Vår dato Vår referanse Vår saksbehandler 2015-12-18 AU-TPD DW ED-0095 Trine Knutsen Deres dato Deres referanse Vurdering av miljørisiko og oljevernberedskapsbehov for 30/11-13 Beerenberg Brønnen 30/11-13 Beerenberg er planlagt boret ca. 9 km nord for brønnen 30/11-12 Askja South East og ca. 7,5 km sørøst for den planlagte brønnen Krafla Main Statfjord (som senere ble kansellert). Avstanden til tobisområdet på Vikingbanken er i underkant av 4 km, se figur 1. Likheten mellom de to brønnene 30/11-12 og 30/11-13 er stor [1]: Begge brønnene har som hovedformål å bekrefte kommersielle ressurser i sandstein av Jura-alder i Tarbertformasjonen Planlagt brønndesign er likt Forventet oljetype er den samme Beregnede oljeutblåsningsrater er sammenlignbare (vektet rate for Beerenberg er lavere enn vektet rate for Askja South East) Sannsynligheten for en utblåsning og sannsynlighetsfordeling for overflate- eller sjøbunnutblåsning er vurdert som lik for de to brønnene Potensiell maksimal varighet av en utblåsning er vurdert til 63 døgn for begge brønnene Begge brønnene er planalgt utført med Songa Delta, endringer kan imidlertid forekomme i valg av boreinnretning. Figur 1: Områdekart som viser avstand til referansebrønner og tobisområdet.
Vår dato Vår referanse Vår saksbehandler 2015-12-18 AU-TPD DW ED-0095 Trine Knutsen Deres dato Deres referanse Statoil vurderer med dette at miljørisiko- og beredskapsanalysen utarbeidet for letebrønnen Askja South East [2] er gjeldende også for letebrønn Beerenberg. Referanse: [1]: Statoil ASA 2015: Blow out scenario analysis- Exploration well 30/11-13 Beerenberg. [2]: Statoil ASA 2015: Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 30/11-12 Askja South East. Appendix A: Blowout scenario analysis Appendix B: Miljørisiko- og oljevernberedskapsanalyse for 30/11-12 Askja South East
Vår dato Vår referanse Vår saksbehandler 2015-12-18 AU-TPD DW ED-0095 Trine Knutsen Deres dato Deres referanse APPENDIX A
Technical note: Input to the environmental risk assessment Blowout scenario analysis exploration well Beerenberg (30/11-13). Alexander Solberg, TPD TEX SST ST Fornebu, 18 th December 2015 Summary This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to drilling of the exploration well Beerenberg (30/11-13). 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 1.4 10-4 for the mainbore and sidetrack. The oil blowout rates range between 300 and 8900 Sm 3 /d for the mainbore and between 300 and 900 Sm 3 /d for the sidetrack. It is found that the duration of a blowout could potentially amount to 63 days with a 3 % probability. Beerenberg - mainbore Probability top/ sub Rate (Sm3/d) Probability distribution - duration 2 5 14 35 63 Scenario probability 400 0.2 2100 0.2 Topside 0.25 6600 0.52 0.19 0.14 0.05 0.10 0.2 8900 0.4 Avg: 5400 300 0.2 2000 0.2 Subsea 0.75 6500 0.40 0.19 0.18 0.08 0.15 0.2 8800 0.4 Avg: 5300
Beerenberg - mainbore Probability top/ sub Rate (Sm3/d) Probability distribution - duration 2 5 14 35 63 Scenario probability Topside 0.25 400 0.2 900 0.52 0.19 0.14 0.05 0.10 0.8 Avg: 800 Subsea 0.75 300 0.2 800 0.40 0.19 0.18 0.08 0.15 0.8 Avg: 700 1 Introduction Statoil is planning to start drilling Beerenberg (30/11-13 and 30/11-13A) exploration well including a sidetrack in the North Sea Q1 2016. The well is planned drilled with Songa Delta or a similar semisubmersible. 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, ref /i/ Blowout and well leak frequencies, ref /ii/ Simulations of blowout rates, ref /iii/ Input from the project, ref /iii/ Judgements and considerations in TPD TEX SST ST and in dialogue with the project. 2 Well specific information Water depth at well location is 106 meters MSL. The distance RT-MSL is 29 meters. The objective of the wells is to test for hydrocarbons in the Upper and Middle Tarbert (UT3, UT1 and MT2) sst formations. According to the well design for the mainbore a 9 5 / 8 liner will be set above the reservoirs at approximately 2889 meters MD RKB. The reservoir section will be drilled vertically to TD at 3307 meters MD. According to the well design for the sidetrack a 9 5 / 8 liner will be set above the reservoirs at approximately 3210 meters MD RKB. The reservoir section will be drilled at a 30 degrees angle to TD at 3700 meters MD. Expected reservoir data including formation tops are shown in Table 1 for the mainbore and Table 2 for the sidetrack. Fluid properties are found in Table 3 for the mainbore and Table 4 for the sidetrack. Beerenberg sidetrack UT1 and MT2 reservoirs fall below expected HC-water contact. Hence they do not contribute to a possible blowout and they are not included in the calculations in this report.
Table 1: Reservoir data for Beerenberg, well 30/11-13, mainbore, ref /iii/ Reservoir data Unit UT3 UT1 MT2 Fluid type - Oil Oil Oil Corresponding to scenario # - 1,2,3,4 2,3,4 3, 4 Top reservoir m TVD RKB 2949 3092 3141 Total formation thickness m TVT 25 18 20 HC bearing formation thickness m TVT 25 18 20 Net/Gross v/v 0.4 0.71 0.91 Net pay m TVD 10 12.8 18.2 Deviation through reservoir 0 0 0 Net pay m MD 10 12.8 18.2 Porosity v/v 0.17 0.17 0.18 Permeability (effective; oil) md 32 91 664 Kv/kh ratio 0.9 0.7 0.46 Connate water saturation fraction 0.3 0.3 0.3 Pressure (top res) bara 307 321 325 Depleted pressure (top res) bara N/A N/A N/A Temperature (top res) C 108 113 115 Hole size in 8.5 8.5 8.5 Reservoir length along well m 3000 3000 3000 Reservoir width across well m 2000 2000 2000 X-position of well within reservoir m 1500 1500 1500 Y-position of well within reservoir m 600 600 600 Discovery probability % 45
Table 2: Reservoir data for Beerenberg, well 30/11-13, sidetrack, ref /iii/ Reservoir Data Unit UT3 UT1 MT2 Fluid type - Oil Oil Oil Corresponding to scenario # - 5, 6 Top reservoir m TVD RKB 3011 3146 3196 Total formation thickness m TVT 25 18 20 HC bearing formation thickness m TVT 25 18 20 Net/Gross v/v 0.4 0.71 0.91 Net pay m TVD 10 12.8 18.2 Deviation through reservoir Net pay m MD Porosity v/v 0.17 0.17 0.18 Permeability (effective) md 32 91 664 Kv/kh ratio 0.9 0.7 0.46 Connate water saturation fraction 0.3 0.3 0.3 Pressure (top res) bara 314 326 331 Depleted pressure (top res) bara N/A N/A N/A Temperature (top res) C 110 115 117 Hole size in 3000 3000 3000 Reservoir length along well m 2000 2000 2000 Reservoir width across well m 1500 1500 1500 X-position of well within reservoir m 600 600 600 Y-position of well within reservoir m 3000 3000 3000 Discovery probability % N/A
Table 3: Fluid properties for the expected fluid from well 30/11-13, mainbore, ref /iii/. Fluid data Unit UT3 UT1 MT2 Fluid type - Oil Oil Oil Corresponding to scenario # - 1,2,3,4 2,3,4 3,4 Reference field/well for fluid properties - 30/11-9 A 30/11-9 A 30/11-9 A Gas/oil/water contact(s) m TVD MSL 3135 3187 3274 FLUID PROPERTIES AT SURFACE CONDITIONS (15 C and 1 bar) Oil density kg/m3 0.820 0.820 0.820 Gas gravity (air=1) sg 0.898 0.898 0.898 Condensate density kg/m3 - - - GOR Sm3/Sm3 138 138 138 GCR Sm3/Sm3 - - - FLUID PROPERTIES AT INITIAL RESERVOIR CONDITIONS Reservoir fluid density g/cc 0.675 0.673 0.672 Gas density g/cc - - - Oil density g/cc 0.675 0.673 0.672 Viscosity cp 0.335 0.328 0.325 Formation Volume Factor, Bg Rm3/Sm3 - - - Formation Volume Factor, Bo Rm3/Sm3 1.442 1.445 1.447 CO2 mol% 1.77 1.77 1.77 N2 mol% 0.63 0.63 0.63 H2S mol% 0 0 0
