Beredskapsanalyse for letebrønn 7317/9-1 Koigen Central

(1)

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

(2)

Document no. : Contract no.: Project:

Classification: Distribution:

Open Open

Expiry date: Status

Final

Distribution date: Rev. no.: Copy no.:

04.01.2017 Author(s)/Source(s):

Stine Kooyman

Subjects:

Remarks:

Valid from: Updated:

Responsible publisher: Authority to approve deviations:

Techn. responsible (Organisation unit / Name): Date/Signature:

X

TPD R&T FT SST ERO Stine Kooyman

Responsible (Organisation unit/ Name): Date/Signature:

X

TPD R&T PTC EC Arne Myhrvold

Approved by (Organisation unit/ Name): Date/Signature:

X

TPD R&T FT SST ERO Hanne Greiff Johnsen

(3)

Innholdsfortegnelse

1 Innledning ... 5

1.1 Bakgrunn... 5

1.2 Aktivitetsbeskrivelse... 5

1.3 Definisjoner og forkortelser ... 7

2 Metode ... 7

2.1 Ytelseskrav ... 7

2.2 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer ... 8

2.3 Dimensjonering av barrierene ... 9

2.3.1 Dimensjonering av barriere 1 og 2 – nær kilden og på åpent hav ... 9

2.3.2 Dimensjonering av barriere 3 og 4 – kyst- og strandsone ... 9

2.3.3 Dimensjonering av barriere 5 - strandrensing ... 9

3 Resultater ... 10

3.1 Utslippsscenarier ... 10

3.2 Skrugardoljens egenskaper ... 10

3.2.1 Oljens egenskaper ved mekanisk oppsamling... 11

3.2.2 Oljens egenskaper ved kjemisk dispergering ... 11

3.2.3 Operasjonslys ved letebrønn Koigen Central ... 11

3.2.4 Bølgeforhold nær lokasjon til letebrønn Koigen Central ... 12

3.2.5 Bølger i kystsonen (generisk for Norges kystlinje) ... 13

3.3 Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger ... 14

3.4 Influensområder og stranding ... 16

3.5 Beregning av beredskapsbehov og responstider for barriere 1 og 2 ... 17

3.6 Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og 4 ... 19

3.7 Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 5 ... 19

3.8 Bruk av kjemisk dispergering ... 19

3.9 Deteksjon av olje og overvåkning av olje under oljevernaksjoner ... 20

3.10 Oljevernberedskap som konsekvensreduserende tiltak ... 20

3.10.1 Modellering av beredskap ... 21

3.11 Særlige hensyn ... 21

4 Konklusjon ... 22

5 Referanser ... 23

Appendiks A ... 24

Appendix B ... 33

(4)

Oppsummering

Statoils krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for boring av letebrønn 7317/9-1 Koigen Central er etablert gjennom foreliggende beredskapsanalyse og oppsummert i tabellen under. Det er satt krav til 4 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 2 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 36 timer. Kjemisk dispergering vil, basert på aktuell oljetype og en NEBA vurdering, kunne bidra til et effektivt oljevern til havs. For barriere 3 og 4 stilles det krav til å håndtere mengden oljeemulsjon som ifølge oljedriftssimuleringer vil drive mot land. Responstiden er satt til 10 døgn (korteste drivtid til land), men ressurser mobiliseres så snart som mulig for å i størst mulig grad hindre at oljen når Bjørnøya. Da borelokasjon er langt fra fastlandet og disse barrierene vil operere til havs vil man mobilisere større havgående systemer (NOFO system) og/eller raskere ettbåtssystemer som mer effektivt vil kunne «jakte» olje for å hindre at olje strander.

Barriere 1 til 4 er dimensjonert med mål om å hindre stranding på Bjørnøya. Ved behov vil ytterligere ressurser kunne mobiliseres for å styrke disse barrierene. For barriere 5 er det dermed ikke satt spesifikke krav. Dersom det likevel skulle strande olje vil strandrenseressurser kunne mobiliseres iht brønnspesifikk oljevernberedskapsplan for Koigen Central innen 10 døgn.

Ytterligere ressurser og utstyr kan mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO og Kystverket. Gjennom aksjonsledelsen vil Statoil fortløpende tilpasse bruk av bekjempelsesmetoder, utstyr og dimensjonering til de gjeldende forhold.

Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for boring av letebrønn 7317/9-1 Koigen Central er oppsummert i tabellen under.

Barriere 1 og 2 – bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid 4 NOFO-systemer

Første system innen 2 timer, fullt utbygd barriere innen 36 timer Barriere 3 og 4 – bekjempelse i kyst- og strandsone

Systemer og responstid Kapasitet til å håndtere mengden oljeemulsjon som ifølge oljedriftssimuleringer vil drive mot land (979 tonn). Responstiden er satt til 10 døgn (korteste drivtid til land), men ressurser mobiliseres så snart som mulig for å i størst mulig grad hindre at oljen når Bjørnøya. Da lokasjon er langt fra fastlandet og disse barrierene vil operere til havs vil man mobilisere større havgående systemer (NOFO system) og/eller raskere ettbåtssystemer som mer effektivt vil kunne

«jakte» olje for å unngå at olje strander.

Barriere 5 - strandrensing

Systemer og responstid Barriere 1 til 4 er dimensjonert med mål om å hindre stranding på Bjørnøya. Ved behov vil ytterligere ressurser kunne mobiliseres for å styrke disse barrierene. For barriere 5 er det dermed ikke satt spesifikke krav. Dersom det likevel skulle strande olje vil strandrenseressurser kunne mobiliseres iht brønnspesifikk oljevernberedskapsplan for Koigen Central innen 10 døgn.

Fjernmåling og miljøundersøkelser

Akutt forurensning av betydning skal oppdages innen 1 time etter at hendelsen har inntruffet

Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer

(5)

1 Innledning

1.1 Bakgrunn

Foreliggende beredskapsanalyse er utarbeidet for boring av letebrønn 7317/9-1 Koigen Central i Barentshavet, som Statoil planlegger å bore i tredje kvartal 2017.

Effektiv oljevernberedskap vil redusere oljemengder på sjøen, begrense utstrekning og påslagsområder for et oljesøl og redusere miljørisiko. Statoil vil være ansvarlig for en eventuell oljevernaksjon både nær kilden til havs, langs kysten og på land i tilfelle stranding. Valg av metoder og utstyr for bekjempelse vil baseres på utslippets karakter, værforhold,

effektivitet av utstyr og tilstedeværelse av sårbare ressurser. Hovedstrategier for aksjoner er bekjempelse nær kilden. En vil tilstrebe å benytte den bekjempelsesmetoden, mekanisk oppsamling eller kjemisk dispergering, som resulterer i minst miljøskade ut fra en «Net Environmental Benefit Analysis».

