DET NORSKE VERITAS. Rapport Beredskapsanalyse for produksjonsboring på Goliat. ENI Norge AS

Transkript

1 DET NORSKE VERITAS Rapport Beredskapsanalyse for produksjonsboring på Goliat ENI Norge AS Rapportnr./DNV Referansenr.: / 12NLC0E-1 Rev. 01,

2

3 Innholdsfortegnelse 1 KONKLUDERENDE SAMMENDRAG INNLEDNING EKSISTERENDE BEREDSKAPSRESSURSER Statlig og kommunal beredskap NOFO beredskap Privat beredskap FORUTSENINGER OG INNGANGSDATA TIL BEREDSKAPSANALYSEN Aktiviteten Dimensjonerende definerte fare- og ulykkeshendelse (DFU) Oljeegenskaper OLJEDRIFTSMODELLERING Bakgrunn Inngangsdata Oljedriftsstatistikk BEREDSKAPSANALYSE MEKANISK OPPSAMLING TILTAKSALTERNATIVER FOR BEREDSKAPSMODELLERING ENIs selskapskrav til beredskap Beregning av tiltaksalternativ Beredskapsmodellering Effekt av beredskap og valg av tiltaksalternativer Effekt av oljevern overflateutslipp med Realgrunnen olje Effekt av oljevern overflateutslipp med Kobbe olje Effekt av oljevern sjøbunnsutslipp med Realgrunnen olje Effekt av oljevern sjøbunnsutslipp med Kobbe olje Oppsummering av effekt av beredskapstiltak Barriere 3 og 4 Kyst og strandsone VURDERING AV BEREDSKAPSBEHOV FOR GOLIAT BEREDSKAPSANALYSE DISPERGERING Innledning Metodikk Eksponeringsberegninger i vannsøylen (gyteprodukter) Eksponeringsberegninger på vannoverflate (sjøfugl) DNV Referansenr.: 12NLC0E-1 Dato:

4 7.3 Oljens egenskaper Goliat Realgrunnen Goliat Kobbe Goliat Blend Sammenlikning av oljekvalitetene Inngangsdata til beredskapsanalysen DFU: Småutslipp m DFU: Dimensjonerende utslipp Tiltaksalternativer Forutsetninger i analysen Oppsamlingseffektivitet Kjemisk dispergering Inngangsparametere for eksponeringsanalyse (naturressurser) Scenario fra OSCAR simulering for småutslipp ( m 3 ) Påvirket (sveipet) areal og volum Oppsummering Løste komponenter (WAF) i vannsøylen Scenario fra OSCAR simulering for dimensjonerende utslipp Påvirket (sveipet) areal og volum Løste komponenter (WAF) i vannsøylen Resultater eksponeringsanalyse Simulering og eksponering av populasjon av torskeyngel Effekt og akseptgrenser Resultater fra simuleringen Simulering og eksponering av sjøfugl på åpent hav Sjøfugldata Beregning av skade på sjøfugl på åpent hav Resultater Skadeberegning dimensjonerende utslipp Skadeberegning m 3 utslipp Diskusjon og konklusjon Generiske aksjonsplaner Aksjonsplan for Goliat Realgrunnen, Goliat Kobbe og Goliat Blend (7 Kobbe: 30 % Realgrunnen) Utslipp < 10 m 3 olje Aksjonsplan for Goliat Realgrunnen, Goliat Kobbe og Goliat Blend (7 Kobbe:30 %Realgrunnen) Utslipp m 3 olje Aksjonsplan for Goliat Realgrunnen, Goliat Kobbe og Goliat Blend (7 Kobbe: 30 % Realgrunnen) Utslipp m 3 olje Aksjonsplan for Goliat Realgrunnen, Goliat Kobbe og Goliat Blend (7 Kobbe: 3 Realgrunnen) Utslipp m 3 olje Aksjonsplan for Goliat Realgrunnen, Goliat Kobbe og Goliat Blend (7 Kobbe: 30 % Realgrunnen) Utslipp m 3 olje DNV Referansenr.: 12NLC0E-1 Dato:

5 7.9.6 Aksjonsplan for Goliat Realgrunnen, Goliat Kobbe og Goliat Blend (7 Kobbe: 30 % Realgrunnen) Vedvarende utslipp REFERANSER Myndighetskrav Lov om vern mot forurensninger og om avfall Forskrift om helse, miljø og sikkerhet i Petroleumsvirksomheten Forskrift om styring i petroleumsvirksomheten Forskrift om utføring av aktiviteter i petroleumsvirksomheten Industristandard fra NOFO og OLF NOFO/OLF beredskapsstrategi NOFO/OLFs krav til beredskapens kapasitet, effektivitet og responstid Selskapskrav... 4 Vedlegg 1 Oljedriftsmodellen OSCAR/OS3D Vedlegg 2 Forkortelser og definisjoner Vedlegg 3 Rammeverk for beredskapsetablering Vedlegg 4 Miljøforhold Vedlegg 5 Inngangsdata for dispergeringsanalyse Vedlegg 6 r - småutslipp ( M3) Vedlegg 7 r - dimensjonerende utslipp DNV Referansenr.: 12NLC0E-1 Dato:

6 1 KONKLUDERENDE SAMMENDRAG Mekanisk beredskap Det er i foreliggende analyse sett på effekten av ulike beredskapstiltak (antall mekaniske opptakssystemer) som følge av vektede utblåsningsrater både fra overflate og sjøbunn og både for Realgrunnen og Kobbe olje. Analysene er delt i sommer og vinterperioden. Dimensjonerende for beredskapsbehovet vil være overflateutslipp med Realgrunnen olje hvor 95 persentil av strandingsmengden ligger på om lag tonn oljeemulsjon (sommerperiode uten effekt av havgående beredskap). Med effekt av totalt 6 havgående NOFO-systemer så vil 95 persentil av strandingsmengde ligge på om lag 7500 tonn oljeemulsjon. Analysene viser at kystnær beredskap kan ha god effekt tidlig i strandingsforløpet, men at olje som har hatt lengre levetid på sjøen (mer enn 7-9 døgn) i større grad vil ankomme som tynne og spredte flak og trolig vil være vanskeligere å samle i lensene. Analyser av 10 kystnære opptakssystemer på den simuleringen som representerer 95 persentil strandingsmengde viser allikevel at strandingsmengden ytterligere kan reduseres til om lag 1800 tonn oljeemulsjon, og kanskje mer dersom systemene anvendes optimalt i forhold til spredning av olje. Dette forutsetter imidlertid god overvåkning og deteksjon av olje i kystnære områder. Kystsystemer vil samtidig ha en viktig oppgave i forhold til skjerming av miljøprioriterte områder. Olje og oljeemulsjon som ikke samles opp av kystnære systemer må håndteres av barriere 4 (strandrensing) og 95 persentil mengde her er på om lag 1800 tonn emulsjon (forutsatt 6 havgående NOFO systemer og 10 kystnære oppsamlingssystemer). Dispergeringsanalyse Goliat Realgrunnen råolje er benyttet som dimensjonerende oljetype for vurdering av effekten av dispergering som bekjempningsmetode. Etter en samlet vurdering av egenskaper og tidsvindu for bruk av dispergeringsmidler til oljene på Goliatfeltet, er det faglig grunnlag for å generalisere resultatene fra analysene for Goliat Realgrunnen til også å gjelde for bruk av dispergering for både Goliat Kobbe og Goliat Blend. (70 % Kobbe: 30 Realgrunnen). For punktutslipp av Realgrunnen olje opp til 2000 m 3 kan bruk av dispergeringsmiddel anbefales som et alternativ til mekanisk oppsamling ved bruk av de to beredskapsfartøyene som finnes på feltet: Goliatoljene har relativt stort tidsvindu ved bruk av dispergeringsmiddel. For utslipp over 500 m 3 må begge fartøyene benyttes til dispergering. Beregning av eksponering i vannsøylen ved bruk av dispergeringsmiddel på et dimensjonerende utslipp (større enn 2000 m 3 utslippet) viste at berørt andel gyteprodukter fra torsk vil være svært lav. Basert på resultater fra disse analysene vil bruk av en begrenset mengde dispergeringsmiddel som i dette tilfellet (< 100 m 3 ) ikke medføre signifikant effekt på rekruttering av torsk i området. Eksponering av sjøfugl på åpent hav for et utslipp på 2000 m 3 viste at dispergering med to fartøy ga en betydelig reduksjon i skadelig areal sammenlignet med ingen tiltak. Bruk av dispergeringsmiddel gir størst reduksjon i dødelighet (øker med økende vindstyrke). Resultatene viste en større reduksjon enn ved bruk av mekanisk oppsamling, og to påføringssystemer er anbefalt. Ut fra disse resultatene kan det anbefales at dispergeringsmiddel brukes for utslipp opp til 2000 m 3 som beskrevet. Dette gjelder hele året, men rask responstid ansees som viktig. DNV Referansenr.: 12NLC0E-1 Dato: Side 1 av 93