Table 4: Fluid properties for the expected fluid from well 30/11-13A,sidetrack, ref /iii/. Fluid data Unit UT3 UT1 MT2 Fluid type - Oil Oil Oil Corresponding to scenario # - 5,6,7,8 6,7,8 7,8 Reference field/well for fluid properties - 30/11-9 A 30/11-9 A 30/11-9 A Gas/oil/water contact(s) m TVD MSL ODT ODT ODT FLUID PROPERTIES AT SURFACE CONDITIONS (15 C and 1 bar) Oil density kg/m3 0.820 0.820 0.820 Gas gravity (air=1) sg 0.898 0.898 0.898 Condensate density kg/m3 - - - GOR Sm3/Sm3 138 138 138 GCR Sm3/Sm3 - - - FLUID PROPERTIES AT INITIAL RESERVOIR CONDITIONS Reservoir fluid density g/cc 0.674 0.673 0.672 Gas density g/cc - - - Oil density g/cc 0.674 0.673 0.672 Viscosity cp 0.333 0.326 0.323 Formation Volume Factor, Bg Rm3/Sm3 - - - Formation Volume Factor, Bo Rm3/Sm3 1.443 1.446 1.448 CO2 mol% 1.77 1.77 1.77 N2 mol% 0.63 0.63 0.63 H2S mol% 0 0 0
3 Blowout scenarios and probabilities During a drilling operation a blowout may result if a reservoir is penetrated while well pressure is in under balance with the formation pore pressure (well pressure < reservoir pressure), and a loss of well control follows. Three different scenarios are defined: 1. Top penetration Kick and loss of well control after 5 m reservoir penetration, typically due to higher reservoir pressure than expected. 2. Drilling ahead Kick and loss of well control after penetration of half the pay zone depth. Represents various causes of under balance while drilling ahead. 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 ref /i/ (Table 4.9) combined with an assumption of annular flow do, in our opinion, justify the following probabilities: P(Top penetration blowout) = 0,20 P(Tripping blowout) = 0,40 Given the above definition of scenarios: P(Drilling ahead blowout) = 1,0 P(Top penetration or Tripping blowout) = 0,40. The blowout frequencies found in Scandpower ref /ii/ are the outset of our assessment. As the expected fluid is oil, an oil blowout frequency is used below. Beerenberg is evaluated to be a wildcat well and the respective frequency is shown below; P(blowout, wildcat exploration, oil well) = 1.41 10-4 per well The frequency relate to an average exploration well with blowout potential from a deep reservoir (shallow gas not included). Such blowout frequencies are typically applied to describe wells with potential hydrocarbon discovery in one section, normally the 8 ½ section, and is considered applicable for Beerenberg for both the mainbore and the sidetrack. Songa Delta or a similar semi-submersible will be used for drilling the wells. This is a semi-submersible drill rig that will operate on thruster assisted mooring. Based on information in Table 6.2 in ref /ii/ and an overall evaluation of different scenarios and sort of vessel a probability distribution between seabed and surface release scenarios is set to 75% and 25% in order of appearance. This results in the following probabilities: P(blowout with seabed release) = 1.41 10-4 0,75 = 1.06 10-4 P(blowout with surface release) = 1.41 10-4 0,25 = 0.35 10-4
4 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 EXP, ref /iii/. The simulated scenarios for mainbore include; 1 Top penetration 5 meters of reservoir UT3 exposed 2 Drilling ahead 1 5 meters of reservoir UT1 exposed + 100% of UT3 exposed 3 Drilling ahead 2 5 meters of reservoir MT2 exposed + 100% of UT3 and UT1 exposed 4 Tripping All reservoir zones fully exposed The simulation results are shown below in Table 5. Table 5: Simulated blowout oil rates (Sm 3 /d) and probabilities, mainbore. Section Scenarios Scenario probability Blowout rates*, (Sm3/d) Beerenberg Surface Seabed Top penetration 20 % 400 300 8 ½ Drilling ahead 1 20% 2100 2000 Drilling ahead 2 20% 6600 6500 Tripping 40% 8900 8800 Weighted rate 5400 5300 * Adjusted towards the nearest hundred. The simulated scenarios for sidetrack include; 1 Top penetration 5 meters of reservoir UT3 exposed 2 Tripping 100% of UT3 exposed. The simulation results are shown below in Table 6: Simulated blowout oil rates (Sm 3 /d) and probabilities, mainbore. Section Scenarios Scenario probability Blowout rates*, (Sm3/d) Beerenberg Surface Seabed 8 ½ Top penetration 20 % 400 300 Tripping 80% 900 800 Weighted rate 800 700 * Adjusted towards the nearest hundred.
It is assumed that scenarios involve free, unrestricted annular flow and a total failure of the BOP. These assumptions are conservative. In the flow model the only restriction is the drillstring, i.e. free annular flow. This is reasonable according to blowout statistics since drillpipe and open hole flow are rather rare compared to annular flow. Though a partly closed BOP may serve as a restriction, even a small opening will give marginal choking effects and a partly closed ram may be severely degraded by erosion after a short period of time. For a full description of the rate calculations see ref /iii/.
5 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 ref /ii/. 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 7. One assumption in the assessment of blowout duration is that one relief well is sufficient to kill the well. Need for a second relief well would require a re-evaluation. Table 7: Time to drill a relief well (days), ref /iii/ Time to: Minimum: Most likely: Maximum: - make decisions 2 3 4 - mobilise a rig; transfer, anchoring, supply of equipment and preparations 5 9 14 - drilling 20 25 32 - geomagnetic steering into the well* 7 12 20 - killing the well* 1 2 5 * 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 35 and 75 days. A Monte Carlo simulation is performed to produce a duration distribution from the well specific input in Table 7. The expected time found is 53 days. A probability distribution is presented in Figure 1.
Figure 1: Duration distribution, Time to drill a relief well The probability distribution, found in Table 8 below, is constructed by combination of the well specific duration distribution and probabilities that a blowout will end by the mechanisms capping and bridging ref /ii /. Based on Table 8 maximum blowout duration is suggested to be 63 days. Table 8: Probability distribution for a blowout to end as a function of time (days) Duration (days) Surface blowout Seabed blowout Duration (days) Surface blowout Seabed blowout 0,5 0,260 0,187 21 0,028 0,044 1 0,119 0,094 28 0,012 0,021 2 0,143 0,123 35 0,006 0,011 5 0,189 0,188 42 0,004 0,006 7 0,057 0,067 49 0,016 0,024 10 0,049 0,063 56 0,056 0,083 14 0,034 0,049 63 0,027 0,039 *Probabilities in the tail end of the duration distribution (< 0,01) are added to the probability of the preceding duration category. Different probability descriptions of the duration of a seabed or surface blowout are produced. Possible durations of a seabed or surface blowout are described by probabilities in Figure 2. In Figure 3 seabed and surface blowout duration and time to drill a relief well are described by cumulative probability curves.
