagt boreperiode Q Sannsynlighet for utblåsning 1, Sannsynlighetsfordeling (% overflate/sjøbunn) 10/90 Vektet utblåsningsrate Overflate: 3100 m 3 /døgn Sjøbunn: 1400 m 3 /døgn Totalt: 1570 m 3 /døgn Oljetype (tetthet) Skrugard (871 kg/ m 3 ) Maksimal varighet av en utblåsning (tid til 63 døgn boring av avlastningsbrønn) Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 6 of 38

7 1.3 Definisjoner og forkortelser Sentrale ord og uttrykk som inngår i beredskapsanalysen er kort beskrevet nedenfor: DFU: Definert fare- og ulykkessituasjon. Grunnberedskap: 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B). IKV: Indre Kystvakt Influensområde: Område som med mer enn 5 % sannsynlighet vil bli berørt av et oljeutslipp, hvor det er tatt hensyn til fordeling over alle utslippsrater og -varigheter. Korteste drivtid: 95-persentilen i utfallsrommet for korteste drivtid til kysten. KYV: Kystverket Miljørisikoanalyse: Risikoanalyse som vurderer risiko for ytre miljø. NOFO: Norsk Oljevernforening for Operatørselskap NEBA-prinsippet: Net Environmental Benefit Analysis metode for å sammenligne og rangere netto miljøgevinst forbundet med forskjellige bekjempelsesmetoder innen oljevern, eksempelvis oppsamling, mekanisk og kjemisk dispergering. OSRL: Oil Spill Response Limited Prioriterte områder: Til bruk i beredskapsplanleggingen er det definert arealer kalt prioriterte områder (basert på en vurdering av tidligere eksempelområder i NOFO). Disse er karakterisert ved at de ligger i ytre kystsone, har høy tetthet av miljøprioriterte lokaliteter og som også på andre måter setter strenge krav til oljevernberedskapen. Disse områdene er derfor forhåndsdefinert som dimensjonerende for oljevernberedskapen. Størst strandet emulsjonsmengde: 95-persentilen i utfallsrommet for størst strandet mengde 2 Metode 2.1 Ytelseskrav Statoils ytelseskrav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Statoils forutsetninger og metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [2], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i NOROG veiledning [3] og NOFO [4]. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 7 of 38

8 Barriere 1: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe beregnet emulsjonsmengde på sjø. Første system innen best oppnåelig responstid. Full kapasitet snarest mulig og senest innen 95-persentilen av korteste drivtid til land, basert på beregnet kapasitetsbehov. Statoil setter, som et minimum, krav til tilstrekkelig kapasitet for å bekjempe et oljeutslipp på minimum 500 m 3 med ressurser som skal være klar for operasjon innen 5 timer etter at utslippet er oppdaget. Barriere 2: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe den mengden emulsjon som passerer barriere 1 på grunn av operative begrensninger. Første system skal mobiliseres fortløpende etter at systemene i barriere 1 er mobilisert og med full kapasitet innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. Barriere 3 og 4: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon innen influensområdet. 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. 2.2 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer Ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning, målt i bekjempet mengde oljeemulsjon pr. døgn, er en funksjon av følgende forhold: - 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 benyttes i Statoil sin beregningskalkulator for beredskapsbehov i alle barrierer. Kapasiteten til havgående opptakssystem i NOFO-klasse som brukes i beregningene er 2400 m 3 /døgn (for oljer med viskositet under cp). Kapasiteten til havgående dispergeringssystem i NOFO-klasse er satt til 1950 m 3 /døgn. For flere detaljer henvises det til Statoils metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [2]. Utstyr som kan benyttes til bekjempelse av olje/emulsjon i barriere 1-4: Havgående NOFO-system Havgående Kystvaktsystem System Kyst A IKV System Kyst B KYV System Fjord A NOFO/Operatør System Fjord B IUA/KYV Dispergeringssystem (NOFO og OSRL) Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 8 of 38

9 2.3 Dimensjonering av barrierene Dimensjonering av barriere 1 og 2 nær kilden og på åpent hav For barriere 1 og 2, bekjempelse nær kilden og på åpent hav, beregnes det et behov for antall NOFO-systemer basert på utslippsrate og forventet oljetype. Det er den vektede utblåsningsraten som benyttes for å dimensjonere systembehovet i barriere 1 og 2 for letebrønner. For dimensjonering av barriere 1 benyttes egenskaper (fordamping, naturlig nedblanding, vannopptak og viskositet av emulsjon) for 2 timer forvitret olje. Det grunnleggende prinsippet er at kapasiteten i de ulike barrierene skal være tilstrekkelig til å kunne håndtere emulsjonsmengden ved de gitte betingelsene. Separate beregninger er gjort for vinterog sommersesong. For dimensjonering av barriere 2 er det utført beregninger av det antall systemer som kreves for å kunne bekjempe emulsjonsmengden som har passert barriere 1 pga. redusert systemeffektivitet. Systemeffektiviteten er avhengig av bølgehøyde og lysforhold, og varierer mellom de ulike områdene (Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet) på norsk sokkel. I beregningen av systembehov for barriere 2 benyttes oljeegenskaper for 12 timer forvitret 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, slepe båtkapasitet og gangfart for disse, mobilisering av oljevernutstyr om bord på OR-fartøy, og tilgang til personell på basene. I tillegg kommer en vurdering opp mot krav om etablering av barriere 1 og 2 senest innen korteste drivtid til land (95- persentil). Ved særlig lange avstander til eksisterende oljevernressurser kan det settes krav til kortere responstider, noe som forutsetter brønn eller installasjonsspesifikke løsninger med reduserte responstider for oljevernressursene Dimensjonering av barriere 3 og 4 kyst- og strandsone For barriere 3 og 4, bekjempelse av olje i kyst- og strandsone, er kravene til beredskap satt ut fra størst behov ved å bruke to alternative tilnærminger: 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon fra oljedriftssimuleringer. Beredskapen i barriere 3 og 4 skal kunne håndtere mengden emulsjon som driver mot land (gitt av maksimal strandet mengde). Ettersom oljevernaksjonen foregår langt til havs er større havgående systemer (NOFO-systemer) og/eller ettbåtssystemer tiltenkt barrieren, disse har generelt høyere effektivitet enn det som normalt settes inn som kyst/fjord system Denne tilnærmingen medfører at Statoil dimensjonerer for å bekjempe oljen på sjø før den strander. Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 3 og 4 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land Dimensjonering av barriere 5 - strandrensing For barriere 5, bekjempelse av strandet olje, er det beregnet behov for antall strandrenselag med tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av størst strandet mengde emulsjon innenfor de berørte prioriterte områdene med kortere drivtid enn 20 døgn. Når korteste drivtid er lengre enn 20 døgn stilles det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 5. Basert på erfaringer antar man en rensekapasitet på 0,18 tonn per dagsverk. Statoil har valgt å gjøre beregninger for vinterstid, og lagt inn en effektivitetsfaktor på dagsverk på 0,5. Hvert strandrenselag består av 10 personer. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 9 of 38

