Miljørisiko og beredskapsanalyse 6407/8-7 Bister

(1)

(2)

Dokumentnr.: Kontrakt: Prosjekt:

Gradering: Distribusjon:

Internal Fritt i Statoilkonsernet

Utløpsdato: Status

Final

Utgivelsesdato: Rev. nr.: Eksemplar nr.:

2015-01-27

Forfatter(e)/Kilde(r):

Vilde Krey Valle

Omhandler (fagområde/emneord):

Miljørisiko, oljevern, beredskap

Merknader:

Trer i kraft: Oppdatering:

Ansvarlig for utgivelse: Myndighet til å godkjenne fravik:

Fagansvarlig (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur:

TPD TEX SST ETOP Endre Aas

Utarbeidet (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur:

TPD TEX SST ETOP Vilde Krey Valle

Anbefalt (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur:

TPD TEX SST Arne Myhrvold

Godkjent (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur:

TPD TEX SST ETOP Per Gunnar Stavland

(3)

Innhold

1 Sammendrag ... 4

2 Innledning ... 5

2.1 Definisjoner og forkortelser ... 5

2.2 Bakgrunn... 6

2.3 Aktivitetsbeskrivelse... 7

3 Miljørisikoanalyse ... 8

3.1 Metodikk... 8

3.2 Geografisk lokasjon ... 8

3.3 Type operasjon og utslippssannsynlighet ... 9

3.4 Utblåsningsrater og –varigheter ... 9

3.5 Oljetype ... 10

3.6 Årstid ... 11

3.7 Sammenligning mot Statoils akseptkriterier ... 11

3.8 Beskrivelse av miljøressurser ... 11

3.9 Resultater av miljørisiko for letebrønn 6407/8-7 Bister ... 11

3.9.1 Resultater fra oljedriftmodelleringer ... 11

3.9.2 Miljørisiko for sjøfugl åpent hav ... 14

3.9.3 Miljørisiko for kystnære sjøfugl ... 16

3.9.4 Miljørisiko for marine pattedyr ... 18

3.9.5 Miljørisiko for fisk ... 20

3.9.6 Miljørisiko for strandhabitat ... 20

3.10 Konklusjon miljørisiko for letebrønn 6407/8-7 Bister... 21

4 Beredskapsanalyse ... 22

4.1 Ytelseskrav ... 22

4.2 Metodikk... 22

4.3 Dimensjonering av barriere 1 og 2 ... 23

4.4 Dimensjonering av barriere 3 til 5 ... 23

4.5 Analysegrunnlag ... 24

4.5.1 Oljens egenskaper ... 24

4.5.2 Utslippsscenarier ... 24

4.5.3 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer ... 24

4.5.4 Oljevernressurser – utstyrsplassering og forutsetninger... 28

4.5.5 Resultater fra oljedriftsberegninger – influensområde og stranding ... 30

4.6 Resultat – beredskapsbehov og responstider ... 31

4.6.1 Barriere 1 og 2 – nær kilden og åpent hav... 31

4.6.2 Barriere 3 og 4 i kyst- og strandsone ... 33

4.6.3 Barriere 5- strandsanering ... 34

4.7 Oppsummering av krav til beredskap for letebrønn 6407/8-7 Bister ... 34

5 Referanser ... 35

App A Blowout Scenario Analysis ... 36

(4)

1 Sammendrag

Statoil planlegger boring av letebrønn 6407/8-7 Bister. Brønnen er lokalisert i Norskehavet. Avstanden til nærmeste land, Mausund nord for Frøya i Sør-Trøndelag, er om lag 80 km. Boringen er planlagt med oppstart Q2 2015. Forventet oljetype er Njord olje.

Denne miljørisikoanalysen er utført som en referansebasert analyse mot letebrønn 6407/8-6 Snilehorn fra 2013 [1].

Miljørisikoen i referanseanalysen for letebrønn 6407/8-6 Snilehorn er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for alle VØKer, og under ALARP-nivå (50 % av akseptkriteriet) i alle fire sesonger.

Miljørisikoen for letebrønn 6407/8-7 Bister er forventet å være lavere enn referanseanalysen grunnet lavere rater og ellers tilsvarende forhold. Se Tabell 1-1. Miljørisikoen forbundet med boring av letebrønnen 6407/8-7 Bister er derfor vurdert å være akseptabel sett i forhold til Statoils akseptkriterier for miljørisiko gjennom hele året.

Statoils beregnede beredskapsbehov mot akutt forurensning i forbindelse med utslipp fra letebrønn 6407/8-7 Bister er 8 NOFO-systemer i barriere 1 og 2. Med dagens plassering av barriere 1 og 2 oljevernressurser vil første system være på plass etter 6 timer, og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 30 timer. I barriere 3 og 4 stilles det krav til 1 kystsystem og 1 fjordsystem med responstid på 14 døgn.

Ved behov vil ytterligere ressurser kunne mobiliseres i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og IUAene.

Tabell 1-1 Sammenligning av parametere for 6407/8-7 Bister og referanseanalysen 6407/8-6 Snilehorn 6407/8-7 Bister Referanseanalyse

Snilehorn

Kriteriet Sammenligning

Geografisk lokasjon 64°23'3"N 007°33'37" E

64º 21'13" N 007º 27 45" E

< 50 km fra sammenlignet felt/operasjon

OK 6 km

Oljetype Njord olje Njord olje Tilsvarende eller

kortere levetid på sjø OK

Sannsynlighet for utslipp

1,8 x10^-4 1,6 x10^-4 Tilsvarende eller

lavere

Tilsvarende

Vektet rate (Sm3/d) 8100 Sm³/d overflate 7700 Sm³/d sjøbunn

11500 Sm³/d overflate 10700 Sm³/d sjøbunn

Tilsvarende eller lavere

OK

Potensiell maksimal varighet av

utblåsningen

84 dager 84 dager Tilsvarende eller

lavere

OK

Sannsynlighetsfordeling overflate/sjøbunn

25/75 (anker feste) 10/90 (DP)

25/75 Sannsynlighet for

overflateutblåsning må være tilsvarende

OK

(5)

eller lavere Spesielt sårbar årstid/

analyseperiode

Borestart Q2 Helårlig analyse Referanse-analysen må dekke aktuell boreperiode

OK

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. Det skal være et særlig fokus på risikoreduserende tiltak når risikoen er beregnet å være over halvparten av akseptkriteriet.



Bestand: Gruppe av individer innen en art som befinner seg i et bestemt geografisk område i en bestemt tidsperiode (naturlig avgrenset del av en populasjon).



DFU: Definert fare- og ulykkessituasjon.



Grunnberedskap: 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B).



IKV: Indre Kystvakt



Influensområde: Område som med mer enn 5 % sannsynlighet vil bli berørt av et oljeutslipp, hvor det er tatt hensyn til fordeling over alle utslippsrater og -varigheter.



Korteste drivtid: 95-persentilen i utfallsrommet for korteste drivtid til kysten.



KYV: Kystverket



Miljø: Et ytre miljø som kan bli berørt av oljeutslipp til sjø, dvs. det marine miljø.



Miljørisikoanalyse: Risikoanalyse som vurderer risiko for ytre miljø med hensyn til akutt oljeforurensning.



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.

(6)

Alvorlig: en miljøskade med restitusjonstid over 10 år.



Operasjon: En enkel, tidsbegrenset arbeidsoperasjon som kan medføre akutt utslipp, f.eks. boring av en letebrønn, som inkluderer all aktivitet fra leteriggen er på borelokasjonen til den forlater lokasjonen.



Prioriterte områder: Til bruk i beredskapsplanleggingen er det definert arealer kalt prioriterte områder (basert på en vurdering av tidligere eksempelområder i NOFO). Disse er karakterisert ved at de ligger i ytre kystsone, har høy tetthet av miljøprioriterte lokaliteter og som også på andre måter setter strenge krav til

oljevernberedskapen. Disse områdene er derfor forhåndsdefinert som dimensjonerende for oljevernberedskapen.



