Referansebasert miljørisikoanalyse (MRA) og forenklet beredskapsanalyse (BA) for avgrensningsbrønn 7220/11-3 Alta III i PL609 i Barentshavet

Transkript

1 Referansebasert miljørisikoanalyse (MRA) og forenklet beredskapsanalyse (BA) for avgrensningsbrønn 7220/11-3 Alta III i PL609 i Barentshavet Lundin Norway AS Rapport Nr.: , Rev 00 Dokument Nr.: 1M306NC-5 Dato:

2

3 Innholdsfortegnelse KONKLUDERENDE SAMMENDRAG... 2 DEFINISJONER OG FORKORTELSER INNLEDNING Aktivitetsbeskrivelse Hensikt/formål Lundins akseptkriterier for akutt forurensing Gjeldende regelverkskrav Metode referansebasert miljørisikoanalyse 7 2 BESKRIVELSE AV UTSLIPPSCENARIER Dimensjonerende DFU Sannsynlighet for dimensjonerende DFU Utblåsningsrater og varigheter 10 3 RESULTATER FRA REFERANSEANALYSEN Oljedriftsmodellering Utvalgte VØKer Oppsummering av miljørisiko forbundet med avgrensningsbrønn Alta II 17 4 FORENKLET BEREDSKAPSANALYSE FOR AVGRENSNINGSBRØNNEN 7220/11-3 ALTA III Metode for gjennomføring av miljørettet beredskapsanalyse Forutsetninger og antakelser Beregning av systembehov i barriere 1a og 1b Konklusjon beredskapsanalyse 25 REFERANSER DNV GL Report No , Rev Page i

4 KONKLUDERENDE SAMMENDRAG Lundin Norway AS (heretter Lundin) planlegger boring av avgrensningsbrønn 7220/11-3 Alta III i PL609 i Barentshavet. Brønnen ligger ca. 159 km fra nærmeste land som er Sørøya i Finnmark. Vanndypet i området er ca. 388 meter. Boringen har tidligst oppstart i april 2015, og brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Island Innovator. Den planlagte aktiviteten ligger i kort avstand til avgrensningsbrønn 7220/11-2, henholdsvis 3,5 km. For denne brønnen ble det utarbeidet en full miljørisikoanalyse og forenklet beredskapsanalyse. En vurdering av strømingspotensialet for brønn 7220/11-3 konkluderer med at potensielle utblåsningsrater for brønnen vil være lavere enn beregnet for brønn 7220/11-2. Brønn 7220/11-3 anses således dekket av arbeidet gjort for brønn 7220/11-2 mht miljørisiko og beredskap, og det henvises således til disse studiene i foreliggende analyse, med et utdrag av inngangsparametere og resultater. Miljørisikoanalysen for referansebrønnen ble gjennomført på et sett rater som i ettertid viste seg å overestimere utblåsningspotensialet i stor grad. Det ble gjennomført et nytt studie av potensielle utblåsningsrater. Miljørisikoanalysen ble ikke rekjørt med de nye ratene, men det konkluderes med at faktisk miljørisikonivå forbundet med boreoperasjonen ligger betydelig lavere enn rapportert i miljørisikoanalysen. Det oppdaterte rategrunnlaget ble benyttet i revidert dimensjonering av beredskapsløsning. Miljørisiko Miljørisikoanalysen for referansebrønn 7220/11-2 er gjennomført som en skadebasert analyse (DNV GL, 2014) i henhold til Norsk Olje og Gass (tidligere OLF) sin Veiledning for gjennomføring av miljørisikoanalyser for petroleumsaktiviteter på norsk sokkel (OLF, 2007). Beregnet miljørisiko i referanseanalysen er vurdert opp mot Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier. Pelagisk sjøfugl (alke) er dimensjonerende for risikonivået med 23,8 % av akseptkriteriet for Alvorlig miljøskade i sommersesongen (juni-august), se Figur 0-1. Det høyeste risikonivået for kystnær sjøfugl er 15,3 % (sommer) for Alvorlig miljøskade. Det høyeste beregnede risikonivået for strandhabitat og marine pattedyr er henholdsvis 3,0 % (sommer) og 2,5 % (sommer) for Moderat miljøskade. Miljørisiko forbundet med referansebrønn 7220/11-2 Alta II ligger for alle VØK-kategoriene innenfor Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier. Analysen er svært konservativ sammenliknet med forventet miljørisiko forbundet med avgrensningsbrønn 7220/11-3. For denne brønnen kan en forvente et betydelig lavere risikonivå. Det kan dermed konkluderes med at miljørisikoen forbundet med boring av brønnen er akseptabel sett i forhold til Lundins akseptkriterier for miljørisiko. DNV GL Report No , Rev Side 2

5 Figur 0-1 Beregnet sesongvis miljørisiko for alle VØK-kategoriene lagt til grunn i analysen for referansebrønn Alta II. For sjøfugl og pattedyr er den månedlige verdien som gir høyest utslag innenfor de ulike skadekategoriene presentert, uavhengig av art. For strandhabitat er risikoen presentert for den km kystruten (strand) som viser høyest utslag. Verdiene er oppgitt som prosent av Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier. Beredskap For referansebrønnen er det gjennomført beregninger av beredskapsbehov knyttet til mekanisk oppsamling av olje på åpent hav. Beregningene er forenklet, men i henhold til industristandarden «Veileder for miljørettet beredskapsanalyser» (Norsk Olje og Gass, 2013), basert på dimensjonerende DFU, som er en overflateutblåsning fra brønnen. For en overflateutblåsning er behovet beregnet til ett NOFO-system i barriere 1a og ett NOFOsystem i barriere 1b, totalt to NOFO-system, uavhengig av sesong. I henhold til ytelseskravene i NOFO veileding skal fullt utbygd barriere 1a være på plass senest innen korteste drivtid til land (7,5 døgn 100 persentil), mens barriere 1b skal være på plass innen 95 persentil av korteste drivtid til land (11,6 døgn). Med de oppgitte responstidene for oljevernfartøyene oppfyller avgrensningsbrønn Alta II ytelseskravene med god margin. DNV GL Report No , Rev Side 3