10 12 timer 2 timer Beredskapsanalyse 3 Resultater 3.1 Utslippsscenarier Tabell 3-1 gir oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønn 7317/9-1 Koigen Central. Tabell 3-1 Utslippsscenarier Type utslipp Oljetype Referanse bakgrunn for rate/volum Utblåsning 1570 m 3 /døgn Skrugard Vektet utblåsningsrate fra 7317/9-1 Koigen Central (se Appendiks A) Middels utslipp 2000 Skrugard Eksempelvis lekkasje fra brønn m 3 punktutslipp Mindre utslipp 100 m 3 punktutslipp Skrugard Eksempelvis lekkasje fra brønn 3.2 Skrugardoljens egenskaper Skrugardolje er ansett som representativ for forventet oljetype i letebrønn 7317/9-1 Koigen Central. Det er gjennomført en forvitringsstudie av Skrugardolje i 2012 [5].Skrugardolje er en naftensk olje med middels tetthet, og lavt asfalten og voksinnhold. Skrugardolje danner stabile emulsjoner og bruk av emulsjonsbryter vil vil kunne være effektivt ved lagring av olje. Forvitringsegenskaper for Skrugardolje ved ulike vindstyrker og temperaturer er angitt i Tabell 3-2. Vintertemperatur er satt til 5 C og sommertemperatur til 10 C i studien. Tabell 3-2 Forvitringsegenskaper til Skrugardolje ved 2 og 12 timer, vinter og sommer Timer Parameter Skrugard olje Vinter, 5 ºC 10 m/s vind Sommer, 10 ºC 5 m/s vind Fordampning (%) 6 5 Nedblanding (%) 3 0 Vanninnhold (%) Viskositet av emulsjon (cp) Gjenværende olje på overflate (%) Fordampning (%) Nedblanding (%) 17 1 Vanninnhold (%) Viskositet av emulsjon (cp) Gjenværende olje på overflate (%) Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 10 of 38

11 3.2.1 Oljens egenskaper ved mekanisk oppsamling Erfaring fra norske feltforsøk viser at risikoen for lekkasje av olje under lensa er størst for oljer/emulsjoner med viskositet under 1000 cp. Emulsjon av Skrugardolje vil ha viskositeter over 1000 cp etter 12 timer ved sommerforhold og etter 6 timer ved vinterforhold. Det er raskere emulsjonsdannelse og økning i viskositet med økning i vindstyrke. Det forventes ikke å være behov for Hi-visc skimmere. Tabell 3-3 oppsummerer potensialet for mekanisk oppsamling av Skrugardolje ved definerte vinter- og sommerforhold, basert på kun viskositeter. Tabell 3-3 Potensiale for mekanisk oppsamling basert på viskositet av Skrugardolje Vinterforhold (5 ºC - 10m/s) Sommerforhold (10 ºC - 5m/s) Tid (timer) Tid (døgn) Viskositet < 1000 cp risiko for lekkasje under lensen Viskositet mellom 1000 og cp Viskositet > cp bruk av HiVisc skimmer anbefalt Oljens egenskaper ved kjemisk dispergering Emulsjonen til Skrugardoljen vil ha potensiale for bruk av kjemisk dispergering, tidsvindu for dispergering er vist i tabellen under [5]. Tabell 3-4 oppsummerer potensiale for kjemisk dispergering av Skrugardolje ved definerte vinter- og sommerforhold. Tabell 3-4 Potensiale for kjemisk dispergerbarhet av emulsjon til Skrugardolje Vinterforhold (5 ºC - 10m/s) Sommerforhold (10 ºC - 5m/s) Tid (timer) Tid (døgn) Godt potensial for kjemisk dispergering Redusert potensial for kjemisk dispergering Lite eller ikke potensial for kjemisk dispergering Operasjonslys ved letebrønn Koigen Central Andel operasjonslys inngår i beregning av ytelsen og effektiviteten til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning. Statoil har valgt å beregne operasjonslys for 5 regioner, se Figur 3-1. For letebrønn 7317/9-1 Koigen Central (region 5) er operasjonslys oppsummert i Tabell 3-5. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 11 of 38