Figure 2: Blowout duration described by probability distributions Figure 3: Blowout duration described by cumulative distributions
6 References /i/ /ii/ /iii/ Holand, Per: Blowout and Well Release Characteristics and Frequencies, 2014, report no SINTEF F26576, ver. Final report, December 30 2014. Scandpower: Blowout and Well Release Frequencies based on SINTEF Offshore Blowout Database 2014, report no 19101001-8/2015/R3, ref Final, 17.03.2015. ST Team Site.
Vår dato Vår referanse Vår saksbehandler 2015-12-18 AU-TPD DW ED-0095 Trine Knutsen Deres dato Deres referanse APPENDIX B
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 30/11-12 Askja South East Gradering: Open Status: Final Side 1 av 40
Tittel: Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 30/11-12 Askja South East Dokumentnr.: Kontrakt: Prosjekt: Gradering: Open Utløpsdato: Distribusjon: Kan distribueres fritt Status Final Utgivelsesdato: Rev. nr.: Eksemplar nr.: Forfatter(e)/Kilde(r): Anne-Laure Szymanski Omhandler (fagområde/emneord): Merknader: Trer i kraft: 2015-11-19 Ansvarlig for utgivelse: Oppdatering: Myndighet til å godkjenne fravik: Fagansvarlig (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur: TPD TEX SST ETOP Anne-Lise Heggø Utarbeidet (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur: TPD TEX SST ETOP Anne-Laure Szymanski Anbefalt (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur: TPD TEX SST Arne Myhrvold Godkjent (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur: TPD TEX SST ETOP Per Gunnar Stavland Gradering: Open Status: Final Side 2 av 40
Innhold 1 Sammendrag... 4 2 Innledning... 5 2.1 Definisjoner og forkortelser... 5 2.2 Bakgrunn... 6 2.3 Aktivitetsbeskrivelse... 6 3 Miljørisikoanalyse... 7 3.1 Metodikk og inngangsparametere... 7 3.2 Oppsummering av miljørisiko for 12 ¼ seksjonen i Krafla Main Statfjord... 10 3.3 Beregnet miljørisiko for letebrønn 30/11-12 Askja South East... 17 3.4 Konklusjon Miljørisiko... 17 4 Beredskapsanalyse... 18 4.1 Ytelseskrav... 18 4.2 Metodikk... 18 4.3 Analysegrunnlag... 20 4.4 Resultat... 28 4.5 Konklusjon beredskapsanalyse... 31 5 Referanser... 32 Gradering: Open Status: Final Side 3 av 40
1 Sammendrag Statoil ASA planlegger boring av letebrønn 30/11-12 Askja South East i den nordlige delen av Nordsjøen (PL035). Askja South East ligger ca 130km fra land (Sotra, Hordaland). Vanndypet er ca 105 meter. Boringen har planlagt oppstart Q1 2016, og brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Songa Delta. Dette dokumentet oppsummerer resultatene fra miljørisikoanalysen og setter krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for den planlagte aktiviteten. Letebrønn 30/11-12 Askja South East ligger ca 2,5km vest fra letebrønn 30/11-11 Madam Felle og har tilsvarende parametre. På grunn av tilsvarende utblåsningsratene og utblåsningsannsynlighet er det forventet at miljørisiko for 30/11-12 Askja South East er tilsvarende som for 30/11-11 Madam Felle. Se Tabell 1-1 for en sammenligning av sentrale parametere. Miljørisikoanalysen for 30/11-12 Askja South East er gjennomført som en referansebasert analyse mot 12 ¼ reservoarseksjonen i letebrønn Krafla Main Statfjord fra 2014 [1] etter de samme prinsippene som letebrønn 30/11-11 Madam Felle [2]. Miljørisikoen i referanseanalysen for letebrønn Krafla Main Statfjord er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for alle VØKer i alle fire sesonger. Miljørisikoen for letebrønn 30/11-12 Askja South East er forventet å være lavere enn referanseanalysen grunnet lavere utblåsningssannsynlighet, lavere utblåsningsrater og kortere utblåsningsvarighet, og ellers tilsvarende forhold. Miljørisikoen forbundet med boringen av letebrønn 30/11-12 Askja South East er, for alle VØKer, innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier i alle fire sesonger, og høyeste utslag i miljørisiko er beregnet til å være mellom 19 og 58% av akseptkriteriet i forventet boreperiode som er Q1 2016. Krav til beredskap mot akutt forurensning er satt til 5 NOFO systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer på første system og 24 timer på fullt utbygd barriere 1 og 2. For barriere 3 og 4 settes det krav til en kapasitet tilsvarende 6 kystsystemer og 6 fjordsystemer, med responstid på 9 døgn. For barriere 5 settes det krav til kapasitet tilsvarende 14 strandrenselag med responstid på 12 døgn. Tabell 1-1 Sammenligning av parametere for 30/11-12 Askja South East oppmot 30/11-11 Madam Felle og sidesteg og 12 ¼ seksjonen i letebrønn Krafla Main Statfjord Parameter Kriteriet Krafla Main 30/11-11 Madam 30/11-12 Askja Sammenligning Statfjord Felle og South East 12 ¼ seksjonen sidesteg Geografisk lokasjon < 50 km fra sammenlignet 60 13' 07" N 60 04' 30" N 60 04' 59" N, 16km felt/operasjon 002 30' 24" Ø 002 38' 09" Ø 002 35' 36" Ø OK Oljetype Tilsvarende eller kortere Oseberg Øst Oseberg Øst Oseberg Øst OK levetid på sjø (835kg/m3) (835kg/m3) (835kg/m3) Sannsynlighet for utslipp Tilsvarende eller lavere 1,76E-04 1,41E-04 1,41E-04 OK Vektet utblåsningsrate Tilsvarende eller lavere 7960Sm 3 /d 5700Sm 3 /d 5800Sm 3 /d OK Overflate/sjøbunn 7380Sm 3 /d 5500Sm 3 /d 5900Sm 3 /d Potensiell maksimal varighet av utblåsningen Tilsvarende eller lavere 70 63 63 OK Sannsynlighetsfordeling sjøbunn/overflate Sannsynlighet for overflateutblåsning må være tilsvarende eller lavere 75/25 75/25 75/25 OK Gradering: Open Status: Final Side 4 av 40
2 Innledning 2.1 Definisjoner og forkortelser Sentrale ord og uttrykk som inngår i miljørisikoanalysen er kort beskrevet nedenfor: Akseptkriterium: Verbal eller tallfestet grense for hvilket risikonivå som aksepteres. ALARP: As low as reasonably practicable : Prinsipp som benyttes ved vurdering av risikoreduserende tiltak. Risikoreduserende tiltak skal implementeres med mindre den tilhørende kostnaden eller gjennomførbarheten er urimelig i forhold til risikoreduksjonen. Bestand: Gruppe av individer innen en art som befinner seg i et bestemt geografisk område i en bestemt tidsperiode (naturlig avgrenset del av en populasjon). BOP: Blow Out Preventer DFU: Definert fare- og ulykkessituasjon. Grunnberedskap: 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B). IKV: Indre Kystvakt Influensområde: Område som med mer enn 5 % sannsynlighet vil bli berørt av et oljeutslipp, hvor det er tatt hensyn til fordeling over alle utslippsrater og -varigheter. Korteste drivtid: 95-persentilen i utfallsrommet for korteste drivtid til kysten. KYV: Kystverket Miljø: Et ytre miljø som kan bli berørt av oljeutslipp til sjø, dvs. det marine miljø. Miljørisikoanalyse: Risikoanalyse som vurderer risiko for ytre miljø. Miljøskade: Direkte eller indirekte tap av liv for en eller flere biologiske ressurser på grunn av oljeutslipp som kan beskrives på individ- eller bestandsnivå. For at et oljeutslipp skal kunne gi en miljøskade må restitusjonstiden for den mest sårbare bestanden være lengre enn 1 måned. Miljøskadekategorier: Kategorisering av miljøskader i hhv. mindre, moderat, betydelig eller alvorlig på grunnlag av restitusjonstid for den mest sårbare bestanden: Mindre: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 måned og 1 år. Moderat: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 år og 3 år. Betydelig: en miljøskade med restitusjonstid mellom 3 år og 10 år. Alvorlig: en miljøskade med restitusjonstid over 10 år. NOFO: Norsk Oljevernforening for Operatørselskap NEBA-prinsippet: Net Environmental Benefit Analysis metode for å sammenligne og rangere netoo miljøgevinst forbundet med forskjellige bekjempelsesmetoder innen oljevern, eksempelvis oppsamling, mekanisk og kjemisk dispergering. Operasjon: En enkel, tidsbegrenset arbeidsoperasjon som kan medføre akutt utslipp, f.eks. boring av en letebrønn, som inkluderer all aktivitet fra leteriggen er på borelokasjonen til den forlater lokasjonen. Gradering: Open Status: Final Side 5 av 40