7 For en større utblåsning kan også dispergering benyttes for Goliatoljene. Tar man utgangspunkt i forventede ressurser for dispergering (påføringsutstyr og mengde dispergeringsmiddel) anbefales dispergering benyttet i kombinasjon med mekanisk oppsamling: I en utblåsningssituasjon med kontinuerlig tilførsel av fersk olje så lenge utblåsningen pågår kan i teorien dispergeringsmiddel brukes kontinuerlig nær kilden uavhengig av tidsvindu. Bruk av dispergeringsmiddel fra flypåføring bidrar mest til å fjerne oljen på overflaten. Ved båtpåføring er ikke forskjellen så stor mellom dispergering og mekanisk oppsamling. Eksponering i vannsøylen viser at andel berørte gyteprodukter vil ligge svært lavt, men kun 0,16 % sannsynlighet for at det oppstår en dødelighet større eller lik 1 %. Denne analysen viser at mekanisk oppsamling og bruk av dispergeringsmiddel kan være likeverdige eller at dispergering generelt kan ha noe høyere effektivitet. Bruk av dispergeringsmiddel øker konsentrasjon av vannløselige komponenter fra oljen i vannsøylen, men studiene for eksponering av fiskeegg- og larver i vannsøylen viser derimot en lav dødelighet (andel døde ca. 0,57 promille av totalen når flypåføring er inkludert). Det må også presiseres at det skjer en rask fortynning i tid og rom i vannsøylen som medfører reduksjon av vannløselige biotilgjengelige komponenter. På denne bakgrunn kan dispergering anbefales for Goliatoljene og resultatene fra denne analysen er brukt til å utarbeide felles generiske aksjonsplaner for Goliat Realgrunnen, Goliat Kobbe og Goliat Blend for bruk av dispergeringsmiddel. DNV Referansenr.: 12NLC0E-1 Dato: Side 2 av 93

8 2 INNLEDNING Eni Norge planlegger oppstart av produksjonsboring på Goliat feltet i utviningstillatelse (PL) 229 i Barentshavet i Som forberedelse til de planlagte boreoperasjonene har Eni Norge i tråd med Styringsforskriften 16 oppdatert eksisterende beredskapsanalyse fra Foreliggende beredskapsanalyse er gjeldende for hele året basert på en sommerperiode (april til og med september) og en vinterperiode (oktober til og med mars). DNV og SINTEF har samarbeidet i prosjektet og utført ulike deler av analysene. Beredskapsanalysen for mekanisk oppsamling er utført av DNV og er i hovedsak gjennomført etter Veileder for miljørettet beredskapsanalyse (OLF/NOFO, 2007) men med tilpasninger til bruk av OS3D modellverktøy. Kystnære beredskapsvurderinger i forhold til eksempelområder er gjennomført i tråd med anbefalingene til NOFOs referansegruppe mht. oppdatering av NOFOs planverk 1. Metoden tar utgangspunkt i brønnspesifikk informasjon, resultater fra oljedriftsberegninger, de forventede klimatiske forhold i området og NOFOs planverk. Det statistiske utfallsrommet fra modelleringen av effekten for ulike tiltaksalternativ brukes som grunnlag for dimensjonering for oljevernberedskap. Til forskjell fra tidligere analyser hvor effekt av oljevernberedskap ble modellert for ulike singelsimuleringer, brukes altså statistikk. En oversikt over trinnene i en beredskapsanalyse er presentert i Figur 2-1. Beredskapsanalysen bygger på tilsvarende analyse fra 2008 (DNV 2008). I foreliggende analyse benyttes imidlertid oljedriftsmodellen OSCAR/OS3D som et verktøy for vurdere effekten av ulike beredskapsløsninger opp mot hverandre. Resultatene fra analysen danner grunnlag for etablering av en beredskapsløsning for den planlagte aktiviteten. Denne dokumenteres i en operasjonsspesifikk beredskapsplan. Forutsetninger: Aktivitet og DFU posisjon top/sub rater varigheter Miljøfaktorer lys bølgehøyde vind temperatur Oljeegenskaper Forvitringsdata Eksisterende beredskap fartøyene Oppsett av tiltaksalternativ (beredskapsbehov) for beredskap i barriere 1 og 2 Statistisk oljedriftsmodellering med effekt av beredskap (tiltaksalternativene) Vurdering av tiltaksalternativenes effekt på barrierene Myndighetskrav Industrikrav Selskapskrav Oppsummering av beredskapsbehov i barriere 1, 2, 3, 4 og i eksempelområder i henhold til krav Effekt av beredskap mht. miljørisiko (innspill til MRA) Figur 2-1 Overordnet illustrasjon av gangen i en beredskapsanalyse basert på modellverktøyet OS3D. Det er også gjennomført beredskapsanalyser for å belyse bruk av dispergeringsmiddel på Realgrunnen olje. Basert på disse analysene er det utarbeidet forslag til aksjonsplaner. 1 Se DNV Referansenr.: 12NLC0E-1 Dato: Side 3 av 93

9 Aksjonsplanene inkluderer både bruk av dispergeringsmiddel og mekanisk oppsamling. Følgende to hovedaktiviteter er blitt utført av SINTEF: Beredskapsanalyse for mindre utslippsscenarier ( m3) for Realgrunnen etter ny standard metodikk for etablering av dispergeringsstrategi. Beredskapsanalyse for ett dimensjonerende utslipp med kombinert dispergering og mekanisk beredskap SINTEF har gjennomført scenariobaserte beredskapsanalyser basert på tilgjengelig 3D spredningsmodell (OSCAR). Disse beredskapsanalysene danner et grunnlag for utarbeidelse av generiske aksjonsplaner for bruk av dispergeringsmiddel ved akutt oljeutslipp på feltet. DNV Referansenr.: 12NLC0E-1 Dato: Side 4 av 93