6 DEFINISJONER OG FORKORTELSER Akseptkriterier Analyseområde cp DFU Eksempelområde Eksponeringsgrad Forvitring GOR Influensområde Miljødirektoratet Kriterier som benyttes for å uttrykke et akseptabelt risikonivå i virksomheten, uttrykt ved en grense for akseptabel frekvens for en gitt miljøskade Området som er basis for miljørisikoanalysen og som er større enn influensområdet. Ressursbeskrivelsen dekker analyseområde. Centipoise, måleenhet for viskositet Definerte fare- og ulykkeshendelser Til bruk i beredskapsplanleggingen er det definert arealer kalt eksempelområder. 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 eksempelområdene er derfor forhåndsdefinert som dimensjonerende for oljevernberedskapen. Benyttes for å beskrive hvorvidt kysten er eksponert, moderat eksponert eller beskyttet mht. bølgeeksponering Nedbrytning av olje i miljøet. Forvitringsanalysen måler fysiske og kjemiske egenskaper for oljen til stede i miljøet over tid. Forkortelse for Gass/Olje forhold. Forholdet mellom produsert gass og produsert olje i brønnen. Området med større eller lik 5 % sannsynlighet for forurensning med mer enn 1 tonn olje innenfor en 10 x 10 km rute, iht. oljedriftsberegninger Tidligere Klima og forurensningsdirektoratet (Klif) og direktoratet for naturforvaltning MIRA Metode for miljørettet risikoanalyse (OLF, 2007). MRA MRDB NOROG PL Sannsynlighet for treff Restitusjonstid VØK Miljørettet risikoanalyse Marin Ressurs Data Base Norsk Olje og Gass (Tidligere Oljeindustriens landsforening (OLF)) Utvinningstillatelse (Produksjonslisens) Sannsynlighet for at en 10x10 km rute treffes av olje fra et potensielt utslipp Restitusjonstiden er oppnådd når det opprinnelige dyre- og plantelivet i det berørte samfunnet er tilstede på tilnærmet samme nivå som før utslippet (naturlig variasjon tatt i betraktning, og de biologiske prosessene fungerer normalt. Bestander anses å være restituert når bestanden er tilbake på 99 % av nivået før hendelsen. Restitusjonstiden er tiden fra et oljeutslipp skjer og til restitusjon er oppnådd. Verdsatt Økosystem Komponent DNV GL Report No , Rev Side 4

7 1 INNLEDNING 1.1 Aktivitetsbeskrivelse Lundin Norway AS (heretter Lundin) planlegger boring av avgrensningsbrønn 7220/11-3 Alta III i PL609 i Barentshavet. Brønnen ligger i Barentshavet, ca. 159 km fra nærmeste land som er Sørøya i Finnmark og ca. 260 km fra Bjørnøya (Figur 1-1). Brønnen ligger i kort avstand til avgrensningsbrønn 7220/11-2 Alta II, henholdsvis om lag 3,5 km. Vanndypet i området er ca. 388 meter. Boringen har tidligste oppstart i april 2015, og brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Island Innovator. Som forberedelse til den planlagte operasjonen på Alta III er det gjort en vurdering av miljørisikonivå og beredskapsbehov for aktiviteten. Basisinformasjon for aktiviteten er oppsummert i Tabell 1-1. Det er ikke identifisert behov for en full analyse av miljørisiko og beredskap for brønnen, men henvises til analysene gjennomført for referansebrønn 7220/11-2 Alta II, som anses som dekkende for planlagt aktivitet. Figur 1-1 Lokasjon av PL609 og avgrensningsbrønn 7220/11-3 Alta III i Barentshavet. DNV GL Report No , Rev Side 5

8 Tabell 1-1 Basisinformasjon for avgrensningsbrønn 7220/11-3 Alta III. Koordinater for modellerte scenarier 20 31' 40,7585" Ø, 72 01' 12,4286" N Analyseperiode Helårlig, fordelt på 4 sesonger Vanndybde 388 meter Avstand til nærmeste kystlinje Ca. 159 km (Sørøya) Oljetype Realgrunnen/Kobbe blend (831 kg/m 3 ) Riggtype Island Innovator (semi-sub flyter) Vektet rate, overflate: < 72 Sm 3 /døgn Utblåsningsrater Vektet rate, sjøbunn: < 72 Sm 3 /døgn Vektet varighet Overflateutblåsning: 9,5 dager Sjøbunnsutblåsning: 13,0 dager GOR (Sm 3 /Sm 3 ) 127 Tid for boring av avlastningsbrønn 54 døgn Aktiviteter Leteboring Type scenarier Utblåsning (overflate/sjøbunn) VØK arter/ populasjoner vurdert Forventet boreperiode April 2015 Pelagisk sjøfugl, kystnær sjøfugl, marine pattedyr, fisk og strandhabitat for Barentshavet 1.2 Hensikt/formål Gjennomføring av miljørisikoanalyser (MIRA) og beredskapsanalyser (BA) for aktiviteter knyttet til leting etter og/eller produksjon av olje og gass på norsk sokkel er påkrevd i henhold til norsk lovverk (se avsnitt 0). Miljørisikoanalysen for referanseanalysen (7220/11-2) er gjennomført som en full skadebasert analyse i henhold til Norsk Olje og Gass (tidligere OLF) sin Veiledning for gjennomføring av miljørisikoanalyser for petroleumsaktiviteter på norsk sokkel (OLF, 2007). Det henvises til rapporten (DNV GL, 2014) og veiledningen for ytterligere informasjon. I beredskapsanalysen for referansebrønnen er det gjennomført en beregning av beredskapsbehov knyttet til mekanisk oppsamling av olje på åpent hav. Beregningene er forenklet, men gjort i henhold til industristandarden «Veileder for miljørettet beredskapsanalyser» (Norsk olje og gass, 2013), basert på dimensjonerende DFU, som er en utblåsning fra brønnen. Denne beregningen er gjeldende også for brønn 7220/11-3 grunnet kort avstand, liknende (eller lavere) dimensjonerende rate, og ellers tilsvarende fysiske forhold (vær/vind og oljetype). Resultatene fra analysen er gjengitt i foreliggende dokument. 1.3 Lundins akseptkriterier for akutt forurensing Lundin har som en integrert del av deres styringssystem definert akseptkriteriene for miljørisiko. For avgrensningsbrønn 7220/11-3 Alta III benyttes Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier for miljørisiko (Tabell 1-2). Disse ble også benyttet i referanseanalysen, 7220/11-2 Alta II. Akseptkriteriene angir den øvre grensen for hva Lundin har definert som en akseptabel risiko knyttet til egne aktiviteter (sannsynlighet for en gitt konsekvens). Disse er formulert som mål på skade på naturlige ressurser (VØK), uttrykt ved varighet (restitusjonstid) og ulik alvorlighetsgrad. DNV GL Report No , Rev Side 6