OPERAto: Operational Risk Analysis tool. Excel basert metode for å beregne miljørisiko innenfor gitte rammer av utblåsningsrater og varigheter samt oljetype og geografisk beliggenhet. Prioriterte områder: Til bruk i beredskapsplanleggingen er det definert arealer kalt prioriterte områder (basert på en vurdering av tidligere eksempelområder i NOFO). Disse er karakterisert ved at de ligger i ytre kystsone, har høy tetthet av miljøprioriterte lokaliteter og som også på andre måter setter strenge krav til oljevernberedskapen. Disse områdene er derfor forhåndsdefinert som dimensjonerende for oljevernberedskapen. Ressurs eller biologisk ressurs: Levende organismer, f.eks. plankton, tang og tare, virvelløse dyr, fisk, sjøfugl og sjøpattedyr. Restitusjonstid: Tiden det tar etter en akutt reduksjon før ressursen har tatt seg opp til (omtrentlig) normalnivået. Den akutte reduksjonen skjer (her) som følge av et oljeutslipp. Størst strandet emulsjonsmengde: 95-persentilen i utfallsrommet for størst strandet mengde VØK: Verdsatte økologiske komponenter. En VØK er en populasjon, et samfunn eller et habitat (naturområde) som: - Er viktig for lokalbefolkningen (ikke bare økonomisk), eller - Har regional, nasjonal eller internasjonal verdi, eller - Har stor økologisk, vitenskapelig, estetisk og/eller økonomisk verdi, og som - Vil være dimensjonerende med hensyn på gjennomføring av risikoreduserende tiltak. 2.2 Bakgrunn Miljørisikoanalysen for boring av letebrønn 30/11-12 Askja South East er gjennomført som en referansebasert analyse med utgangspunkt i analysen som ble gjennomført for letebrønn Krafla Main Statfjord fra 2014 [1] etter de samme prinsippene som letebrønn 30/11-11 Madam Felle [2]. Formålet med miljørisikoanalysen er å kartlegge risikonivået for det ytre miljøet med hensyn til akutt oljeutslipp i forbindelse med den planlagte aktiviteten og å sammenholde risiko mot gjeldende operasjonsspesifikke akseptkriterier. Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning. Dette skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av oljevernberedskap i forbindelse med akutte utslipp. Beredskapsanalysen for 30/11-12 Askja South East er brønnspesifikk. Aktivitetsforskriftens 73 og Styringsforskriftens 17 stiller krav til beregning av risiko og beredskap ved miljøforurensning som følge av akutte utslipp som grunnlag for beredskapsetablering. 2.3 Aktivitetsbeskrivelse Letebrønn 30/11-12 Askja South East er lokalisert i nordlige delen av Nordsjøen (Figur 2-1). Brønnen ligger ca 130 km fra Sotra (Hordaland). Vanndypet på borelokasjon er ca 105 meter. Boreoperasjonen har planlagt oppstart i Q1 2016, og brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Songa Delta. Forventet oljetype er en oljetype av lignende kvalitet som Oseberg Øst-olje. Basisinformasjon for letebrønnen er oppsummert i Tabell 2-1. Gradering: Open Status: Final Side 6 av 40
Figur 2-1 Beliggenheten til letebrønn 30/11-12 Askja South East (rosa), avstanden til referansebrønn Krafla Main Statfjord og 30/11-11 og avstand til land. Tabell 2-1 Basisinformasjon for letebrønn 30/11-12 Askja South East Letebrønn 30/11-12 Askja South East Posisjon for DFU (geografiske koordinater) 60 04' 59" N, 002 35' 36" Ø Vanndyp 105 m Borerigg Songa Delta Planlagt boreperiode Q1 2016 Sannsynlighet for utblåsning 1,4 10-4 Sannsynlighetsfordeling (% overflate/sjøbunn) 25/75 Vektet utblåsningsrate Overflate: 5800m 3 /døgn Sjøbunn: 5900m 3 /døgn Oljetype (tetthet) Oseberg Øst (842 kg/m 3 ) Maksimal varighet av en utblåsning (tid til boring av 63 døgn avlastningsbrønn) 3 Miljørisikoanalyse 3.1 Metodikk og inngangsparametere En fullstendig miljørisikoanalyse består av en sammenstilling av sannsynlighet for utslippshendelser og potensiell miljøskade relatert til disse. Oljedriftsmodeller gir innspill til beregning av skadeomfang på utvalgte Verdsatte Økologiske Gradering: Open Status: Final Side 7 av 40
Komponenter (VØK er) i influensområdet. Metodikk samt begrepsdefinisjoner er fullstendig beskrevet i Norsk olje og gass sin veiledning for miljørettede risikoanalyser [3]. Miljørisiko uttrykkes ved sannsynlighet for skade på bestander eller kystområder. Skade er definert i form av restitusjonstid og graden av skade er inndelt i fire kategorier: mindre (<1 års restitusjonstid), moderat (1-3 års restitusjonstid), betydelig (3-10 års restitusjonstid) og alvorlig (>10 års restitusjonstid) miljøskade. Miljørisikoen er vist som prosentandel av de operasjonsspesifikke akseptkriteriene i hver av skadekategoriene mindre, moderat, betydelig og alvorlig. Miljørisikoanalysen for 30/11-12 Askja South East er gjennomført som en referansebasert analyse mot 12 ¼ seksjonen i letebrønn Krafla Main Statfjord fra 2014 [1]. De følgende parametere er gjennomgått: Geografisk lokasjon Definerte fare- og ulykkeshendelser Type operasjon og utslippssannsynlighet Utslippsrater og -varigheter Oljetype Årstid Miljøressurser (Verdsatte Økologiske Komponenter) En detaljert gjennomgang av parameterne er gjort i kapittel 3.1.1 til 3.1.7 og med referanse i App A (Blowout scenario analysis exploration well Askja South East (30/11-12)). 3.1.1 Geografisk lokasjon Letebrønn Askja South East har planlagt borelokasjon 60 04' 59" N, 002 35' 36" Ø og ligger ca 16 km i sørøstlig retning fra referansebrønnen Krafla Main Statfjord (60 13' 07" N, 002 30' 24" Ø), se Figur 2 1. Avstand kvalifiserer derfor for å benytte den gjennomførte miljørisikoanalysen for Krafla Main Statfjord som referanse. 3.1.2 Type operasjon og utslippssannsynlighet Letebrønn 30/11-12 Askja South East er vurdert som en normal letebrønn, der eventuelt hydrokarbonfunn forventes å være olje. Basert på Lloyd s register rapporten (2015) [4] er utblåsningssannsynligheten beregnet til 1,41 10-4. Brønnen er planlagt boret med Songa Delta, som er en halvt nedsenkbar flyterigg som vil bli holdt på plass ved ankring. Sannsynligheten for utblåsning fordelt på utslippspunkt er satt til 25 % for overflateutblåsning og 75 % for sjøbunnsutblåsning. Sannsynlighet for overflateutblåsning: 1,41 10-4 0,25 = 0,35 10-4 Sannsynlighet for sjøbunnsutblåsning: 1,41 10-4 0,75 = 1,06 10-4 For 12¼" seksjonen av referansebrønnen Krafla Main Statfjord var den totale utblåsningssannsynligheten beregnet til 1,76 x 10-4. Utblåsningssannsynligheten for 30/11-12 Askja South East er lavere enn for referansebrønnen Krafla Main Statfjord, og det er dermed en konservativ tilnærming å bruke sistnevnte som referansebrønn. 3.1.3 Utblåsningsrater og varigheter Utblåsningsrater og tilhørende sannsynligheter for 30/11-12 Askja South East er presentert i Tabell 3-1. Gradering: Open Status: Final Side 8 av 40