NOFO står for den operative delen av beredskapen både til havs, nær kysten og ved eventuelle strandrenseaksjoner, og disponerer ressurser og personell for å håndtere dette. I tillegg er Statoil medlem i OSRL og vil kunne benytte

oljevernressurser herfra, som kjemisk dispergering og strandrenseutstyr, etter behov i en aksjon.

Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for oljevernberedskap ved et større uhellsutslipp av olje.

Analysen skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av beredskapsressurser. Beredskapsanalysen for 7317/9-1 Koigen Central er brønnspesifikk. Aktivitetsforskriftens § 73 og Styringsforskriftens § 17 stiller krav til beregning av miljørisiko og beredskapsbehov i forbindelse med aktiviteter som kan gi ved miljøforurensning som følge av akutte utslipp som grunnlag for beredskapsetablering. Det er utført en miljørisikoanalyse for denne letebrønnen [1]. Informasjon fra miljørisikoanalysen inngår som grunnlag i beredskapsanalysen.

Det vil lages en egen «Blow out Contingency and Relief Well Plan» for letebrønn Koigen Central. Denne inneholder beskrivelse og tekniske prosedyrer for hvordan brønnutblåsning vil kunne stoppes, enten med brønninternt utstyr, capping eller avlastningsboring.

1.2 Aktivitetsbeskrivelse

Letebrønnen 7317/9-1 Koigen Central skal bores i Barentshavet (Figur 1-1). Vanndybden på borelokasjon er 434 m og korteste avstand til land er 109 km, til Bjørnøya, samt 336km til fastlandet (Ingøy). Boringen er planlagt med oppstart i løpet av tredje kvartal 2017. Brønnen er planlagt boret med den halvt nedsenkbare riggen Songa Enabler.

Hovedformålet med letebrønn 7317/9-1 Koigen Central er å undersøke hydrokarbonforekomster i Stø/ Nordmela formasjonene. Forventet oljetype er tilsvarende Skrugard basert på forventede fluidegenskaper og nærhet.

Basisinformasjon for letebrønnen er oppsummert i Tabell 1-1.

(6)

Figur 1-1 Lokasjon til letebrønn 7317/9-1 Koigen Central. Korteste avstand til Bjørnøya er 109 km mens korteste avstand til fastland er 336 km. Figur hentet fra miljørisikoanalysen for brønnen [1].

Tabell 1-1 Basisinformasjon for letebrønn 7317/9-1 Koigen Central

Letebrønn 7317/9-1 Koigen Central Posisjon for DFU (geografiske koordinater) 73° 26' N, 17° 47' Ø

Vanndyp 434 m

Borerigg Songa Enabler

Planlagt boreperiode Q3 2017

Sannsynlighet for utblåsning 1,3 · 10^-4 Sannsynlighetsfordeling (% overflate/sjøbunn) 10/90

Vektet utblåsningsrate Overflate: 3100 m³/døgn

Sjøbunn: 1400 m³/døgn Totalt: 1570 m³/døgn

Oljetype (tetthet) Skrugard (871 kg/ m³)

Maksimal varighet av en utblåsning (tid til boring av avlastningsbrønn)

63 døgn

(7)

1.3 Definisjoner og forkortelser

Sentrale ord og uttrykk som inngår i beredskapsanalysen er kort beskrevet nedenfor:



DFU: Definert fare- og ulykkessituasjon.



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



IKV: Indre Kystvakt



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



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



KYV: Kystverket



Miljørisikoanalyse: Risikoanalyse som vurderer risiko for ytre miljø.



NOFO: Norsk Oljevernforening for Operatørselskap



NEBA-prinsippet: Net Environmental Benefit Analysis – metode for å sammenligne og rangere netto miljøgevinst forbundet med forskjellige bekjempelsesmetoder innen oljevern, eksempelvis oppsamling, mekanisk og kjemisk dispergering.



OSRL: Oil Spill Response Limited



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



Størst strandet emulsjonsmengde: 95-persentilen i utfallsrommet for størst strandet mengde

2 Metode

2.1 Ytelseskrav

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

beredskapsdimensjonering i alle barrierer [2], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i NOROG veiledning [3] og NOFO [4].

(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 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.

2.2 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer

Ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning, målt i bekjempet mengde oljeemulsjon pr. døgn, er en funksjon av følgende forhold:

- Andel av tiden enheten kan operere (mørke/redusert sikt og bølgeforhold)

- Effektiviteten innen operasjonsvinduet (relatert til ulike bølgeforhold, eller antatt konstant) - Opptaks-/bekjempelseskapasitet under operasjon

- Lagringskapasitet for oppsamlet olje (kun relevant for opptakssystemer)

- Frekvens og varighet av driftsstans (overføring av oppsamlet olje, plunder og heft)

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

Funksjonene benyttes i Statoil sin beregningskalkulator for beredskapsbehov i alle barrierer.

Kapasiteten til havgående opptakssystem i NOFO-klasse som brukes i beregningene er 2400 m³/døgn (for oljer med viskositet under 15000 cP). Kapasiteten til havgående dispergeringssystem i NOFO-klasse er satt til 1950 m³/døgn. For flere detaljer henvises det til Statoils metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [2].

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

 Havgående NOFO-system

 Havgående Kystvaktsystem

 System Kyst A – IKV

 System Kyst B – KYV

 System Fjord A – NOFO/Operatør

 System Fjord B – IUA/KYV

 Dispergeringssystem (NOFO og OSRL)

(9)

2.3 Dimensjonering av barrierene

2.3.1 Dimensjonering av barriere 1 og 2 – nær kilden og på åpent hav

For barriere 1 og 2, bekjempelse nær kilden og på åpent hav, beregnes det et behov for antall NOFO-systemer basert på utslippsrate og forventet oljetype. Det er den vektede utblåsningsraten som benyttes for å dimensjonere systembehovet i barriere 1 og 2 for letebrønner.

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

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

Kravene til responstid er satt til best oppnåelig responstid for NOFO-fartøyer til feltet, og er basert på avstand til oljevernressurser, gangfart for OR-fartøy, slepe

båtkapasitet og gangfart for disse, mobilisering av oljevernutstyr om bord på OR-fartøy, og tilgang til personell på basene.

I tillegg kommer en vurdering opp mot krav om etablering av barriere 1 og 2 senest innen korteste drivtid til land (95- persentil). Ved særlig lange avstander til eksisterende oljevernressurser kan det settes krav til kortere responstider, noe som forutsetter brønn eller installasjonsspesifikke løsninger med reduserte responstider for oljevernressursene.