10 3 EKSISTERENDE BEREDSKAPSRESSURSER Dette kapittelet beskriver det nåværende ressursgrunnlaget som analysen tar utgangspunkt i ved beregning av beredskapsbehov. 3.1 Statlig og kommunal beredskap Norge har etablert en omfattende statlig oljevernberedskap som skal ivareta beredskapsbehov ved akutt forurensning langs kysten. Beredskapen består av en nasjonal enhet (Kystvakten), og regionale enheter, såkalte IUAer (Interkommunalt utvalg for akutt forurensning). 3.2 NOFO beredskap NOFO opererer mellom 15 og 20 oljeopptaksfartøy plassert på land og til havs (baser og feltberedskapsfartøyfartøy). I tillegg til oljeopptaksfartøyene har NOFO avtaler med Redningsselskapet og andre aktører /fartøy som vil fungere som slepebåtstøtte til oljelensen satt ut av opptaksfartøyene. Nivået og den geografiske plasseringen av NOFO fartøyene er basert på dagens behov gitt av de produserende feltene på sokkelen, og vil derfor variere. I analysen tas det utgangspunkt i en ressursfordeling av NOFO fartøyene som er tilnærmet den plasseringen som forventes under boringen. Utstyrsplasseringen som ligger til grunn for analysen er presentert i Figur 3-1 og i Tabell 3-1. DNV Referansenr.: 12NLC0E-1 Dato: Side 5 av 93

11 Figur 3-1 Geografisk plassering av NOFO oljevernressurser. DNV Referansenr.: 12NLC0E-1 Dato: Side 6 av 93

12 Tabell 3-1 Plassering av NOFO oljeopptaksfartøy (NOFO 2010). Plassering av NOFO fartøy Fartøyets navn Nominell opptakskapasitet av emulsjon ved bruk av lense (m 3 /d) Hastighet (gangfart, knop) NOFO Base Hammerfest NOFO OR 2400 m 3 /d 14 knop NOFO Base Sandnessjøen NOFO OR 2400 m 3 /d 14 knop NOFO Områdeberedskap ved Stil Poseidon 2400 m 3 /d 20 knop Haltenbanken NOFO Områdeberedskap ved Stril Herkules 2400 m 3 /d 20 knop Tampen NOFO Base Hammerfest NOFO OR 2400 m 3 /d 14 knop NOFO Base Kristiansund NOFO OR 2400 m 3 /d 14 knop NOFO Base Sandnessjøen NOFO OR 2400 m 3 /d 14 knop NOFO Områdeberedskap ved Havila Troll 2400 m 3 /d 20 knop Troll-Oseberg NOFO Områdeberedskap ved Stril Power 2400 m 3 /d 20 knop Balder NOFO Områdeberedskap ved Havila Runde 2400 m 3 /d 20 knop Troll-Oseberg NOFO Base Mongstad NOFO OR 2400 m 3 /d 14 knop NOFO Base Stavanger NOFO OR 2400 m 3 /d 14 knop NOFO Base Kristiansund NOFO OR 2400 m 3 /d 14 knop 3.3 Privat beredskap ENI Norge AS har planlagt å benytte seg av feltberedskap i forbindelse med boringen på Goliat. Fartøyet er benyttet i analysen som første system i aksjon ved en hendelse. I tillegg vil det være to forsyningsfartøy med oljevernutstyr om bord. Det er antatt en responstid på 2 timer for feltberedskapsfartøyet. For forsyningsfartøyene er det satt en responstid på hhv. 8 og 13 timer. Ut over det antas det at slepere er på plass. Privat beredskap er oppsummert i Tabell 3-2. Tabell 3-2 Plassering av ENI Norge AS oljeopptaksfartøy (ENI Norge AS 2010) Plassering ENI Norge AS fartøy Fartøyets navn Responstid Feltberedskap med oljevernutstyr om bord Områdeberedskap i rotasjon mellom felt og base (Hammerfest) med oljevernutstyr Områdeberedskap i rotasjon mellom felt og base (Hammerfest) med oljevernutstyr Standbyfartøy 1 Forsyningsfartøy 1 Forsyningsfartøy 2 2 t 8 timer 13 timer DNV Referansenr.: 12NLC0E-1 Dato: Side 7 av 93

13 4 FORUTSENINGER OG INNGANGSDATA TIL BEREDSKAPSANALYSEN 4.1 Aktiviteten Eni Norge AS har besluttet å utvikle Goliatfeltet i PL 229. Lisensen inkluderer blokkene 7122/7 og 7122/8 samt deler av blokkene 7122/9, 7122/10 og 7123/7 i petroleumsområde Finmark Vest i den sørlige delen av Barentshavet. Goliat feltutbygging er lokalisert 51 km nordvest av Bondøya og 63 km nordvest av Ingøya. Figur 4-1 Beliggenheten til Goliat feltet i Barentshavet. Det er 51 km til nærmeste land. Denne beredskapsanalysen omfatter første fase med produksjonsboringer (boring og komplettering) på feltet. Tabell 4-1 Inngangsdata til beredskapsanalysen vedrørende aktiviteten Utslippsposisjon (geografiske koordinater) Vanndyp Korteste avstand til land og lokasjon 71º 14 32,7 N, 22º 15 1,8 Ø 320 m Forventet borestart 2011 Varighet for boring av avlastningsbrønn ved boreoperasjon Analyseperiode 51 km; Bondøya Hammerfest kommune i Finnmark 50 døgn Hele året delt i sommer (apr-sept) og vinter (oktmars) DNV Referansenr.: 12NLC0E-1 Dato: Side 8 av 93

14 4.2 Dimensjonerende definerte fare- og ulykkeshendelse (DFU) Bakgrunn De hendelsene som har de største potensielle miljøkonsekvensene er oftest ukontrollerte utslipp fra brønnen under boring (utblåsning). Slike hendelser er dimensjonerende for beredskap og kalles dimensjonerende definerte fare- og ulykkeshendelse (DFU). DFU for foreliggende analyse Utblåsningsfrekvens og rate- og varighetsfordeling for Goliat Realgrunnen olje og Goliat Kobbe olje i borefasen er angitt i henholdsvis Tabell 4-2 og Tabell 4-3. Det presiseres at vannkutt ikke er hensyntatt i ratene og at reelle oljerater således vil kunne være noe lavere. Tabell 4-2 Rate- og varighetsfordeling for Goliat Realgrunnen olje i borefasen (Lilleaker Consulting 2008). Frekvens Utslippssted Utblåsningsrate Varighet 4,6*10-4 per år 64 % Sjøbunn 36 % Rate (m 3 /d) Sannsynlighet 2 dager ,6 % ,9 % ,3 % ,1 % ,0 % ,4 % ,5 % ,1 % ,3 % ,7 % 5 dager 15 dager 45 dager 68 % 12 % 14 % 6 % 51 % 14 % 16 % 19 % Tabell 4-3 Rate- og varighetsfordeling for Goliat Kobbe olje i borefasen (Lilleaker Consulting 2008). Frekvens Utslippssted Utblåsningsrate Varighet 3,9*10-4 per år 70 % Sjøbunn 30 % Rate (m 3 /d) Sannsynlighet 2 dager ,2 % ,8 % ,0 % ,5 % ,5 % ,3 % ,6 % ,1 % ,5 % ,6 % 5 dager 15 dager 45 dager 68 % 12 % 14 % 6 % 51 % 14 % 16 % 19 % Basert på ovenstående tabeller er vektet rate lagt til grunn for dimensjonering av beredskapsbehovet i borefasen. Vektet rate fremkommer ved å ta hver enkelt utblåsningsrate og DNV Referansenr.: 12NLC0E-1 Dato: Side 9 av 93