Ratene varierer mellom 900 og 8300 Sm 3 /d for 30/11-12 Askja South East. Vektet rate for er 5800 Sm 3 /d for overflateutslipp og 5900 Sm 3 /d for sjøbunnutslipp. Vektet utblåsningsratene 5875 Sm 3 /d (overflate og sjøbunn) for dimensjonering av beredskap mot akutt forurensing. Tabell 3-1 Utblåsningsrater med tilhørende sannsynlighet for 30/11-12 Askja South East Utblåsningsrate (Sm 3 /d) Scenario Sannsynlighet (%) 30/11-12 Askja South East Overflate Sjøbunn Top penetration 20 900 900 Drilling ahead 1* 20 4700 4600 Drilling ahead 2** 20 6600 6500 Tripping 40 8300 8200 Vektet rate 5800 5900 *5 meters of reservoir UT1 exposed + 100% of UT3 exposed **5 meters of reservoir MT2 exposed + 100% of UT3 and UT1 exposed Vektet utblåsningsrate for 12¼" seksjonen i Krafla Main Statfjord er 7960 Sm 3 /d for overflateutslipp og 7380 Sm 3 /d for sjøbunnutslipp og er presentert i Tabell 3-2. Tabell 3-2 Utblåsningsrate med tilhørende sannsynlighet 12¼" seksjonen i Krafla Main Statfjord Scenario Sannsynlighet (%) Utblåsningsrate (Sm 3 /d) Overflate Sjøbunn Top penetration 20 2400 1300 Drilling ahead 40 9100 8500 Tripping 40 9600 9300 Vektet rate 7960 7380 Tid for boring av avlastningsbrønn er basert på operasjonelle og brønnspesifikke forhold og inkluderer tid til avgjørelser, mobilisering av rigg, transitt, oppankring, boring, geomagnetisk styring og dreping av brønnen. Tid til boring av avlastningsbrønn er basert på vurderinger fra prosjektet og beregnet vha. Monte-Carlo-simuleringer. For 30/11-12 Askja South East er maksimal utblåsningsvarighet beregnet til 63 døgn. For Krafla Main Statfjord ble maksimal utblåsningsvarighet beregnet til 70 døgn. Basert på lavere utblåsningsrater og lavere utblåsningsvarighet for 30/11-12 Askja South East er det en konservativ tilnærming å bruke 12¼ seksjonen i Krafla Main Statfjord som referansebrønn. 3.1.4 Oljetype Det er forventet å finne olje av lignende kvalitet som Oseberg Øst-olje på letebrønn 30/11-12 Askja South East. Oljedriftsimuleringen for 12¼" seksjonen i Krafla Main Statfjord er utført med Oseberg Øst-olje. Egenskapene til Oseberg Øst-olje er presentert i Tabell 3-3. Tabell 3-3 Egenskaper for Oseberg Øst-olje. Parameter Oseberg Øst-olje Oljetetthet (kg/m 3 ) 842 Maksimalt vanninnhold ved 5/13ºC (vol %) 83/91 Voksinnhold (vekt %) 4,9 Asfalteninnhold (harde) (vekt %) 0,5 Viskositet, fersk olje (13 ºC) (cp) 27 Gradering: Open Status: Final Side 9 av 40
3.1.5 Årstid Miljørisikoanalysen for referansebrønn Krafla Main Statfjord er gjennomført som en helårlig analyse og vil dermed være dekkende for letebrønn 30/11-12 Askja South East som er planlagt boret Q1 2016. 3.1.6 Beskrivelse av miljøressurser Miljørisikoanalysen for letebrønn Krafla Main Statfjord er gjennomført som en skadebasert miljørisikoanalyse iht. til NOROG veiledning for miljørisikoanalyser. Miljørisikoanalysen ble gjennomført i 2014, og nyeste naturressursdata ble da benyttet. Basert på influensområdet ble det beregnet miljørisiko for sjøfugl åpent hav og i kystnære farvann, marine pattedyr, fisk og strandhabitat. 3.1.7 Statoils akseptkriterier for miljørisiko I analysen av miljørisiko knyttet til boringen av letebrønn 30/11-12 Askja South East benyttes Statoils akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko (Tabell 3-4). Statoils akseptkriterier er fastsatt på bakgrunn av hovedprinsippet om at: «Restitusjonstiden etter en miljøskade for den mest sårbare bestanden skal være ubetydelig i forhold til forventet tid mellom slike miljøskader». Tabell 3-4 Statoils akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko Miljøskade Akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko: Mindre < 1 10-3 Moderat < 2,5 10-4 Betydelig < 1 10-4 Alvorlig < 2,5 10-5 3.2 Oppsummering av miljørisiko for 12 ¼ seksjonen i Krafla Main Statfjord 3.2.1 Resultater fra oljedriftmodellering for 12 ¼ seksjonen i Krafla Main Statfjord I miljørisikoanalysen for Krafla Main Statfjord ble det modellert overflate- og sjøbunnsutblåsning fra 12 ¼ seksjonen og generert oljedriftsstatistikk på rutenivå for fire sesonger: vår (mars-mai), sommer (juni-august), høst (septembernovember) og vinter (desember-februar). Influensområdene ( 5 % sannsynlighet for treff av over 1 tonn olje i 10 x 10 km ruter), gitt utblåsning fra 12 ¼ seksjonen i Krafla Main Statfjord i de ulike sesongene, er presentert i Figur 3-1 (overflate og sjøbunn). Merk imidlertid at influensområdene er basert på alle utblåsningsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter, og at det markerte området ikke viser omfanget av en enkelt oljeutblåsning, men er det området som berøres i 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Gradering: Open Status: Final Side 10 av 40
Figur 3-1 Sannsynligheten for treff av mer enn 1 tonn olje i 10 10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning (venstre) og sjøbunnsutblåsning (høyre) fra letebrønnen 12 ¼ seksjonen i Krafla Main Statfjord 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. Gradering: Open Status: Final Side 11 av 40
Figur 3-2 viser influensområdene i vannsøylen ved THC konsentrasjoner (totalt hydrokarbon) over 100 ppb (effektgrense for fiskeegg og larver) for alle rate- og varighetskombinasjoner for en og sjøbunnsutblåsning fra 12 ¾ seksjonen i Krafla Main Statfjord. En sjøbunnsutblåsning medfører vannsøylekonsentrasjoner >100 ppb per 10 x 10 km rute i et begrenset område i alle sesonger, med influensområder som strekker seg opp til 30 km fra utslippspunktet. En overflateutblåsning medfører ikke sannsynlighet for vannsøylekonsentrasjoner >100 ppb per 10 x 10 km ruter gjennom hele året (ikke vist i figur). Figur 3-2: Beregnet gjennomsnittlige THC konsentrasjoner ( 100 ppb) i 10 10 km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra letebrønnen Krafla Main Statfjord (12 ¼ ) 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. Oljedriftsimulering ene for 12 ¾ seksjonen i Krafla Main Statfjord oppgir resultater for landpåslag. Korteste drivtid til land er 9 døgn om vinteren og største strandet emulsjonsmengde er 12233 tonn om sommeren (95 persentil). Statistikk for stranding er angitt i Tabell 3-5 for sommer- og vinterforhold. Tabell 3-5 Strandingsmengder og drivtid (95-percentil) for 12 ¼ seksjonen i Krafla Main Statfjord, antat som representative for 30/11-12 Askja South East. Sesong Strandingsmengde emulsjon (tonn) 95 persentil Korteste drivtid (døgn) 95 persentil Sommer 12233 12 Vinter 11335 9 Statistikk for stranding per prioritert område er angitt i Tabell 3-6. Tabell 3-6 Strandingsmengder og drivtid (95-percenti l) for prioriterte områder fra Krafla Main Statfjord MRA (2014), antatt som representative for 30/11-12 Askja South East. Identifisert prioriterte områder med drivtid kortere enn 20 døgn og som benyttes i beredskapsanalyse er grå (vintersesong er dimens joner ende sesong). Prioritert området Maksimal mengde strandet emulsjon (tonn) Korteste drivtid (døgn) Sommer Vinter Sommer Vinter Atløy Værlandet 764 776 17 12 Frøya og Froan 792 1931 45 22 Onøy (Øygarden) 69 305 45 18 Runde 1461 779 19 14 Sandøy 598 378 31 17 Sklinna - 2-82 Smøla 550 997 45 22 Gradering: Open Status: Final Side 12 av 40
