Referansebasert Miljørisikoog Beredskapsanalyse (MRABA) for avgrensningsbrønn 6506/11-11 Iris i PL644

Transkript

1 Referansebasert Miljørisikoog Beredskapsanalyse (MRABA) for avgrensningsbrønn 6506/11-11 Iris i PL644 OMV (NORGE) AS Rapportnr.: , Rev. 00 Dokumentnr.: Dato:

2

3 Innholdsfortegnelse KONKLUDERENDE SAMMENDRAG... 3 EXECUTIVE SUMMARY... 5 DEFINISJONER OG FORKORTELSER INNLEDNING Aktvitetsbeskrivelse Hensikt/formål OMVs akseptkriterier for akutt forurensning Gjeldende regelverkskrav 11 2 MILJØRISIKOANALYSE Metode Referansebasert Miljørisikoanalyse Viktige parametere for å evaluere miljørisiko Lokasjon Sannsynlighet for utblåsning Utblåsningsrater og -varigheter Oljetype GOR (Gas-Oil-Ratio) Oljedriftsmodellering Vurdering av miljørisiko 25 3 BEREDSKAPSANALYSE FOR AVGRENSNINGSBRØNN 6506/ Metode for gjennomføring av miljørettet beredskapsanalyse Oljens egenskaper i forhold til mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering Dimensjonerende utblåsningsrate Ytelseskrav til beredskapen Beredskapsbehov åpent hav (Barriere 1 og 2) Beredskapsbehov Kyst og Strand (barriere 3-5) Konklusjon beredskapsanalyse 42 4 REFERANSER VEDLEGG A Gjeldende regelverkskrav DNV GL Rapportnr , Rev Page ii

4 KONKLUDERENDE SAMMENDRAG OMV Norge AS (heretter OMV) planlegger boring av avgrensningsbrønn 6506/11-11 i PL644 i Norskehavet. Brønnen ligger ca. 185 km fra nærmeste land som er Sula i Frøya kommune i Sør- Trøndelag. Vanndypet i området er 382 meter. Boringen har planlagt oppstart vår/sommer Brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare flyteriggen Deepsea Bergen. Som forberedelse til den planlagte boringen av 6506/11-11 har OMV gitt DNV GL i oppdrag å gjennomføre en miljørisikoanalyse og en beredskapsanalyse for aktiviteten. Miljørisiko Den planlagte aktiviteten ligger 4 km sørvest for brønn 6506/11-10, der det ble gjennomført en skadebasert miljørisikoanalyse og beredskapsanalyse i Denne analysen dekket leteboring. Inngangsdata for 6506/11-11 viser at potensielle vektede utblåsningsrater er lavere enn de beregnet for 6506/ I tillegg er GOR (GCR) vurdert til å være høyere for brønnen 6506/ Selv med en økning i hendelsesfrekvens, som følge av endret aktivitet, er det på bakgrunn av dette ikke identifisert behov for en full analyse av miljørisiko for 6506/11-11 brønnen, men det henvises til miljørisikoanalysen gjennomført for referansebrønn 6506/11-11, som anses som dekkende for planlagt aktivitet. Brønn 6506/11-11 har planlagt oppstart i vår-/sommerperioden og det vil derfor være disse to sesongene som er mest aktuelle i forhold til miljørisiko. Legger man utelukkende økt frekvens til grunn for risikonivået vil dette for gjeldende aktivitet utgjøre 76 % av akseptkriteriet for Moderat miljøskade (lomvi, august måned). Om våren er nivået 45 % av akseptkriteriet for Moderat miljøskade (krykkje, mai måned). Basert utelukkende på frekvens observeres økt risiko, som følge av endring fra oljebrønn (referansebrønn) til kombinert olje- og gassbrønn (6506/11-11). Årsaken er en forventet endring i GOR. Halvering av vektet utblåsningsrate rate sammenlignet med referansebrønn; fra 2368 Sm 3 /døgn til 1122 Sm 3 /døgn for overflateutblåsning og fra 2383 Sm 3 /døgn til 1129 Sm 3 /døgn for sjøbunnutblåsning kombinert med økt GOR (GCR), 4000 sammenlignet med 400 for referansebrønn, bidrar til redusert risikonivå. Referansebasert tilnærming gjør det ikke mulig å kvantifisere effekten av disse parametrene. En økt GOR (GCR) kan resultere i høyere konsentrasjon av hydrokarboner i vannsøylen. I referansestudie ble egg- og larvetap beregnet for sild og torsk. For begge arter ble populasjonstapet beregnet til lavere enn 0,5 %. I den referansebaserte analysen er miljørisikoanalysen gjennomført for 6506/11-11 sammenliknet med inngangsdata for brønn 6506/ Alle inngangsdata som vil ha innvirkning på miljørisikonivået er evaluert, og det konkluderes med at referanseanalysen er dekkende for den planlagte aktiviteten på brønn 6506/ Det forventes samme oljetype i begge brønnene, brønntekniske forhold er tilnærmet like, det skal benyttes samme borerigg, avstand til land er tilsvarende og lengste varighet er tilsvarende. Basert på vurderinger av alle inngangsparametere for de to brønnene forventes det at risikonivået ved boring av brønn 6506/11-11 er tilsvarende eller lavere enn for brønn 6506/11-10 og innenfor OMV operasjonsspesifikke akseptkriterier i alle sesonger, og følgelig vurdert å være akseptabelt. DNV GL Rapportnr , Rev Page 3