9 Lundin anvender de samme akseptkriterier i alle regioner på norsk sokkel. Miljørisikoanalysen fanger opp eventuelle forskjeller i miljøsårbarhet i ulike regioner fordi den tar hensyn til forekomst og sårbarhet (benytter en sårbarhetskategori) av miljøressursene i det enkelte analyseområdet, og fordi den beregner restitusjonstid for berørte ressurser. Dette fører til at det beregnes en høyere miljørisiko i områder der det er høy andel av berørte, sårbare bestander og ressurstyper. Akseptkriteriene setter derved strengere krav til operasjoner i denne type områder. Akseptkriteriene uttrykker Lundins holdning om at naturen i størst mulig grad skal være uberørt av selskapets aktiviteter. Kriteriene angir maksimal tillatt hyppighet av hendelser som kan forårsake skade på miljøet. Tabell 1-2 Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier for forurensing (Lundin Norway AS, 2012). Miljøskade Varighet av skaden (restitusjonstid) Operasjonsspesifikke akseptkriterier Mindre 1 mnd. 1 år < 1 x 10-3 Moderat 1-3 år < 2,5 x 10-4 Betydelig 3-10 år < 1 x 10-4 Alvorlig >10 år < 2,5 x Gjeldende regelverkskrav Forurensningsloven formulerer plikten om å unngå forurensning. Rammeforskriften stiller krav til bruk av ALARP-prinsippet og prinsipper for risikoreduksjon, med forbehold om at kostnadene ved tiltakene ikke står i vesentlig misforhold til den oppnådde risikoreduksjonen. Styringsforskriften 25 krever at det søkes om samtykke fra norske myndigheter i forbindelse med all type aktivitet relatert til leting etter og/eller produksjon av olje og gass i norsk sektor. Ifølge Styringsforskriften 17 skal det utarbeides en miljørettet risikoanalyse og en miljørettet beredskapsanalyse, i forbindelse med aktiviteten. Aktivitetsforskriften 73 stiller krav til beredskapsetablering og krav til etablering av beredskapsstrategi. Beredskapen skal etableres basert på miljørettede risiko- og beredskapsanalyser, og det skal være en sammenheng mellom miljørisiko og beredskapsnivå. Beredskapen skal ivareta hav, kyst- og strandsone. Videre stiller Rammeforskriften krav til at operatørene skal samarbeide om beredskap mot akutt forurensning, gjennom regioner med felles beredskapsplaner og beredskapsressurser. Styringsforskriften stiller krav til etablering av barrierer både for å hindre en hendelse i å oppstå, samt konsekvensreduserende tiltak. Et sammendrag av ovennevnte analyser samt en beskrivelse av hvordan den planlagte beredskapen mot akutt forurensning er ivaretatt, skal sendes myndighetene i tilstrekkelig tid før aktiviteten starter, normalt i forbindelse med samtykkesøknaden (jfr. Styringsforskriften 25). Regelverket for petroleumsvirksomhet finnes på: Metode referansebasert miljørisikoanalyse Det er gjennomført en referansebasert miljørisikoanalyse i henhold til MIRA-metoden (OLF, 2007). En referansebasert analyse kan gjennomføres dersom det foreligger resultater som kan sidestilles i forhold til aktiviteten det er aktuelt å gjøre en miljørisikoanalyse for. En tidligere utført analyse benyttes da som en referanseanalyse. Sentrale parametere for den aktuelle boreoperasjonen og DNV GL Report No , Rev Side 7

10 miljøets sårbarhet gjennomgås og sammenliknes med referanseanalysen. Resultatene av sammenlikningen evalueres, og avgjør om referanseanalysen er dekkende for den planlagte aktiviteten. Referanseanalysen anses som dekkende dersom den er mer konservativ enn de detaljerte analysene en sammenlikner med, - slik at ytterligere analyse ville konkludert med tilsvarende eller lavere miljørisiko enn den gjeldende referanseanalysen. Følgende momenter inngår i evalueringen: Geografisk plassering Oljetype Sannsynlighet for utslipp Rater og varigheter Utslippspunkt (havoverflate eller sjøbunn) Type operasjon Akseptkriterier Spesielt sårbar årstid Klimatiske forhold Influensområde Brønntekniske aspekter Det henvises til veilederen for mer utfyllende informasjon (OLF, 2007). Avstanden fra brønn 7220/11-3 til lokasjonen for brønn 7220/11-2 i referanseanalysen er om lag 3,5 km, og det forventes samme oljetype i begge brønnene. Brønntekniske forhold er tilnærmet like, det skal benyttes samme borerigg, og utblåsningsratene er vurdert som lavere enn i referanseanalysen. Begge brønnene er avgrensingsbrønner, og utblåsningsfrekvensen er således lik. Referanseanalysen er helårig, og således dekkende også for boreperioden til brønn 7220/11-3. Det konkluderes med at referanseanalysen er dekkende for planlagt aktivitet. DNV GL Report No , Rev Side 8