2.3.2 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 fra oljedriftssimuleringer. Beredskapen i barriere 3 og 4 skal kunne håndtere mengden emulsjon som driver mot land (gitt av maksimal strandet mengde).

 Ettersom oljevernaksjonen foregår langt til havs er større havgående systemer (NOFO-systemer) og/eller ett- båtssystemer tiltenkt barrieren, disse har generelt høyere effektivitet enn det som normalt settes inn som kyst/fjord system

Denne tilnærmingen medfører at Statoil dimensjonerer for å bekjempe oljen på sjø før den strander.

Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 3 og 4 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land.

2.3.3 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. Når korteste drivtid er lengre enn 20 døgn stilles det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 5. Basert på erfaringer antar man en rensekapasitet på 0,18 tonn per dagsverk. Statoil har valgt å gjøre beregninger for vinterstid, og lagt inn en effektivitetsfaktor på dagsverk på 0,5. Hvert strandrenselag består av 10 personer.

(10)

3 Resultater

3.1 Utslippsscenarier

Tabell 3-1 gir oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønn 7317/9-1 Koigen Central.

Tabell 3-1 Utslippsscenarier for letebrønn 7317/9-1 Koigen Central

Type utslipp Oljetype Referanse – bakgrunn for rate/volum

Utblåsning – 1570 m³/døgn

Skrugard Vektet utblåsningsrate fra 7317/9-1 Koigen

Central (se Appendiks A) Middels utslipp – 2000

m³ punktutslipp

Skrugard Eksempelvis lekkasje fra brønn

Mindre utslipp – 100 m³ punktutslipp

Skrugard Eksempelvis lekkasje fra brønn

3.2 Skrugardoljens egenskaper

Skrugardolje er ansett som representativ for forventet oljetype i letebrønn 7317/9-1 Koigen Central. Det er gjennomført en forvitringsstudie av Skrugardolje i 2012 [5].Skrugardolje er en naftensk olje med middels tetthet, og lavt asfalten og voksinnhold. Skrugardolje danner stabile emulsjoner og bruk av emulsjonsbryter vil vil kunne være effektivt ved lagring av olje. Forvitringsegenskaper for Skrugardolje ved ulike vindstyrker og temperaturer er angitt i Tabell 3-2. Vintertemperatur er satt til 5°C og sommertemperatur til 10°C i studien.

Tabell 3-2 Forvitringsegenskaper til Skrugardolje ved 2 og 12 timer, vinter og sommer

Timer Parameter – Skrugard olje

Vinter, 5 ºC 10 m/s

vind

Sommer, 10 ºC 5 m/s

vind

2 timer

Fordampning (%) 6 5

Nedblanding (%) 3 0

Vanninnhold (%) 52 21

Viskositet av emulsjon (cP) 439 84

Gjenværende olje på overflate (%) 90 94

12 timer

Fordampning (%) 13 11

Nedblanding (%) 17 1

Vanninnhold (%) 79 68

Viskositet av emulsjon (cP) 4580 1270

Gjenværende olje på overflate (%) 68 87

(11)

3.2.1 Oljens egenskaper ved mekanisk oppsamling

Erfaring fra norske feltforsøk viser at risikoen for lekkasje av olje under lensa er størst for oljer/emulsjoner med viskositet under 1000 cP. Emulsjon av Skrugardolje vil ha viskositeter over 1000 cP etter 12 timer ved sommerforhold og etter 6 timer ved vinterforhold. Det er raskere emulsjonsdannelse og økning i viskositet med økning i vindstyrke. Det forventes ikke å være behov for Hi-visc skimmere. Tabell 3-3 oppsummerer potensialet for mekanisk oppsamling av Skrugardolje ved definerte vinter- og sommerforhold, basert på kun viskositeter.

Tabell 3-3 Potensiale for mekanisk oppsamling basert på viskositet av Skrugardolje

Tid (timer) Tid (døgn)

1 3 6 12 1 2 3 4 5

Vinterforhold (5 ºC - 10m/s) Sommerforhold (10 ºC - 5m/s)

Viskositet < 1000 cP – risiko for lekkasje under lensen

Viskositet mellom 1000 og 15000 cP

Viskositet > 15000 cP – bruk av HiVisc skimmer anbefalt

3.2.2 Oljens egenskaper ved kjemisk dispergering

Emulsjonen til Skrugardoljen vil ha potensiale for bruk av kjemisk dispergering, tidsvindu for dispergering er vist i tabellen under [5]. Tabell 3-4 oppsummerer potensiale for kjemisk dispergering av Skrugardolje ved definerte vinter- og

sommerforhold.

Tabell 3-4 Potensiale for kjemisk dispergerbarhet av emulsjon til Skrugardolje

Tid (timer) Tid (døgn)

1 3 6 12 1 2 3 4 5

Vinterforhold (5 ºC - 10m/s)

Sommerforhold (10 ºC - 5m/s)

Godt potensial for kjemisk dispergering

Redusert potensial for kjemisk dispergering

Lite eller ikke potensial for kjemisk dispergering

3.2.3 Operasjonslys ved letebrønn Koigen Central

Andel operasjonslys inngår i beregning av ytelsen og effektiviteten til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning. Statoil har valgt å beregne operasjonslys for 5 regioner, se Figur 3-1. For letebrønn 7317/9-1 Koigen Central (region 5) er operasjonslys oppsummert i Tabell 3-5.

(12)

Figur 3-1 Regioner brukt i beregning av operasjonslys

Tabell 3-5 Andel operasjonslys i region 5, hvor letebrønn 7317/9-1 Koigen Central er lokalisert

3.2.4 Bølgeforhold nær lokasjon til letebrønn Koigen Central

Bølgeforhold på åpent hav inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 1 og 2. Statoil har bølgedata for 27 stasjoner, som vist i Figur 3-2. Stasjon 27 er antatt å best representere bølgeforholdene ved letebrønn 7317/9-1 Koigen Central. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for NOFO- og Kystvaktsystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) er oppsummert i Tabell 3-6. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 3-7.

Vinter Vår Sommer Høst År

Operasjonslys 23 % 79 % 100 % 48 % 63 %

(13)

Figur 3-2 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav

Tabell 3-6 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon 7317/9-1 Koigen Central (Stasjon 27)

Vinter Vår Sommer Høst År

NOFO-system 47 % 64 % 77% 61 % 62 %

Kystvakt-system 38 % 55 % 70 % 51 % 53 %

Tabell 3-7 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon 7317/9-1 Koigen Central (Stasjon 25)

Vinter Vår Sommer Høst

NOFO-system (Hs < 4 m) 73 % 89 % 99 % 87 %

NOFO-dispergering (Hs < 4 m) 73 % 89 % 99 % 87 %

Kystvakt-system (Hs < 3 m) 56 % 79 % 96 % 74 %

3.2.5 Bølger i kystsonen (generisk for Norges kystlinje)

Bølgeforhold i kystsonen inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 3 og 4. Statoil har bølgedata for 5 stasjoner, som vist i Figur 3-3. Stasjon 4 og 3 er antatt mest konservative mtp å representere bølgeforholdene for henholdsvis kyst- og fjordsystem. Antatt gjennomsnittlig

opptakseffektivitet for kyst- og fjordsystem er oppsummert i Tabell 3-8. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 3-9.