15 vekte med sannsynligheten for raten og deretter summere over alle ratene. For overflateutslipp med Goliat Realgrunnen olje betyr det at rate nr 2 på 4920 m 3 /d (fra Tabell 4-2) vektes mest, med hele 62,9 % sannsynlighet, mens den høyeste raten på m 3 /d kun vektes med 1 % sannsynlighet (se Figur 4-2) Subsea Topside Blowout rate (Sm 3 /day) % 10 % 20 % 30 % 40 % 50 % 60 % 70 % 80 % 90 % 100 % Cumulative distribution (%) Figur 4-2 Kumulativ fordeling av utblåsningsrater fra Goliat Realgrunnen. Beregnet vektet rate er på hhv m 3 /d og 4063 m 3 /d ved overflateutslipp fra Realgrunnen og Kobbe formasjonen. For sjøbunnsutslippene er tilsvarende vektet rate hhv m 3 /d og 6070 m 3 /d for Realgrunnen og Kobbe. Vektet varighet er på 6,8 døgn for overflateutslipp og 12,7 døgn for sjøbunnsutslippene. Det har i ettertid av konsekvensutredningen blitt gjennomført nye vurderinger av aktiviteten som skal gjennomføres på feltet i forbindelse med boring og klargjøring før oppstart. Frekvenser og rater har blitt revurdert i forbindelse med oppdatert statistikk og reviderte boreplaner. Resultatet av dette er at de høyeste Realgrunnen-ratene ikke lenger er relevante. Brønnene vil ikke bores gjennom like tykke reservoarsoner (Realgrunnen og Snadd), med like stor brønndiameter, som anslått i de tidlige rateberegningene. Den vektede raten for et overflateutslipp av Realgrunnenolje er dermed redusert fra 4594 til 4144 Sm 3 /dag. For Kobbeoljen er det kun marginale endringer som er gjennomført. Resultatene fra dette arbeidet er ikke benyttet i denne analysen, slik at de rater som er benyttet vil være noe konservative for Goliat Realgrunnen olje. DNV Referansenr.: 12NLC0E-1 Dato: Side 10 av 93

16 4.3 Oljeegenskaper Det forventes at eventuelle hydrokarboner fra Goliat vil ha egenskaper tilsvarende Goliat Realgrunnen og Goliat Kobbe (SINTEF 2003). Oljens egenskaper har innvirkning på oljedrift og har betydning for dimensjonering av beredskapsbehov. Goliat Realgrunnen olje når en viskositet på 1000 cp relativt raskt, innen 2 timer både sommer og vinter. Dette gjør oljen egnet til opptak med konvensjonelt NOFO oppsamlingsutstyr i både barriere 1 og 2 (Transrec overløpsskimmer). Oljen når ikke viskositet på over cp, som er øvre grense for å bekjempe oljen med dette utstyret, før etter 5 døgn. En nærmere beskrivelse av Goliat oljene og deres egenskaper er gitt i kapittel 7.3. DNV Referansenr.: 12NLC0E-1 Dato: Side 11 av 93

17 5 OLJEDRIFTSMODELLERING I beredskapssammenheng benyttes oljedriftsmodellering til å simulere forløpet av hver enkelt definert hendelse representert av dimensjonerende utslippsrate som for produksjonsboring er vektet rate og varighet. Modellen simulerer forløpet av hver enkelt hendelse under ulike vær- og vindforhold for hele året. En presentasjon av hele bredden av hendelser som faller innenfor utfallsrommet definert av alle utslippspunkt, rater og varigheter, er presentert her, for å kunne sammenlikne utfall med resultater av beredskapsmodelleringen. 5.1 Bakgrunn OS3D OS3D er en 3-dimensjonell oljedrifts- og beredskapsmodell som beregner oljemengde på sjøoverflaten, på strand og i sedimenter samt konsentrasjoner i vannsøylen (SINTEF & DNV 2009). Output fra OS3D er beregnet i tre fysiske dimensjoner og tid. En nærmere metodebeskrivelse for bruk av modellverktøyet OS3D er beskrevet i Vedlegg 1. Beredskapsmodelleringen består av 476 simuleringer per sesong for overflateutblåsning og 280 simuleringer for sjøbunnsutblåsning basert på ulik dimensjonerende varighet (6,8 døgn for overflateutblåsning og 12,7 døgn for sjøbunnsutblåsning). Alle simuleringer er utført på dimensjonerende utblåsningsrate (vektet rate) som oppgitt i Tabell 4-2 og Tabell 4-3 for hhv. Realgrunnen og Kobbe olje. Ved beredskapsmodellering med effekt av ulike tiltaksalternativer er egenskapene til NOFO systemene som responstid, gangfart, slepefart, begrensninger av bølgehøyde, skimmerkapasitet, tankkapasitet, og redusert effekt av mørke tatt i betraktning i modellen. 5.2 Inngangsdata Vektet utblåsningsrate og varighet er modellert for både sjøbunnsutblåsning og overflateutblåsning både Kobbe og Realgrunnen olje. En oppsummering av viktige inngangsparametere til oljedriftssimuleringen i OS3D er gitt i Tabell 5-1. Tabell 5-1 Viktige inngangsparametere til oljedriftsmodelleringen. Posisjon 72º 0 54,66 N, 20º 20 2,24 Ø Oljetype Rater, varigheter og utslippspunkt Goliat Realgrunnen og Goliat Kobbe Vektet rate og varighet for Realgrunne og Kobbe. 2 utslippspunkt (overflate + sjøbunn) Initiell filmtykkelse Ved modellering av overflateutblåsning er initiell filmtykkelse satt til 2 mm. For modellering av sjøbunnsutblåsning er initiell filmtykkelse på overflaten gitt av faktorer for oppstiging i modellen (Plume3D). Havdyp ved posisjon 341 m GOR (Gass- til olje forhold) 45 Sm 3 /Sm 3 Utstrømningsareal (sjøbunn) 0,217 m 2 DNV Referansenr.: 12NLC0E-1 Dato: Side 12 av 93

18 Gasstetthet ved gassløft 0,97 kg/m Oljedriftsstatistikk Alle scenariene er modellert med vektet rate og varighet (dimensjonerende DFU) jfr. Tabell 4-2 og Tabell 4-3. Figur 5-1 til Figur 5-4under viser kumulativ strandingsstatistikk for alle simuleringer for de respektive modelleringene. Strandingsmengder Realgrunnen overflateutslipp Strandingsmengde olje (tonn) Kum. sannsynlighet (%) Vinter 95 pers vinter Sommer 95 pers sommer Figur 5-1 Sannsynlighet for mengde olje til kyst- og strandsonen uten effekt av beredskap for overflateutslipp med Realgrunnen olje. DNV Referansenr.: 12NLC0E-1 Dato: Side 13 av 93

19 Strandingsmengder Kobbe overflateutslipp Strandingsmengde olje (tonn) Kum. sannsynlighet (%) Vinter 95 pers vinter STR OIL 95 pers sommer Figur 5-2 Sannsynlighet for mengde olje til kyst- og strandsonen uten effekt av beredskap for overflateutslipp med Kobbe olje. Strandingsmengder Realgrunnen sjøbunnsutslipp Strandingsmengde olje (tonn) Kum. sannsynlighet (%) STR OIL 95 pers vinter Sommer 95 pers sommer Figur 5-3 Sannsynlighet for mengde olje til kyst- og strandsonen uten effekt av beredskap for sjøbunnsutslipp med Realgrunnen olje. DNV Referansenr.: 12NLC0E-1 Dato: Side 14 av 93