5 Figur 0-1 Beregnet miljørisiko for alle VØK-grupper lagt til grunn i analysen for de ulike sesongene, for referansebrønn 6506/11-10 i Norskehavet. Verdiene er oppgitt som prosent av OMVs operasjonsspesifikke akseptkriterier. Beredskap For beredskapsanalysen er det gjennomført beregninger av beredskapsbehov knyttet til mekanisk oppsamling av olje på åpent hav. Beregningene følger industristandarden "Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser" (Norsk Olje og Gass, 2013), basert på dimensjonerende DFU, som er en overflateutblåsning fra brønnen. Da det ikke er gjennomført oljedriftsmodellering for avgrensningsbrønnen, er strandingsmengder og drivtider i beredskapsanalysen hentet fra modelleringene gjennomført for referansebrønn 6506/ For dimensjonerende scenario, som er en overflateutblåsning fra 6506/11-11 med vektet utblåsningsrate på 1222 Sm 3 /døgn er behovet beregnet til ett NOFO-system i barriere 1 og ett NOFO system i barriere 2, totalt to NOFO-systemer, uavhengig av sesong. I henhold til ytelseskravene i NOFO veiledning skal fullt utbygd barriere 1 og 2 være på plass senest innen korteste drivtid til land (17,2 døgn 95-persentil). Med de oppgitte responstidene for oljevernfartøyene (operative innen 21 timer) oppfyller avgrensningsbrønn 6506/11-11 ytelseskravene med god margin. DNV GL Rapportnr , Rev Page 4

6 EXECUTIVE SUMMARY OMV Norge AS (hereafter OMV) plans to drill the appraisal well 6506/11-11 Iris in PL644 in the Norwegian Sea. The well is located about 185 km from the nearest shoreline, which is Sula in Frøya municipal in Sør-Trøndelag. The water depth in the area is 382 meters. The drilling is planned for spring/summer The well will be drilled by Deepsea Bergen, a semi-sub rig. An Environmental Risk Analysis and an Oil Spill Contingency Analysis are carried out by DNV GL as part of the preparations for the planned activity. Environmental risk The planned operation is located 4 km southwest of well 6506/11-10, for which it was carried out a damaged-based Environmental Risk Analysis and Oil Spill Contingency Analysis in The analysis involved an exploration drilling operation. The input data for 6505/11-11 shows that the potential weighted blowout rates are lower, compared to reference well (6506/11-10). In addition, the GOR (GCR) is assessed to be higher for 6506/ Based on the parameters above, a slight increase in incident frequency, due to change in operation, was considered not to require a full Environmental Risk Analysis for well 6506/11-11; however, it is referred to the environmental study carried out for the reference well 6506/11-10, which is evaluated to embrace the planned activity. Well 6506/11-11 is scheduled for spring/summer 2019, which means that these two seasons are most relevant regarding environmental risk. Based on increased operational incident frequency, due to a switch in operation, the highest value is registered in August for pelagic seabirds, 76 % of OMV s acceptance criteria for Moderate damage (Common guillemot). During spring the highest value is in May with 45 % for Kittiwake, also in category Moderate damage. Exclusively focus on frequency increases the risk, due to a switch from oil well frequency (reference well) to oil- and gas well combined (6506/11-11). The reason is an expected change in GOR; however, reduced weighted rates, from 2368 Sm 3 /day to 1122 Sm 3 /day for surface blowout and from 2383 Sm 3 /day to 1229 Sm 3 /day for seabed blowout, combined with increased GOR (GCR), 4000 vs. 400 contribute to risk reduction. The reference-based approach makes it impossible to quantify the effect of these parameters. A GOR (GCR) increase can result in elevated hydrocarbon concentrations in the water column. In the reference study, egg- and larvae losses for herring and cod were calculated to less than 0.5 %. In the reference-based analysis, the study for 6506/11-11 is compared to the input data for well 6506/ All input parameters, relevant for the environmental risk level, are reviewed, and it is concluded that the reference analysis encompasses the planned appraisal well activity (6506/11-11). Oil type, well technical aspects, distance to shore and time to drill a relief well are all same or similar. Evaluations of input data, for the two wells, the risk level for well 6506/11-11 is expected to be similar or lower than for the reference well 6506/11-10, and within OMV s operation specific acceptance criteria, independent of season, and therefore assessed to be acceptable. DNV GL Rapportnr , Rev Page 5

7 Figur 0-1 Environmental risk calculated for all VEC categories in each season for exploration well 6506/ The results are shown in percentage as part of OMV s operation specific acceptance criteria for environmental risk. Oil spill contingency The Oil Spill Contingency Analysis is carried out by calculating the requirement for mechanical recovery systems in open waters (barriers 1 and 2). The calculations follow the guideline "Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser" (Norsk Olje og Gass, 2013), and based on the weighted rate from a surface blowout. As no oil drift modelling was carried out for the appraisal well, strand mass and drift time to shore are gathered from the modelling output carried out for reference well 6506/ For the dimensioning scenario, a surface blowout with weighted rate of 1222 Sm 3 /day, the calculations show 1 NOFO-system in barrier 1 and 1 NOFO-system in barrier 2, a total of two NOFO-systems, independent of season. According to the guideline requirements, barrier 1 and 2 are to be fully set up within shortest drift-time to shore (17.2 days 95-percentil). The response time for system 2 makes the barriers fully operative within 21 hours, and appraisal well 6506/11-11 fulfill the criteria without difficulties. DNV GL Rapportnr , Rev Page 6