(14)

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

Tabell 3-8 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet gitt bølgeforhold ved stasjon 4 (kystsystem) og 3 (fjordsystem)

Kyst-system 39 % 55 % 65 % 47 %

Fjord-system 66 % 66 % 72 % 68 %

Tabell 3-9 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon for kyst- og fjordsystem, gitt bølgeforhold ved stasjon 4 og 3

Kyst-system (Hs < 1,5 m) 56 % 78 % 93 % 68 % Fjord-system (Hs < 1 m) 91 % 92 % 99 % 94 %

3.3 Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger

Figur 3-4 viser plasseringen av NOFO utstyr per november 2016 [4], og inkluderer endringer i posisjoner gjeldende fra Q3 2016. Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til borelokasjon brukt som grunnlag for beredskapsanalysen er vist i Tabell 3-10. Tabell 3-11 presenterer ytterligere forutsetninger som gangfart, avgivelsestid for beredskapsfartøy og slepefartøy samt tid for mobilisering av utstyr fra baser.

(15)

Figur 3-4 NOFOs utstyrsoversikt per desember 2016

Tabell 3-10 Avstander fra oljevernressurser til 7317/9-1 Koigen Central benyttet i analysen.

Oljevernressurser Avstander fra 7317/9-1 Koigen Central (nm)

Beredskapsfartøy på borelokasjon 0

Esvagt Aurora (Goliat) 145

Stril Poseidon 547

Forsyningsfartøy på lokasjon* 482

Ocean Alden 793

Stril Herkules 821

Stril Merkur 827

Esvagt Stavanger 928

Sandnessjøen NOFO-base 480

Kristiansund NOFO-base 663

Mongstad NOFO-base 827

Stavanger NOFO-base 942

(16)

Hammerfest NOFO-base 241

*Det vil være et forsyningsfartøy på lokasjon, avstanden er satt på basis av at ved en eventuell hendelse må fartøyet inn til Hammerfest for å laste/losse oljevernutstyr og trenet NOFO personell (her er avstand t/r Hammerfest)

Tabell 3-11 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av barriere 1 og 2 [9]

Gangfart, OR-fartøy 14 knop (17 knop for Statoils egne fartøy) 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 Ekofisk/sørfeltene: 6 timer Ula/Gyda/Tamber: 6 timer Sleipner/Volve: 6 time Balder: 6 timer Oseberg: 6 timer Troll: 6 timer Tampen: 6 timer Haltenbanken: 6 timer Goliat: 4 timer

Gjøa: 4 timer

Avløserfartøy: 6 timer

Responstid for slepefartøy Slepefartøy fra NOFO-pool: 36 timer Tid til å sette lenser på sjøen / klargjøre

dispergering ombord

1 time

3.4 Influensområder og stranding

Korteste drivtid til land er 10 døgn til Bjørnøya (Tabell 3-13) og største strandet emulsjonsmengde er 390 tonn om vinteren og 979 tonn om sommeren (95 persentil) (Tabell 3-12).

Tabell 3-12: Strandingsmengder med oljeemulsjon og kortest drivtid til land for letebrønnen 7317/9-1 Koigen Central gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning (95-persentiler).

Periode Korteste drivtid (døgn)

Maksimal strandet mengde (tonn)

Vinter 12,5 390

Vår 15,4 518

Sommer 14,1 979

Høst 25,8 85

Tabell 3-13: Strandingsmengder for Bjørnøya oljeemulsjon og kortest drivtid til land for letebrønnen 7317/9-1 Koigen Central gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning (95-persentiler).

Periode Korteste drivtid (døgn)

Maksimal strandet mengde (tonn)

Vinter 10 138

Vår 14 34

Sommer 21 24

(17)

Høst 18 8

3.5 Beregning av beredskapsbehov og responstider for barriere 1 og 2

For letebrønn 7317/9-1 Koigen Central er behov for antall mekaniske oppsamlingssystemer beregnet for mindre utslipp (Tabell 3-14), middels utslipp (Tabell 3-15) og dimensjonerende hendelse, en utblåsning med vektet rate på 1570 m³/d (Tabell 3-16). Systembehovet er beregnet med hjelp av Statoils beredskapskalkulator og basert på oljens

forvitringsegenskaper og bransjestandard for ytelse og effektivitet av oljevernutstyr [4]. Beregninger av systembehov er utført for definerte sommer- og vinterforhold. Responstidskrav for barriere 1 og 2 er satt som best oppnåelige responstid gitt antatt utstyrslokalisering på boretidspunktet og standardiserte frigivelsestider og hastigheter. To slepefartøy vil være på lokasjon og korte ned responstiden for de to første systemene. Responstider er verifisert av NOFO.

Tabell 3-13 Beregnet systembehov ved et mindre utslipp – punktutslipp 100 m³ Vinter

5 °C - 10 m/s vind

Sommer 15 °C - 5 m/s vind

Utslipp (Sm³) 100 100

Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 6 5

Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 3 0

Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm³) 91 95

Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 52 21

Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm³) 190 120 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 439* 84*

Behov for NOFO-systemer 1 1

*Ved viskositeter under 1000cP må lensetap påregnes

Tabell 3-14 Beregnet systembehov ved et middels utslipp - punktutslipp 2000 m³ Vinter

5 °C – 10 m/s

Sommer 15 °C – 5 m/s

Utslipp (Sm³) 2000 2000

Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 6 5

Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 3 0

Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm³) 1820 1900

Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 52 21

Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm³) 3792 2405 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 439* 84*

Behov for NOFO-systemer 2 2

(18)

Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 18 of 38 *Ved viskositeter under 1000cP må lensetap påregnes

Tabell 3-15 Beregnet systembehov ved dimensjonerende hendelse for 7317/9-1 Koigen Central i barriere 1 og 2 – langvarig utblåsning 1570 m3/d

Parameter

Vinter 5 °C - 10 m/s

Sommer 10 °C - 5 m/s

Utstrømningsrate (Sm³/d) 1570 1570

Tetthet (Kg/Sm³) 871 871

Fordampning etter 2 timer på sjø (%) 6 5

Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 3 0

Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm³/d) 1429 1492

Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 52 21

Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 1 (Sm³/d) 2976 1888

Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 439* 84*

Økt systembehov grunnet høy cP (HiVisc: >15000 cP)? Nei Nei

Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere 1 2 1

Emulsjonsmengde inn til barriere 2 (Sm³/d) 1939 428

Oljemengde inn til barriere 2 (Sm³/d) 931 338

Fordampning etter 12 timer på sjø (%) 13 11

Nedblanding etter 12 timer på sjø (%) 17 1

Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm³/d) 735 315

Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) 79 68

Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 2 (Sm³/d) 3501 983

Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 (cP) 4580 1270

Økt systembehov grunnet høy cP (HiVisc: >15000 cP)? Nei Nei

Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere 2 2 1

Behov for NOFO-systemer i barriere 1 og 2 4 2

*Ved viskositeter under 1000cP må lensetap påregnes

Det er satt krav til 4 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 2 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 36 timer. Sjøtemperatur i området omkring Koigen Central vil ligge nærmere vinterforhold (5 °C).