11 2 BESKRIVELSE AV UTSLIPPSCENARIER De fleste former for uhellsutslipp i forbindelse med en leteboring er begrensede, med små mengder og lette forbindelser. De hendelsene som har de største potensielle miljøkonsekvensene er ukontrollerte utslipp fra brønnen under boring (utblåsning). Slike hendelser anses dimensjonerende for foreliggende analyse. 2.1 Dimensjonerende DFU Lundin planlegger å starte boring av avgrensningsbrønn 7220/11-3 Alta III i april Lundin har utført en risikovurdering med hensyn til oljeutblåsning fra Alta III, og sammenliknet relevante parametere med tilsvarende for avgrensningsbrønn 7220/11-2 Alta II. Sammenlingen viser at potensielle utblåsningsrater for Alta III vil ligge lavere enn for Alta II. Det er derfor valgt å ikke gjennomføre nye utblåsningsberegninger, men det henvises til studiet gjennomført for Alta II, som således vil være konservativt. For Alta II ble det gjennomført to utblåsningsstudier. Miljørisikoanalysen ble kjørt på det første studiet, som siden viste seg å overestimere strømningspotensialet i brønnen (AddEnergy, 2014). Miljørisikoanalysen som benyttes som referanse er således svært konservativ. Det ble siden kjørt en nytt utblåsningsstudie for brønnen med en bedre nyansering av reservoar- og brønnparametere, som ga atskillig lavere utblåsningsrater (AddEnergy, 2014b). Sistnevnte studium antas gjeldende også for brønn 7220/11-3, og danner grunnlaget for foreliggende referansebaserte miljørisikoanalyse. Brønnen er planlagt boret med den halvt nedsenkbare riggen Island Innovator (7Figur 2-1). Figur 2-1 Island Innovator som skal brukes til boring av 7220/11-3 i PL Sannsynlighet for dimensjonerende DFU Brønn 7220/11-3 Alta III er en avgrensningsbrønn med hovedformål å finne olje. Basert på SINTEF offshore blowout database 2013, er den totale utblåsningsfrekvensen vurdert til 1,49 x 10-4 for en gjennomsnittsbrønn (Lloyd s, 2014). Island Innovator er en halvt nedsenkbar flyter med BOP plassert på havbunnen, noe som tilsier at en utblåsning mest sannsynlig vil forekomme på havbunnen. Sannsynlighetsfordelingen mellom utblåsninger på havbunn kontra overflate under boring, er satt til henholdsvis 82 % / 18 % (Lloyd s, 2014). DNV GL Report No , Rev Side 9

12 2.3 Utblåsningsrater og varigheter Lengste utblåsningsvarighet er satt til tiden det tar å bore en avlastningsbrønn. I analysen er denne satt til 54 døgn, fordelt på mobilisering av rigg, boring inn i reservoar og dreping av utblåsningen (AddEnergy, 2014). Dette tidsestimatet vil være likt for både Alta II og Alta III. Vektet varighet for overflateutblåsning er 9,5 døgn, mens tilsvarende verdi for sjøbunnsutblåsning er 13,0 døgn. Rate-/varighetsmatrisen som er ligger til grunn for oljedriftsmodelleringen og miljørisikoanalysen for avgrensningsbrønn 7220/11-2 Alta II er basert på det første utblåsningsstudiet fra AddEnergy (2014). Vektet rate for overflateutblåsning er 7472 Sm 3 /døgn, og 6679 Sm 3 /døgn for sjøbunnsutblåsning i dette studiet. Rate-/varighetsmatrisen er gitt i Tabell 2-1. Rate-/varighetsmatrisen fra det oppdaterte utblåsningsstudiet fra AddEnergy (2014b) avviker i stor grad fra det første, se DNV GL Report No , Rev Side 10

13 Tabell 2-2. Vektet rate for både overflate- og sjøbunnsutblåsning er 72 Sm 3 /døgn i dette studiet. Det er dette studiet som legges til grunn for avgrensningsbrønn 7220/11-3 Alta III. I påfølgende kapittel presenteres de viktigste resultatene fra referanseanalysen. Tabell 2-1 Rate- og varighetsfordeling for overflate- og sjøbunnsutblåsning for avgrensningsbrønn 7220/11-2 Alta II basert på første studiet (AddEnergy, 2014; Scandpower, 2011; Lloyd s, 2014). Varigheter (dg) og sannsynlighetsfordeling Utslippslokasjon Fordeling overflate/ sjøbunn Rate Sm 3 /d Sannsynlighet for raten Overflate 18 % Sjøbunn 82 % ,7 % ,3 % ,6 % 18,5 % 16,6 % 5,5 % 5,8 % 71,7 % ,8 % ,5 % ,7 % ,3 % ,7 % 17,4 % 19,3 % 9,2 % 9,4 % 71,7 % ,3 % ,5 % ,5 % DNV GL Report No , Rev Side 11

14 Tabell 2-2 Rate- og varighetsfordeling for overflate- og sjøbunnsutblåsning for avgrensningsbrønn 7220/11-2 Alta II basert på mer nyansert studie (AddEnergy, 2014b; Scandpower, 2011; Lloyd s, 2014). Utslippslokasjon Fordeling overflate/ sjøbunn Rate Sm 3 /d Varigheter (dg) og sannsynlighetsfordeling Sannsynlighet for raten Overflate 18 % Sjøbunn 82 % 3 3,5 % 39 62,1 % 66 53,6 % 18,5 % 16,6 % 5,5 % 5,8 % 18,9 % ,0 % ,5 % 3 3,5 % 39 62,1 % 64 44,7 % 17,4 % 19,3 % 9,2 % 9,4 % 18,9 % ,0 % 934 1,5 % DNV GL Report No , Rev Side 12