12 Figur 3-1 Regioner brukt i beregning av operasjonslys Tabell 3-5 Andel operasjonslys i region 5, hvor letebrønn 7317/9-1 Koigen Central er lokalisert Vinter Vår Sommer Høst År Operasjonslys 23 % 79 % 100 % 48 % 63 % Bølgeforhold nær lokasjon til letebrønn Koigen Central Bølgeforhold på åpent hav inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 1 og 2. Statoil har bølgedata for 27 stasjoner, som vist i Figur 3-2. Stasjon 27 er antatt å best representere bølgeforholdene ved letebrønn 7317/9-1 Koigen Central. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for NOFO- og Kystvaktsystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) er oppsummert i Tabell 3-6. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 3-7. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 12 of 38

13 Figur 3-2 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav Tabell 3-6 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon 7317/9-1 Koigen Central (Stasjon 27) Vinter Vår Sommer Høst År NOFO-system 47 % 64 % 77% 61 % 62 % Kystvakt-system 38 % 55 % 70 % 51 % 53 % Tabell 3-7 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon 7317/9-1 Koigen Central (Stasjon 25) Vinter Vår Sommer Høst NOFO-system (Hs < 4 m) 73 % 89 % 99 % 87 % NOFO-dispergering (Hs < 4 m) 73 % 89 % 99 % 87 % Kystvakt-system (Hs < 3 m) 56 % 79 % 96 % 74 % Bølger i kystsonen (generisk for Norges kystlinje) 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 3-3. Stasjon 4 og 3 er antatt mest konservative mtp å representere bølgeforholdene for henholdsvis kyst- og fjordsystem. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for kyst- og fjordsystem er oppsummert i Tabell 3-8. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 3-9. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 13 of 38

14 Figur 3-3 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold i kystsonen. Stasjonene er valgt ut som representative for norskekysten Tabell 3-8 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet gitt bølgeforhold ved stasjon 4 (kystsystem) og 3 (fjordsystem) Vinter Vår Sommer Høst Kyst-system 39 % 55 % 65 % 47 % Fjord-system 66 % 66 % 72 % 68 % Tabell 3-9 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon for kyst- og fjordsystem, gitt bølgeforhold ved stasjon 4 og 3 Vinter Vår Sommer Høst Kyst-system (Hs < 1,5 m) 56 % 78 % 93 % 68 % Fjord-system (Hs < 1 m) 91 % 92 % 99 % 94 % 3.3 Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger Figur 3-4 viser plasseringen av NOFO utstyr per november 2016 [4], og inkluderer endringer i posisjoner gjeldende fra Q Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til borelokasjon brukt som grunnlag for beredskapsanalysen er vist i Tabell Tabell 3-11 presenterer ytterligere forutsetninger som gangfart, avgivelsestid for beredskapsfartøy og slepefartøy samt tid for mobilisering av utstyr fra baser. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 14 of 38

15 Figur 3-4 NOFOs utstyrsoversikt per desember 2016 Tabell 3-10 Avstander fra oljevernressurser til 7317/9-1 Koigen Central benyttet i analysen. Oljevernressurser Avstander fra 7317/9-1 Koigen Central (nm) Beredskapsfartøy på borelokasjon 0 Esvagt Aurora (Goliat) 145 Stril Poseidon 547 Forsyningsfartøy på lokasjon* 482 Ocean Alden 793 Stril Herkules 821 Stril Merkur 827 Esvagt Stavanger 928 Sandnessjøen NOFO-base 480 Kristiansund NOFO-base 663 Mongstad NOFO-base 827 Stavanger NOFO-base 942 Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 15 of 38

16 Hammerfest NOFO-base 241 *Det vil være et forsyningsfartøy på lokasjon, avstanden er satt på basis av at ved en eventuell hendelse må fartøyet inn til Hammerfest for å laste/losse oljevernutstyr og trenet NOFO personell (her er avstand t/r Hammerfest) Tabell 3-11 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av barriere 1 og 2 [9] Gangfart, OR-fartøy Mobilisering, klargjøring, lasting og lossing på base system 1 fra NOFO-base Mobilisering av system 2 fra NOFO-base Mobilisering av system 3 fra NOFO-base Avgivelsestid for beredskapsfartøyer Responstid for slepefartøy Tid til å sette lenser på sjøen / klargjøre dispergering ombord 14 knop (17 knop for Statoils egne fartøy) 10 timer 30 timer 48 timer Ekofisk/sørfeltene: 6 timer Ula/Gyda/Tamber: 6 timer Sleipner/Volve: 6 time Balder: 6 timer Oseberg: 6 timer Troll: 6 timer Tampen: 6 timer Haltenbanken: 6 timer Goliat: 4 timer Gjøa: 4 timer Avløserfartøy: 6 timer Slepefartøy fra NOFO-pool: 36 timer 1 time 3.4 Influensområder og stranding Korteste drivtid til land er 10 døgn til Bjørnøya (Tabell 3-13) og største strandet emulsjonsmengde er 390 tonn om vinteren og 979 tonn om sommeren (95 persentil) (Tabell 3-12). Tabell 3-12: Strandingsmengder med oljeemulsjon og kortest drivtid til land for letebrønnen 7317/9-1 Koigen Central gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning (95-persentiler). Periode Korteste drivtid (døgn) Maksimal strandet mengde (tonn) Vinter 12,5 390 Vår 15,4 518 Sommer 14,1 979 Høst 25,8 85 Tabell 3-13: Strandingsmengder for Bjørnøya oljeemulsjon og kortest drivtid til land for letebrønnen 7317/9-1 Koigen Central gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning (95-persentiler). Periode Korteste drivtid (døgn) Maksimal strandet mengde (tonn) Vinter Vår Sommer Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 16 of 38