8 DEFINISJONER OG FORKORTELSER Akseptkriterier ALARP Analyseområde Bestand BOP cp DFU Eksempelområde Eksponeringsgrad Forvitring GOR Grunnberedskap IKV Influensområde IUA Kriterier som benyttes for å uttrykke et akseptabelt risikonivå i virksomheten, uttrykt ved en grense for akseptabel frekvens for en gitt miljøskade As Low As Resonnable Practicable (så lav som det er praktisk mulig) Området som er basis for miljørisikoanalysen og som er større enn influensområdet. Ressursbeskrivelsen dekker analyseområde. Gruppe individer innen en art som er reproduktivt isolert innen et bestemt geografisk område. Blowout Preventer Centipoise, måleenhet for viskositet Definerte fare- og ulykkeshendelser Til bruk i beredskapsplanleggingen er det definert arealer kalt eksempelområder. Disse er karakterisert ved at de ligger i ytre kystsone, har høy tetthet av miljøprioriterte lokaliteter og som også på andre måter setter strenge krav til oljevernberedskapen. Disse eksempelområdene er derfor forhåndsdefinert som dimensjonerende for oljevernberedskapen. Benyttes for å beskrive hvorvidt kysten er eksponert, moderat eksponert eller beskyttet mht. bølgeeksponering Nedbrytning av olje i miljøet. Forvitringsanalysen måler fysiske og kjemiske egenskaper for oljen til stede i miljøet over tid. Forkortelse for Gass/Olje forhold. Forholdet mellom produsert gass og produsert olje i brønnen. 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B). Indre Kystvakt Området med større eller lik 5 % sannsynlighet for forurensning med mer enn 1 tonn olje innenfor en 10 x 10 km rute, iht. oljedriftsberegninger Interkommunale Utvalg mot Akutt forurensning Korteste drivtid Tiden det tar fra utslippets start til den første oljen når kyst- og strandsonen. KYV Kystverket Miljø Et ytre miljø som kan bli berørt av oljeutslipp til sjø, dvs. det marine miljø. Miljørisikoanalyse Risikoanalyse som vurderer risiko for ytre miljø. Miljøskade Direkte eller indirekte tap av liv for en eller flere biologiske ressurser på grunn av oljeutslipp som kan beskrives på individ- eller bestandsnivå. For at et oljeutslipp skal kunne gi en miljøskade må restitusjonstiden for den mest sårbare bestanden være lengre enn 1 måned. Miljøskadekategorier Kategorisering av miljøskader i hhv. mindre, moderat, betydelig eller alvorlig på grunnlag av restitusjonstid for den mest sårbare bestanden: Mindre: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 måned og 1 år. Moderat: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 år og 3 år. Betydelig: en miljøskade med restitusjonstid mellom 3 år og 10 år. Alvorlig: en miljøskade med restitusjonstid over 10 år. Miljødirektoratet Tidligere Klima og forurensningsdirektoratet (Klif) og direktoratet for naturforvaltning MIRA Metode for miljørettet risikoanalyse (OLF, 2007). MRA Miljørettet risikoanalyse NEBA Net Environmental Benefit Analysis. Prosess som brukes av de ulike partene som inngår i en oljevernorganisasjon for å minimere effekten av oljeutslipp på mennesker og miljø. NOFO Norsk Oljevernforening for Operatørselskap NOROG Norsk Olje og Gass. Operasjon En enkel, tidsbegrenset arbeidsoperasjon som kan medføre akutt utslipp, f.eks. boring av en letebrønn, som inkluderer all aktivitet fra leteriggen er på borelokasjonen til den forlater lokasjonen. OSRL Oil Spill Response Limited DNV GL Rapportnr , Rev Page 7

9 OSCAR Persentil PL ppb ppm Prioriterte områder Ptil Ressurser eller biologiske ressurser Restitusjonstid RKB Sannsynlighet for treff SIMA Størst strandet emulsjonmengde THC TVD VØK Oil Spill Contingency Analysis and Response (SINTEF modell for oljedriftssimuleringer) P-persentil betyr at p prosent av observasjoner i et utfallsrom er nedenfor verdien for p-persentilen. En 25-persentil er da slik at 25 % av data/observasjoner er under den gitte verdien. Utvinningstillatelse (Produksjonslisens) Parts per billion / deler per milliard Parts per million / deler per million 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. Petroleumstilsynet Levende organismer, f.eks. plankton, tang og tare, virvelløse dyr, fisk, sjøfugl og sjøpattedyr. Restitusjonstiden er oppnådd når det opprinnelige dyre- og plantelivet i det berørte samfunnet er tilbake til tilnærmet samme nivå som før utblåsningen (naturlig variasjon tatt i betraktning) og de biologiske prosessene fungerer normalt. Bestander anses å være restituert når bestanden er tilbake på 99 % av nivået før hendelsen. Restitusjonstiden er tiden fra en oljeutblåsning skjer og til restitusjon er oppnådd. Rotary Kelly Bushing (mål for posisjon på boredekk) Sannsynlighet for at en 10x10 km rute treffes av olje fra en potensiell utblåsning Spill Impact Mitigation Assessment metode for å sammenligne og rangere netto miljøgevinst forbundet med forskjellige bekjempelsesmetoder innen oljevern, eksempelvis oppsamling, mekanisk og kjemisk dispergering. Metoden omfattes av NEBA-prosessen (Net Environmental Benefit Analysis). 95-persentilen i utfallsrommet for størst strandet mengde Total Hydrocarbon Concentration (total hydrokarbonkonsentrasjon) True Vertical Depth (sann vertikal dypde) Verdsatt Økosystem Komponent. En VØK er en populasjon, et samfunn eller et habitat (naturområde) som: - Er viktig for lokalbefolkningen (ikke bare økonomisk), eller - Har regional, nasjonal eller internasjonal verdi, eller - Har stor økologisk, vitenskapelig, estetisk og/eller økonomisk verdi, og som - Vil være dimensjonerende med hensyn på gjennomføring av risikoreduserende tiltak. DNV GL Rapportnr , Rev Page 8