Sverslingsosen - Skorpa 1224 600 16 13 Træna - 8-78 Vigra - Godøya 451 76 33 25 Vikna Vest - 283-47 Ytre Sula 357 468 19 12 3.2.2 Resultater miljørisiko for 12 ¼ seksjonen i Krafla Main Statfjord Miljørisiko i tilknytning til leteboring på 12 ¼ seksjonen i Krafla Main Statfjord presenteres sesongvis for den enkelte VØK-kategori. Miljørisiko uttrykkes ved sannsynlighet for skade på bestander eller kystområder kombinert med frekvens for utblåsning. For bestander; pelagisk og kystnær sjøfugl, og marine pattedyr presenteres risikoen på artsnivå mens for kysthabitat presenteres de 10 rutene (10 10 km) med høyest utslag. De sesongvise verdiene tilsvarer måneden med høyest innslag innenfor en gitt sesong. Risikoen presenteres som prosentvis andel av Statoils gjeldende operasjonsspesifikke akseptkriterier (foreliggende kapittel) og som frekvens for skade. 3.2.2.1 Miljørisiko for sjøfugl åpent hav Månedlig miljørisiko for pelagisk sjøfugl er presentert i Figur 3-3. Høyest risiko for skade på pelagisk sjøfugl er observert hos alkekonge i høstsesongen i kategorien Alvorlig miljøskade med 29 % av akseptkriteriet. Høyest beregnet miljørisiko innenfor hver miljøskadekategori, uavhengig av sesong og art, som andel av akseptkriteriet er som følger: 6 % av akseptkriteriet for Mindre miljørisiko for krykkje om høsten. 28 % av akseptkriteriet for Moderat miljørisiko for krykkje om høsten. 21 % av akseptkriteriet for Betydelig miljørisiko for alkekonge om høsten. 29 % av akseptkriteriet for Alvorlig miljørisiko for alkekonge om høsten. Figur 3-3 Månedlig miljørisiko forbundet med utblåsning fra 12 1/4" seksjonen av letebrønnen Krafla Main Statfjord, presentert for pelagisk sjøfugl for henholdsvis mindre, moderat, betydelig og alvorlig miljøskade, og vist som andel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene [5]. Gradering: Open Status: Final Side 13 av 40
3.2.2.2 Miljørisiko for sjøfugl kystnært Månedlig miljørisiko for kystnær sjøfugl er presentert i Figur 3-4. Høyest risiko for skade på kystnær sjøfugl er observert hos lomvi om sommeren i kategorien Alvorlig miljøskade med 92 % av akseptkriteriet. Risikoen i vinterhalvåret (høst og vinter) er begrenset og gir kun utslag for noen få arter i kategoriene Mindre ( 3 %), Moderat ( 14 %), Betydelig ( 3 %) og Alvorlig ( 0,5 %). Dette skyldes at hekkesesongen er over og artene oppholder seg i all hovedsak ikke i dette området fra august til desember. Høyest beregnet miljørisiko innenfor hver miljøskadekategori, uavhengig av sesong og art, som andel av akseptkriteriet er som følger: 3 % av akseptkriteriet for Mindre miljørisiko for havelle om vinteren. 14 % av akseptkriteriet for Moderat miljørisiko for havelle om vinteren. 14 % av akseptkriteriet for Betydelig miljørisiko for alke om sommeren. 92 % av akseptkriteriet for Alvorlig miljørisiko for lomvi om sommeren. Figur 3-4 Månedlig miljørisiko forbundet med utblåsning fra letebrønnen Krafla Main Statfjord, presentert for kystnær sjøfugl for henholdsvis Mindre, Moderat, Betydelig og Alvorlig miljøskade, og vist som andel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene [5]. 3.2.2.3 Miljørisiko for marine pattedyr Miljørisiko for alle modellerte arter av marine pattedyr i hver skadekategori og sesong er angitt i Tabell 3-7. Høyest risiko for skade på marine pattedyr er observert hos havert om høsten med 9 % av akseptkriteriet i kategorien Moderat miljøskade. Høyest beregnet miljørisiko innenfor hver miljøskade kategori, uavhengig av sesong og art, som andel av akseptkriteriet er som følger (samtlige for havert om høsten): 2 % av akseptkriteriet for Mindre miljørisiko 9 % av akseptkriteriet for Moderat miljørisiko. 5 % av akseptkriteriet for Betydelig miljørisiko. 4 % av akseptkriteriet for Alvorlig miljørisiko. Gradering: Open Status: Final Side 14 av 40
Tabell 3-7 Miljørisiko forbundet med utblåsning fra letebrønnen Krafla Main Statfjord, presentert for marine pattedyr for henholdsvis mindre, moderat, betydelig og alvorlig miljøskade, og vist som andel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene. Miljørisiko for hver ressurs er vist for den måneden som gir høyest utslag i hver av skadekategoriene i vår-, sommer-, høst- og vintersesongen. 3.2.2.4 Miljørisiko strandhabitat Miljørisiko for strandhabitat er beregnet for alle årets måneder, og miljørisikoen knyttet til strandhabitat er beregnet å være høyest om sommeren med 7 % av akseptkriteriene i kategorien Moderat miljøskade. Risikoen er sammenlignbar gjennom året. Det er lav sannsynlighet for Betydelig (3-10 års restitusjonstid) og Alvorlig miljøskade (> 10 år restitusjonstid) gjennom året med hhv. 1 % og 0,5 % sannsynlighet, begge i sommersesongen. Det henvises til miljørisioanalysen for Krafla Main Statfjord for ytterligere detaljer. 3.2.2.5 Miljørisiko for fisk Modellering av tapsandeler av fiskeegg og fiskelarver gitt en utblåsning fra 12 ¼ seksjonen av letebrønnen Krafla Main Statfjord viser ingen sannsynlighet for tapsandeler over 0,5 % i noen av sesongene for hverken torsk eller sild. Mulige konsekvenser for disse fiskeartene anses derfor som neglisjerbare, og torsk/sild tas derfor ikke med videre i miljørisikoberegningene. Gitt en sjøbunnsutblåsning er det opp til 70 % overlapp mellom tobisområde i utkanten av Oseberg området og vannsøylekonsentrasjoner over effektgrensen for egg og larver (Figur 3-5). Tobis ligger nedgravd i sedimentene store deler av året. I beiteperioden om våren og sommeren, og i gyteperioden rundt årsskiftet beveger tobisen seg opp og ned i vannsøylen og kan derfor i disse periodene være eksponert for olje. En sjøbunnsutblåsning i vintersesong (desember-februar) vil gi et betydelig mindre overlapp med tobisområder (om lag 20 %). I tillegg er THC konsentrasjoner >100 ppb kun beregnet i de øvre vannlag hvor det ikke forventes å være mye tobis tilstede. Ved forringelse av habitatet (bunnsubstrat) er det uvisst hvordan tobis vil reagere, om den vil bevege seg til et nytt passende område eller om den forblir stasjonær og graver seg ned. I konklusjon antas påvirkningen på tobis å være liten. En overflateutblåsning vil ikke gi THC konsentrasjoner >100 ppb [1]. Gradering: Open Status: Final Side 15 av 40