20 Strandingsmengder Kobbe sjøbunnsutslipp Strandingsmengde olje (tonn) Kum. sannsynlighet (%) Vinter 95 pers vinter Sommer 95 pers sommer Figur 5-4 Sannsynlighet for mengde olje til kyst- og strandsonen uten effekt av beredskap for sjøbunnsutslipp med Kobbe olje. I Tabell 5-2 er det oppsummert strandingsstatistikk for ulike persentiler for utblåsninger fra Realgrunnen, og tilsvarende for Kobbe i Tabell 5-3. Største 95 persentil strandingsmengde er på tonn oljeemulsjon tilsvarende 4770 tonn olje. Dette er ved Realgrunnen overflateutslipp i sommerperioden. Tabell 5-2 Sammendrag av sannsynlighet (persentiler) for stranding av oljeemulsjon, drivtid og berørt strandareal i henhold til utfallsrommet basert på dimensjonerende DFU med Realgrunnen olje. Verdiene er angitt uten effekt av beredskap. utslipp Sjøbunnsutslipp Sommer Vinter Sommer Vinter Oljeemulsjon til kyst og standsone uten effekt av beredskap [tonn emulsjon (olje)] Drivtid [døgn] Antall km berørte kystruter uten effekt av beredskap [# ruter] 100 % persentil (9137) (8122) 2545 (2545) 3303 (3262) 95 % persentil (4770) 7392 (3374) 945 (945) 2001 (2001) 90 % persentil (3488) 5669 (2603) 636 (636) 1633 (1623) 100 % persentil 1,3 1,3 4,2 2,8 95 % persentil 2,8 2,0 5,9 3,9 90 % persentil 4,0 2,5 7,3 4,5 100 % persentil % persentil % persentil DNV Referansenr.: 12NLC0E-1 Dato: Side 15 av 93

21 Tabell 5-3 Sammendrag av sannsynlighet (persentiler) for stranding av oljeemulsjon, drivtid og berørt strandareal i henhold til utfallsrommet basert på dimensjonerende DFU med Kobbe olje. Verdiene er angitt uten effekt av beredskap. utslipp Sjøbunnsutslipp Sommer Vinter Sommer Vinter Oljeemulsjon til kyst og standsone uten effekt av beredskap [tonn emulsjon (olje)] Drivtid [døgn] Antall km berørte kystruter uten effekt av beredskap [# ruter] 100 % persentil (5961) (5957) 1924 (1924) 2825 (2814) 95 % persentil (3172) 8117 (1904) 624 (624) 1481 (1480) 90 % persentil 8386 (1947) 5937 (1385) 477 (477) 1092 (1092) 100 % persentil 1,7 1,7 4,2 3,5 95 % persentil 3,1 2,3 5,7 4,4 90 % persentil 4,1 2,7 7,0 4,8 100 % persentil % persentil % persentil Fra oljedriftsmodelleringene dannes et bilde av sannsynlighet for oljeforurensning i tidsmessig og geografisk oppløsning. Sannsynlighet for oljeforurensning ved overflaten uten effekt av beredskap, presenteres i Figur 5-5. Området med 5 % sannsynlighet for treff av olje definerer Goliats influensområde. DNV Referansenr.: 12NLC0E-1 Dato: Side 16 av 93

22 Realgrunnen overflateutblåsning Sommer Realgrunnen overflateutblåsning Vinter Realgrunnen sjøbunnsutblåsning Sommer Realgrunnen sjøbunnsutblåsning Vinter Kobbe overflateutblåsning Sommer Kobbe overflateutblåsning Vinter Kobbe sjøbunnsutblåsning Sommer Kobbe sjøbunnsutblåsning Vinter Figur 5-5 Sannsynligheten for treff av olje gitt dimensjonerende hendelse fra Goliat for analyseperiode sommer (april-september) til venstre og vinter (oktober-mars) til høyre. DNV Referansenr.: 12NLC0E-1 Dato: Side 17 av 93

23 Gjennomsnittlige strandingsmengder er presentert i Figur 5-6, og viser at overflateutslipp fra Realgrunne og Kobbe kan gi de største strandingsmengdene, og noe større mengder om sommeren enn om vinteren. Realgrunnen overflateutblåsning Sommer Realgrunnen overflateutblåsning Vinter Realgrunnen sjøbunnsutblåsning Sommer Realgrunnen sjøbunnsutblåsning Vinter Kobbe overflateutblåsning Sommer Kobbe overflateutblåsning Vinter Kobbe sjøbunnsutblåsning Sommer Kobbe sjøbunnsutblåsning Vinter Figur 5-6 Gjennomsnittlige emulsjonsmengder (tonn) i landruter gitt dimensjonerende hendelse fra Goliat for analyseperiode sommer (april-september) til venstre og vinter (oktober-mars) til høyre. DNV Referansenr.: 12NLC0E-1 Dato: Side 18 av 93

24 6 BEREDSKAPSANALYSE MEKANISK OPPSAMLING 6.1 TILTAKSALTERNATIVER FOR BEREDSKAPSMODELLERING ENIs selskapskrav til beredskap Beredskap er et konsekvensreduserende tiltak og skal i utgangspunktet stå i forhold til miljørisiko. Vedlegg 3 beskriver de generelle myndighetskravene til beredskapsetablering, samt NOFO og OLFs industripraksis i forhold til beredskapsstrategi. ENI Norge AS ønsker med beredskapstiltak å være godt rustet til å hindre påslag av oljeemulsjon langs kysten, og å begrense mulige skader på naturressurser i åpent hav. For å ivareta krav i regelverket, har Eni Norge AS etablert en generisk strategi for oljevernberedskap. Med basis i strategien er det utviklet operatørkrav til beredskap som dekker de fire fasene i en oljevernaksjon (varsling, mobilisering, bekjempelse og normalisering). I tillegg er det utviklet operasjonsspesifikke ytelseskrav som dekker åpent hav, kyst og strandsonen. Dette er beskrevet i detalj i foreliggende beredskapsanalyse. Eni sine operatørkrav til beredskap mot akutt forurensninger beskrevet i styringsdokumentet Emergency preparedness strategy and requirements (Eni 2005). Etablerte interne krav til oljevernberedskap er: Miljørisikoen reduseres så langt det er praktisk og økonomisk forsvarlig, jfr. ALARPprinsippet Det skal velges beredskapsløsninger som tar hensyn til eventuell usikkerhet i analysegrunnlaget Prioritere oppsamling nær kilden, om nødvendig ved bruk av flere barrierer Prioritere beskyttelse av sårbare områder Robust og fleksibel beredskapsløsning, gjennom: o Proaktiv mobilisering av ressurser o Kompetanse og trening o Logistikk o Detaljeringsgrad Ivareta hensynet til innsatspersonellets helse og sikkerhet Risikobasert utvalg av scenarier som grunnlag for å dimensjonere beredskapen Et tiltaksalternativ er et definert oppsett av beredskapssystemer som tilfredsstiller ulike krav til kapasitet ved bekjempelse av en gitt hendelse. Tiltaksalternativ benyttes i beredskapssammenheng for å kunne modellere alternative løsninger. Utfallet av analysen gir beslutningstagere et verktøy for å kunne vurdere beredskap som et konsekvensreduserende tiltak, sett i sammenheng med miljørisiko. Beredskapsanalysen skal vurdere flere kombinasjoner av tiltak (tiltaksalternativer) for å redusere konsekvensen av en eventuell utblåsning fra aktiviteten. Det er i analysen tatt utgangspunkt i et DNV Referansenr.: 12NLC0E-1 Dato: Side 19 av 93