17 Høst Beregning av beredskapsbehov og responstider for barriere 1 og 2 For letebrønn 7317/9-1 Koigen Central er behov for antall mekaniske oppsamlingssystemer beregnet for mindre utslipp (Tabell 3-14), middels utslipp (Tabell 3-15) og dimensjonerende hendelse, en utblåsning med vektet rate på 1570 m 3 /d (Tabell 3-16). Systembehovet er beregnet med hjelp av Statoils beredskapskalkulator og basert på oljens forvitringsegenskaper og bransjestandard for ytelse og effektivitet av oljevernutstyr [4]. Beregninger av systembehov er utført for definerte sommer- og vinterforhold. Responstidskrav for barriere 1 og 2 er satt som best oppnåelige responstid gitt antatt utstyrslokalisering på boretidspunktet og standardiserte frigivelsestider og hastigheter. To slepefartøy vil være på lokasjon og korte ned responstiden for de to første systemene. Responstider er verifisert av NOFO. Tabell 3-13 Beregnet systembehov ved et mindre utslipp punktutslipp 100 m 3 Vinter 5 C - 10 m/s vind Sommer 15 C - 5 m/s vind Utslipp (Sm 3 ) Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 6 5 Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 3 0 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 ) Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm 3 ) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 439* 84* Behov for NOFO-systemer 1 1 *Ved viskositeter under 1000cP må lensetap påregnes Tabell 3-14 Beregnet systembehov ved et middels utslipp - punktutslipp 2000 m 3 Vinter 5 C 10 m/s Sommer 15 C 5 m/s Utslipp (Sm 3 ) Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 6 5 Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 3 0 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 ) Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm 3 ) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 439* 84* Behov for NOFO-systemer 2 2 Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 17 of 38

18 *Ved viskositeter under 1000cP må lensetap påregnes Tabell 3-15 Beregnet systembehov ved dimensjonerende hendelse for 7317/9-1 Koigen Central i barriere 1 og 2 langvarig utblåsning 1570 m3/d Parameter Vinter 5 C - 10 m/s Sommer 10 C - 5 m/s Utstrømningsrate (Sm 3 /d) Tetthet (Kg/Sm 3 ) Fordampning etter 2 timer på sjø (%) 6 5 Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 3 0 Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 1 (Sm 3 /d) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 439* 84* Økt systembehov grunnet høy cp (HiVisc: >15000 cp)? Nei Nei Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere Emulsjonsmengde inn til barriere 2 (Sm 3 /d) Oljemengde inn til barriere 2 (Sm 3 /d) Fordampning etter 12 timer på sjø (%) Nedblanding etter 12 timer på sjø (%) 17 1 Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 2 (Sm 3 /d) Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 (cp) Økt systembehov grunnet høy cp (HiVisc: >15000 cp)? Nei Nei Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere Behov for NOFO-systemer i barriere 1 og *Ved viskositeter under 1000cP må lensetap påregnes Det er satt krav til 4 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 2 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 36 timer. Sjøtemperatur i området omkring Koigen Central vil ligge nærmere vinterforhold (5 C). Dimensjonering av oljevernberedskapsressurser settes etter sesongen med høyest behov, og således er mulig lav sjøtemperatur tatt høyde for i beregningen. Krav til første NOFO system er satt til 2 timer etter at oljeutslipp er oppdaget. Krav til fullt utbygd barriere 1 og 2 er satt til 36 timer. Tabellen under viser et forslag til systemene som kan inngå i responsen. Fartøy kan skiftes ut, men krav til første responstid og fullt utbygd barriere 1 og 2 beholdes. Tabell 3-16 Fartøy og responstider for beredskap for Koigen Central (fartøy kan endres men minste og største responstid, samt fartøykapasiteter forblir den samme) Total responstid Fartøy (responstid) Slepefartøy (responstid) System nr Beredskapsfartøy på 2t 1 På lokasjon (2t) lokasjon (2t) 2 Esvagt Eurora (16t) På lokasjon (2t) 16t Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 18 of 38