Figur 3-5: Overlapp mellom potensielt toksiske THC-konsentrasjoner i vannsøylen og kjente tobisområder gitt en sjøbunnsutblåsning fra letebrønnen Krafla. Resultater for vårsesongen (venstre) og vintersesongen (høyre). Figur 3-6 viser at letebrønn 30/11-12 Askja South East ligger ca 16km sørøst for Krafla Main Statfjord. Avstand til tobisfeltet i Nord er tilsvarende (8-9km) for de to brønner. På grunn av lavere rater og avstand er det forventet at overlapp mellom tobisområdet og vannsøylekonsentrasjoner over effektgrensen for egg og larver for letebrønn 30/11-12 Askja South East i verste fall er tilsvarende som for Krafla Main Statfjord. Figur 3-6: Beliggenheten til letebrønn 30/11-12 Askja South East mot Tobisfeltet Nord, avstanden til referansebrønn Krafla Main Statfjord og 30/9-28 B-Vest Angkor Thom. En tilleggsrapport for vurdering av risiko for tobis ved boring av letebrønn 30/9-28 B-vest Angkor Thom ble utført av Acona i 2015 [6]. Figur 3-6 viser avstand til tobisfeltet for de forskjellige brønner. Det er vurdert at andelen av tobislarver som blir eksponert for potensielt skadelige oljekonsentrasjoner gitt en utblåsning vil være relativ lav selv ved utblåsningsscenarioene med høye rater og lange varigheter. Rapporten konkluderer med at det er svært lav risiko for at tapsandelen av larver skal kunne gi påfølgende målbare skader på årsklasserekrutteringen og tobisbestanden på Vikingbanken. På grunn av tilsvarende avstand mellom Angkor Thom og tobisfeltet (ca. 5km) og Askja South East og tobisfeltet (ca 8km), se Figur 3-6, antas konklusjonen å være gjeldende også for boring av letebrønn 30/11-12 Askja South East. Gradering: Open Status: Final Side 16 av 40
3.3 Beregnet miljørisiko for letebrønn 30/11-12 Askja South East Høyeste utslag i miljørisiko for Krafla Main Statfjord utgjør 92 % av akseptkriteriet for alvorlig miljøskade, og er beregnet for lomvi i kystnært i sommersesongen. Tabel 3-8 viser høyeste utsalg i miljørisiko som andel av akseptkriterier per sesong. Utslippssannsynlighet for 30/11-12 Askja South East er ca 20 % lavere enn for Krafla Main Statfjord og sannsynlighet for skade vil være tilsvarende lavere. Høyeste utsalg i miljørisiko er beregnet til å være 73 % for 30/11-12 Askja South East, med høyest utslag for lomvi kystnært om sommeren. Letebrønn 30/11-12 Askja South East har planlagt oppstart i Q1 2016. I planlagt boreperiode er høyeste utsalg i miljørisiko beregnet å være mellom 19 og 58% av akseptkriteriet som representerer hhv vinter- og vårsesong. Tabell 3-8 Beregning av høyeste utsalg i miljørisiko som % av akseptkriterier for 30/11-12 Askja South East Krafla Main Statfjord Askja South East Utslippsfrekvens (per operasjon) 1,76E-04 1,41E-04 Høyeste utslag i miljørisiko som andel av akseptkriterier: Vår Sommer Høst Vinter 72 % 92 % 29 % 24 % 58 % 73 % 23 % 19 % 3.4 Konklusjon Miljørisiko Miljørisikoen for letebrønn 30/11-12 Askja South East er beregnet til å være mellom 19 og 58 % av akseptkriteriet i forventet boreperiode, og akseptabel i forhold til Statoil sine akseptkriterier gjennom hele året. Miljørisikoen er forventet å være enda lavere enn beregnet i kapittel 3.3 grunnet lavere utblåsningsrater og kortere utblåsningsvarighet sammenlignet med referanseanalysen. Gradering: Open Status: Final Side 17 av 40
4 Beredskapsanalyse Beredskap som et konsekvensreduserende tiltak vil være et viktig bidrag til risikoreduksjon. Effektiv oljevernberedskap vil redusere oljemengdene på sjøen, og videre føre til reduksjon av influensområdet for et mulig oljeutslipp. Statoils primære strategi for oljevern ved leteboring er mekanisk oppsamling på åpent hav nær kilden. Dispergering vil vurderes som et alternativ eller supplement under en aksjon og NOFOs ressurser vil da kunne benyttes. I tillegg er Statoil medlem i OSRL og vil kunne benytte oljevernressurser, som kjemisk dispergering og strandrenseutstyr, etter behov i en aksjon. Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning basert på dimensjonerende utslippsrater fra aktiviteten. 4.1 Ytelseskrav Statoils ytelseskrav for de ulike barrierene er beskrevet under [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. 4.2 Metodikk Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Statoils forutsetninger og metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [8], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i Norsk Olje og Gass veiledning [9] og NOFO [10]. 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) Gradering: Open Status: Final Side 18 av 40
4.2.1 Dimensjonering av barriere 1 og 2 nær kilden og på åpent hav Beredskapsanalysen for barriere 1 og 2, nær kilden og på åpent hav, er basert på vektet utblåsningsrate og forventet oljetype. Beregninger er gjort for vintersesong og sommersesong. For dimensjonering av barriere 1 benyttes egenskaper (fordamping, naturlig nedblanding, vannopptak og viskositet av emulsjon) for 2 timer gammel olje. Det grunnleggende prinsippet er at kapasiteten i de ulike barrierene skal være tilstrekkelig til å kunne håndtere emulsjonsmengden ved de gitte betingelsene. For dimensjonering av barriere 2 er det utført beregninger av det antall systemer som kreves for å kunne bekjempe emulsjonsmengden som har passert barriere 1 pga redusert systemeffektivitet. Systemeffektiviteten er avhengig av bølgehøyde og lysforhold, og varierer mellom de ulike områdene (Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet) på norsk sokkel. I beregningen av systembehov for barriere 2 benyttes oljeegenskaper for 12 timer gammel olje. Kravene til responstid er satt til best oppnåelig responstid for NOFO-fartøyer til feltet, og er basert på avstand til oljevernressurser, gangfart for OR-fartøy, slepebåtkapasitet og gangfart for disse, mobilisering av oljevernutstyr om bord på OR-fartøy, og tilgang til personell på basene. I tillegg kommer en vurdering opp mot krav om etablering av barriere 1 og 2 senest innen korteste drivtid til land (95-persentil). 4.2.2 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. Beredskapen i barriere 4 skal ha kapasitet til å bekjempe emulsjonen som passerer barriere 3. Beredskapsbehovet i barriere 3 og 4 er beregnet basert på resultater fra oljedriftssimuleringer gjennomført for aktiviteten. Prioriterte områder som er berørt av stranding med drivtid kortere enn 20 døgn (ifølge oljedriftssimuleringer) skal kunne ha tilgang til grunnberedskap. Grunnberedskap er definert som 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B). Beredskapsressursene skal brukes der det er mest hensiktsmessig og er ikke begrenset til de prioriterte områdene. Denne tilnærmingen medfører at Statoil dimensjonerer både for volumer og utstrekning av strandet emulsjon, og legger til grunn det største behovet, når krav til beredskap i barriere 3 og 4 settes. Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 3 og 4 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til et prioritert området. Dersom drivtiden til et prioritert område er lenger enn 20 døgn settes det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 3 og 4. 4.2.3 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. Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 5 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land til hvert prioritert område. Når minste drivtid er lengre enn 20 døgn stilles det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 5. Gradering: Open Status: Final Side 19 av 40