15 3 RESULTATER FRA REFERANSEANALYSEN 3.1 Oljedriftsmodellering Alta II og Alta III er avgrensningsbrønner hvor oljetype ikke er kjent. Basert på analyser og vurderinger av reservoarforholdene forventes en oljetype med tilsvarende egenskaper som Goliat Blend 1 råolje i brønnene. Det er denne oljetypen som er benyttet i modelleringen av drift, spredning og forvitring av olje etter en utblåsning fra Alta II. Oljedriftsmodellen som er anvendt er SINTEFs OSCAR modell (Oil Spill Contingency And Response). Bakgrunnsinformasjonen for referanseoljen Goliat Blend 1 (består av 50 % Realgrunnen og 50 % Kobbe) er innhentet fra forvitringsstudiet gjennomført av SINTEF i Goliat Blend 1 (50 % Realgrunnen og 50 % Kobbe) er en råolje med relativ lav tetthet (831,4 kg/m 3 ), lavt asfalteninnhold og medium voksinnhold sammenlignet med andre norske råoljer. Goliat Blend 1 råolje danner stabile emulsjoner og øker viskositeten etter ca. tre timer med en høyere viskositet sammenlignet med andre Goliat råoljer. Goliat Blend 1 har lignende fordampningsegenskaper som Åsgard A råolje. Goliat Blend 1 har et raskt vannopptak og når et maksimum opptak på 70 % etter ca. 12 timer på sjøoverflaten ved 5 C (SINTEF, 2008). Karakteristikker for Goliat Blend 1 er sammenfattet i Tabell 3-1. Tabell 3-1 Parametere for Goliat Blend 1 (50:50) råolje benyttet i spredningsberegningene for avgrensningsbrønn Alta II (SINTEF, 2008). Goliat Blend 1 (50:50) råolje Parameter Verdi Oljetetthet [kg/ m³] 831,4 Maksimum vanninnhold ved 5 C [volum %] 70 Viskositet, fersk olje ved 5 ºC (10s -1 ) [cp] 19,8 Voksinnhold, fersk olje [vekt %] 3,64 Asfalteinnhold, fersk olje [vekt %] 0, Treffsannsynlighet av olje på overflaten For modellerte overflate- og sjøbunnsutblåsninger fra Alta II er det generert oljedriftsstatistikk på rutenivå (10 10 km ruter) for fire sesonger; vår (mars-mai), sommer (juni-august), høst (september-november) og vinter (desember-februar). Influensområdene ( 5 % treff av olje over 1 tonn i km ruter) gitt en utblåsning fra henholdsvis overflate og sjøbunn fra brønnen i de ulike sesongene er presentert i Figur 3-1. Merk imidlertid at influensområdene er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter, og at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Resultatene viser større influensområder for utblåsning på overflaten sammenlignet med en sjøbunnsutblåsning. Influensområdet hvor treffsannsynligheten er > 50 % er noe større i alle sesonger gitt en overflateutblåsning. For eventuelle influensområder fra Alta III vil en kunne DNV GL Report No , Rev Side 13

16 forvente tilsvarende orientering, men betydelig mindre utstrekning, da utblåsningsratene vil være betydelig lavere. Alta III ligger i tillegg lengre nord enn Alta II, og en kan således forvente mindre stranding av olje etter utblåsning. Overflate VÅR SOMMER HØST VINTER Sjøbunn VÅR SOMMER HØST VINTER Figur 3-1 Sannsynligheten for treff av mer enn 1 tonn olje i km sjøruter gitt en overflateeller sjøbunnsutblåsning fra avgrensningsbrønn Alta II i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong DNV GL Report No , Rev Side 14

17 3.2 Utvalgte VØKer Tabell 3-2 viser utvalgte sjøfuglarter på åpent hav og kystnært inkludert i referanseanalysen. Flere av de pelagiske sjøfuglene inngår også i datasettene for kystnære sjøfugl, da det benyttes ulike datasett for disse etter tilholdssted i ulike deler av året. For disse artene dreier det seg i all hovedsak om hekkebestanden som oppholder seg rundt hekkekoloniene i en begrenset periode av året (vår/sommer). Det er ikke tatt hensyn til svømmetrekk for sjøfugl i datasettene. Det er benyttet de mest oppdaterte sjøfugl-datasettene for region Barentshavet. Det er inkludert et eget datasett for Svalbard og Bjørnøya for kystnære sjøfugl. De fem artene som er inkludert er: havhest, krykkje, lomvi, polarlomvi og polarmåke. Havert og steinkobbe har høyest sårbarhet under kaste- og hårfellingsperioden da de samler seg i kolonier i kystnære områder. Influensområdet til avgrensningsbrønn Alta II strekker seg sørover mot Finnmarkskysten, og en eventuell utblåsning har sannsynlighet for å treffe kyst. Det er derfor valgt å gjennomføre risikoberegninger for havert, steinkobbe og oter i denne analysen. Tabell 3-3 viser de utvalgte VØK sjøpattedyrene. I tillegg ble det for Alta II valgt å inkludere fisk (torsk og lodde), samt strandhabitat i miljørisikoanalysen. DNV GL Report No , Rev Side 15

18 Tabell 3-2 Utvalgte VØKer sjøfugl for miljørisikoanalysen for avgrensningsbrønn Alta II (Seapop, 2012; Seapop, 2013; Artsdatabanken (rødliste), 2010). Navn Latinsk navn Rødlista Tilhørighet Alke Alca torda VU Alkekonge Alle alle - Gråmåke Larus argentatus LC Havhest Fulmarus glacialis NT Havsule Morus bassanus LC Krykkje Rissa tridactyla EN Lomvi Uria aalge CR Lunde Fratercula arctica VU Polarlomvi Uria lomvia VU Polarmåke Larus hyperboreus - Svartbak Larus marinus LC Alke Alca torda VU Fiskemåke Larus canus NT Gråstupedykker Podiceps grisegena LC Havelle Clangula hyemalis LC Havhest Fulmarus glacialis NT Havsule Morus bassanus LC Islom Gavia immer LC Krykkje Rissa tridactyla EN Laksand Mergus merganser LC Lomvi Uria aalge CR Lunde Fratercula arctica VU Polarlomvi Uria lomvia VU Polarmåke Larus hyperboreus - Praktærfugl Somateria spectabilis - Siland Mergus serrator LC Sjøorre Melanitta fusca NT Smålom Gavia stellata LC Stellerand Polysticta stelleri VU Storskarv Phalacrocorax carbo LC Svartand Melanitta nigra LC Svartbak Larus marinus LC Teist Cepphus grylle VU Toppskarv Phalacrocorax aristotelis LC Pelagisk sjøfugl (åpent hav) Kystnær sjøfugl Ærfugl Somateria molissima LC NT Nær Truet, EN Sterkt Truet, CR Kritisk Truet, VU Sårbar, LC Livskraftig DNV GL Report No , Rev Side 16