10 1 INNLEDNING 1.1 Aktvitetsbeskrivelse OMV Norge AS (heretter OMV) planlegger boring av avgrensningsbrønn 6506/11-11 i PL644 i Norskehavet. Brønnen ligger ca. 185 km fra nærmeste land som er Sula i Frøya kommune i Sør- Trøndelag Figur 1-1Vanndypet i området er 382 meter. Boringen har planlagt oppstart vår/sommer 2019, men for å ta høyde for eventuelle endringer i boretidspunkt er det gjennomført en analyse som dekker hele året. Brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare flyteriggen Deepsea Bergen. Som forberedelse til den planlagte operasjonen er det gjennomført en miljørisikoanalyse og en beredskapsanalyse for aktiviteten. Basisinformasjon for aktiviteten er oppsummert i Tabell 1-1. Det er ikke identifisert behov for en full analyse av miljørisiko for brønnen, men henvises til miljørisikoanalysen gjennomført for referansebrønn 6506/11-10 (DNV GL, 2017), som anses som dekkende for planlagt aktivitet. Brønn 6506/11-11 ligger ca. 4 km sørvest for referansebrønn 6506/10-11 (Figur 1-1). For beredskapsanalysen er det gjennomført beregninger av beredskapsbehov knyttet til mekanisk oppsamling av olje på åpent hav. Beregningene er i henhold til industristandarden "Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser" (Norsk Olje og Gass, 2013). Da det ikke er gjennomført oljedriftsmodellering for avgrensningsbrønnen, er strandingsmengder og drivtider i beredskapsanalysen hentet fra modelleringene gjennomført for referansebrønn 6506/ Figur 1-1 Lokasjon til brønn 6506/11-11 og referansebrønn 6506/11-10 i Norskehavet. DNV GL Rapportnr , Rev Page 9

11 Tabell 1-1 Basisinformasjon for avgrensningsbrønn 6506/11-11 (e-post fra OMV, 15. nov., 2018) Brønnlokasjon Analyseperiode Vanndybde Avstand til nærmeste kystlinje 6 22' 55,7042" Ø, 65 12' 9,3442" N Helårlig, fordelt på 4 sesonger 382 meter Ca. 186 km (Sula, Frøya kommune) Oljetype Morvin olje (817 kg/m 3 ) Riggtype Utblåsningsrater Vektet varighet Deepsea Bergen - Halvt nedsenkbar flyterigg Vektet rate overflate: 1122 Sm 3 /døgn Vektet rate sjøbunn: 1129 Sm 3 /døgn Overflateutblåsning: 11,1 dager Sjøbunnsutblåsning: 11,6 dager GOR/GCR (Sm 3 /Sm 3 ) 4000 Tid for boring av avlastningsbrønn Aktivitet Type scenarier 75 døgn Avgrensningsboring Utblåsning (overflate/sjøbunn) 1.2 Hensikt/formål Gjennomføring av miljørisikoanalyser (MIRA) og beredskapsanalyser (BA) for aktiviteter knyttet til leting etter og/eller produksjon av olje og gass på norsk sokkel er påkrevd i henhold til norsk lovverk (se avsnitt 1.4). Miljørisikoanalysen for referanseanalysen (6506/11-10) er gjennomført som en full skadebasert analyse i henhold til Norsk Olje og Gass (tidligere OLF) sin Veiledning for gjennomføring av miljørisikoanalyser for petroleumsaktiviteter på norsk sokkel (OLF, 2007). Det henvises til rapporten (DNV GL, 2017) og veiledningen for ytterligere informasjon. Miljørisikoen vurderes opp mot OMVs operasjonsspesifikke akseptkriterier. I en skadebasert miljørisikoanalyse blir konsekvensene av oljeutblåsning/-utslipp knyttet opp mot sannsynligheten (frekvensen) for en slik hendelse, for å tallfeste risikoen et oljesøl kan ha på ulike ressurser i området. Ressursene i området som ble benyttet i analysen omtales som Verdsatte Økosystem Komponenter (VØK) og er en sammensetning av ulike populasjoner (sjøfugl, marine pattedyr, fiskearter) og habitater (kystsonen). I beredskapsanalysen er det gjennomført en beregning av beredskapsbehov knyttet til mekanisk oppsamling av olje på åpent hav. Beregningene er forenklet, men gjort i henhold til industristandarden "Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser" (Norsk Olje og Gass, 2013), basert på dimensjonerende DFU, som er en utblåsning fra brønnen. DNV GL Rapportnr , Rev Page 10