Ressurs eller biologisk ressurs: Levende organismer, f.eks. plankton, tang og tare, virvelløse dyr, fisk, sjøfugl og sjøpattedyr.



Restitusjonstid: Tiden det tar etter en akutt reduksjon før ressursen har tatt seg opp til (omtrentlig) normalnivået. Den akutte reduksjonen skjer (her) som følge av et oljeutslipp.



VØK: Verdsatte økologiske komponenter. En VØK er en populasjon, et samfunn eller et habitat (naturområde) som:

- Er viktig for lokalbefolkningen (ikke bare økonomisk), eller - Har regional, nasjonal eller internasjonal verdi, eller

- Har stor økologisk, vitenskapelig, estetisk og/eller økonomisk verdi, og som

- Vil være dimensjonerende med hensyn på gjennomføring av risikoreduserende tiltak.

2.2 Bakgrunn

Miljørisikoanalysen for boring av letebrønn 6407/8-7 Bister er gjennomført som en referansebasert analyse med utgangspunkt i analysen som ble gjennomført for letebrønn 6407/8-6 Snilehorn fra 2013 [1].

Formålet med miljørisikoanalysen er å kartlegge risikonivået for det ytre miljøet med hensyn til akutt oljeutslipp i forbindelse med boring av letebrønnen og å sammenholde risiko mot gjeldende operasjonsspesifikke akseptkriterier (Tabell 2-1). Beredskapsanalysen for 6407/8-7 Bister er brønnspesifikk.

Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning. Dette skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av oljevernberedskap i forbindelse med akutte utslipp. Aktivitetsforskriftens § 73 og

Styringsforskriftens § 17 stiller krav til beregning av risiko og beredskap ved miljøforurensning som følge av akutte utslipp som grunnlag for beredskapsetablering.

(7)

2.3 Aktivitetsbeskrivelse

Letebrønn 6407/8-7 Bister ligger i Norskehavet, se Figur 2-1. Brønnen ligger ca 80 km fra nærmeste land som er Mausund nord for Frøya i Sør-Trøndelag. Vanndypet er ca 260 m MSL. Boringen er planlagt andre kvartal 2015, og skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Transocean Spitsbergen. Formålet med brønnen er å påvise drivverdige hydrokarbonvolum i Åre og Tilje formasjonene, og det forventes oljetype av tilsvarende kavlitet som Njord olje.

Basisinformasjon for letebrønnen er oppsummert i Tabell 2-1.

Figur 2-1 Lokasjon av letebrønn 6407/8-7 Bister (rosa markering), samt utsnittskart som viser avstanden til referansebrønnen Snilehorn.

Tabell 2-1 Basisinformasjon for letebrønn 6407/8-7 Bister

Posisjonering for DFU (geografiske koordinater) 64°23'3"N 007°33'37" E

Vanndyp 259,5 m MSL

Analyseperiode Hele året (4 sesonger for miljørisikoanalysen)

Borerigg Transocean Spitsbergen

Sannsynlighet for utblåsnign 1,8 x10^-4

Sanns6ynlighetsfordeling (%) (overflate/sjøbunn) 10/90 (DP) 25/75 (anker feste) Vektet utblåsningsrate Sm³/døgn) 7800 (anker feste)

Oljetype Njord olje

Tid for boring av avlastningsbrønn (lengste varighet, døgn) 84

(8)

I analysen av miljørisiko knyttet til boringen av letebrønn 6407/8-7 Bister benyttes Statoils akseptkriterier for

operasjonsspesifikk miljørisiko (Tabell 2-2). Statoils akseptkriterier er fastsatt på grunnlag av hovedprinsippet om at:

"Restitusjonstiden etter en miljøskade for den mest sårbare bestanden skal være ubetydelig i forhold til forventet tid mellom slike miljøskader".

Tabell 2-2 Statoils akseptkriterier for miljørisiko Miljøskade Feltspesifikk

risiko per år:

Installasjonsspesifikk risiko per år:

Operasjonsspesifikk risiko per operasjon:

Mindre < 2 x 10^-2 < 1 x 10^-2 < 1 x 10^-3

Moderat < 5 x 10^-3 < 2,5 x 10^-3 < 2,5 x 10^-4

Betydelig < 2 x 10^-3 < 1 x 10^-3 < 1 x 10^-4

Alvorlig < 5 x 10^-4 < 2,5 x 10^-4 < 2,5 x 10^-5

3 Miljørisikoanalyse

3.1 Metodikk

En fullstendig miljørisikoanalyse består av en sammenstilling av sannsynlighet for utslippshendelser og potensiell miljøskade relatert til disse. Oljedriftsmodeller gir innspill til beregning av skadeomfang på utvalgte Verdsatte Økologiske Komponenter (VØK’er) i influensområdet. Metodikk samt begrepsdefinisjoner er fullstendig beskrevet i Norsk olje og gass (tidligere OLF) sin veiledning for miljørettede risikoanalyser [2].

Miljørisikoanalysen for 6407/8-7 Bister er gjennomført som en referansebasert analyse mot letebrønn 6407/8-6 Snilehorn fra 2013, hvor 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 3.2 til 3.8.

3.2 Geografisk lokasjon

Letebrønnen 6407/8-7 Bister har lokasjon 64° 23' 3" N, 007° 33' 37" Ø og ligger ca. 6 km fra referansebrønnen 6407/8-6 Snilehorn (64º 21' 13" N, 007º 27' 45" Ø). Avstand kvalifiserer derfor for å benytte den gjennomførte miljørisikoanalysen for 6407/8-6 Snilehorn som referanse.

(9)

3.3 Type operasjon og utslippssannsynlighet

Det skal benyttes en halvt nedsenkbar rigg (Transocean Spitsbergen) for boringen av letebrønnen. Riggen vil bli holdt på plass enten ved ankring eller dynamisk posisjonering (DP), begge løsningene vil bli beskrevet da det ikke er bestemt hvilken løsning som blir valgt. Transocean Spitsbergen vil ha BOP plassert på havbunnen og vil ha mulighet for å koble fra og forlate lokasjonen ved en utblåsning. Basert på informasjon fra Lloyds Register Consulting (tidligere Scandpower), og en samlet vurdering av scenarioer og type rigg, er fordelingen av sannsynlighet mellom utblåsning på sjøbunn og overflate satt til hhv 75 % / 25 % ved ankring, og 90 % / 10 % ved bruk av DP for hhv sjøbunn og overflate [3].

6407/8-72 Bister: P(blowout, wildcat) = 1.8 x 10^-4

I referanseanalysen 6407/8-6 Snilehorn var følgende utblåsningssannsynlighet benyttet:

6407/8-6 Snilehorn: P(blowout, wildcat) = 1,6 x 10^-4

Utblåsningssannsynligheten for 6407/8-7 Bister er 12,5 % høyere enn for referansebrønnen 6407/8-6 Snilehorn. Forskjell i utblåsningssannsynlighet mellom letebrønnene skyldes oppdaterte utblåsningsfrekvenser gitt av Lloyd Register

Consulting. Se Vedlegg A for flere detaljer. Det er en lineær sammenheng mellom utblåsningssannsynlighet og miljørisiko, og denne økningen vil kunne legges direkte på beregnet miljørisiko.

Sannsynlighetsfordelingen for overflateutblåsning må være tilsvarende eller lavere på den aktuelle brønnen i forhold til referanseanalysen som ønskes benyttet. Begge løsninger i forhold til posisjonering av riggen, ankring eller DP, vil i dette tilfelle tilfredsstille dette kriteriet.

3.4 Utblåsningsrater og –varigheter

Forventet ratefordeling for letebrønn 6407/8-7 Bister er gitt i Tabell 3-1. Ratefordelingen til referansebrønnen 6407/8-6 Snilehorn er presentert i Tabell 3-2. Letebrønn 6407/8-7 Bister har utblåsningsrater mellom 4500 og 9500 Sm³/d, mens referansebrønnen 6407/8-6 Snilehorn hadde utblåsningsrater mellom 2100 Sm3/d og 14300 Sm³/d. Vektet rate for 6407/8-7 Bister med DP er 7740 Sm³/d og vektet rate ved ankring er 7800 Sm³/d. Vektet utblåsningsrate benyttet i referanseanalysen for letebrønn Snilehorn er 10900 Sm³/d [3].