25 standard tiltaksalternativ for hver sesong som tilfredsstiller kriteriet om at det er tilstrekkelig kapasitet i hovedbarriere 1 og 2 (NOFO/OLF 2007). Tilstrekkelig kapasitet i hver sesong vil i dette tilfellet si en systemkapasitet som er lik eller overgår mengden emulsjon inn til barrieren. Ved en reell operasjon vil bruk av oljevernsystem være en operativ beslutning som avhenger av rådende forhold. Prioriteringen kan dermed avvike fra den benyttet ved modellering i denne analysen Beregning av tiltaksalternativ Tiltaksalternativet som tilfredsstiller det kravet NOFO og OLF stiller til beredskapens kapasitet (ref. kapittel 8.2), er definert som tiltaksalternativ nummer 3+3 i vinterhalvåret og 3+2 i sommerhalvåret. Tiltaksalternativene har tilstrekkelig kapasitet i hver hovedbarriere basert på utregninger gjort i forkant av beredskapsmodellering. Utregning av tiltaksalternativene er gjort med følgende hensyn. Utblåsning fra Realgrunnen med Goliat Realgrunnen olje er dimensjonerende for beredskapsbehovene med en en vektet utslippsrate på 4594 Sm 3 /døgn og varighet på 6,8 døgn. Fra det tidspunktet oljen er sluppet ut foregår en forvitring og emulgering fram til oljen når barriere 1 (2 timer gammel olje), og videre inn i barriere 2 (12 timer gammel olje). Volumendringen beregnes på bakgrunn av de forventede miljøforholdene i analyseperiodene (vind og sjøtemperatur), og hvordan disse påvirker oljen. Forventet effektivitet av barrierene gitt av lys- og bølgeforhold i hver av analyseperiodene. Tabell 6-1 Beregnet systembehov for å håndtere dimensjonerende rate (overflateutblåsning) for Goliat i analyseperiode sommer (april-september) og vinter (oktober-mars). Emulsjon inn til barriere (Sm 3 /d) Antall NOFO system med kapasitet på 2400 m 3 /d nødvendig for å ha tilstrekkelig kapasitet. Emulsjon ut av barriere (Sm 3 /d) Sommer Vinter Sommer Vinter Sommer Vinter Barriere 1 (2 timer gammel olje) system 3 system Barriere 2* (12 timer gammel olje) * etter effekt av barriere system 3 system Ytterligere tiltaksalternativ er definert av DNV og er utformet med hensikt på å vise hvordan både færre og flere systemer -utover referanseberedskapen endrer effekten av henholdsvis barriere 1 og 2 gjennom modellering. Videre vil modellering vise hvordan effekten av ulike tiltak påvirker opptakseffektivitet og landpåslag. DNV Referansenr.: 12NLC0E-1 Dato: Side 20 av 93

26 6.1.3 Beredskapsmodellering For dimensjonerende hendelse (vektet utblåsningsrate og varighet for hhv. overflate og sjøbunnsutblåsning) er det modellert 476 hendelsesforløp (simuleringer) uten og med effekt av en rekke ulike beredskapstiltak (antall oppsamlingssystemer og konfigurasjon/opptaksstrategi) i hver periode. Antall simuleringer er valgt for å kunne gi et tilstrekkelig presist resultat i forhold til 95 persentil strandingsmengde. Ved beredskapsmodellering med effekt av ulike tiltaksalternativer er egenskapene til NOFO systemene som responstid, gangfart, slepefart, begrensninger av bølgehøyde, skimmerkapasitet, tankkapasitet, og redusert effekt av mørke tatt i betraktning i modellen. En oppsummering av inngangsparameterne som er benyttet i beredskapsmodelleringen i OS3D er gitt i Tabell 6-2. Tabell 6-3 oppsummerer inngangsparametere som er relevante for modellering av beredskapseffekt. De nevnte parameterne viser til de inngangsdata som modellverktøyet OS3D benytter seg av i modelleringen. Inngangsdata vedrørende systemer og responstider er gitt av Eni Norge AS og NOFO (2010). Beredskapsfartøy som er definert inn i barriere 1 i det enkelte tiltak prioriterer å prosessere nyeste olje, dvs. den oljen som er nylig sluppet ut fra utslippspunktet. Beredskapsfartøy som er definert inn i barriere 2 i det enkelte tiltak prioriterer å prosessere tykkeste olje, dvs. det oljeflaket med tykkeste oljefilm. Tabell 6-2 Viktige inngangsparametere til beredskapsmodelleringen systemspesifikke parametere. System nummer (ankomstre kkefølge) Beredskapsfartøy Slepebåt Total responstid for system (timer) 1 Eni Norge AS standbyfartøy Eni Norge AS Eni Norge AS forsyningsfartøy med utstyr Eni Norge AS forsyningsfartøy uten utstyr NOFO Haltenbanken (Stril Poseidon) Eni Norge AS Eni Norge AS Fiskefartøy 5 NOFO Sandnessjøen Fiskefartøy 36 6 NOFO Troll/Oseberg (Havila Runde) Fiskefartøy 7 NOFO Kr.Sund Fiskefartøy 53 8 NOFO Sandnessjøen Fiskefartøy 56 9 NOFO Tampen (Stril Herkules) Fiskefartøy DNV Referansenr.: 12NLC0E-1 Dato: Side 21 av 93

27 Tabell 6-3 Viktige inngangsparametere til beredskapsmodelleringen generelle parametere vedrørende beredskap. Input Parameter Verdi System Boom Skimmer Tømmetid tank 2 timer Effektivitet i mørke Ja (65 %) Operativ før/etter soloppgang/-nedgang 0 Effektivitet av emulsjonsbryter 60 % Sveipebredde lenseåpning 125 m Operasjonshastighet 1 knop Effektivitet (maks) 80 % Bølgebegrensning 4 m Skimmer rate (m 3 /h) 170 Viskositetsgrense cp DNV Referansenr.: 12NLC0E-1 Dato: Side 22 av 93

28 6.2 Effekt av beredskap og valg av tiltaksalternativer For å vurdere effekten av ulike beredskapstiltak er det med utgangspunkt i beregnet ressursbehov for høst/vinter (tiltaksalternativ 3+2 sommer og 3+3 vinter) modellert effekt av ulike oppsett med oljevernressurser i barriere 1 og 2. Parametere som presenteres er: bl.a. opptak i % av samlet utslippsvolum samt stranding. Tilleggseffekt ved varierende systemantall og systemkonfigurasjon (antall systemer i barriere 1 og 2) Resultatene fra modelleringer i OS3D med og uten tiltak vises i figurene i inneværende kapittel. Det er ikke anbefalt en dimensjonering av oljevernressurser ved et dimensjonerende utslipp, men ved å analysere et økende antall beredskapssystemer er det lagt til rette for kost-nytte betraktninger. Det er opp til operatør å velge optimal løsning for oljevernberedskap i forbindelse med boring på Goliat Effekt av oljevern overflateutslipp med Realgrunnen olje I tillegg til modellering av oljedriftsstatistikk for dimensjonerende DFU, er det modellert effekt av hvert enkelt tiltaksalternativ (beredskapstiltak) over de samme enkeltsimuleringene. I modellen arbeider oljevernsystemene med opptak av olje fra de kommer på plass i henhold til individuell responstid (Tabell 6-2), og frem til simuleringenes slutt. Oljeoppsamling med effekt av beredskap i de ulike tiltaksalternativene er presentert i dette kapittelet. DNV Referansenr.: 12NLC0E-1 Dato: Side 23 av 93