Dimensjonering av oljevernberedskapsressurser settes etter sesongen med høyest behov, og således er mulig lav sjøtemperatur tatt høyde for i beregningen.

Krav til første NOFO system er satt til 2 timer etter at oljeutslipp er oppdaget. Krav til fullt utbygd barriere 1 og 2 er satt til 36 timer. Tabellen under viser et forslag til systemene som kan inngå i responsen. Fartøy kan skiftes ut, men krav til første responstid og fullt utbygd barriere 1 og 2 beholdes.

Tabell 3-16 Fartøy og responstider for beredskap for Koigen Central (fartøy kan endres men minste og største responstid, samt fartøykapasiteter forblir den samme)

System nr Fartøy (responstid) Slepefartøy (responstid) Total responstid

1 Beredskapsfartøy på

lokasjon (2t) På lokasjon (2t) 2t

2 Esvagt Eurora (16t) På lokasjon (2t) 16t

(19)

3 Stril Barents (22t) Hammerfest (36t) 36t

4 Forsyningsfartøy fra lokasjon

(32t) Hammerfest (36t) 36t

Ytterligere systemer vil kunne bli mobilisert gjennom NOFO ved behov. Nærmere detaljer om fartøy og systemer vil bli beskrevet i beredskapsplanen. Statoil vil etablere samarbeid om beredskapsressurser med andre operatører som har samtidig aktivitet i Barentshavet.

3.6 Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og 4

95-persentilen av størst strandet emulsjonsmengde, gitt en utblåsning, er 390 tonn om vinteren og 979 tonn om sommeren. Korteste drivtid til land er 10 døgn om vinteren og 14 døgn om sommeren. Det antas at størst strandet mengde strander over en periode på 10 døgn. Ved å ta effekten i barriere 1 og 2 i betraktning gir dette en tilførselsrate inn i barriere 3 på 39 tonn/døgn for vinterhalvåret og 97 tonn/døgn for sommerhalvåret. Beregningene er basert på Skrugardolje.

Det stilles krav til kapasitet til å håndtere mengden oljeemulsjon som ifølge oljedriftssimuleringer vil drive mot land.

Responstiden er satt til 10 døgn (korteste drivtid til land), men ressurser mobiliseres så snart som mulig for å i størst mulig grad hindre at oljen når Bjørnøya. Da lokasjon er langt fra fastlandet og disse barrierene vil operere til havs vil man mobilisere større havgående systemer (NOFO system) og/eller raskere ettbåtssystemer som mer effektivt vil kunne

«jakte» olje for å unngå at olje strander.

3.7 Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 5

Barriere 1 til 4 er dimensjonert med mål om å hindre stranding på Bjørnøya. Ved behov vil ytterligere ressurser kunne mobiliseres for å styrke disse barrierene. For barriere 5 er det dermed ikke satt spesifikke krav. Dersom det likevel skulle strande olje vil strandrenseressurser kunne mobiliseres iht brønnspesifikk oljevernberedskapsplan for Koigen Central innen 10 døgn.

3.8 Bruk av kjemisk dispergering

Basert på viskositeten av emulsjonene Skrugardoljen danner har oljen potensiale for kjemisk dispergering (ref. kap 3.2.2 for kjemisk dispergerbarhet til Skrugardoljen). Ved et utslipp skal alltid dispergerbarheten til olje/ oljeemulsjon testes in situ for å vurdere om dispergering kan være et aktuelt beredskapstiltak.

I tillegg til å vurdere effektivitet av dispergering for aktuell oljetype, skal en også alltid vurdere observasjoner eller sannsynlig tilstedeværelse av naturressurser i området samt værforhold. Vurderingene skal gjøres i henhold til NEBA (Net Environmental Benefit Analysis) prinsippet. Kjemisk dispergering vil være særlig aktuelt ved høye forekomster av sjøfugl og/eller for å forhindre landpåslag.

Statoil har over de siste årene gjennomført og deltatt i flere større forsknings- og utviklingsprosjekter på bruk av kjemisk dispergering, særlig med fokus på kalde farvann og is: International Association of Oil & Gas Producers (IOGP) Arctic Oil Spill Response Technology Joint Industry Programme. (2012-2016), Joint Industry Program to Evaluate Biodegradation

(20)

and Effects of Dispersed Oil in Arctic Marine Environments (2009-2011), Joint Industry Program on Oil in Ice (2006- 2009). Studiene har omfattet toksisitet, biodegradering og bioakkumulering av dispergert olje hos relevante arktiske organismer, effektivitet av dispergering i kalde farvann og påføringsteknikker. Dokumentasjonen som er opparbeidet viser at kjemisk dispergering som bekjempningsmetode kan være effektiv og miljømessig gunstig også i nordlige områder, med kaldt vann [6,7].

Tabell 3- viser noen aktuelle beredskapsfartøyer som har dispergeringsmidler ombord og deres responstid til letebrønn 7317/9-1 Koigen Central. Dispergeringsmiddelet om bord på NOFO fartøy og på NOFO baser er Dasic Slickgone NS.

Dispergering kan også gjennomføres fra fly gjennom avtale med OSRL. Statoil har også tilgang til OSRLs globallager som består av 5000 m³ dispergeringsmiddel (Dasic Slickgone NS, Corexit EC9500A og Finasol OSR 52).

Tabell 3-17 Responstider for et utvalg oljevernressurser med dispergeringskapasitet. Responstid inkluderer 1 times kjørgjøringstid for dispergering om bord på fartøyene.