Tabell 3-1 Utblåsningsrater og sannsynligheter for letebrønn 6407/8-7 Bister ved DP [3]

Fordeling overflate/sjøbunn

ved DP/ankerfeste

Rate (Sm3/d)

Varigheter (dag) og

sannsynlighetsfordeling Sannsynlighet for raten

0,1 5 28 84

Overflate 0,10/0,25

4500

0,66 0,40 0,11 0,08

0,2

8500 0,4

9500 0,4

Sjøbunn 0,90/0,75

4200

0,49 0,37 0,19

0,16

0,2

8100 0,4

9100 0,4

(10)

Tabell 3-2 Utblåsningsrate og sannsynligheter for letebrønn 6407/8-6 Snilehorn [1]

Fordeling overflate/

sjøbunn

Rate (Sm3/d)

Varigheter (dag) og

sannsynlighetsfordeling Sannsynlig het for raten

0,5 5 28 84

Overflate 25 %

2200

0,41 0,40 0,11 0,08

0,20

13300 0,40

14300 0,40

Sjøbunn 75 %

2100

0,28 0,37 0,19 0,16

0,20

12400 0,40

13200 0,40

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 6407/8-7 Bister og 6407/8/6 Snilehorn er potensiell utblåsningsvarighet beregnet til 66 døgn. Maksimal utblåsningsvarighet er for begge brønnene satt til 84 døgn. Det, samt at ratene for 6407/8-7 Bister er lavere, i forhold til 6407/8-6 Snilehorn, gjør at vi kan konkludere med at utblåsningsrater og –varigheter for 6407/8-6 Snilehorn er gyldige også for 6407/8-7 Bister.

Se App A for flere detaljer.

3.5 Oljetype

Det er forventet å finne olje av lignende kvalitet som Njord olje på letebrønn 6407/8-7 Bister. Oljedriftsimuleringen for referansebrønnen 6407/8/6 Snilehorn er utført med Njord olje. Forvitringsanalysen til Njord olje ble utført i 2002, med en re-check i 2013. Re-checken av Njord olje viste at tettheten, viskositeten og vannopptak har gått ned noe, mens fordampningsgraden har gått opp. Flammepunkt, voks- og asfalteninnhold har gått ned. Re-cheken av Njord olje

konkluderte at 2002 analysen vil være konservativ i forhold til miljørisiko- og oljevernberedskap. Forvitringsegenskapene til Njord oljen i Snilehornanalysen er hentet fra forvitringsstudien fra Sintef utført i 2002 [4].

Tabell 3-3 Forvitringsegenskaper for Njord olje ved ulike temperaturer og vindstyrker.

Timer Parameter – Njord olje Vinter,

5 ºC 10 m/s vind

Sommer, 15 ºC 5 m/s vind

2 timer

Fordampning (%) 26 24

Nedblanding (%) 9 0

Vanninnhold (%) 37 24

Viskositet av emulsjon (cP) 240 75

12 timer Fordampning (%) 35 37

Nedblanding (%) 30 3

Vanninnhold (%) 68 54

(11)

Viskositet av emulsjon (cP) 1900 600

3.6 Årstid

Miljørisikoanalysen for referansebrønn 6407/8-6 Snilehorn er gjennomført som en helårlig analyse og vil dermed være dekkende for letebrønn 6407/8-7 Bister som er planlagt boret Q2 2015.

3.7 Sammenligning mot Statoils akseptkriterier

Miljørisiko i forbindelse med akutte utslipp av olje er en funksjon av sannsynlighet for og konsekvens av en utslippshendelse. For boring av letebrønn 6407/8-7 Bister skal miljørisikoen måles mot operasjonsspesifikke

akseptkriterier. Referanseanalysen 6407/8-6 Snilehorn er også basert på operasjonsspesifikke akseptkriterier, og den vil derfor kunne sammenliknes direkte med 6407/8-7 Bister.

3.8 Beskrivelse av miljøressurser

Miljørisikoanalysen for referansebrønn 6407/8-6 Snilehorn ble gjennomført i mai 2013, og nyeste naturressurser ble da benyttet. Basert på influensområdet ble det beregnet miljørisiko for følgende naturressurser: sjøfugl åpent hav og i kystnære farvann, marine pattedyr, fisk og strandhabitat.

3.9 Resultater av miljørisiko for letebrønn 6407/8-7 Bister

Miljørisikoen som presenteres under er resultatene på oljedrift og miljørisiko for 6407/8-6 Snilehorn, og regnes som representative for letebrønn 6407/8-7 Bister.

3.9.1 Resultater fra oljedriftmodelleringer

Resultater fra spredningsberegninger med OSCAR-modellen for referansebrønnen 6407/8-6 Snilehorn, ved bruk av den oppsatte rate- og varighetsmatrisen (Tabell 3-2) er vist i dette kapittelet. Alle scenarier er benyttet til beregning av miljørisiko, og de mest sentrale scenarier er vist med hensyn til berørt område (Figur 3-1 til og med Figur 3-4). Følgende resultater er valgt vist:

Overflateutslipp (treffsannsynlighet overflate)

- Laveste rate og korteste varighet (2200 Sm³/døgn i 0,5 døgn, Figur 3-1)

- Høyeste rate og lengste varighet for overflateutslipp (14300 Sm³/døgn i 84 døgn, Figur 3-1)

- Den midlere rate (nærmest vektet rate og varighet nærmest vektet varighet (scenariet har moderat lav frekvens for overflateutslipp) 13300 Sm³/døgn i 3 døgn, Figur 3-2. Dette scenariet er benyttet i analyse av miljørisiko for fiskeressurser.

 Treffsannsynlighet på overflate, sannsynlig THC konsentrasjon 50-100, 100-500 og >500 ppb (Figur 3-4).

Sjøbunnutslipp (treffsannsynlighet overflate)

- Rate nærmest vektet og varighet med høyeste frekvens. Scenariet er ett av de med høyest frekvens av alle utblåsningsscenarier, 12400 Sm³/døgn i 3 døgn, Figur 3-2.

(12)

For referansebrønnen Snilehorn ble det valgt å vise de enkelte rate- varighetsstatistikkene separat, og ikke samlet, da de representerer ulike situasjoner som kan oppstå.

Figur 3-1 Sannsynlighet for treff av olje på overflaten med mer enn 1 tonn i en 10x10 km rute for overflateutslipp for referansebrønnen Snilehorn. Til venstre: laveste rate og korteste varighet. Til høyre: høyeste rate og lengste varighet.

(13)

Figur 3-2 Sannsynlighet for treff av olje på overflaten med mer enn 1 tonn i en 10x10 km rute for referansebrønnen Snilehorn. Til venstre: overflateutslipp, 13300 Sm³/døgn, 3 døgn). Til høyre: Sjøbunnsutslipp, 12400 Sm³/døgn i 3 døgn.

Figur 3-3 Sannsynlighet for treff av olje på strand med mer enn 1 tonn i en 10x10 km rute for overflateutslipp for referansebrønnen Snilehorn. Til venstre: ved høyeste rate og lengste varighet (14300 Sm³/døgn i 84 døgn). Til høyre:

med rater over vektet rate og varighet nærmest vektet (13300 Sm³/døgn i 3 døgn).

(14)

Resultatene fra oljedriftssimuleringene viser at 95-persentilen for korteste drivtid til land er 14 døgn, og 95-persentilen for størst strandet emulsjonsmengde er 801 tonn, se Tabell 3-5. Sannsynligheten for stranding gitt en utblåsning er 1,6 % ved et sjøbunnsutslipp og 10,8 % ved et overflateutslipp.

Tabell 3-4 Strandingsmengder med oljeemulsjon og korteste drivtid til land for referansebrønnen Snilehorn, gitt ved 95- persentil.