19 3 Stril Barents (22t) Hammerfest (36t) 36t 4 Forsyningsfartøy fra lokasjon (32t) Hammerfest (36t) 36t Ytterligere systemer vil kunne bli mobilisert gjennom NOFO ved behov. Nærmere detaljer om fartøy og systemer vil bli beskrevet i beredskapsplanen. Statoil vil etablere samarbeid om beredskapsressurser med andre operatører som har samtidig aktivitet i Barentshavet. 3.6 Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og 4 95-persentilen av størst strandet emulsjonsmengde, gitt en utblåsning, er 390 tonn om vinteren og 979 tonn om sommeren. Korteste drivtid til land er 10 døgn om vinteren og 14 døgn om sommeren. Det antas at størst strandet mengde strander over en periode på 10 døgn. Ved å ta effekten i barriere 1 og 2 i betraktning gir dette en tilførselsrate inn i barriere 3 på 39 tonn/døgn for vinterhalvåret og 97 tonn/døgn for sommerhalvåret. Beregningene er basert på Skrugardolje. Det stilles krav til kapasitet til å håndtere mengden oljeemulsjon som ifølge oljedriftssimuleringer vil drive mot land. Responstiden er satt til 10 døgn (korteste drivtid til land), men ressurser mobiliseres så snart som mulig for å i størst mulig grad hindre at oljen når Bjørnøya. Da lokasjon er langt fra fastlandet og disse barrierene vil operere til havs vil man mobilisere større havgående systemer (NOFO system) og/eller raskere ettbåtssystemer som mer effektivt vil kunne «jakte» olje for å unngå at olje strander. 3.7 Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 5 Barriere 1 til 4 er dimensjonert med mål om å hindre stranding på Bjørnøya. Ved behov vil ytterligere ressurser kunne mobiliseres for å styrke disse barrierene. For barriere 5 er det dermed ikke satt spesifikke krav. Dersom det likevel skulle strande olje vil strandrenseressurser kunne mobiliseres iht brønnspesifikk oljevernberedskapsplan for Koigen Central innen 10 døgn. 3.8 Bruk av kjemisk dispergering Basert på viskositeten av emulsjonene Skrugardoljen danner har oljen potensiale for kjemisk dispergering (ref. kap for kjemisk dispergerbarhet til Skrugardoljen). Ved et utslipp skal alltid dispergerbarheten til olje/ oljeemulsjon testes in situ for å vurdere om dispergering kan være et aktuelt beredskapstiltak. I tillegg til å vurdere effektivitet av dispergering for aktuell oljetype, skal en også alltid vurdere observasjoner eller sannsynlig tilstedeværelse av naturressurser i området samt værforhold. Vurderingene skal gjøres i henhold til NEBA (Net Environmental Benefit Analysis) prinsippet. Kjemisk dispergering vil være særlig aktuelt ved høye forekomster av sjøfugl og/eller for å forhindre landpåslag. Statoil har over de siste årene gjennomført og deltatt i flere større forsknings- og utviklingsprosjekter på bruk av kjemisk dispergering, særlig med fokus på kalde farvann og is: International Association of Oil & Gas Producers (IOGP) Arctic Oil Spill Response Technology Joint Industry Programme. ( ), Joint Industry Program to Evaluate Biodegradation Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 19 of 38

20 and Effects of Dispersed Oil in Arctic Marine Environments ( ), Joint Industry Program on Oil in Ice ( ). Studiene har omfattet toksisitet, biodegradering og bioakkumulering av dispergert olje hos relevante arktiske organismer, effektivitet av dispergering i kalde farvann og påføringsteknikker. Dokumentasjonen som er opparbeidet viser at kjemisk dispergering som bekjempningsmetode kan være effektiv og miljømessig gunstig også i nordlige områder, med kaldt vann [6,7]. Tabell 3- viser noen aktuelle beredskapsfartøyer som har dispergeringsmidler ombord og deres responstid til letebrønn 7317/9-1 Koigen Central. Dispergeringsmiddelet om bord på NOFO fartøy og på NOFO baser er Dasic Slickgone NS. Dispergering kan også gjennomføres fra fly gjennom avtale med OSRL. Statoil har også tilgang til OSRLs globallager som består av 5000 m 3 dispergeringsmiddel (Dasic Slickgone NS, Corexit EC9500A og Finasol OSR 52). Tabell 3-17 Responstider for et utvalg oljevernressurser med dispergeringskapasitet. Responstid inkluderer 1 times kjørgjøringstid for dispergering om bord på fartøyene. Oljevernressurs Lokasjon Responstid Esvagt Aurora Goliat 16 timer NOFO base (Troms Pollux) Hammerfest 26 timer Stril Poseidon Haltenbanken 33 timer NOFO base Kristiansund 58 timer Ocean Alden Gjøa 62 timer 3.9 Deteksjon av olje og overvåkning av olje under oljevernaksjoner Statoil stiller krav til at oljevernberedskapsfartøyet er utstyrt med oljedetekterende radar og IR kamera, og at det er etablert rutiner for å oppdage olje og kartlegge oljeutbredelse under en evt aksjon. I tillegg til oljedetekterende radar og IR kamera vil det være mulighet for downlink av bilder tatt fra fly eller helikopter til bruk for å optimalisere innsatsen. Satellittradar vil inngå som en kapasitet både for deteksjon og kartlegging gjennom nedlasting av daglige radarbilder. Under en aksjon vil en kunne laste ned bilder to ganger per døgn. NOFO har tilgang på aerostat (Ocean Eye), som kan benyttes for å få oversikt over olje ved en aksjon. Kystverkets overvåkningsfly LN-KYV vil bli benyttet under boreoperasjonen og under en evt hendelse. SAR helikoptre vil også kunne benyttes i en aksjon. Brønnovervåkning på boreriggen vil detektere uregelmessigheter og utslipp i forbindelse med boreoperasjonene Oljevernberedskap som konsekvensreduserende tiltak Den konsekvensreduserende effekten av oljevernberedskap i barriere 1 og 2 kan beregnes ut fra hvor mye av oljemengden på overflaten som reduseres i forhold til en situasjon uten oljeverntiltak. Tabell 3- viser eksempel for dimensjonerende hendelse, langvarig utblåsning fra 7317/9-1 Koigen Central. Tabellen viser at oljevernberedskapen er et vesentlig konsekvensreduserende tiltak ved en utblåsning. Mekanisk oppsamling i barriere 1 og 2 med 4 havgående systemer er forventet å ha en effektivitet på 46% om vinteren og 86% om sommeren. Tabell 3-18 Konsekvensreduserende effekt av barriere 1 og 2 (åpent hav) vist som reduksjon av emulsjonsmengde på overflate for dimensjonerende hendelse, langvarig utblåsning 7317/9-1 Koigen Central. Vinter (5 C - 10 m/s vind) Sommer (10 C - 5 m/s vind) Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 20 of 38