19 Tabell 3-3 Utvalgte VØKer marine pattedyr for miljørisikoanalysen for avgrensningsbrønn Alta II. Navn Latinsk navn Rødlista Havert Halichoerus grypus LC Steinkobbe Phoca vitulina VU Oter Lutra lutra VU 3.3 Oppsummering av miljørisiko forbundet med avgrensningsbrønn Alta II Tabell 3-4 og Figur 3-2 viser sesongvis høyeste miljørisiko for hver av VØK-kategoriene; pelagisk og kystnær sjøfugl, marine pattedyr og strandhabitat, uavhengig av art. Miljørisikoen er presentert som prosentandel av Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier. Det er viktig å merke seg at pelagisk og kystnær sjøfugl i utgangspunktet kan tilhøre samme bestand, men at analysene er basert på to ulike datasett etter sjøfuglenes tilholdssted i ulike perioder av året. I vår-/ sommersesongen vil hekkebestandene av de pelagiske artene trekke inn mot kysten (hekkekoloniene), og inngår i denne perioden i datasettet for kystnær sjøfugl. Pelagisk sjøfugl (alke) er dimensjonerende for risikonivået med 23,8 % av akseptkriteriet for Alvorlig miljøskade i sommersesongen (juni-august), se Figur 3-2. Det høyeste risikonivået for kystnær sjøfugl er 15,3 % (sommer) for Alvorlig miljøskade. Det høyeste beregnede risikonivået for strandhabitat og marine pattedyr er henholdsvis 3,0 % (sommer) og 2,5 % (sommer) for Moderat miljøskade. Miljørisikoen forbundet med boring av avgrensningsbrønnen 7220/11-2 Alta II ligger for alle VØKkategoriene innenfor Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier i de ulike sesongene. Det kan dermed konkluderes med at miljørisikoen forbundet med boring av brønn 7220/11-2 Alta II i PL609 er akseptabel sett i forhold til Lundins akseptkriterier for miljørisiko. Miljørisikoen forbundet med boring av avgrensningsbrønn 7220/11-3 Alta III vil ligge betydelig lavere enn beregnet for brønn 7220/11-2 i og med at ratene er av en helt annen størrelsesorden. Det kan derfor konkluderes med at miljørisikoen forbundet med boring av brønn 7220/11-3 er lav, og akseptabel sett i forhold til Lundins akseptkriterier for miljørisiko. DNV GL Report No , Rev Side 17

20 Tabell 3-4 Beregnet sesongvis miljørisiko for alle VØK-kategoriene lagt til grunn i analysen for avgrensningsbrønn Alta II i Barentshavet. For sjøfugl og pattedyr er den månedlige verdien som gir høyest utslag innenfor de ulike skadekategoriene presentert, uavhengig art. For strandhabitat er risikoen presentert for den km kystruten (strand) som viser høyest utslag. Verdiene er oppgitt som prosent av Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier. Sesong VØK Mindre (< 1 år) Moderat (1-3 år) Betydelig (3-10 år) Alvorlig (> 10 år) Vår Sommer Høst Vinter Pelagisk sjøfugl 4,7 % 22,8 % 12,6 % 20,5 % Kystnær sjøfugl 2,7 % 12,0 % 8,1 % 9,6 % Marine pattedyr 0,4 % 1,6 % 0,1 % 0,0 % Strandhabitat 1,8 % 2,4 % 0,6 % 0,1 % Pelagisk sjøfugl 3,7 % 19,1 % 15,9 % 23,8 % Kystnær sjøfugl 3,0 % 15,0 % 9,3 % 15,3 % Marine pattedyr 0,6 % 3,0 % 2,4 % 1,9 % Strandhabitat 1,9 % 2,5 % 0,6 % 0,1 % Pelagisk sjøfugl 4,1 % 18,9 % 10,0 % 7,1 % Kystnær sjøfugl 0,2 % 1,0 % 0,1 % 0,2 % Marine pattedyr 0,4 % 1,5 % 0,2 % 0,1 % Strandhabitat 0,7 % 1,0 % 0,2 % 0,1 % Pelagisk sjøfugl 4,2 % 21,4 % 14,5 % 9,5 % Kystnær sjøfugl 0,6 % 2,3 % 0,0 % 0,0 % Marine pattedyr 0,6 % 2,4 % 0,1 % 0,0 % Strandhabitat 1,2 % 1,5 % 0,3 % 0,0 % DNV GL Report No , Rev Side 18

21 Figur 3-2 Beregnet miljørisiko for alle VØK-kategoriene lagt til grunn i analysen for de ulike sesongene, for avgrensningsbrønn Alta II i Barentshavet. Verdiene er oppgitt som prosent av Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier (Grafisk fremstilling av resultatene er presentert i Tabell 3-4). DNV GL Report No , Rev Side 19

22 4 FORENKLET BEREDSKAPSANALYSE FOR AVGRENSNINGSBRØNNEN 7220/11-3 ALTA III 4.1 Metode for gjennomføring av miljørettet beredskapsanalyse Det er gjennomført en beregning av beredskapsbehov knyttet til mekanisk oppsamling av olje på åpent hav etter utblåsning fra avgrensningsbrønn 7220/11-3 Alta III. Beregningen er gjort i henhold til veiledningen «Veileder for miljørettede beredskapsanalyser» (Norsk Olje og Gass, 2013), basert på dimensjonerende DFU, som er en utblåsning. Forventet oljetype er Goliat Blend 1 (består av 50 % Realgrunnen og 50 % Kobbe), og det foreligger forvitringsdata (SINTEF, 2008) som underlag for beregning av emulsjonsvolum og vurdering av beredskapsmessig relevante egenskaper. Både emulsjonsvolum og effektivitet av barrierer beregnes sesongvis basert på gjennomsnitt for aktuelle parametere (lys, vind, temperatur, etc.). Det henvises til referanseanalysen (DNV GL, 2014) for ytterligere informasjon om metodikk. 4.2 Forutsetninger og antakelser Oljetype Goliat Blend 1 råoljen er brukt som referanse i beregningene. Bakgrunnsinformasjonen er hentet fra et forvitringsstudium gjennomført av SINTEF (2008). Dispergeringsstudie har ikke blitt utført for Goliat Blend 1, men på grunn av oljens egenskaper, er det forventet at alle Goliat oljer har eget potensial for bruk av dispergeringsmidler. Tidsvindu for dispergerbarhet vist i Tabell 4-1 er predikerte verdier basert på oljens stivnepunkt (SINTEF, 2008). Goliat Blend 1 vil ha et potensiale for kjemisk dispergering: Redusert kjemisk dispergerbarhet fra 1-2 timer og inntil ca. 48 timer etter et søl på sjøen ved ca m/s vindstyrke ved vintertemperatur. Redusert kjemisk dispergerbarhet fra 3-6 timer og opptil flere dager på sjøen etter et søl ved ca m/s vindstyrke ved sommertemperatur. Ved 2-5 m/s vindstyrke vil Goliat Blent 1 ha god dispergerbarhet inntil timer, og redusert kjemisk dispergerbarhet opptil flere dager på sjøen både ved sommer og vinterforhold. DNV GL Report No , Rev Side 20