Maksimal mengde strandet emulsjon (tonn)

Korteste drivtid (døgn)

Sommer Vinter Sommer Vinter

420 801 23,5 14,1

Det er ikke identifisert stranding innenfor prioriterte områder med drivtid kortere enn 20 døgn.

Det er ikke THC konsentrasjoner > 500 ppm per 10x10 km rute for en overflateutblåsning for referansebrønnen Snilehorn, se Figur 3-3.

Figur 3-4 Sannsynlig THC konsentrasjon (ppb) i en 10x10 km rute for overflateutslipp, 13300 Sm³/døgn i 3 døgn.

3.9.2 Miljørisiko for sjøfugl åpent hav

Miljørisiko forbundet med en utblåsning for sjøfugl åpent hav, er vist som andel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene (mindre, moderat, betydelig og alvorlig miljøskade) i Figur 3-5 og Figur 3-6.

Høyeste gjennomsnittsutslag for miljørisiko innenfor hver miljøskadekategori, uavhengig av sesong og art, som andel av akseptkriterier er som følger:

- 1 % for mindre miljøskade for alke i Norskehavet, oktober – mars

(15)

- 4,6 % for moderat miljøskade for alke i Norskehavet, oktober – mars - 2,4 % betydelig miljøskade for alkekonge i Norskehavet, april – september - 6,5 % for alvorlig miljøskade for alkekonge i Norskehavet, april – september

Figur 3-5 Miljørisiko ved utblåsning fra letebrønn 6407/8-6 Snilehorn vist som andel av Statoils akseptkriterier for sjøfugl åpent hav (oktober – mars).

(16)

Figur 3-6 Miljørisiko ved utblåsning fra letebrønn 6407/8-6 Snilehorn vist som andel av Statoils akseptkriterier for sjøfugl åpent hav (april – september).

3.9.3 Miljørisiko for kystnære sjøfugl

Miljørisiko forbundet med en utblåsning for kystnær sjøfugl er vist som andel av Statoils akseptkriterier i de fire skadekategoriene (mindre, moderat, betydelig og alvorlig miljøskade), og presentert i Figur 3-7 og Figur 3-8.

Høyeste gjennomsnittsutslag for miljørisiko innenfor hver miljøskadekategori, uavhengig av sesong og art, som andel av akseptkriteriet er som følger:

- 0,3 for mindre miljøskade for lunde, april – september - 1,4 % for moderat miljøskade for lunde, april – september - 1,2 % for betydelig miljøskade for svartbak, april – september - 14,5 % for alvorlig miljøskade for lunde, april – september

(17)

Figur 3-7 Miljørisiko ved utblåsning fra letebrønn 6407/8-6 Snilehorn vist som andel av Statoils akseptkriterier for kystnær sjøfugl (oktober – mars).

(18)

Figur 3-8 Miljørisiko ved utblåsning fra letebrønn 6407/8-6 Snilehorn vist som andel av Statoils akseptkriterier for kystnær sjøfugl (april – september).

3.9.4 Miljørisiko for marine pattedyr

Miljørisiko forbundet med en utblåsning for marine pattedyr, for hhv, og vist som andel av Statoils akseptkriterier i de fire skadekategoriene (mindre, moderat, betydelig og alvorlig miljøskade), er presentert Figur 3-9 og Figur 3-10.

Overlappsanalyse mellom scenariet som ansees mest representativt for overflateutslipp (raten over vektet rate og varighet nærmest vektet varighet) for viktige områder for spekkhogger (oktober – november), spermhval (april – oktober) og nise (hele perioden = viser at det er lite potensial for konflikt med disse artene, se Figur 3-11. Det henvises til

miljørisikoanalysen for letebrønn 6407/8-6 Snilehorn for flere detaljer [4].

Høyeste gjennomsnittsutslag for miljørisiko innenfor hver miljøskadekategori, uavhengig av sesong og art, som andel av akseptkriteriet er som følger:

- 0,28 % for mindre miljøskade for havert, oktober – mars - 1,30 % for moderat miljøskade for havert, oktober – mars - 0,70 % for betydelig miljøskade for havert, oktober – mars - 0,88 % for alvorlig miljøskade for havert, oktober – mars

(19)

Figur 3-9 Miljørisiko ved utblåsning fra letebrønn 6407/8-6 Snilehorn vist som andel av Statoils akseptkriterier for havert (oktober– mars). Steinkobbe gav ingen utslag i denne perioden.

Figur 3-10 Miljørisiko ved utblåsning fra letebrønn 6407/8-6 Snilehorn vist som andel av Statoils akseptkriterier for havert og steinkobbe (april– september).

(20)

Figur 3-11 Overlapp mellom influensområdet for rate og varighet nærmest vektet varighet samt viktige områder for spekkhogger (oktober – januar) og spermhval (april – oktober).

3.9.5 Miljørisiko for fisk

For fisk er det ikke beregnet tapsandeler av en slik størrelse at det anses som relevant å ta videre i miljørisikoberegningene [1].

3.9.6 Miljørisiko for strandhabitat

For stranding er det ikke beregnet tapsandeler av en slik størrelse at det anses som relevant å ta med videre i miljørisikoberegningene [1].

(21)

3.10 Konklusjon miljørisiko for letebrønn 6407/8-7 Bister

Miljørisikoen for referansebrønnen 6407/8-6 Snilehorn ligger for alle VØK-habitat godt innenfor Statoils

operasjonsspesifikke akseptkriterier og godt under ALARP-nivå (50 % av akseptkriteriet). Det er generelt liten forskjell på miljørisikoen i de ulike sesongene. Høyeste miljørisiko er beregnet til 15 % for alvorlig miljøskade. Gitt en økning på 13 % i utblåsningssannsynlighet vil høyeste miljørisiko for letebrønn 6407/8-7 Bister være 16 % av Statoils

operasjonsspesifikke akseptkriteriet i kategorien alvorlig miljøskade. Miljørisikoen for letebrønn 6407/8-7 Bister er forventet å være lavere enn referanseanalysen grunnet lavere rater, se Tabell 3-1, og Tabell 3-3. Det kan dermed konkluderes at miljørisikoen forbundet med boring av 6407/8-7 Bister er akseptabel sett i forhold til Statoils akseptkriterier for miljørisiko gjennom hele året.

(22)

4 Beredskapsanalyse

Beredskap som et konsekvensreduserende tiltak vil være et viktig bidrag til risikoreduksjon. Effektiv oljevernberedskap vil redusere oljemengdene på sjøen, og videre føre til reduksjon i det totale influensområdet for et mulig oljeutslipp. Statoils primære strategi for oljevern ved leteboring er mekanisk oppsamling på åpent hav nær kilden. Dispergering vil vurderes som et alternativ eller supplement under en aksjon og NOFOs ressurser vil da kunne benyttes. I tillegg er Statoil medlem i OSRL og vil kunne benytte oljevernressurser, som dispergering og strandrenseutstyr, etter behov i en aksjon.

Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning basert på forventede dimensjonerende utslippsrater fra aktiviteten.

4.1 Ytelseskrav

Statoils ytelseskrav for de ulike barrierene er beskrevet under [5].

Barriere 1: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe beregnet emulsjonsmengde på sjø. Første system innen best oppnåelig responstid. Full kapasitet snarest mulig og senest innen 95-persentilen av korteste drivtid til land, basert på beregnet kapasitetsbehov. Statoil setter, som et minimum, krav til tilstrekkelig kapasitet til å bekjempe et oljeutslipp på minimum 500 m³ med ressurser som skal være klar for operasjon innen 5 timer etter at utslippet er oppdaget.

Barriere 2: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe den mengden emulsjon som passerer barriere 1 på grunn av operative begrensninger. Første system skal mobiliseres fortløpende etter at systemene i barriere 1 er mobilisert og med full kapasitet innen 95-persentilen av korteste drivtid til land.

Barriere 3 og 4: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon innen influensområdet. Systemene skal være mobilisert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land.