29 med ulike tiltaksalternativer 100 % 90 % 80 % 70 % 60 % 50 % 40 % 30 % 20 % 10 % 0 % 3,1 3,0 2,9 2,9 2,8 2,8 2,7 2,7 2,7 2,6 2,6 2,6 2,6 2,6 2,5 2,5 2,5 2,4 3,6 9,6 3,9 0,0 14,2 16,9 21,0 23,3 23,9 26,0 27,5 28,2 29,5 30,7 29,9 31,1 32,2 31,3 32,5 33,5 32,7 33,7 34,7 34,8 35,6 3,4 3,3 3, Recovered Ashore Surface Dispersed Dissolved Evaporated Decayed Outside Figur 6-1 Figuren angir gjennomsnittlig massebalanse (% oljeopptak, stranding, olje på havoverflaten, dispergert, oppløst, fordampet og nedbrutt olje) i vinterperioden med ulike tiltaksalternativer. Systemkonfigurasjonen i barriere 1 og 2 er angitt som antall systemer i hver barriere (1+0, 1+1 etc.). Figur 6-1 viser at 3+3 opptakssystemer vinterstid i gjennomsnitt er i stand til å ta opp 29,9 % av det samlede utslippsvolumet på m 3 ren olje. I gjennomsnitt strander 2,7 % av volumet (ca. 800 m 3 olje) ved dette tiltaksalternativet mot 3,9 % (1200 m 3 ) uten tiltak. Modelleringen viser at tilleggseffekten av å sette inn flere mekaniske opptakssystemer, vil øke det samlede opptaket opp mot 35 % ved 9 systemer. Systemkonfigurasjon kan også bety noe for opptaket og modellen viser bedre effekt av 5+1 system vs. 3+3, men dette vil være en operasjonell avgjørelse om disponering av beredskapsfartøyene. I og med at mye av oljen fordamper og blandes ned i vannmassene, er det sett nærmere på effektiviteten av opptaket i forhold til tilgjengelig mengde olje på overflaten (tilgjengelig for opptak). I den tiden som utslippet varer (første 6,8 døgn) er det i gjennomsnitt for alle simuleringer 35,4 % olje tilgjengelig på overflaten, mens i de påfølgende 10 døgn så reduseres dette til 21,9 %. Et samlet opptak på 29,9 % vil da ha en opptakseffektivitet på om lag 56 % av tilgjengelig olje på overflaten (jfr. Figur 6-2). Økende systemantall kan gi en effektivitet på over 60 %. DNV Referansenr.: 12NLC0E-1 Dato: Side 24 av 93

30 Effektivitet av oppsamling ved ulike tiltaksalternativer 70,0 % 60,0 % 50,0 % 40,0 % 30,0 % 20,0 % 10,0 % 0,0 % Effektivitet (% av tilgjengelig olje på overflaten) Systemantall (B1+B2) Figur 6-2 Beregnet opptakseffektivitet av tilgjengelig olje på overflaten i vinterperioden ved ulike systemkonfigurasjoner. Tilsvarende figurer for sommerperioden er vist i Figur 6-3 og viser et opptak på 45,5 % av utsluppet mengde ved 3+2 opptakssystemer. Dette tilsvarer en effektivitet på rundt 58 % av tilgjengelig olje på overflaten, mens det ved å tilføre ytterligere systemer kan oppnås over 60 % effektivitet (Figur 6-4). Totalt strander det 2,0 % av volumet (ca. 620 m 3 olje) ved dette tiltaksalternativet mot 4,0 % (1240 m 3 ) uten tiltak. DNV Referansenr.: 12NLC0E-1 Dato: Side 25 av 93

31 med ulike tiltaksalternativer 100 % 80 % 60 % 40 % 20 % 0 % 2,5 2,3 2,3 2,1 2,0 2,0 1,9 1,8 1,8 1,8 1,7 1,7 1,7 1,6 1,7 1,6 1,6 1,5 1,5 2,8 3,1 37,2 31,9 45,0 45,4 46,9 47,8 46,9 48,1 49,0 48,0 49,0 49,8 49,0 49,8 50,6 50,6 51,2 3,4 25,9 18,4 4,0 0, Recovered Ashore Surface Dispersed Dissolved Evaporated Decayed Outside Figur 6-3 Figuren angir gjennomsnittlig massebalanse (% oljeopptak, stranding, olje på havoverflaten, dispergert, oppløst, fordampet og nedbrutt olje) i sommerperioden med ulike tiltaksalternativer. Systemkonfigurasjonen i barriere 1 og 2 er angitt som antall systemer i hver barriere 1+0, 1+1 etc. Effektivitet av oppsamling ved ulike tiltaksalternativer 70,0 % 60,0 % 50,0 % 40,0 % 30,0 % 20,0 % 10,0 % 0,0 % Effektivitet (% av tilgjengelig olje på overflaten) Systemantall (B1+B2) Figur 6-4 Beregnet opptakseffektivitet av tilgjengelig olje på overflaten i sommerperioden ved ulike systemkonfigurasjoner. DNV Referansenr.: 12NLC0E-1 Dato: Side 26 av 93

32 I Figur 6-5 (vinter) og Figur 6-6 (sommer) presenteres opptaksandelen for alle simuleringer (ca. 472) for tiltaksalternativ 3+3 (vinter) og 3+2 (sommer). Figuren viser at det som forventet vil være stor variasjon i opptakseffekt avhengig av lys, vind- og bølgeforhold fra ca. 5 % (minimum) til 60 % (maksimum) i vintersesongen, og fra ca. 10 % til 70 % i sommersesongen. Effekten av beredskapstiltak er størst i sommersesongen (med ett opptakssystem mindre), noe som kan foreskrives bedre vær- og lysforhold til å drive en oljevernaksjon. Figurene gir også et inntrykk av hvor mye av oljen som strander i de ulike simuleringene, men det er vanskelig å konkludere med en generell trend i retning av økt stranding under forhold hvor oppsamlingen er liten (lav recovery). Andel dispergert (nedblandet) olje og fordampet olje er gjennomgående høyere i de scenariene som gir lav oppsamlingseffekt. Det vil være flere faktorer som forklarer hvorfor en del av simuleringene gir forholdsvis lav oppsamlingseffekt (< 10 %) særlig i vintersesongen. Delvis kan dette skyldes faktorer som begrenser effekten av beredskap. Det sørlige Barentshavet i perioden domineres av høy vindhastighet (som fører til høy sjø) samt mørketid deler i vinterperioden. Delvis kan resultatene skyldes høy grad av nedblanding (dispergering) under værforholdene i de aktuelle scenariene. Dette gjør at olje tilgjengelig for opptak i overflaten blir mindre. Opptak 3+3 systemer i vinterperiode % av utsluppet mengde olje simuleringsnr. Recovered Ashore Figur 6-5 Andel oppsamlet og strandet olje i prosent av totalt utsluppet oljemengde i tiltaksalternativet med 3+3 systemer for hver enkelt modellsimulering i vintersesongen. DNV Referansenr.: 12NLC0E-1 Dato: Side 27 av 93