21 Utstrømningsrate (m 3 /d) Antall og systemtyper i valgt beredskapsløsning i barriere 1 og 2 4 Havgående opptakssystem - NOFO 2 Havgående opptakssystem - NOFO Emulsjonsmengde ut av barriere 2 (m 3 /d)* Emulsjonsmengde på overflaten uten oljevernberedskap i B1 B2 (m 3 /d) Reduksjon i emulsjonsmengde med bruk av oljevernberedskap i barriere 1 og 2 46 % 86 % * tar i betraktning fordampning, naturlig nedblanding og økning av emulsjonsmengde i B1 og B2 pga vannopptak Modellering av beredskap Akvaplan niva har på oppdrag fra Statoil gjennomført modellering av effekt av oljevernberedskap (mekanisk oppsamling). Modelleringen er gjennomført for et overflateutslipp med rate på 1570 m3/d i 11 døgn, som er vektet rate benyttet til dimensjonering av oljevernberedskap og vektet varighet. Modelleringen er gjennomført for sommer og høst. Planlagt borestart som er august er omfattet av sommersesongen. Modelleringen viser at man ved bruk av mekanisk oppsamling vil få noe lengre drivtid til land, og at mengden oljeemulsjon som strander blir betydelig redusert, se Tabell Resultatene viser at det er en 40% reduksjon i frekvens for miljøskade i skadekategorien Alvorlig i sommersesongen, og for høstsesongen en marginal endring i frekvens av miljøskade i skadekategori Moderat. For høstsesongen var det i utgangspunktet ingen utslag i skadekategori Betydelig og Alvorlig. Den marginale endringen kan sannsynligvis tilskrives oppløsningen på MIRA-metoden ved en lav frekvens for miljøskade. Fullt sett med resultater og beskrivelse av forutsetninger finnes i notat om Koigen Central- beredskapsmodellering med OSCAR i Appendiks B. Tabell 3-19 Resultater av modellering av effekt av beredskap på drivtider til land og strandet mengde emulsjon (95-persentiler) Periode Korteste drivtid (døgn) u/beredskap Korteste drivtid (døgn) m/beredskap Maksimal strandet mengde (tonn) u/beredskap Maksimal strandet mengde (tonn) m/beredskap Sommer Høst Særlige hensyn Bjørnøya Det er i barriere 1 og 2 dimensjonert for vinterscenariet, som er 4 NOFO systemer. Dette betyr at man vil ha god robusthet i forhold til å bekjempe olje sommerstid, da effektiviteten i denne sesongen er høyere. I barriere 3 og 4 dimensjoneres det med havgående systemer (NOFO-systemer/ettbåtssystemer), da borelokasjon er langt til havs. Dette betyr også at man har ekstra opptakskapasitet i forhold til oljemengdene som forventes inn mot land, og Statoil vurderer Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 21 of 38

22 at dette gir god mulighet for å hindre stranding. For barriere 5 stilles det derfor ikke spesifikke krav da det vurderes at man vil klare å bekjempe olje på åpent hav. Ved en eventuell hendelse vil det foregå kontinuerlig overvåkning av oljens drivbane, samt av operasjonene offshore og det vurderes derfor at man vil ha god nok tid (iht korteste drivtid til Bjørnøya 10 døgn) til å mobilisere ressurser for strandrensing i ht brønnspesifikk oljevernberedskapsplan for Koigen Central. Det er laget en egen strategiplan for Bjørnøya, som er et prioritert område for Statoil. Planen ble laget i 2015, og vil gjennomgås på nytt forut for boring for å sikre at de vurderingene som ligger til grunn fremdeles er gjeldende. Strategiplanen vil komme som et tillegg til Brønnspesifikk oljevernberedskapsplan for 7317/9-1 Koigen Central. Værmessige forhold Barentshavet har relativ høy forekomst av tåke på sommer og høst sammenlignet med andre deler av norsk sokkel. Dette kan legge begrensninger for noen metoder for deteksjon av utslipp og kartlegging/overvåkning av et oljeutslipp under en oljevernaksjon. Visuell deteksjon og også i noe grad IR deteksjon av olje på sjø vil være mindre effektivt ved tåke. Oljedetekterende radar på beredskapsfartøyet og satellitt radar vil være tilgjengelig for denne letebrønnen, og radar deteksjon påvirkes ikke av tåke. Polarfront Polarfrontens beliggenhet vil variere gjennom året og mellom år, og en kan ikke utelukke at et eventuelt oljeutslipp fra letebrønn Koigen Central vil kunne nå polarfronten. Dette er et område hvor det kan være større konsentrasjoner av biologiske ressurser både i vannsøylen og på overflaten. Ved et eventuelt utslipp vil Statoil ha fokus på polarfronten og gjennomføre en oljevernaksjon med formål om å mest effektivt beskytte de biologiske ressursene i området. I første omgang vil det være å bekjempe oljen nær kilden, men det kan også være aktuelt med særlig innsats i polarfront området om olje skulle havne her og det observeres særlige konsentrasjoner av f.eks sjøfugl her. Ytterligere ressurser vil kunne mobiliseres dersom det observeres høye konsentrasjoner av sjøfugl. 4 Konklusjon Statoils krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for boring av letebrønn 7317/9-1 Koigen Central er oppsummert i Tabell 4-1. Det er satt krav til 4 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 2 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 36 timer. For barriere 3 og 4 kreves kapasitet til å håndtere mengden oljeemulsjon som ifølge oljedriftssimuleringer vil drive mot land (979tonn). Responstiden er satt til 10 døgn (korteste drivtid til land), men ressurser mobiliseres så snart som mulig for å i størst mulig grad hindre at oljen når Bjørnøya. Da lokasjon er langt fra fastlandet og disse barrierene vil operere til havs vil man mobilisere større havgående systemer (NOFO system) og/eller raskere ettbåtssystemer som mer effektivt vil kunne «jakte» olje for å unngå at olje strander. Barriere 1 til 4 er dimensjonert med mål om å hindre stranding på Bjørnøya. Ved behov vil ytterligere ressurser kunne mobiliseres for å styrke disse barrierene. For barriere 5 er det dermed ikke satt spesifikke krav. Dersom det likevel skulle strande olje vil strandrenseressurser kunne mobiliseres iht brønnspesifikk oljevernberedskapsplan for Koigen Central innen 10 døgn. Ytterligere ressurser og utstyr kan mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO og Kystverket. Statoil vil etablere samarbeid om beredskapsressurser med andre operatører som har samtidig aktivitet i Barentshavet. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 22 of 38