Barriere 5: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon inn til et prioritert område. Personell og utstyr til strandsanering skal være klar til operasjon innen 95-persentilen av korteste drivtid inn til prioritert område for de berørte områder med kortere drivtid enn 20 døgn.

En plan for grovrensing av forurenset strand skal utarbeides senest innen 7 døgn fra registrert påslag av oljeemulsjon.

Grovrensing av de påslagsområder som prioriteres av operasjonsledelsen i samråd med aksjonsledelsen skal være gjennomført innen 100 døgn fra plan for grovrensing foreligger, forutsatt at dette kan gjennomføres på en

sikkerhetsmessig forsvarlig måte.

4.2 Metodikk

Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Statoils forutsetninger og metode for

beredskapsdimensjonering i alle barrierer [6,7], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i Norsk Olje og Gass’ veiledning (tidligere OLF) [8] og NOFO [9].

Utstyr som kan benyttes til bekjempelse av olje/emulsjon i barriere 1-4:

 Havgående NOFO-system

 Havgående Kystvaktsystem

 System Kyst A – IKV

(23)

 System Kyst B – KYV

 System Fjord A – NOFO/Operatør

 System Fjord B – IUA/KYV

 Dispergeringssystem (NOFO og OSRL)

4.3 Dimensjonering av barriere 1 og 2

Beredskapsanalysen for barriere 1 og 2, nær kilden og på åpent hav, er basert på vektet utblåsningsrate og forventet oljetype. Beregninger er gjort for vintersesong og sommersesong.

For dimensjonering av barriere 1 benyttes egenskaper (fordamping, naturlig nedblanding og vannopptak) for 2 timer gammel olje. Det grunnleggende prinsippet er at kapasiteten i de ulike barrierene skal være tilstrekkelig til å kunne håndtere emulsjonsmengden ved de gitte betingelsene.

For dimensjonering av barriere 2 er det utført beregninger av det antall systemer som kreves for å kunne bekjempe emulsjonsmengden som har passert barriere 1 pga redusert systemeffektivitet. Systemeffektiviteten er avhengig av bølgehøyde og lysforhold, og varierer mellom de ulike områdene (Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet) på norsk sokkel. I beregningen av systembehov for barriere 2 benyttes oljeegenskaper for 12 timer gammel olje.

Kravene til responstid er satt til best oppnåelig responstid for NOFO-fartøyer til feltet, og er basert på avstand til

oljevernressurser, gangfart for OR-fartøy, slepebåtkapasitet og gangfart for disse, mobilisering av oljevernutstyr om bord på OR-fartøy, og tilgang til personell på basene. I tillegg kommer en vurdering opp mot krav om etablering av barriere 1 og 2 senest innen korteste drivtid til land (95-persentil av korteste drivtid til land).

4.4 Dimensjonering av barriere 3 til 5

Beredskapsbehovet i barriere 3, 4 og 5 er basert på resultater fra oljedriftssimuleringer gjennomført for den spesifikke aktiviteten. Statoil legger til grunn et prinsipp, for å sikre robusthet og fleksibilitet i beredskapen, om at barriere 3 og 4 dimensjoneres slik at hvert prioritert område som er berørt av stranding innen 20 døgn (ifølge oljedriftssimuleringer) skal kunne ha tilgang til kapasitet tilsvarende grunnberedskap. Grunnberedskap er definert som 1 kystsystem (type A eller B) og 1 fjordsystem (type A eller B). Beredskapsressursene skal brukes der det er mest hensiktsmessig og er ikke

begrenset til de prioriterte områdene. Prinsippet om grunnberedskap medfører at Statoil dimensjonerer for både volumer og utstrekning av strandet emulsjon. Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 3 og 4 skal være etablert innen 95- persentilen av korteste drivtid til land. Når minste drivtid er lengre enn 20 døgn spesifiseres ikke krav til beredskap i barriere 3, 4 og 5.

(24)

4.5 Analysegrunnlag

4.5.1 Oljens egenskaper

Forventet oljetype for 6407/8-7 Bister er Njord olje. Tabell 3-4 gir en oversikt over Njord oljens forvitringsegenskaper ved ulike temperaturer og vindstyrker.

Njord olje er en parafinsk råolje som har relativ lav tetthet og en høy andel mettede hydrokarboner. Oljen har et høyt voksinnhold (6,4 vekt %), men et relativt lavt asfalteninnhold (0,3 vekt %) sammenlignet med andre råoljer. Njord oljen har en moderat viskositetsøkning som gjør at lenselekkasje kan være et problem. Nedre grense for optimal mekanisk oppsamling (1000 cP) oppnås etter ca 1-2 dager ved rolige værforhold, og etter 3-6 timer ved høyere vindhastigheter.

Ved høye vindhastigheter (brytende bølger) kan lenselekkasje være et problem på grunn av stor grad av naturlig dispergering.

Njord oljen vil ha et godt potensiale for kjemisk dispergering, gjennom forvitringsstudiet ble både Dasic NS og Corexit 9500 identifisert å være effektive på Njord oljen og dens emulsjoner.

4.5.2 Utslippsscenarier

Tabell 4-1 gir en oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønn 6407/8-7 Bister. Løsningen med ankerfeste av riggen har en noe høyere vektet utblåsningsrate og vil være den raten som oljevernberedskapen dimensjoneres etter.

Tabell 4-1 Utslippsscenarier for letebrønn 6407/8-7 Bister

Type utslipp Kilde Referanse – bakgrunn for rate/volum

Utblåsning – 7800 Sm³/døgn (Njord olje)

Langvarig utblåsning fra reservoar (Maks varighet i 84 døgn)

Dimensjonerende (vektet) utblåsningsrate for 6407/8-7 Bister

Middels utslipp - 2000 m³ punktutslipp

Eksempelvis lekkasje fra brønn Mindre utslipp - 100 m³

punktutslipp

Eksempelvis lekkasje fra brønn

4.5.3 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)

(25)

- Andel av tiden hvor tilgangen/tilflyten av olje til lense er mindre enn oljeopptakerens kapasitet (for mekanisk bekjempelse) eller hvor emulsjonen har en fordeling som gjør at dispergeringsmiddel ikke kan påføres med optimal effektivitet.

Funksjonene er brukt i Statoil sin beregningskalkulator for beredskapsbehov i alle barrierer.

Kapasiteten til havgående opptakssystem i NOFO-klasse som brukes i beregningene er 2400 m3/døgn (for

oljeemulsjoner under 30000cP). Kapasiteten til havgående dispergeringssystem i NOFO-klasse er satt til 1950 m3/døgn.

Funksjonene som er områdespesifikke for 6407/8-7 Bister er omtalt i de følgende delkapitlene. For flere detaljer henvises det til Statoils metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [7].

4.5.3.1 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 6407/8-7 Bister (region 4) er operasjonslys oppsummert i Tabell 4-2.

Figur 4-1 Regioner brukt for beregning av operasjonslys

(26)

Tabell 4-2 Andel operasjonslys i region 4, hvor letebrønn 6407/8-7 Bister er lokalisert

Vinter Vår Sommer Høst År

Operasjonslys 32 % 76 % 95 % 49 % 63 %

4.5.3.2 Bølgeforhold – åpent hav

Bølgeforhold på åpent hav inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 1 og 2. Statoil har bølgedata for 27 stasjoner, som vist i Figur 4-2. Stasjon 16 er antatt å best representere bølgeforholdene ved 6407/8-7 Bister. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for NOFO- og

Kystvaktsystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) er oppsummert i Tabell 4-3. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-4.

Figur 4-2 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav

Tabell 4-3 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon 6407/8-7 Bister (antatt stasjon 16)

Vinter Vår Sommer Høst År

NOFO-system 44 % 64 % 77 % 58 % 60 %

Kystvakt-system 30 % 53 % 69 % 45 % 49 %

(27)

Tabell 4-4 Andel av tid hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon 6407/8-7 Bister (antatt stasjon 16)

Vinter Vår Sommer Høst NOFO-system (Hs < 4 m) 67 % 88 % 99 % 83 % NOFO-dispergering (Hs < 4 m) 67 % 88 % 99 % 83 % Kystvakt-system (Hs < 3 m) 45 % 76 % 95 % 65 %

4.5.3.3 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 med tanke på å representere bølgeforholdene for henholdsvis kyst- og fjordsystem. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for kyst- og fjordsystem er oppsummert i Tabell 4-5. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-6.