23 Tabell 4-1 Tidsvindu for kjemisk dispergering angitt for vinter- og sommerforhold (ved henholdsvis 5 C og 10 C) for ulike vindhastigheter. Grønn farge indikerer at oljen er dispergerbar, gul indikerer redusert kjemisk dispergerbarhet, mens rød indikerer lav/dårlig dispergerbarhet (SINTEF, 2008) Sesong Tidsvindu dispergering (temp.) Timer Dager 0,04 0,08 0,13 0,25 0,38 0,50 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 Vind Vinter (5 C) 2 m/s 5 m/s 10 m/s 15 m/s Vind 2 m/s Sommer (10 C) 5 m/s 10 m/s 15 m/s Utblåsningsrate Vektet utblåsningsrate er beregnet til 70 Sm 3 /d ved overflate- og 70 Sm 3 /d ved sjøbunnsutblåsning (AddEnergy, 2014b). Denne raten er derfor benyttet til å beregne systembehovet for håndtering av en eventuell utblåsning fra brønnen. 4.3 Beregning av systembehov i barriere 1a og 1b For å beregne systembehov for mekanisk opptak i barriere 1a og 1b, er det tatt utgangspunkt i lokal vind- og temperaturstatistikk for et utvalg av parametere fra forvitringsstudien til Goliat Blend 1 råoljen (Tabell 4-2) (SINTEF, 2008). Data innsamlet ved Slettnes Fyr er lagt til grunn for sjøtemperatur og vindstyrke (Figur 4-1) (eklima, 2014). For den aktuelle brønnen er det beregnet operasjonslys for boreoperasjonen ved å benytte programmet ArcGis. Programmet beregner operasjonslys for den aktuelle lokasjonen. Timer med dagslys og dagslysandelen er presentert i Tabell 4-2. Effektivitet som funksjon av bølgehøyde er presentert i Tabell 4-2. Bølgehøydeobservasjoner er innhentet fra Metrologisk Institutts nærmeste observasjonspunkt til den aktuelle brønnen (hsmd 982) (eklima, 2014) (Figur 4-1). DNV GL Report No , Rev Side 21

24 Figur 4-1 Oversikt over stasjoner for innsamling av data for vindstyrke, sjøtemperatur (eksempel: Furuholmen Fyr) og bølgehøyder (eksempel: hsmd 982). Lokasjon for avgrensningsbrønn Alta III er vist. Tabell 4-2 Vindhastigheter målt ved Furuholmen Fyr, sjøtemperaturer er målt ved Slettnes Fyr. Avrundet verdi referer til valg av datasett i forvitringsstudiet. Andel dagslys oppgitt som timer dagslys og prosent (%), beregnet for planlagt borelokasjon. Siste kolonne viser effektiviteten av mekanisk oppsamling som en funksjon av bølgehøyde for nærmeste målepunkt. Data er hentet fra eklima (2015). Sesong Målt vind (m/s) Målt sjøtemperatur ( C) Snitt Avrundet Snitt Avrundet Timer dagslys (t) Dagslysandel (%) Effektivitet som en funksjon av bølgehøyde (%) Vår (mars-mai) 8,5 10 3,4 5 19,3 80,5 61,1 Sommer (juniaugust) Høst (septembernovember) Vinter (desemberfebruar) 6,6 5 8, ,4 8,2 10 7,0 5 11,2 46,6 58,3 9,2 10 2,9 5 5,3 22,2 47,6 Forvitringsegenskapene til oljen, gitt de klimatiske forholdene presentert i tabellen over, er oppsummert i Tabell 4-3 sammen med beregnet beredskapsbehov i barrierene 1a og b. DNV GL Report No , Rev Side 22

25 Med utgangspunkt i forvitringsdataen og vektet utblåsningsrate (AddEnergy, 2014b) er emulsjonsmengden tilgjengelig for mekanisk opptak på åpent hav beregnet. For systembehovene i barriere 1a og 1b er forvitringsdata for henholdsvis 2 og 12 timer gammel olje lagt til grunn for alle sesonger. Beregningene viser at det er behov for 1 NOFO-system for barriere 1a og 1 NOFO-system i barriere 1b i alle sesonger, totalt 2 systemer i de to barrierene. Tabell 4-3 Beregnet systembehov for utblåsning fra avgrensningsbrønn 7220/11-3 Alta III. Beregningen for barriere 1a er basert på den oljemengden som, basert på forvitringsegenskapene til Goliat Blend 1 råolje, tilflyter barrieren. For barriere 1b er det beregnet systembehov på samme måte, men gitt at barriere 1a er operativ. Parameter Vår Sommer Høst Vinter Vektet utblåsningsrate (Sm 3 /d) Fordampning etter 2 timer på sjø (%) Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1a (Sm 3 /d) Opptakskapasitet (Sm 3 /d) Behov for NOFO-systemer i barriere 1a Effektivitet av barriere 1a Fordampning etter 12 t (%) Nedblanding etter 12 t (%) Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) Viskositet etter 12 timer på sjø (cp) Emulsjonsmengde til barriere 1b (Sm 3 /d) Opptakskapasitet (Sm 3 /d) Behov for NOFO-systemer i barriere 1b Totalt behov for NOFO-systemer i barriere 1a og 1b DNV GL Report No , Rev Side 23