12 1.3 OMVs akseptkriterier for akutt forurensning OMV har som en integrert del av deres styringssystem definert akseptkriteriene for miljørisiko. For avgrensningsbrønn 6506/11-11 benyttes OMVs operasjonsspesifikke akseptkriterier for miljørisiko (Tabell 1-2). Disse er tilsvarende de som ble benyttet i referanseanalysen for brønn 6506/ Akseptkriteriene angir den øvre grensen for hva OMV har definert som en akseptabel risiko knyttet til egne aktiviteter (sannsynlighet for en gitt konsekvens). Disse er formulert som mål på skade på naturlige ressurser (VØK), uttrykt ved varighet (restitusjonstid) og ulik alvorlighetsgrad. OMV anvender de samme akseptkriterier i alle regioner på norsk sokkel. Miljørisikoanalysen fanger opp eventuelle forskjeller i miljøsårbarhet i ulike regioner fordi den tar hensyn til forekomst og sårbarhet (benytter en sårbarhetskategori) av miljøressursene i det enkelte analyseområdet, og fordi den beregner restitusjonstid for berørte ressurser. Dette fører til at det beregnes en høyere miljørisiko i områder der det er høy andel av berørte, sårbare bestander og ressurstyper. Akseptkriteriene setter derved strengere krav til operasjoner i denne type områder. Akseptkriteriene uttrykker OMV holdning om at naturen i størst mulig grad skal være uberørt av selskapets aktiviteter. Kriteriene angir maksimal tillatt hyppighet av hendelser som kan forårsake skade på miljøet. Tabell 1-2 OMVs operasjonsspesifikke akseptkriterier for forurensing. Miljøskade Varighet av skaden (restitusjonstid) Operasjonsspesifikke akseptkriterier Mindre 1 mnd. 1 år <1 x 10-3 Moderat 1-3 år <2,5 x 10-4 Betydelig 3-10 år <1 x 10-4 Alvorlig >10 år <2,5 x Gjeldende regelverkskrav Myndighetskrav til HMS (helse, miljø og sikkerhet) for petroleumsvirksomhet til havs omfatter følgende lover og forskrifter; forurensingsloven, rammeforskriften, styringsforskriften, innretningsforskriften og aktivitetsforskriften. En nærmere beskrivelse av noen av kravene er gitt i Vedlegg A. DNV GL Rapportnr , Rev Page 11

13 2 MILJØRISIKOANALYSE 2.1 Metode Referansebasert Miljørisikoanalyse Det er gjennomført en referansebasert miljørisikoanalyse i henhold til MIRA-metoden (OLF, 2007). En referansebasert analyse kan gjennomføres dersom det foreligger inngangsdata som er sammenlignbare i forhold til aktiviteten det er aktuelt å gjøre en miljørisikoanalyse for. En tidligere utført analyse benyttes da som en referanseanalyse. Sentrale parametere for den aktuelle boreoperasjonen og miljøets sårbarhet gjennomgås og sammenliknes med referanseanalysen. Resultatene av sammenlikningen evalueres, og avgjør om referanseanalysen er dekkende for den planlagte aktiviteten. Referanseanalysen anses som dekkende dersom den er mer konservativ enn de detaljerte analysene en sammenlikner med, - slik at ytterligere analyse ville konkludert med tilsvarende eller lavere miljørisiko enn den gjeldende referanseanalysen. Følgende momenter inngår i evalueringen: Geografisk plassering Oljetype Sannsynlighet for utslipp Rater og varigheter Utslippspunkt (havoverflate eller sjøbunn) Type operasjon Miljøakseptkriterier Spesielt sårbar årstid Klimatiske forhold Influensområde oljedrift Brønntekniske aspekter Det henvises til veiledningen for mer utfyllende informasjon (OLF, 2007). 2.2 Viktige parametere for å evaluere miljørisiko Miljørisikoen er gjennomført som en referansebasert analyse i henhold til MIRA-metoden (OLF, 2007). Viktige parametere ved avgrensningsbrønn 6506/11-11 har blitt sammenliknet med samsvarende parametere i miljørisikoen for referansebrønn 6506/10-11 (DNV GL, 2017). Tabell 2-1 viser sammenlikning av parametere for de to brønnene. Inngangsdata og eventuelle ulikheter i inngangsdataene, og konsekvenser av disse ulikhetene er diskutert i påfølgende delkapitler. DNV GL Rapportnr , Rev Page 12

14 Tabell 2-1 Sammenstilling av parametere for brønn 6506/11-11 og referansebrønn 6506/11-10 (Ranold, 2018; OMV, 2018; DNV GL, 2017). Parameter 6506/ /11-10 (2017) Kriterium for sammenlikning Resultat av sammenlikni ng Operatør OMV OMV Posisjon (Geografiske koordinater) 65 12' 9,3442" N 06 22' 55,7042" Ø 65 13`50.54 N 06 25`47,23 Ø Avstand til 6506/11-10 (km) 4 -- Mindre enn 50 km Ok PL Brønntype Avgrensningsbrønn Leteboring Olje Morvin (SINTEF, 2008) Morvin (SINTEF, 2008) -- Ok, se kap. 0 Oljens tetthet Tilsvarende Ok, se kap. 0 Dyp (m) Tilsvarende Ok GOR (Sm 3 /Sm 3 ) Tilsvarende eller lavere Ok Avstand til land (km) Ca. 185 km Sula, Frøya kommune Ca. 186 km Sula, Frøya kommune Tilsvarende eller lengre avstand til land Ok Rater overflate (Sm 3 /d) Vektet rate overflate (Sm 3 /d) Tilsvarende eller lavere rate OK, se kap. 2.5 Rater sjøbunn (Sm 3 /d) Vektet rate sjøbunn (Sm 3 /d) Tilsvarende eller lavere rate Ok, se kap. 2.5 Lengste varighet (d) Tilsvarende eller kortere varighet Vektet var. top/sub 11,1/11,6 11,1/11,6 Tilsvarende eller kortere varighet Ok, se kap. 2.5 Ok, se kap. 2.5 Frekvens 8,09 x 10-4 HPHT avgrensningsboring (kombinert olje- og gassbrønn) 7,81 x 10-4 HPHT leteboring olje Tilsvarende Se kap. 2.4 Topside/subsea fordeling 20/80 % 20/80 % Tilsvarende Ok, se kap. 2.4 Riggtype Deepsea Bergen (halvt nedsenkbar flyterigg) Deepsea Bergen (halvt nedsenkbar flyterigg) Analyseperiode Hele året Hele året Må dekke planlagt boreperiode. Ok Seapop datasett Akseptkriterier 2013 (åpent hav)/ 2017 (kystnære) OMVs Operasjonsspesifikke akseptkriterier 2013 (Åpent hav)/ 2017 (Kystnære) OMVs Operasjonsspesifikke akseptkriterier Høyeste risiko -- 73,5 % av akseptkriteriet for moderat Miljøskade i sommersesongen Tilsvarende Ok -- Ok DNV GL Rapportnr , Rev Page 13