23 Tabell 4-1 Krav til beredskap i hver barriere for 7317/9-1 Koigen Central Barriere 1 og 2 bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid 4 NOFO-systemer Første system innen 2 timer, fullt utbygd barriere innen 36 timer Barriere 3 og 4 bekjempelse i kyst- og strandsone Systemer og responstid Barriere 5 - strandrensing Systemer og responstid Fjernmåling og miljøundersøkelser Kapasitet til å håndtere mengden oljeemulsjon som ifølge oljedriftssimuleringer vil drive mot land (979tonn). Responstiden er satt til 10 døgn (korteste drivtid til land), men ressurser mobiliseres så snart som mulig for å i størst mulig grad hindre at oljen når Bjørnøya. Da lokasjon er langt fra fastlandet og disse barrierene vil operere til havs vil man mobilisere større havgående systemer (NOFO system) og/eller raskere ettbåtssystemer som mer effektivt vil kunne «jakte» olje for å unngå at olje strander. Barriere 1 til 4 er dimensjonert med mål om å hindre stranding på Bjørnøya. Ved behov vil ytterligere ressurser kunne mobiliseres for å styrke disse barrierene. For barriere 5 er det dermed ikke satt spesifikke krav. Dersom det likevel skulle strande olje vil strandrenseressurser kunne mobiliseres iht brønnspesifikk oljevernberedskapsplan for Koigen Central innen 10 døgn. Akutt forurensning av betydning skal oppdages innen 1 time etter at hendelsen har inntruffet Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer 5 Referanser 1. Akvaplan niva (2016) Miljørisikoanalyse- Brønn 7317/9-1 Koigen Central i PL Norsk Olje og Gass (OLF) (2014) Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser. 3. Statoil (2014) Statoil Rådgivende dokument. GL Retningslinje for analyser av beredskap mot akutt oljeforurensning fra offshoreaktiviteter på norsk sokkel. 4. NOFOs nettsider 5. Øksenvåg J H C (2012) Skrugard crude oil- weathering studies SINTEF rapport A Gardiner, W. W., Word, J. Q., Perkins, R. A., McFarlin, K. M., Hester, B., W., Word, L., S., Collin, M., R., 2013; The acute toxicity of chemically and physically dispersed oil to key arctic species under arctic conditions during the open water season, Environmental Toxicology and Chemistry, Vol 32, No 10, pp McFarlin KM, Prince RC, Perkins R, Leigh MB (2014) Biodegradation of Dispersed Oil in Arctic Seawater at - 1uC. PLoS ONE 9(1): e doi: /journal.pone Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 23 of 38

24 Appendiks A Technical note: Input to the environmental risk assessment Blowout scenario analysis exploration well Koigen Central (7317/9-1) Kari Apneseth & Alexander Solberg, TPD R&T FT SST TSW Fornebu, October 27 th, 2016 Summary This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to drilling of the exploration well Koigen Central. Blowout probability, flow rates and duration are quantified for application in the environmental risk assessment. The overall blowout probability of the well is judged to be for Koigen Central. The oil blowout rates range between 200 and 4500 Sm 3 /d for Koigen Central. It is found that the duration of a blowout could potentially amount to 63 days with a 1,5 % probability. The results for Koigen Central are shown below: Probability top/ sub Topside 0,10 Subsea 0,90 Rate (Sm3/d) 300 Probability distribution - duration Scenario probability ,522 0,189 0,140 0,047 0, Average = ,403 0,188 0,179 0,076 0, Average = Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 24 of 38

25 6 Introduction Statoil is planning to start drilling Koigen Central exploration well in the Barents Sea. The well will be drilled by the semisubmersible Songa Enabler. The purpose of this note is to provide input to the environmental risk assessment regarding blowout probability, rates and duration. The assessment of risk figures in this note is based on: Historical blowout statistics /1/ Blowout and well leak frequencies /2/ Simulations of blowout rates /3/ Input from the project /4/ Judgements and considerations in TPD RT FT SST TSW and in dialogue with the project. 7 Well specific information Water depth at well location is 434 meters MSL. The distance RT-MSL is 32 meters. The objective of the well is to test for hydrocarbons in the Stø/ Nordmela formation. According to the well design a 13 3/8 casing will be set above the reservoirs. The setting depth will be at approximately 795 meters MD RKB. Top target will be at 845 meters MD RKB for Stø/ Nordmela. Total depth will be at about 2200 meters MD RKB. Expected reservoir data and fluid properties are found in Table 1 and Table 2 below. Table 2: Reservoir data for Koigen Central (7317/9-1) Reservoir Data Unit Stø Stø Oil (most likely) Gas cap Top reservoir m TVD RKB HC bearing formation thickness m TVD Net/Gross v/v Net pay m Porosity v/v Permeability (effective) md Kv/kh ratio Temperature (top res) C Resevoir pressure (top res) bar Reservoir length along well (xe) m 7000 Reservoir width across well (ye) m 2100 X-position of well within reservoir m 2500 Y-position of well within reservoir m 1550 Connate water saturation fraction 0.15 Discovery probability % - Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 25 of 38