Oljevernressurs Lokasjon Responstid

Esvagt Aurora Goliat 16 timer

NOFO base

(Troms Pollux) Hammerfest 26 timer

Stril Poseidon Haltenbanken 33 timer

NOFO base Kristiansund 58 timer

Ocean Alden Gjøa 62 timer

3.9 Deteksjon av olje og overvåkning av olje under oljevernaksjoner

Statoil stiller krav til at oljevernberedskapsfartøyet er utstyrt med oljedetekterende radar og IR kamera, og at det er etablert rutiner for å oppdage olje og kartlegge oljeutbredelse under en evt aksjon. I tillegg til oljedetekterende radar og IR kamera vil det være mulighet for downlink av bilder tatt fra fly eller helikopter til bruk for å optimalisere innsatsen.

Satellittradar vil inngå som en kapasitet både for deteksjon og kartlegging gjennom nedlasting av daglige radarbilder.

Under en aksjon vil en kunne laste ned bilder to ganger per døgn. NOFO har tilgang på aerostat (Ocean Eye), som kan benyttes for å få oversikt over olje ved en aksjon. Kystverkets overvåkningsfly LN-KYV vil bli benyttet under

boreoperasjonen og under en evt hendelse. SAR helikoptre vil også kunne benyttes i en aksjon. Brønnovervåkning på boreriggen vil detektere uregelmessigheter og utslipp i forbindelse med boreoperasjonene.

3.10 Oljevernberedskap som konsekvensreduserende tiltak

Den konsekvensreduserende effekten av oljevernberedskap i barriere 1 og 2 kan beregnes ut fra hvor mye av oljemengden på overflaten som reduseres i forhold til en situasjon uten oljeverntiltak. Tabell 3- viser eksempel for dimensjonerende hendelse, langvarig utblåsning fra 7317/9-1 Koigen Central. Tabellen viser at oljevernberedskapen er et vesentlig konsekvensreduserende tiltak ved en utblåsning. Mekanisk oppsamling i barriere 1 og 2 med 4 havgående systemer er forventet å ha en effektivitet på 46% om vinteren og 86% om sommeren.

Tabell 3-18 Konsekvensreduserende effekt av barriere 1 og 2 (åpent hav) vist som reduksjon av

emulsjonsmengde på overflate for dimensjonerende hendelse, langvarig utblåsning 7317/9-1 Koigen Central.

Vinter (5 °C - 10 m/s vind) Sommer (10 °C - 5 m/s vind)

(21)

Utstrømningsrate (m³/d) 1570 1570

Antall og systemtyper i valgt beredskapsløsning i barriere 1 og 2

4 Havgående opptakssystem - NOFO

2 Havgående opptakssystem - NOFO

Emulsjonsmengde ut av barriere 2

(m³/d)* 2891 603

Emulsjonsmengde på overflaten uten

oljevernberedskap i B1 B2 (m³/d) 5375 4335

Reduksjon i emulsjonsmengde med bruk

av oljevernberedskap i barriere 1 og 2 46 % 86 %

* tar i betraktning fordampning, naturlig nedblanding og økning av emulsjonsmengde i B1 og B2 pga vannopptak

3.10.1 Modellering av beredskap

Akvaplan niva har på oppdrag fra Statoil gjennomført modellering av effekt av oljevernberedskap (mekanisk oppsamling).

Modelleringen er gjennomført for et overflateutslipp med rate på 1570 m3/d i 11 døgn, som er vektet rate benyttet til dimensjonering av oljevernberedskap og vektet varighet. Modelleringen er gjennomført for sommer og høst. Planlagt borestart som er august er omfattet av sommersesongen.

Modelleringen viser at man ved bruk av mekanisk oppsamling vil få noe lengre drivtid til land, og at mengden oljeemulsjon som strander blir betydelig redusert, se Tabell 3-19.

Resultatene viser at det er en 40% reduksjon i frekvens for miljøskade i skadekategorien Alvorlig i sommersesongen, og for høstsesongen en marginal endring i frekvens av miljøskade i skadekategori Moderat. For høstsesongen var det i utgangspunktet ingen utslag i skadekategori Betydelig og Alvorlig. Den marginale endringen kan sannsynligvis tilskrives oppløsningen på MIRA-metoden ved en lav frekvens for miljøskade. Fullt sett med resultater og beskrivelse av

forutsetninger finnes i notat om Koigen Central- beredskapsmodellering med OSCAR i Appendiks B.

Tabell 3-19 Resultater av modellering av effekt av beredskap på drivtider til land og strandet mengde emulsjon (95-persentiler)

Periode Korteste drivtid (døgn) u/beredskap

Korteste drivtid (døgn) m/beredskap

Maksimal strandet mengde (tonn) u/beredskap

Maksimal strandet mengde (tonn)

m/beredskap

Sommer 12 13 650 118

Høst 27 31 17 0

3.11 Særlige hensyn

Bjørnøya

Det er i barriere 1 og 2 dimensjonert for vinterscenariet, som er 4 NOFO systemer. Dette betyr at man vil ha god robusthet i forhold til å bekjempe olje sommerstid, da effektiviteten i denne sesongen er høyere. I barriere 3 og 4 dimensjoneres det med havgående systemer (NOFO-systemer/ettbåtssystemer), da borelokasjon er langt til havs. Dette betyr også at man har ekstra opptakskapasitet i forhold til oljemengdene som forventes inn mot land, og Statoil vurderer

(22)

at dette gir god mulighet for å hindre stranding. For barriere 5 stilles det derfor ikke spesifikke krav da det vurderes at man vil klare å bekjempe olje på åpent hav. Ved en eventuell hendelse vil det foregå kontinuerlig overvåkning av oljens drivbane, samt av operasjonene offshore og det vurderes derfor at man vil ha god nok tid (iht korteste drivtid til Bjørnøya 10 døgn) til å mobilisere ressurser for strandrensing i ht brønnspesifikk oljevernberedskapsplan for Koigen Central.

Det er laget en egen strategiplan for Bjørnøya, som er et prioritert område for Statoil. Planen ble laget i 2015, og vil gjennomgås på nytt forut for boring for å sikre at de vurderingene som ligger til grunn fremdeles er gjeldende.

Strategiplanen vil komme som et tillegg til Brønnspesifikk oljevernberedskapsplan for 7317/9-1 Koigen Central.

Værmessige forhold

Barentshavet har relativ høy forekomst av tåke på sommer og høst sammenlignet med andre deler av norsk sokkel.

Dette kan legge begrensninger for noen metoder for deteksjon av utslipp og kartlegging/overvåkning av et oljeutslipp under en oljevernaksjon. Visuell deteksjon og også i noe grad IR deteksjon av olje på sjø vil være mindre effektivt ved tåke. Oljedetekterende radar på beredskapsfartøyet og satellitt radar vil være tilgjengelig for denne letebrønnen, og radar deteksjon påvirkes ikke av tåke.