33 Opptak 3+2 systemer i sommerperiode % av utsluppet mengde olje simuleringsnr. Recovered Ashore Figur 6-6 Andel oppsamlet og strandet olje i prosent av totalt utsluppet oljemengde i tiltaksalternativet med 3+2 systemer for hver enkelt modellsimulering i sommersesongen Effekt av oljevern overflateutslipp med Kobbe olje For Kobbe olje vil dimensjonerende utslipp gi mindre stranding enn med Realgrunnen olje og 6 beredskapssystemer (3+3) vil vinterstid kunne ta opp om lag 26 % av utsluppet mengde olje (Figur 6-7), tilsvarende en effektivitet på i underkant av 60 % av tilgjengelig olje på overflaten (Figur 6-8). Ytterligere systemer kan øke opptaket noe, men det betyr mindre for samlet strandingsmengde som ligger i overkant av 1 % av utsluppet mengde. DNV Referansenr.: 12NLC0E-1 Dato: Side 28 av 93

34 med ulike tiltaksalternativer 100 % 80 % 60 % 40 % 20 % 0 % 1,5 1,4 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,2 1,3 1,2 1,2 1,2 1,2 1,1 1,1 1,1 1,5 1,5 1,6 9,0 12,4 16,4 18,8 22,0 20,5 23,6 25,6 24,8 26,7 28,1 25,8 27,6 28,9 26,6 28,5 29,7 27,6 29,3 30,4 29,8 31,0 1,7 1,8 0,0 2, Recovered Ashore Surface Dispersed Dissolved Evaporated Decayed Outside Figur 6-7 Figuren angir gjennomsnittlig massebalanse (% oljeopptak, stranding, olje på havoverflaten, dispergert, oppløst, fordampet og nedbrutt olje) i vinterperioden med ulike tiltaksalternativer. Systemkonfigurasjonen i barriere 1 og 2 er angitt som antall systemer i hver barriere (1+0, 1+1 etc). Effektivitet av oppsamling ved ulike tiltaksalternativer Effektivitet (% av tilgjengelig olje på overflaten) 80,0 % 70,0 % 60,0 % 50,0 % 40,0 % 30,0 % 20,0 % 10,0 % 0,0 % Systemantall (B1+B2) Figur 6-8 Beregnet opptakseffektivitet av tilgjengelig olje på overflaten i vinterperioden ved ulike systemkonfigurasjoner. I sommerperioden vil massebalansen viser mye fordampning av Kobbe olje og 5 beredskapssystemer (3+2) vil kunne ta opp om lag 39 % av utsluppet mengde og redusere DNV Referansenr.: 12NLC0E-1 Dato: Side 29 av 93

35 strandingsmengde fra 2,7 % til 1 % (Figur 6-9). Dette tilsvarer imidlertid en høy effektivitet av tilgjengelig olje på overflaten (om lag 72 %, se Figur 6-10). med ulike tiltaksalternativer 100 % 80 % 60 % 40 % 20 % 0 % 1,6 1,4 1,2 1,1 1,0 1,0 0,9 0,8 0,9 0,8 0,8 0,9 0,8 0,8 0,8 0,8 0,7 0,7 0,7 1,3 1,9 29,8 32,7 36,5 34,6 38,1 39,7 39,1 40,7 41,8 39,8 41,5 42,6 40,6 42,2 43,0 41,3 42,7 43,5 43,2 43,8 2,1 22,4 18,0 0,0 2, Recovered Ashore Surface Dispersed Dissolved Evaporated Decayed Outside Figur 6-9 Figuren angir gjennomsnittlig massebalanse (% oljeopptak, stranding, olje på havoverflaten, dispergert, oppløst, fordampet og nedbrutt olje) i sommerperioden med ulike tiltaksalternativer. Systemkonfigurasjonen i barriere 1 og 2 er angitt som antall systemer i hver barriere 1+0, 1+1 etc. Effektivitet av oppsamling ved ulike tiltaksalternativer Effektivitet (% av tilgjengelig olje på overflaten) 90,0 % 80,0 % 70,0 % 60,0 % 50,0 % 40,0 % 30,0 % 20,0 % 10,0 % 0,0 % Systemantall (B1+B2) Figur 6-10 Beregnet opptakseffektivitet av tilgjengelig olje på overflaten i sommerperioden ved ulike systemkonfigurasjoner. DNV Referansenr.: 12NLC0E-1 Dato: Side 30 av 93

36 6.2.3 Effekt av oljevern sjøbunnsutslipp med Realgrunnen olje For sjøbunnsutslipp så viser massebalansen langt mindre effekt av beredskapssystemene, men også mindre stranding enn ved overflateutslippene. En stor andel fordamper grunnet tynn film på overflaten og mye dispergeres i vannsøylen og biodegraderes der ( decayed i figurene). Det vises noe større opptak vinterstid enn om sommeren, hvor noe mer av oljen fordamper og gir mindre stranding totalt sett (Figur 6-11 og Figur 6-12). med ulike tiltaksalternativer 100 % 80 % 60 % 40 % 20 % 0 % 0,0 3,3 4,7 4,9 5,9 5,9 6,5 6,6 6,6 7,2 7,3 7,3 7,8 8,0 7,9 8,4 8,5 8,5 8,9 9,0 9,0 9,2 9,3 1,1 1,1 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0,9 0, Recovered Ashore Surface Dispersed Dissolved Evaporated Decayed Outside Figur 6-11 Figuren angir gjennomsnittlig massebalanse (% oljeopptak, stranding, olje på havoverflaten, dispergert, oppløst, fordampet og nedbrutt olje) i vinterperioden med ulike tiltaksalternativer. Systemkonfigurasjonen i barriere 1 og 2 er angitt som antall systemer i hver barriere (1+0, 1+1 etc.). DNV Referansenr.: 12NLC0E-1 Dato: Side 31 av 93

37 med ulike tiltaksalternativer 100 % 80 % 60 % 40 % 20 % 0 % 0,0 4,6 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 0,3 5,7 5,7 5,9 5,9 5,9 5,9 5,9 5,9 5,9 5,9 5,9 5,9 5,9 5,9 5,9 5,9 6,0 5,9 5,9 5,9 5,9 0, Recovered Ashore Surface Dispersed Dissolved Evaporated Decayed Outside Figur 6-12 Figuren angir gjennomsnittlig massebalanse (% oljeopptak, stranding, olje på havoverflaten, dispergert, oppløst, fordampet og nedbrutt olje) i sommerperioden med ulike tiltaksalternativer. Systemkonfigurasjonen i barriere 1 og 2 er angitt som antall systemer i hver barriere 1+0, 1+1 etc Effekt av oljevern sjøbunnsutslipp med Kobbe olje Ved sjøbunnsutslipp med Kobbe olje viser modellen ingen effekt av beredskapssystemene, verken sommerstid eller om vinteren. Dette henger sammen med svært tynn film på overflaten og oljen vil heller ikke i noen særlig grad kunne danne emulsjon. Sjøbunnsutslippene gir derved også svært lite stranding av olje (i gjennomsnitt 0,6 % av utslippet, se Figur 6-13og Figur 6-14). DNV Referansenr.: 12NLC0E-1 Dato: Side 32 av 93