26 Table 3: Fluid type prognosis for Koigen Central (7317/9-1) Fluid data Unit Stø/Nordmela Stø/Nordmela oil gas Reference field/well for fluid properties: 7220/8-1 Skrugard and 7220/5-1 Skrugard Appraisal HC/water contact(s) m TVD RKB 1112 FLUID PROPERTIES AT STANDARD CONDITIONS (1.013 bar, 15 C) Oil density kg/m Gas gravity (Air=1.00) Sp.gravity Condensate density kg/m3 GOR Sm3/Sm CGR Sm3/Sm3 7.97e-7 FLUID PROPERTIES AT INITIAL RESERVOIR CONDITIONS Fluid type gas/oil/cond Oil Gas Gas density g/cc Oil density g/cc Gas viscosity Oil viscosity cp Formation Volume Factor, Bg Rm3/Sm Formation Volume Factor, Bo Rm3/Sm Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 26 of 38

27 8 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 LRC /2/ are the outset of our assessment. As the expected fluid is oil, an oil blowout frequency is used below. The main well is evaluated to be a wildcat well; Frequency: P(blowout, wildcat exploration, oil well) = per well The frequency relates to an average exploration well with blowout potential from a deep reservoir (shallow gas not included). Such blowout frequencies are typically applied to describe wells with potential hydrocarbon discovery in one section, and is considered applicable for Koigen Central. Songa Enabler or similar semi-submersible will be used for drilling the wells. This is a DP operated semi-submersible drill rig. 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 = Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 27 of 38

28 9 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 has been calculated by Petek using Prosper, ref /4/. The simulated scenarios include; 1 Top penetration 5 meters of reservoir exposed 2 Drilling ahead 50% of total reservoir length exposed 3 Tripping All reservoir zones fully exposed The simulation results are shown below in Table 1. Section 8 ½ Table 1: Simulated blowout oil rates (Sm 3 /d) and probabilities. Scenarios Scenario probability Blowout rates*, (Sm3/d) Koigen Central Surface Seabed Top penetration 20% Drilling ahead 20% Tripping 40% Weighted rate * Adjusted towards the nearest hundred. It is assumed that scenarios involve free, unrestricted annular flow and a total failure of the BOP. These assumptions are conservative. In the flow model the only restriction is the drill string, i.e. free annular flow. This is reasonable according to blowout statistics since drill pipe and open hole flow are rather rare compared to annular flow. Though a partly closed BOP may serve as a restriction, even a small opening will give marginal choking effects and a partly closed ram may be severely degraded by erosion after a short period of time. For a full description of the rate calculations see the Prosper simulation files /3/. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 28 of 38

29 10 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 2. 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 2: 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 25 and 75 days. A Monte Carlo simulation is performed to produce a duration distribution from the well specific input in Table 2. The expected time found is 49 days. A probability distribution is presented in Figure 1. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 29 of 38

30 Be redskapsanalyse for letebrønn 7317/9-1 Koigen Central Figure 1 : Duration distribution, Time to drill a relief well The probability distribution, found in Table 3 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 3 maximum blowout duration is suggested to be 63 days. Table 3 : Probability distribution for a blowout to end as a function of time (days) Duration Duration Surface blowo ut Seabed blowout Surface blowout Seabed blowout Differen (days) (days) t 0,5 0,260 0, ,028 0,044 probabil 1 0,119 0, ,012 0,021 ity 2 0,143 0, ,007 0,012 descript ions of 5 0,189 0, ,014 0,022 the 7 0,057 0, ,039 0,058 duratio 10 0,049 0, ,039 0,058 n of a 14 0,034 0, ,011 0,015 seabed or surface blowout are produced. Possible durations of a seabed or surface blowout are described by probabilities in Figure 2. In Figure 3 seabed and surface blowout duration and time to drill a relief well are described by cumulative probability curves. Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 30 of 38

31 Probability Beredskapsanalyse 0,400 0,350 0,300 0,250 0,200 0,150 0,100 0,050 Surface Seabed 0, Blowout Duration (days) Figure 2: Blowout duration described by probability distributions ReliefW Surface Seabed 1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0, Number of Days Figure 3: Blowout duration described by cumulative distributions Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 31 of 38

32 11 References /1/ Holand, Per: Blowout and Well Release Characteristics and Frequencies, 2008, Sintef Technology and Society, December /2/ Lloyds Register Consulting: Blowout and Well Release Frequencies based on SINTEF Offshore Blowout Database 2015, report no /2016/R3, ref Final, /3/ Simulation Files are located on ST Risk Management for Drilling and Well Activities Team Site. /4/ Koigen Central Input scheme for Blowout Scenario Analysis Exploration Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 32 of 38

33 Appendix B Se neste side Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 33 of 38

34 Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 34 of 38

35 Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 35 of 38