Polarfront

Polarfrontens beliggenhet vil variere gjennom året og mellom år, og en kan ikke utelukke at et eventuelt oljeutslipp fra letebrønn Koigen Central vil kunne nå polarfronten. Dette er et område hvor det kan være større konsentrasjoner av biologiske ressurser både i vannsøylen og på overflaten. Ved et eventuelt utslipp vil Statoil ha fokus på polarfronten og gjennomføre en oljevernaksjon med formål om å mest effektivt beskytte de biologiske ressursene i området. I første omgang vil det være å bekjempe oljen nær kilden, men det kan også være aktuelt med særlig innsats i polarfront

området om olje skulle havne her og det observeres særlige konsentrasjoner av f.eks sjøfugl her. Ytterligere ressurser vil kunne mobiliseres dersom det observeres høye konsentrasjoner av sjøfugl.

4 Konklusjon

Statoils krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for boring av letebrønn 7317/9-1 Koigen Central er oppsummert i Tabell 4-1. Det er satt krav til 4 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 2 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 36 timer. For barriere 3 og 4 kreves kapasitet til å håndtere mengden oljeemulsjon som ifølge oljedriftssimuleringer vil drive mot land (979tonn). Responstiden er satt til 10 døgn (korteste drivtid til land), men ressurser mobiliseres så snart som mulig for å i størst mulig grad hindre at oljen når Bjørnøya. Da lokasjon er langt fra fastlandet og disse barrierene vil operere til havs vil man mobilisere større havgående systemer (NOFO system) og/eller raskere ettbåtssystemer som mer effektivt vil kunne «jakte» olje for å unngå at olje strander. Barriere 1 til 4 er

dimensjonert med mål om å hindre stranding på Bjørnøya. Ved behov vil ytterligere ressurser kunne mobiliseres for å styrke disse barrierene. For barriere 5 er det dermed ikke satt spesifikke krav. Dersom det likevel skulle strande olje vil strandrenseressurser kunne mobiliseres iht brønnspesifikk oljevernberedskapsplan for Koigen Central innen 10 døgn.

Ytterligere ressurser og utstyr kan mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO og Kystverket. Statoil vil etablere samarbeid om beredskapsressurser med andre operatører som har samtidig aktivitet i Barentshavet.

(23)

Tabell 4-1 Krav til beredskap i hver barriere for 7317/9-1 Koigen Central Barriere 1 og 2 – bekjempelse nær kilden og på åpent hav

Systemer og responstid 4 NOFO-systemer

Første system innen 2 timer, fullt utbygd barriere innen 36 timer Barriere 3 og 4 – bekjempelse i kyst- og strandsone

Systemer og responstid Kapasitet til å håndtere mengden oljeemulsjon som ifølge oljedriftssimuleringer vil drive mot land (979tonn). Responstiden er satt til 10 døgn (korteste drivtid til land), men ressurser mobiliseres så snart som mulig for å i størst mulig grad hindre at oljen når Bjørnøya. Da lokasjon er langt fra fastlandet og disse barrierene vil operere til havs vil man mobilisere større havgående systemer (NOFO system) og/eller raskere ettbåtssystemer som mer effektivt vil kunne «jakte» olje for å unngå at olje strander.

Barriere 5 - strandrensing

Systemer og responstid Barriere 1 til 4 er dimensjonert med mål om å hindre stranding på Bjørnøya. Ved behov vil ytterligere ressurser kunne mobiliseres for å styrke disse barrierene. For barriere 5 er det dermed ikke satt spesifikke krav. Dersom det likevel skulle strande olje vil strandrenseressurser kunne mobiliseres iht brønnspesifikk oljevernberedskapsplan for Koigen Central innen 10 døgn.

Fjernmåling og miljøundersøkelser

Akutt forurensning av betydning skal oppdages innen 1 time etter at hendelsen har inntruffet

Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer

5 Referanser

1. Akvaplan niva (2016) – Miljørisikoanalyse- Brønn 7317/9-1 Koigen Central i PL781 2. Norsk Olje og Gass (OLF) (2014) – Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser.

3. Statoil (2014) – Statoil Rådgivende dokument. GL 0339. Retningslinje for analyser av beredskap mot akutt oljeforurensning fra offshoreaktiviteter på norsk sokkel.

4. NOFOs nettsider – www.nofo.no

5. Øksenvåg J H C (2012) Skrugard crude oil- weathering studies SINTEF rapport A22589

6. 7. Gardiner, W. W., Word, J. Q., Perkins, R. A., McFarlin, K. M., Hester, B., W., Word, L., S., Collin, M., R., 2013;

The acute toxicity of chemically and physically dispersed oil to key arctic species under arctic conditions during the open water season, Environmental Toxicology and Chemistry, Vol 32, No 10, pp. 2284-2300.

7. 8. McFarlin KM, Prince RC, Perkins R, Leigh MB (2014) Biodegradation of Dispersed Oil in Arctic Seawater at - 1uC. PLoS ONE 9(1): e84297. doi:10.1371/journal.pone.0084297

(24)

Appendiks A

Technical note:

Input to the environmental risk assessment–

Blowout scenario analysis – exploration well Koigen Central (7317/9-1)

Kari Apneseth & Alexander Solberg, TPD R&T FT SST TSW Fornebu, October 27^th, 2016

Summary

This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to drilling of the exploration well Koigen Central.

Blowout probability, flow rates and duration are quantified for application in the environmental risk assessment. The overall blowout probability of the well is judged to be 1.3 · 10^-4 for Koigen Central.

The oil blowout rates range between 200 and 4500 Sm³/d for Koigen Central. It is found that the duration of a blowout could potentially amount to 63 days with a 1,5 % probability.

The results for Koigen Central are shown below:

Probability top/ sub

Rate (Sm3/d)

Probability distribution - duration Scenario probability

2 5 14 35 63

Topside 0,10

300

0,522 0,189 0,140 0,047 0,103

0.2

2900 0.4

4500 0.4

Average = 3100

Subsea 0,90

200

0,403 0,188 0,179 0,076 0,154

0.2

1300 0.4

2100 0.4

Average = 1400

(25)

6 Introduction

Statoil is planning to start drilling Koigen Central exploration well in the Barents Sea. The well will be drilled by the semi- submersible Songa Enabler.

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

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

 Historical blowout statistics /1/

 Blowout and well leak frequencies /2/

 Simulations of blowout rates /3/

 Input from the project /4/

 Judgements and considerations in TPD RT FT SST TSW and in dialogue with the project.

7 Well specific information

Water depth at well location is 434 meters MSL. The distance RT-MSL is 32 meters. The objective of the well is to test for hydrocarbons in the Stø/ Nordmela formation.

According to the well design a 13 3/8” casing will be set above the reservoirs. The setting depth will be at approximately 795 meters MD RKB. Top target will be at 845 meters MD RKB for Stø/ Nordmela. Total depth will be at about 2200 meters MD RKB. Expected reservoir data and fluid properties are found in Table 1 and Table 2 below.