15 2.3 Lokasjon Brønn 6506/11-11 ligger ca. 185 km fra nærmeste land som er Sula i Frøya kommune i Sør-Trøndelag og ca. 4 km sørvest for referansebrønn 6506/11-10 (Figur 2-1). Figur 2-1 Lokasjonen til avgrensningsbrønn 6506/11-11 i PL644 og lokasjon til referansebrønn 6506/11-10 i PL644B. 2.4 Sannsynlighet for utblåsning Brønn 6506/11-11 er en HPHT avgrensningsbrønn der det forventes å finne olje og gass. Basert på SINTEF offshore blowout database 2016, var den totale utblåsningsfrekvensen vurdert til 7,81 x 10-4 for en oljeleteboring i 2017 (Lloyd s, 2017). Utblåsningsfrekvensen for en kombinert olje og gass HPHT avgrensningsbrønn er 8,09 x 10-4 (Lloyd s, 2018). Dette øker frekvensen med 3,6 % sammenliknet med referansebrønnen 6506/ Brønn 6506/11-11 er planlagt boret med den halvt nedsenkbare riggen Deepsea Bergen. Riggen er en halvt nedsenkbar flyter med BOP plassert på havbunnen, noe som tilsier at en utblåsning mest sannsynlig vil forekomme på havbunnen. Sannsynlighetsfordelingen mellom utblåsninger på havbunn kontra overflate under boring, ved boring med en halvt nedsenkbar rig er satt til henholdsvis 80 %/20 % (Lloyd s, 2018). Brønn 6506/11-10 ble også boret med Deepsea Bergen. Sannsynlighetsfordelingen var den samme for referansebrønnen (Lloyd s, 2017). DNV GL Rapportnr , Rev Page 14

16 Figur 2-2 Deepsea Bergen som skal brukes til boring av 6506/11-11 i PL644 og som ble brukt under boring av 6506/11-10 (kilde: Utblåsningsrater og -varigheter De fleste former for uhellsutslipp i forbindelse med en avgrensningsboring er begrensede, med små mengder og lette forbindelser. De hendelsene som har de største potensielle miljøkonsekvensene er ukontrollerte utslipp fra brønnen under boring (utblåsning). Slike hendelser anses dimensjonerende for foreliggende analyse. Lengste utblåsningsvarighet er satt til tiden det tar å bore en avlastningsbrønn. For brønn 6506/11-11 er denne satt til 75 døgn, fordelt på mobilisering av rigg, boring inn i reservoar og dreping av utblåsningen (Ranold, 2018). Ranold har i sitt studie brukt fire varigheter, og det gir vektet varighet for overflateutblåsning på 15,7 døgn, mens tilsvarende verdi for sjøbunnsutblåsning er 17,0 døgn. Ved å anvende DNV GL sin tilnærming, benyttet for referansebrønnen 6506/11-10 (DNV GL, 2017) med 75 dager som lengste varighet og fordeling på 5 varighet blir vektet varighet tilsvarende for de to brønnene; henholdsvis 11,1 døgn for overflateutblåsning og 11,6 døgn for sjøbunnsutblåsning. Rate-/varighetsmatrisen som ligger til grunn for oljedriftsmodelleringen og miljørisikoanalysen for brønn 6506/11-10 er basert på utblåsningsstudiet fra Acona (2017). Vektet rate for overflateutblåsning er 2368 Sm 3 /døgn og 2383 Sm 3 /døgn for sjøbunnsutblåsning. Rate-/varighetsmatrisen er gitt i Tabell 2-2. DNV GL Rapportnr , Rev Page 15

17 Tabell 2-2 Rate- og varighetsfordeling for brønn 6506/11-10 (Fra Acona, 2017; DNV GL, 2017). Varigheter (dg) og sannsynlighetsfordeling (%) Utblåsnings -lokasjon Fordeling overflate / sjøbunn Rate Sm 3 /d Open (O)/ Restricted (R) Sannsynlighet for raten Overflate 20 % Sjøbunn 80 % ,0 % ,0 % 52,08 18,67 17,32 5,96 5, ,08 % ,92 % 1034 R 42,0 % 1156 O 18,0 % 3135 R 50,14 18,91 18,29 6,53 6,12 28,0 % 6804 O 10,08 % 9206 O 1,92 % Forventede utblåsningsrater for avgrensningsbrønn 6506/11-11 er basert på utblåsningsstudiet fra Ranold (2018). Vektet rate for overflateutblåsning er 1122 Sm 3 /døgn og 1129 Sm 3 /døgn for sjøbunnsutblåsning (Tabell 2-3). Tabell 2-3 Rateberegninger for brønn 6506/11-11 gitt en overflateutblåsning (øverst) eller sjøbunnsutblåsning (nederst) (Ranold, 2018). Scenario Flowpath BOP Status Total Risk Oil blowout potential Risked Oil blowout rate Risked Gas blowout rate Prob. % Exposure Prob. % Status Prob. % Status [%] [Sm³/day] [Sm³/day] [MSm³/day] 0 Open hole 30 Open Restricted Partial reservoir exposure 86 Annulus 30 Open Restricted Drill pipe 30 Open Restricted Open hole 30 Open Restricted Full reservoir exposure 72 Annulus 30 Open Restricted Drill pipe 30 Open Restricted Total sum: DNV GL Rapportnr , Rev Page 16