Figur 4-3 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold i kystsonen. Stasjonene er valgt ut som representative for norskekysten

Tabell 4-5 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet gitt bølgeforhold ved stasjon 4 (kystsystem) og 3 (fjordsystem)

Vinter Vår Sommer Høst År

Kyst-system 39 % 55 % 65 % 47 % 41 %

Fjord-system 66 % 66 % 72 % 68 % 68 %

(28)

Tabell 4-6 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 % 100 % 94 %

4.5.4 Oljevernressurser – utstyrsplassering og forutsetninger

Figur 4-4 viser plasseringen av NOFO-utstyr [9]. Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til borelokasjon er brukt som grunnlag for beredskapsanalysen.

Figur 4-4 NOFOs utstyrsoversikt per januar 2015.

(29)

Tabell 4-7 Avstander fra letebrønn 6407/8-7 Bister til aktuelle oljevernressurser

Navn Type Avstand (nm)

Skandi Hugen - Ekofisk NOFO vessel 502

Stril Mariner - Ula Gyda Tamber NOFO Vessel 465 Esvagt Bergen - Sleipner NOFO Vessel 396

Stril Power - Balder NOFO Vessel 339

Esvagt Stavanger - Oseberg NOFO Vessel 263

Stril Herkules - Tampen NOFO Vessel 248

Havila Troll – Troll NOFO Vessel 242

Ocean Alden – Gjøa NOFO Vessel 210

Stril Poseidon - Haltenbanken NOFO Vessel 49

Esvagt Aurora - Goliat NOFO Vessel 544

Stavanger NOFO Base 358

Mongstad NOFO Base 242

Kristiansund NOFO Base 78

Sandnessjøen NOFO Base 166

Hammerfest NOFO Base 551

Egersund Redningsskøyte 399

Haugesund Redningsskøyte 324

Kleppestø Redningsskøyte 298

Måløy Redningsskøyte 170

Kristiansund Redningsskøyte 80

Rørvik Redningsskøyte 101

Ballstad (Lofoten) Redningsskøyte 269

Sørvær (Sørøya) Redningsskøyte 512

Båtsfjord Redningsskøyte 694

Vadsø Redningsskøyte 778

(30)

Tabell 4-8 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av barriere 1 og 2 [9]

Gangfart, OR-fartøy 14 knop

Mobilisering, klargjøring, lasting og lossing på base – system 1 fra NOFO-base

10 timer Mobilisering av system 2 fra NOFO-base 30 timer Mobilisering av system 3 fra NOFO-base 48 timer

Avgivelsestid for beredskapsfartøyer Tampen: 1 time

Troll/Oseberg: 1 time - første system, 1 time - andre system

Balder: 6 timer Haltenbanken: 1 time Gjøa: 4 timer

Sleipner/Volve: 1 time Ula/Gyda: 6 timer

Ekofisk/sørfeltene: 6 timer Goliat: 4 timer

Responstid for slepefartøy Slepefartøy fra NOFO-pool: 24 timer for avstander

<120 nm fra utvalgte stasjoner og polarbase, 36 timer for avstander >120nm

Redningsskøyter: 20 knops hastighet, 2 timer frigivelsestid

Egersund Haugesund Kleppestø Måløy

Kristiansund – N Rørvik

Ballstad Sørvær Båtsfjord Vadsø Tid til å sette lenser på sjøen 1 time

4.5.5 Resultater fra oljedriftsberegninger – influensområde og stranding

Resultatene fra oljedriftssimuleringene viser at 95-persentilen for korteste drivtid til land er 14 døgn, og 95-persentilen for størst strandet emulsjonsmengde er 801 tonn [1], se Tabell 3-5.

Innenfor influensområdet er det ingen prioritert områder med stranding innenfor korteste drivtider på 20 døgn [1].

(31)

4.6 Resultat – beredskapsbehov og responstider

4.6.1 Barriere 1 og 2 – nær kilden og åpent hav

For letebrønn 6407/8-7 Bister er systembehovet beregnet for et mindre punktutslipp (Tabell 4-9), middels punktutslipp (Tabell 4-10) og dimensjonerende hendelse (Tabell 4-11). Det er forventet en oljetype med lignende egenskaper som Njord olje. Løsningen med ankerfeste av riggen har en noe høyere vektet utblåsningsrate og vil være den raten som oljevernberedskapen dimensjoneres etter. Dimensjonerende hendelse er en langvarig utblåsning, med maksimal varighet på 84 døgn og vektet utblåsningsrate på 7800 Sm²/d.

Tabell 4-9 Beregnet systembehov for et mindre utslipp - punktutslipp på 100 Sm³ (6407/8-7 Bister)

Parameter – Njord olje Vinter –

5°C, 10 m/s vind

Sommer 15°C, 5 m/s vind

Utstrømningsrate (Sm³) 100 100

Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 26 24

Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 9 0

Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 65 76

Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 37 24

Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3/d) 103 100

Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 240* 75*

Behov for NOFO-systemer 1 1

*viskositeten er lav og det kan forventes et betydelig lensetap før emulgering.

Tabell 4-10 Beregnet systembehov for et middels stort utslipp – punktutslipp på 2000 Sm³ (6407/8-7 Bister)

Parameter – Njord olje Vinter

5°C, 10 m/s vind

Sommer 15°C, 5 m/s vind

Utstrømningsrate (Sm³) 2000 2000

Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 1300 1520

Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3/d) 2063 2000

Behov for NOFO-systemer (mekanisk

oppsamling og/eller kjemisk dispergering) 2** 2**

* viskositeten er lav og det kan forventes et betydelig lensetap før emulgering.

** For å sikre fleksibilitet og robusthet i beredskapsløsningen legges det noe konservativt inn behov for 2 NOFO-systemer

Tabell 4-11 Beregnet systembehov for barriere 1 og 2 ved en dimensjonerende hendelse - langvarig utblåsning 7800 Sm³/d (6407/8-7 Bister, dimensjonerende hendelse)

Parameter – Njord olje Vinter

5°C, 10 m/s

Sommer 15°C, 5 m/s

(32)

Utstrømningsrate (Sm³/d) 7800 7800

Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm³/d) 5070 5928

Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm³/d) 8048 7800

Behov for NOFO-systemer i barriere 1 4 4

Systemeffektivitet i barriere 1 (%) 33 75

Emulsjonsmengde til barriere 2 (Sm³/d) 5379 1945

Oljemengde inn til barriere 2 (Sm³/d) 3389 1478

Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm³/d) 2372 1242

Emulsjonsmengde for opptak i barriere 2 (Sm³/d) 7414 2700

Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 1900 600*

Behov for NOFO-systemer i barriere 2 4 2

Behov for NOFO-systemer i barriere 1 og 2 8 6

*viskositeten er lav og det kan forventes et betydelig lensetap før emulgering.

Basert på dimensjonerende scenario for 6407/8-7 Bister er det beregnet et behov for 8 NOFO system i barriere 1 og 2 (vinter) for å håndtere dimensjonerende hendelse med mekanisk oppsamling. Viskositeten er lav og det er forventet at det kan ta noe tid før viskositeten overskrider 1000 cP (lensetap), spesielt ved sommerforhold. Dette kan medføre at mekanisk oppsamling ikke vil være egnet responsmetode på fersk olje før den emulgerer. Njord olje vil ha godt potensiale for kjemisk dispergering (i over 5 døgn) og denne tiltakstypen kan vurderes ved en eventuell hendelse.

Nærmere detaljer om fartøy og systemer vil bli beskrevet i beredskapsplanen, et eksempel er gitt i Tabell 4-12. Beregnet responstid for første system med dagens fartøy/utstyrs-plassering er 6 timer og fullt utbygd barriere innen 30 timer.