26 4.3.1 Tilgjengelighet oljevernfartøy, slepefartøy og deres responstider NOFO disponerer oljevernfartøy både som del av områdeberedskapen på norsk sokkel og tilknyttet landbaser langs kysten. Responstid til hvert enkelt system avhenger av seilingstid (avstand til lokasjon og hastighet), frigivelsestid, NOFO forutsetninger, samt tid for utsetting av lense, for både OR-fartøy og slepebåt. Oljevernfartøyene er utstyrt med lenser og oljeopptakere. For å operere behøver de et slepefartøy som trekker i den andre enden av lensen. NOFO-fartøy inkludert slepebåt kalles et NOFO-system. Responstider er beregnet for identifiserte oljevernfartøy og slepefartøy, som sammen gir responstid for NOFO-systemer til den aktuelle lokasjonen. Responstider avspeiler garanterte maksimale responstider for tilgjengelige NOFO-fartøy og slepebåter på norsk sokkel. Responstidene for oljevernfartøy er beregnet ut i fra disse antagelsene: 1) 14 knop transitthastighet. 2) 1 time for mobilisering av NOFO beredskapsteam for alle fartøy. 3) 1 time for utsetting av lense. 4) 1-6 timers frigivelsestid for områdefartøy. 5) 10 timer mobiliseringstid for første fartøy fra NOFO baser, 30 timer mobiliseringstid for andre fartøy fra samme base. Boreoperasjonens forsyningsfartøy (Alta 1) vil ha installert NOFO-system om bord, men vil seile mellom brønnlokasjonen og Hammerfest. Lundin vil ha en slepebåt i nærområdet til brønnen til enhver tid, for å sikre tilfredsstillende responstid for dette systemet. De 2 systemene vil være operative innen 13 timer i alle sesonger. Dersom andre fartøy er i området samtidig med denne boreaktiviteten vil disse kunne nyttes i en eventuell boreoperasjon. Tabell 4-4 gir en oppsummering av responstidene som søkes benyttet for brønnoperasjonen. Tabell 4-4 Beregninger av responstid for oljevernfartøy til brønn 7220/11-2 Alta II i PL609 for oljevern- og slepefartøy. Beregningene er også gjeldende for brønn 7220/11-3 Alta III. System Oljevernfartøy Slepefartøy Total responstid for komplett system (t)* 1 Esvagt Aurora (Goliat) Slepebåt Goliat 10 2 Alta I (TBD) Slepebåt Alta I 13 * Responstiden inkluderer mobiliseringstid for NOFO (1 time), frigivelsestid fra operatørene, seilingstid og tid for utsetting av lense (1 time). I henhold til Lundins ytelseskrav skal fullt utbygd barriere 1a være på plass senest innen korteste drivtid til land (8 døgn 100 persentil), mens barriere 1b skal være på plass innen 95 persentil av korteste drivtid til land (21 døgn). Med de oppgitte responstidene for oljevernfartøyene oppfylles ytelseskravene med god margin for alle sesonger. Med tanke på kystnær beredskap er det beregnet et strandingspotensiale (95 persentil) på 38 tonn oljeemulsjon. Gitt denne strandingsmengden er det tilstrekkelig med 1 kystsystem, med en responstid på 21 døgn. DNV GL Report No , Rev Side 24

27 4.4 Konklusjon beredskapsanalyse Med basis i forvitringsdataene (SINTEF, 2008) og den beregnede vektede utblåsningsraten (AddEnergy, 2014b) er emulsjonsvolum tilgjengelig for mekanisk opptak på åpent hav beregnet. Goliat Blend 1 råoljen forventes å være egnet for bekjempelse med lenser og ordinære overløpsskimmere (opp til 3-4 dager, da Hi-Wax skimmere bør vurderes) i barriere 1a og 1b i alle sesonger, gitt at oljen har forvitret mer enn 6 timer ved vinterforhold (vindstyrke: 5 m/s). For systembehov i barriere 1a og 1b er forvitringsdata for henholdsvis 2 og 12 timer gammel olje lagt til grunn for alle sesonger. Beredskapsbehovet er beregnet til ett NOFO-system for barriere 1a og ett NOFO-system i barriere 1b uavhengig av sesong. Totalt for de to barrierene gir dette følgende systembehov: to NOFOsystemer, uavhengig av sesong. De to systemene vil være operative innen 13 timer. Dette er godt innenfor tidskravet for fullt utbygde barrierer, 8 døgn for barriere 1a og 21 døgn for barriere 1b. DNV GL Report No , Rev Side 25

28 REFERANSER AddEnergy, Memo - Blowout and Kill Simulation study. Initial Simulation Results. Well 7220/11-2 Alta II. Lundin Norway AS. Dated 12 th of November Add Energy, 2014b. Blowout and Kill Simulation Study. 7220/11-2, Alta Appraisal. Dated 19 th December, Artsdatabanken 2010; 5Hhttp:// Nasjonal kunnskapskilde for biologisk mangfold. Norske Rødliste for arter DNV GL, Miljørisikoanalyse (MRA) og forenklet beredskapsanalyse (BA) for avgrensningsbrønn 7220/11-2 Alta II I PL609 i Barentshavet. Rapport Nr.: e-klima, Måleverdier for sjøtemperatur/vind ved Slettnes fyr. Johansen Ø., D. I. (2006). Implementation of the near-field module in the ERMS model, Technical report, SINTEF. Lloyd s, Blowout and well release frequencies based on SINTEF offshore blowout database Report no: /2014/R3. Rev: Final. Dated 22 May Lundin Norway AS, Risk Acceptance criteria for Operations on the Norwegian Continental Shelf, LUNAS-S-FD Norsk olje og gass, Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser, datert OLF, Metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA) revisjon OLF rapport, Scandpower, Blowout and well release frequencies based on SINTEF Offshore Blowout Database, 2010 (revised). Report no /2011/R3 (5 April 2011). Seapop Rådata innhentet for konsentrasjoner av kystnære sjøfuglarter fra Norsk Institutt for Naturforskning ved Geir Systad, mars/april Seapop, Sjøfugl åpent hav. Utbredelsen av sjøfugl i norske og tilgrensende havområder. SINTEF, Weathering of the Goliat Kobbe and two Goliat Blend of Kobbe and Realgrunnen crude oils. SINTEF rapportnr. F of DNV GL Report No , Rev Side 26

29 ABOUT DNV GL Driven by our purpose of safeguarding life, property and the environment, DNV GL enables organizations to advance the safety and sustainability of their business. We provide classification and technical assurance along with software and independent expert advisory services to the maritime, oil and gas, and energy industries. We also provide certification services to customers across a wide range of industries. Operating in more than 100 countries, our 16,000 professionals are dedicated to helping our customers make the world safer, smarter and greener.