18 Scenario Flowpath BOP Status Total Risk Oil blowout potential Risked Oil blowout rate Risked Gas blowout rate Prob. % Exposure Prob. % Status Prob. % Status [%] [Sm³/day] [Sm³/day] [MSm³/day] 0 Open hole 30 Open Restricted Partial reservoir exposure 86 Annulus 30 Open Restricted Drill pipe 30 Open Restricted Open hole 30 Open Restricted Full reservoir exposure 72 Annulus 30 Open Restricted Drill pipe 30 Open Restricted Total sum: Oljetype Både levetid til olje på sjø, grad av nedblanding i vannmassene og de tilhørende potensielle miljøeffektene avhenger av oljetype. Det samme gjelder egnetheten til og effekten av ulike typer oljevernberedskap (mekanisk og kjemisk bekjempelse). Det forventes å finne Morvin olje (SINTEF, 2008) som er benyttet i analysene for miljørisiko- og beredskap. Morvin råolje er en lett oljetype med tetthet på 817 kg/m 3, lavt asfalteninnhold (0,05 vekt-%), og moderat voksinnhold (5,4 vekt-%). Morvin har et høyt innhold av lette komponenter og tilhørende høyt fordampningstap. På grunn av det høye fordampningstapet vil forvitret Morvin råolje ha et lavt flammepunkt, og eksplosjonsfare vil kun være et problem de første par timene på havoverflaten. Stivnepunktet er avhengig av voksinnholdet i oljen. Stivnepunktet for Morvin råolje øker hurtig på havoverflaten grunnet fordampningstap og høyt initialt voksinnhold. Morvin råolje har et veldig hurtig vannopptak, men danner ustabile emulsjoner med lav viskositet. Morvin råolje har relativt kort levetid på havoverflaten sammenliknet med andre råoljer fra Haltenbanken. Karakteristikker for Morvin råolje er vist i Tabell 2-4. Tabell 2-4 Karakteristikker for Morvin olje benyttet i spredningsberegningene for referansebrønn 6506/11-10 (SINTEF, 2008). Morvin råolje Parameter Verdi Oljetetthet [kg/ m³] 817 Maksimum vanninnhold ved 15 C [volum %] 75 Voksinnhold, fersk olje [vekt %] 5,4 Asfalteninnhold, fersk olje [vekt %] 0,05 Viskositet ved 13 C 15 DNV GL Rapportnr , Rev Page 17

19 2.7 GOR (Gas-Oil-Ratio) GOR (gas-oil-ratio)/ GCR (gas-condensatel-ratio) gir en indikasjon på hvor mye gass den forventede oljen i brønnen inneholder. For avgrensningsbrønn 6506/11-11 er denne verdien beregnet til 4000 Sm 3 /Sm 3, mens den for referansebrønn 6506/11-10 var 400 Sm 3 /Sm 3. Høyere GOR for tilsvarende oljetype kan gi tynnere oljefilm på overflaten fordi oljen fra sjøbunnsutslipp vil få mindre dråpestørrelser i vannsøylen. Samtidig kan det resultere i en økt THC konsentrasjon i vannsøylen. 2.8 Oljedriftsmodellering Oljedriftsmodellen anvendt for referansebrønnen var SINTEFs OSCAR modell (Oil Spill Contingency And Response), MEMW versjon Modelloppsettet i OSCAR var gjennomført i henhold til Best Practice (Acona, Akvaplan-niva og DNV GL, 2016) Treffsannsynlighet av olje på overflaten For modellerte overflate- og sjøbunnsutblåsninger fra brønn 6506/11-10 er det generert oljedriftsstatistikk på rutenivå (10 10 km ruter) for fire sesonger; vår (mars-mai), sommer (juniaugust), høst (september-november) og vinter (desember-februar). Influensområdene ( 5 % treff av olje over 1 tonn i km ruter) gitt en utblåsning fra henholdsvis overflate og sjøbunn fra brønnen i de ulike sesongene er presentert Figur 2-3 og Figur 2-4. Merk imidlertid at influensområdene er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter, og at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Resultatene viser at oljen i stor grad fordeles rundt utblåsningspunktet i Norskehavet, men at oljen trekkes nordover med Kyststrømmen uavhengig av sesong. Forventet treff av oljemengder er mindre gitt en sjøbunn- enn en overflateutblåsning. Dette kan forklares ved at det er en lav GOR og dermed lite gass som driver oljen opp til overflaten. Oljen bruker tid på å nå overflaten gitt en sjøbunnsutblåsning, og det vil gi en tynn oljefilm på overflaten. Resultatene, som viser forventede oljemengder på overflaten, viser at oljen spres og forvitrer slik at det i all hovedsak er sannsynlighet for treff av oljemengder i kategori <50 tonn per km rute, med sannsynlighet for større oljemengder ( tonn) i området rundt brønnlokasjonen. DNV GL Rapportnr , Rev Page 18

20 Figur 2-3 Sesongvise forventede treff av olje ( 5 % treff av tonn olje) i km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra letebrønn 6506/ Forventet treff av olje er basert på alle utblåsningsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av en enkelt oljeutblåsning, men er det området som berøres i 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. DNV GL Rapportnr , Rev Page 19

21 Figur 2-4 Sesongvise forventede treff av olje ( 5 % treff av tonn olje) i km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra letebrønn 6506/ Forventet treff av olje er basert på alle utblåsningsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av en enkelt oljeutblåsning, men er det området som berøres i 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. DNV GL Rapportnr , Rev Page 20