(33)

Tabell 4-12 Eksempel på oljevernressurser som kan benyttes i beredskapssammenheng ved letebrønn 6407/8-7 Bister

Oljevernressurs Lokasjon Avstand

(nm)

Responstid

OR-fartøy/slepefartøy

Total responstid

Stril Poseidon Haltenbanken 49 6 timer OR-fartøy Daugther craft den første timen til redningsskøyte kan være på lokasjon 7 timer redningsskøyte (Kristiansund)

6 timer

Base Kristiansund Kristiansund 78 17 timer OR-fartøy 8 timer slepebåt (Rørvik)

17 timer

Havila Troll Troll 242 20 timer OR-fartøy

12 timer slepebåt (Måløy)

20 timer

Ocean Alden Gjøa 210 20 timer OR-fartøy

24 timer slepebåt

24 timer

Stril Herkules Tampen 248 20 timer OR-fartøy

24 timer slepefartøy

24 timer

Esvagt Stavanger Oseberg 263 21 timer OR-fartøy 24 timer slepefartøy

24 timer

Base Mongstad Mongstad 242 28 timer OR-fartøy

28 timer

Stril Merkur (avløserfartøy)

Sleipner 396 30 timer OR-fartøy

30 timer

4.6.2 Barriere 3 og 4 i kyst- og strandsone

Gitt en utblåsning fra letebrønn 6407/8-7 Bister er 95-persentil av størst strandet emulsjonsmengde beregnet til 801 tonn om vinteren og 420 tonn som sommeren. Det antas at 95-persentilen av størst strandet mengde strander over en periode på 10 døgn. Ved å ta effekten i barriere 1 og 2 i betraktning, gir dette en tilførselsrate inn til barriere 3 på 45 tonn/d i vinterhalvåret og 7 tonn/d i sommerhalvåret. Kystnær beredskap er dimensjonert ut fra strandet emulsjonsmengde. Det er ikke identifisert stranding innen 20 døgn innenfor de prioriterte områdene.

(34)

Tabell 4-13 Beregnet ressursbehov for barriere 3 og 4 for dimensjonerende, langvarig utblåsning ved letebrønn 6407/8-7 Bister

Parameter

Vinter 5°C - 10 m/s

Sommer 15°C - 5 m/s 95-persentil av strandet emulsjonsmengde (tonn) 801 420

Samlet barriereeffektivitet i barriere 1 (%) 33 75

Strandet mengde etter effekt av barriere 1 (tonn) 535 105

Strandet mengde etter effekt av barriere 2 (tonn) 447 65

Antall døgn hvor stranding forekommer (d) 10 10

Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 3

(tonn/d) 45

7

Beregnet behov for kystsystemer i barriere 3 1 1

Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 4

(Sm3/d) 36 3

Antatt behov for fjordsystemer i barriere 4 1 1

Antall utvalgte områder (med drivtid mindre enn 20 døgn) 0 0 Behov for kystsystemer i barriere 3

(basert på grunnberedskap for prioriterte områder) 1 1 Behov for fjordsystemer i barriere 4

(basert på grunnberedskap for prioriterte områder) 1 1

4.6.3 Barriere 5- strandsanering

Innenfor influensområdet er det ingen prioritert områder med stranding innenfor korteste drivtider på 20 døgn, og det settes dermed ikke krav til beredskap i barriere 5.

4.7 Oppsummering av krav til beredskap for letebrønn 6407/8-7 Bister

Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for boring av letebrønn 6407/8-7 Bister er oppsummert i Tabell 4-14.

For letebrønn 6407/8-7 Bister er det satt krav til 8 NOFO systemer i vintersesongen og 6 NOFO systemer i

sommersesongen med responstid på 6 timer for første system og 30 timer for fullt utbygd barriere. I barriere 3 og 4 stilles det krav til 1 kystsystem og 1 fjordsystem med responstid på 14 døgn.

Ytterligere ressurser og utstyr kan mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og IUA.

(35)

Tabell 4-14 Oppsummering av krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for letebrønn 6407/8-7 Bister Barriere 1 – 2 Bekjempelse nær kilden og på åpent hav

Systemer og responstid 8 NOFO systemer vinter og 6 NOFO systemer sommer

Første system innen 6 timer og fullt utbygd barriere innen 30 timer Barriere 3 – 4 Bekjempelse i kyst- og strandsone

Systemer og responstid 1 kystsystem og 1 fjordsystem med responstid på 14 døgn.

Barriere – 5 Strandsanering Antall strandrenselag og responstid

Det stilles ikke spesifikke krav til barriere 5 da det ikke forventes stranding med drivtid under 20 døgn innenfor noen av de prioriterte områdene.

Fjernmåling og miljøundersøkelser

- Akutt oljeforurensning skal oppdages innen 3 timer etter hendelsen - Luftovervåking igangsettes snarest mulig og senest innen 5 timer - Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer

5 Referanser

[1] Akvaplan-Niva (2013) Miljørisiko- og beredskapsanalyse. Brønn 6407/8-6 (Snilehorn) i PL 348 B. Rapport nr:

6462.01

[2] OLF (2007) Metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA) Revisjon 2007. Rapport nr: 2007-0063 [3] Statoil (2015) Blowout Scenario Analysis – exploration well Bister (6407/8-7)

[4] SINTEF (2002) Njord- egenskaper og forvitring på sjøen relater til beredskapstiltak. Rapport nr: STF66 F03031 [5] Statoil (2012) Statoils ytelseskrav, beredskap mot akutt oljeforurensning

[6] Statoil (2012) Forutsetninger for analyse og planlegging av beredskap mot akutt oljeforurensning [7] Statoil (2012) Statoil Rådgivende dokument. GL 0339. Retningslinje for analyser av beredskap mot akutt

oljeforurensning fra offshoreaktiviteter på norsk sokkel

[8] Norsk olje og gas (2007) Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser. Revisjons nr: 04 [9] NOFOs nettside - www.nofo.no

[10] Kystverket - www.kystverket.no

(36)

App A Blowout Scenario Analysis

Summary

This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to drilling of the exploration well Bister (6407/8-7).

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 1.8 · 10^-4. The oil blowout rates range between 4,200 and 9,500 Sm³/d. It is found that the duration of a blowout could potentially amount to 84 days with a 1.3 % probability. Results are summarized below for both DP and anchor options.

DP

Probability top/ sub

Rate (Sm3/d)

Probability distribution - duration Scenario probability

2 5 14 35 84

Topside 0.10

4500

0.66 0.14 0.09 0.03 0.08

0.2

8500 0.4

9500 0.4

Average:

8100

Subsea 0.90

4200

0.49 0.16 0.14 0.06 0.15

0.2

8100 0.4

9100 0.4

Average:

7700 Anchor – Thruster assisted mooring

Probability top/ sub

Rate (Sm3/d)

Probability distribution - duration Scenario probability

2 5 14 35 84

Topside 0.25

4500

0.66 0.14 0.09 0.03 0.08

0.2

8500 0.4

9500 0.4

Average:

8100

Subsea 0.75

4200

0.49 0.16 0.14 0.06 0.15

0.2

8100 0.4

9100 0.4

Average:

7700

6 Introduction

Statoil is planning to start drilling the Bister (6407/8-7) exploration well in the Haltenbanken area in Q2 2015. The semi- submersible drilling rig, Transocean Spitsbergen, is planned used for drilling the well.

(37)

The purpose of this note is to provide input to the environmental risk assessment regarding blowout probability, rates and duration.

The assessment of risk figures in this note is based on:

 Historical blowout statistics /1/

 Blowout and well leak frequencies /2/

 Simulations of blowout rates /3/

 Judgements and considerations in TPD TEX HSEC ST and in dialogue with the project, /3/ and /4/.

7 Well specific information

Water depth at well location is 259.5 meters MSL. The distance RT-MSL of Transocean Spitsbergen is 40 meters. The main target of the well is to penetrate the Ile sst formation. Tilje and Åre will be penetrated down flank in the water zone, i.e. no hydrocarbons are expected for these zones. For a potential sidetrack the Tilje and Åre will be penetrated in the oil and gas zone.