12 timer 2 timer 4.3 Analysegrunnlag 4.3.1 Oljens egenskaper Oseberg Øst er ansett som representativ for forventet oljetype ved letebrønn 30/11-12 Askja South East. Se kapitell 3.1.4 for oljens egenskaper. Det er gjennomført en forvitringsstudie av Oseberg Øst-oljens fra SINTEF i 2013 [7]. Forvitringsegenskaper for Oseberg Øst-oljen ved ulik vind og temperatur er angitt i Tabell 4-1. Tabell 4-1 Detaljert forvitringsegenskaper til Oseberg Øst-olje ved 2 og 12 timer, sommer og vinter [7] Time Parameter Oseberg Øst Vinter 5 ºC - 10 m/s Sommer 15 ºC - 5 m/s Fordampning (%) 22 20 Nedblanding (%) 2 0 Olje på overflate (%) 74 78 Vanninnhold (%) 11 12 Viskositet av emulsjon (cp) 4700 863 Fordampning (%) 28 28 Nedblanding (%) 12 1 Olje på overflate (%) 58 70 Vanninnhold (%) 48 51 Viskositet av emulsjon (cp) 13700 3220 4.3.1.1 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 [7]. Oseberg Øst-oljens emulsjoner vil ha viskositeter over 15000 cp etter 12 timer til 1 døgn ved vinterforhold (5 ºC 10 m/s). Det vil kunne være behov for HiVisc skimmer ved viskositet over 15000 cp. Tabell 4-2 Potensiale for mekanisk oppsamling basert på viskositet av Oseberg Øst-olje [7] Viskositet Oseberg Øst (2013) [7] Vinterforhold (5 ºC - 10m/s) Sommerforhold (15 ºC - 5m/s) Tid (timer) Tid (døgn) 1 3 6 9 12 1 2 3 4 5 Viskositet < 1000 cp risiko for lekkasje under lensa Viskositet mellom 1000 og 15000 cp Viskositet > 15000 cp bruk av HiVisc skimmer anbefalt 4.3.1.2 Kjemisk dispergerbarhet Oseberg Øst-olje har godt potensiale for kjemisk dispergering, særlig om sommeren. Emulsjonen er dispergerbar i opptil 2 dager ved 10 m/s og 5 C og i over 5 dager ved 10 m/s og 13 C. Tabell 4-3 oppsummerer potensiale for kjemisk dispergering av Oseberg Øst-olje ved definerte vinter- og sommerforhold. Gradering: Open Status: Final Side 20 av 40
Tabell 4-3 Potensiale for kjemisk dispergerbarhet basert på viskositet av Oseberg Øst-olje [7] Viskositet Oseberg Øst (2013) [7] Vinterforhold (5 ºC - 10m/s) Sommerforhold (15 ºC - 5m/s) Tid (timer) Tid (døgn) 1 3 6 9 12 1 2 3 4 5 Godt potensial for kjemisk dispergering (<3000 cp) Redusert potensial for kjemisk dispergering Lite eller ikke potensiale for kjemisk dispergering (>35000 cp) 4.3.2 Utslippsscenarier Tabell 4-3 gir en oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønnen. Tabell 4-4 Utslippsscenarier for letebrønn 30/11-12 Askja South East Type utslipp Kilde Referanse bakgrunn for rate/volum Utblåsning 5875 m 3 /døgn Langvarig utblåsning fra reservoar (Maks varighet 63 døgn) Dimensjonerende utblåsningsrate (vektet) for 30/11-12 Askja South East Middels utslipp - 2000 m 3 punktutslipp Eksempelvis lekkasje fra brønn Volum bestemt ut fra faglig vurdering Mindre utslipp - 100 m 3 punktutslipp Eksempelvis lekkasje fra brønn Volum bestemt ut fra faglig vurdering 4.3.3 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer Ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning, målt i bekjempet mengde oljeemulsjon pr. døgn, er en funksjon av følgende forhold: - Andel av tiden enheten kan operere (mørke/redusert sikt og bølgeforhold) - Effektiviteten innen operasjonsvinduet (relatert til ulike bølgeforhold, eller antatt konstant) - Opptaks-/bekjempelseskapasitet under operasjon - Lagringskapasitet for oppsamlet olje (kun relevant for opptakssystemer) - Frekvens og varighet av driftsstans (overføring av oppsamlet olje, plunder og heft) - Andel av tiden hvor tilgangen/tilflyten av olje til lense er mindre enn oljeopptakerens kapasitet (for mekanisk bekjempelse) eller hvor emulsjonen har en fordeling som gjør at dispergeringsmiddel ikke kan påføres med optimal effektivitet. Funksjonene er brukt i Statoil sin beregningskalkulator for beredskapsbehov i alle barrierer. Kapasiteten til havgående opptakssystem i NOFO-klasse som brukes i beregningene er 2400 m 3 /døgn (for oljer med viskositet under 15000 cp). Kapasiteten til havgående dispergeringssystem i NOFO-klasse er satt til 1950 m 3 /døgn. Faktorene som er områdespesifikke for 30/11-12 Askja South East og sidesteg er omtalt i de følgende delkapitlene. For flere detaljer henvises det til Statoils metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [8]. Gradering: Open Status: Final Side 21 av 40
4.3.3.1 Operasjonslys Andel operasjonslys inngår i beregning av ytelsen og effektiviteten til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning. Statoil har valgt å beregne operasjonslys for 5 regioner, se Figur 4-1. For letebrønn 30/11-12 Askja South East (region 2) er operasjonslys oppsummert i Tabell 4-4. Figur 4-1 Regioner brukt i beregning av operasjonslys Tabell 4-5 Andel operasjonslys i region 2, hvor letebrønn 30/11-12 Askja South East er lokalisert Vinter Vår Sommer Høst År Operasjonslys 38 % 68 % 80 % 49 % 58 % Gradering: Open Status: Final Side 22 av 40
4.3.3.2 Bølgeforhold Bølgeforhold på åpent hav inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 1 og 2. Statoil har bølgedata for 27 stasjoner, som vist i Figur 4-2. Stasjon 10 er antatt å best representere bølgeforholdene ved letebrønn 30/11-12 Askja South East. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for NOFO- og Kystvaktsystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) er oppsummert i Tabell 4-6. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-7. Figur 4-2 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav Tabell 4-6 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon 30/11-12 Askja South East (Stasjon 5) Vinter Vår Sommer Høst År NOFO-system 48 % 65 % 77 % 58 % 62 % Kystvakt-system 34 % 54 % 69 % 46 % 51 % Tabell 4-7 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon 30/11-12 Askja South East (Stasjon 5) Vinter Vår Sommer Høst NOFO-system (Hs < 4 m) 51 % 69 % 79 % 61 % NOFO-dispergering (Hs < 4 m) 51 % 69 % 79 % 61 % Kystvakt-system (Hs < 3 m) 35 % 58 % 779 % 51 % Gradering: Open Status: Final Side 23 av 40
4.3.3.3 Bølger i kystsonen Bølgeforhold i kystsonen inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 3 og 4. Statoil har bølgedata for 5 stasjoner, som vist i Figur 4-3. Stasjon 4 og 3 er antatt mest konservative mtp å representere bølgeforholdene for henholdsvis kyst- og fjordsystem. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for kyst- og fjordsystem er oppsummert i Tabell 4-8. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-9. Figur 4-3 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold i kystsonen. Stasjonene er valgt ut som representative for norskekysten Tabell 4-8 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 4-9 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 % 4.3.4 Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger Figur 4-4 viser plasseringen av NOFO utstyr per 2015 [10]. Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til borelokasjon er brukt som grunnlag for beredskapsanalysen, Tabell 4-10. Tabell 4-11 presenterer ytterligere forutsetninger som gangfart, avgivelsestid for beredskapsfartøy og slepefartøy samt tid for mobilisering av utstyr fra baser. Gradering: Open Status: Final Side 24 av 40