Table 2: Reservoir data for Koigen Central (7317/9-1)

Reservoir Data Unit Stø Stø

Oil (most likely) Gas cap

Top reservoir m TVD RKB 845 845

HC bearing formation thickness m TVD 267 36

Net/Gross v/v 0.57 0.79

Net pay m 152 28

Porosity v/v 0.173 0.173

Permeability (effective) mD 375 375

Kv/kh ratio 0.5 0.5

Temperature (top res) °C 23.6 23.6

Resevoir pressure (top res) bar 96.60 99.8

Reservoir length along well (xe) m 7000

Reservoir width across well (ye) m 2100

X-position of well within reservoir m 2500 Y-position of well within reservoir m 1550

Connate water saturation fraction 0.15

Discovery probability % -

(26)

Table 3: Fluid type prognosis for Koigen Central (7317/9-1)

Fluid data Unit Stø/Nordmela Stø/Nordmela

oil gas

Reference field/well for fluid properties: 7220/8-1 Skrugard and 7220/5-1 Skrugard Appraisal

HC/water contact(s) m TVD RKB 1112

FLUID PROPERTIES AT STANDARD CONDITIONS (1.013 bar, 15°C)

Oil density kg/m3 865.4

Gas gravity (Air=1.00) Sp.gravity 0.594

Condensate density kg/m3

GOR Sm3/Sm3 46.9

CGR Sm3/Sm3 7.97e-7

FLUID PROPERTIES AT INITIAL RESERVOIR CONDITIONS

Fluid type gas/oil/cond Oil Gas

Gas density g/cc 0.70032 0.117

Oil density g/cc 0.804

Gas viscosity 0.014

Oil viscosity cP 3.158

Formation Volume Factor, Bg Rm3/Sm3 0.008827

Formation Volume Factor, Bo Rm3/Sm3 1.11

(27)

8 Blowout scenarios and probabilities

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

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

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

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

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

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

Given the above definition of scenarios:

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

The blowout frequencies found in LRC /2/ are the outset of our assessment. As the expected fluid is oil, an oil blowout frequency is used below. The main well is evaluated to be a wildcat well;

Frequency: P(blowout, wildcat exploration, oil well) = 1.29 · 10^-4 per well

The frequency relates to an average exploration well with blowout potential from a deep reservoir (shallow gas not included). Such blowout frequencies are typically applied to describe wells with potential hydrocarbon discovery in one section, and is considered applicable for Koigen Central.

Songa Enabler or similar semi-submersible will be used for drilling the wells. This is a DP operated semi-submersible drill rig.

Based on information in Table 6.2 /2/ and an overall evaluation of different scenarios and sort of vessel a probability distribution between seabed and surface release scenarios is set to 90% and 10% in order of appearance. This results in the following probabilities:

P(blowout with seabed release) = 1.29 · 10^-4 · 0,90 = 1.16· 10^-4 P(blowout with surface release) = 1.29 · 10^-4 · 0,10 = 1.29 · 10^-5

(28)

9 Blowout rates

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

Blowout rates to surface and seabed has been calculated by Petek using Prosper, ref /4/.

The simulated scenarios include;

1 Top penetration –5 meters of reservoir exposed 2 Drilling ahead – 50% of total reservoir length exposed 3 Tripping – All reservoir zones fully exposed

The simulation results are shown below in Table 1.

Table 1: Simulated blowout oil rates (Sm³/d) and probabilities.

Section Scenarios Scenario

probability

Blowout rates*, (Sm3/d) Koigen Central

Surface Seabed

8 ½”

Top penetration 20% 300 200

Drilling ahead 20% 2800 1300

Tripping 40% 4500 2100

Weighted rate 3000 1400

* Adjusted towards the nearest hundred.

It is assumed that scenarios involve free, unrestricted annular flow and a total failure of the BOP. These assumptions are conservative.

In the flow model the only restriction is the drill string, i.e. free annular flow. This is reasonable according to blowout statistics since drill pipe and open hole flow are rather rare compared to annular flow.

Though a partly closed BOP may serve as a restriction, even a small opening will give marginal choking effects and a partly closed ram may be severely degraded by erosion after a short period of time.

For a full description of the rate calculations see the Prosper simulation files /3/.

(29)

10 Blowout duration

An oil blowout can be stopped by:

1. Operator actions – mechanical (capping)

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

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

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

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

The well specific input, time to drill a relief well, is presented in Table 2. One assumption in the assessment of blowout duration is that one relief well is sufficient to kill the well. Need for a second relief well would require a re-evaluation.

Table 2: 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 6 12 19

- drilling 16 20 26

- geomagnetic steering into the well* 1 13 23

- 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 25 and 75 days.

A Monte Carlo simulation is performed to produce a duration distribution from the well specific input in Table 2. The expected time found is 49 days. A probability distribution is presented in Figure 1.

(30)

Classification: Open Status: Final Expiry date: Page 30 of 38

Figure 1 : Duration distribution, ‘Time to drill a relief well’

The probability distribution, found in Table 3 below, is constructed by combination of the well specific duration distribution and probabilities that a blowout will end by the mechanisms capping and bridging /2/.

Based on Table 3 maximum blowout duration is suggested to be 63 days.

Table 3 : Probability distribution for a blowout to end as a function of time (days)

Differen t probabil ity descript ions of the duratio n 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.

Duration

(days) Surface blowo ut 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 0,007 0,012

5 0,189 0,188 42 0,014 0,022

7 0,057 0,067 49 0,039 0,058

10 0,049 0,063 56 0,039 0,058

14 0,034 0,049 63 0,011 0,015

(31)

Figure 2: Blowout duration described by probability distributions

Figure 3: Blowout duration described by cumulative distributions 0,000

0,050 0,100 0,150 0,200 0,250 0,300 0,350 0,400

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

Blowout Duration (days)

Surface Seabed

0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0

0 7 14 21 28 35 42 49 56 63

Probability

Number of Days

ReliefW Surface Seabed

(32)

11 References

/1/ Holand, Per: Blowout and Well Release Characteristics and Frequencies, 2008, Sintef Technology and Society, December 2008.

/2/ Lloyds Register Consulting: “Blowout and Well Release Frequencies based on SINTEF Offshore Blowout Database 2015”, report no 19101001-8/2016/R3, ref Final, 04.04.2016

/3/ Simulation Files are located on ST Risk Management for Drilling and Well Activities Team Site.

/4/ Koigen Central Input scheme for Blowout Scenario Analysis Exploration

(33)

Appendix B

Se neste side

(34)

(35)

(36)

(37)

(38)