According to the well design a 9 5/8” liner will be set above the reservoir at approximately 2325 meters TVD RKB. Top Ile reservoir is expected at 2385 meters TVD RKB. The reservoir will be penetrated by the 8 ½” diameter section.

Total depth will be at about 3000 meters TVD RKB.

Figure 1 Well Schematic for well 6407/8-7, Bister.

The probability of discovery for the Ile formations is 26%. Ile is expected to contain oil with a GOR of 210. Normal pressure is expected in the reservoir. Expected reservoir data and fluid properties are found below in Table 1 and Table 2.

(38)

Table 1 Expected reservoir properties for 6407/8-7, Bister.

Reservoir Data Unit

Reservoir 1 sidetrack

Reservoir 2 main well

Group/Formation Garn Ile Tilje Åre

Top reservoir m TVD MSL 2308 2385 2562 2759

Gas/oil/water contact(s) m TVD MSL 2366 2474 2436 2415

Total formation thickness m TVT 140 55 197 ?

HC bearing formation

thickness (mean case fill) m TVT 58 55 0 0

Net/Gross v/v 45% 62% 71.5% 48%

Porosity v/v 27% 23.5% 23.5% 22%

Permeability[1] mD 700 175 250 30

Kv/kh ratio

Pressure at top of reservoir bar 253 278 (244) 315 (260) 335 (280)

Pressure Reference (Depth) m TVD MSL 2308 2385 2562 2759

Temperature (top res) °C 89 92 (109) 99 (118) 107 (127)

Table 2 Expected fluid data for 6407/8-7, Bister.

Fluid data Unit

Reservoir 1 sidetrack

Garn Ile Tilje Åre

FLUID PROPERTIES AT SURFACE CONDITIONS

Oil density kg/m3 812.5 812.5 812.5 812.5

Gas gravity sg 0.65 0.65 0.65 0.65

Condensate density kg/m3 735 735 735 735

GOR Sm3/Sm3 210 210 210 210

FLUID PROPERTIES AT INITIAL RESERVOIR CONDITIONS

Fluid type gas/oil/cond

Oil 80% / Gas 20 %

Oil 80% / Gas 20 % Reservoir fluid density g/cc

Gas density g/cc 0.2 0.2 0.2 0.2

Oil density g/cc 650 650 650 650

Oil viscosity cP 0.225 0.225 0.225 0.225

Formation Gas Volume

Factor, Bg Rm3/Sm3 4259 4259 4259 4259

Formation Oil Volume Factor,

Bo Rm3/Sm3 1.72 1.72 1.72 1.72

Reference field/well for fluid properties: 6407/8-5A Hyme, 6407/8-6 Snilehorn.

(39)

8 Blowout scenarios and probabilities

During a drilling operation a blowout may result if a reservoir is penetrated while well pressure is in under balance with the formation pore pressure (well pressure < reservoir pressure), and a loss of well control follows. Three different scenarios are defined:

1. Top penetration Kick and loss of well control after 5 m reservoir penetration, typically due to higher reservoir pressure than expected.

2. Drilling ahead Kick and loss of well control after penetration of half the pay zone depth. Represents various causes of under balance while drilling ahead.

3. Tripping Kick and loss of well control after full reservoir penetration, typically due to swabbing during tripping.

The overview of blowout causes given in /1/ (Table 4.9) combined with an assumption of annular flow do, in our opinion, justify the following probabilities:

P(Top penetration | blowout) = 0,20 P(Tripping | blowout) = 0,40

Given the above definition of scenarios:

P(Drilling ahead | blowout) = 1,0 – P(Top penetration or Tripping| blowout) = 0,40.

The blowout frequencies found in Scandpower /2/ are the outset of our assessment. As the expected fluid of Bister is oil, an oil blowout frequency is used below;

P(blowout |wildcat exploration, oil well) = 1,76 · 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, which is the case for Bister (6407/8-7).

Transocean Spitsbergen will be used for drilling the wells. This is a semi submersible drill rig which will be kept in position by either anchors or dynamic positioning (DP) during the operation. It will operate with a subsea BOP and have the possibility to disconnect and abandon the site in case of a blowout. Based on information in Table 6.2 /2/ and an overall evaluation of different scenarios and sort of vessel a probability distribution between seabed and surface release scenarios is set to 75% and 25% in order of appearance for anchor scenarios and 90% and 10% in order of appearance for DP scenario. This results in the following probabilities:

Anchor – Thruster assisted mooring

P(blowout with seabed release) = 1,76 · 10^-4 · 0,75 = 1.3 · 10^-4 P(blowout with surface release) = 1,76 · 10^-4 · 0,25 = 0,4 · 10^-4 DP

P(blowout with seabed release) = 1,76 · 10^-4 · 0,90 = 1.6 · 10^-4 P(blowout with surface release) = 1,76 · 10^-4 · 0,10 = 0,2 · 10^-4

(40)

9 Blowout rates

Scenarios for blowout rate calculations have been defined and scenario probability distribution adjusted based on the above and well specific information. Blowout rates and scenario probabilities combined describe a well specific risk picture.

Blowout rates to surface and seabed have been calculated by Acona. The simulated scenarios include;

1 Top penetration – 5 meters of Ile sst. exposed 2 Drilling ahead – 50% of Ile exposed

3 Tripping – Ile fully exposed

The simulation results are shown below in Table 3

Table 3 Simulated blowout oil rates (Sm³/d) and probabilities

Section Scenarios Scenario

probability

Blowout rates*, Surface (Sm3/d)

Blowout rates*, Seabed (Sm³/d) 8 ½”

Top penetration 20% 4500 4200

Drilling ahead 40% 8500 8100

Tripping 40% 9500 9100

Sum: Weighted rate 100% 8100 7700

* 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.

Reference data can be found in /3/.

(41)

10 Blowout duration

An oil blowout can be stopped by:

1. Operator actions – mechanical (capping)

2. Wellbore collapse and/or rock material plugging the well – (bridging)

3. Altered fluid characteristics resulting from water or gas coning during a blowout 4. Drilling a relief well and applying kill mud

The probability distribution of the duration of a possible blowout is derived by way of the approach utilised in /2/.

An operation specific consideration of bridging probability or capping efficiency has not been attempted. Water/gas coning is not considered, as this would require more detailed reservoir information.

The well specific input, time to drill a relief well, is presented in Table 4. One assumption in the assessment of blowout duration is that one relief well is sufficient to kill the well. Need for a second relief well would require a re-evaluation.

Table 4 Time to drill a relief well (days), ref /4/

Time to: Minimum: Most likely: Maximum:

- make decisions 1 1 2

- mobilise a rig; transfer, anchoring, supply of equipment and preparations 5 8 15

- drilling 26 35 60

- 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 40 and 102 days.

A Monte Carlo simulation is performed to produce a duration distribution from the well specific input in table 4 The expected time found is 66 days. A probability distribution is presented in Figure 2.

(42)

Figure 2

Figure 3 Blowout duration described by probability distributions 0,00

0,05 0,10 0,15 0,20 0,25 0,30 0,35

56 63 70 77 84

P roba bili ty

Time to drill a relief well (days)

0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60

1 2 5 7 10 14 21 28 35 42 49 56 63 70 77 84

Probability

Blowout duration (days)

Surface Seabed

(43)

Figure 4 Blowout duration described by cumulative distributions

(44)

11 References

/1/ Holand, Per: Blowout and Well Release Characteristics and Frequencies, 2013, Sintef Technology and Society, Report no F25705, rev Final Report, December 19^th 2013.

/2/ Scandpower: “Blowout and Well Release Frequencies based on SINTEF Offshore Blowout Database 2013”, report no 19101001-8/2014/R3, ref Final, 22.05.2014

/3/ WCP NO 6407/8-7 Bister: EXP Team site for Blister

/4/ Risk Management for Drilling and Well Activities – Bister – ST team site for Bister.