22 2.8.2 Stranding Landrutene som har 5 % sannsynlighet for stranding av mer enn 1 tonn olje per km ruter per sesong er vist i Figur 2-5 og Figur 2-6 for henholdsvis overflate- og en sjøbunnsutblåsning. Det er størst strandningssannsynlighet i øyområdene ved Træna og Bliksvær, samt ved Røst (5-20 % treffsannsynlighet). Korteste ankomsttid til land og største strandingsmengder av emulsjon er vist i Tabell 2-5 (95- og 100- persentiler). Resultatene for forventet strandet emulsjon og drivtid presentert stammer ikke nødvendigvis fra samme simulering. Alle simuleringer, både for overflate- og sjøbunnsutblåsning ligger til grunn for resultatene. 95-persentilen av scenariene gir 172 tonn oljeemulsjon langs kystlinjen i høstsesongen. 95-persentilen av korteste drivtid er 17,2 døgn i vintersesongen. Tabell 2-6 angir 95- persentilen av korteste drivtid til land og største strandingsmengde inn i de definerte eksempelområdene. Lokasjon av eksempelområdene er gitt I Figur 2-7. Av eksempelområdene er det størst strandingsmengde på Træna, med 15 tonn oljeemulsjon i vårsesongen. Korteste drivtid til et eksempelområde er 20 døgn (Træna i høstsesongen). Tabell 2-5 Strandingsmengder av oljeemulsjon og korteste drivtid til den norske kystlinje gitt en utblåsning fra letebrønn 6506/11-10 (95- og 100-persentiler) oppgitt for hver sesong. Alle simuleringene for overflate- og sjøbunnsutblåsning er lagt til grunn for tallene presentert. Persentil Strandet oljeemulsjon (tonn) Drivtid (døgn) Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Vinter ,1 11,9 9,1 11, ,4 22,5 18,2 17,2 Tabell 2-6 Strandingsmengder av emulsjon og korteste drivtid til de definerte eksempelområdene gitt en utblåsning fra letebrønn 6506/11-10 (95-persentiler) oppgitt for hver sesong. Alle simuleringene for overflate- og sjøbunnsutblåsning er lagt til grunn for tallene presentert. Eksempelområde Strandet emulsjon (tonn) Drivtid (døgn) Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Vinter Røst ,7 62,5 Træna ,2 29,5 20,0 25,0 Bliksvær ,3 - Andøya/Skogvoll ,8 DNV GL Rapportnr , Rev Page 21

23 Figur 2-5 Sannsynligheten for treff av mer enn 1 tonn olje i km kystruter gitt en overflateutblåsning fra letebrønnen 6506/11-10 i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. DNV GL Rapportnr , Rev Page 22

24 Figur 2-6 Sannsynligheten for treff av mer enn 1 tonn olje i km kystruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra letebrønnen 6506/11-10 i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. DNV GL Rapportnr , Rev Page 23

25 Figur 2-7 Lokasjon av eksempelområdene langs Norskeksysten Vannsøylekonsentrasjoner Resultatene av konsentrasjonsberegningene rapporteres vanligvis som totale konsentrasjonsverdier av olje (THC) i de øverste vannmassene, det vil si det skilles ikke mellom dispergert olje og løste oljekomponenter. Oljen i vannmassene vil i hovedsak skrive seg fra olje som blandes ned i vannmassene fra drivende oljeflak (naturlig dispergering som følge av vind og bølger). Nedblanding av oljen fra overflaten beregnes på basis av oljens egenskaper og den rådende sjøtilstanden. Resultatene av modelleringen viser at fullt utfallsrom (dvs. alle rate- og varighetskombinasjonene) gir lave THC-konsentrasjoner i vannsøylen (Figur 2-8). En sjøbunnsutblåsning gir i all hovedsak THC konsentrasjoner mindre enn 50 ppb, og det er kun to gridruter rett ved brønnlokasjonen med THC konsentrasjoner over 100 ppb. En overflateutblåsning gir kun THC konsentrasjoner mindre enn 50 ppb og er ikke vist med figur. 58 ppb regnes som nedre effektgrense for skade på fiskeegg og larver (Nilsen et.al., 2006). DNV GL Rapportnr , Rev Page 24

26 Figur 2-8 Maksimale tidsmidlede THC konsentrasjoner i vannsøylen gitt en sjøbunnsutblåsning fra letebrønn 6506/11-10 vist årlig. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor året. 2.9 Vurdering av miljørisiko Utvalgte Verdifulle Økosystem Komponenter (VØK) Tabell 2-7 viser utvalgte sjøfuglarter på åpent hav og kystnært inkludert i miljørisikoanalysen for letebrønn 6506/ Flere av de pelagiske sjøfuglene inngår også i datasettene for kystnære sjøfugl, da det benyttes ulike datasett for disse etter tilholdssted i ulike deler av året. For disse artene dreier det seg i all hovedsak om hekkebestanden som oppholder seg rundt hekkekoloniene i en begrenset periode av året (vår/sommer). Det er ikke tatt hensyn til svømmetrekk for sjøfugl i datasettene. Det er benyttet de mest oppdaterte sjøfugl-datasettene for region Norskehavet. Datasettene for pelagiske sjøfugl er fra SEAPOP (2013) og for kystnære sjøfugl fra SEAPOP (2017). Det nyeste datasettet for kystnære sjøfugl inneholder både nasjonale data og regionale data (Norskehavet for denne analysen). Det er valgt å presentere resultater både for de regionale og nasjonale datasettene i rapporten. DNV GL Rapportnr , Rev Page 25

27 Tabell 2-7 Utvalgte VØKer sjøfugl for miljørisikoanalysen for letebrønn 6506/11-10 (Seapop, 2013; Seapop, 2017; Artsdatabanken (rødliste), 2015). Navn Latinsk navn Rødlista Tilhørighet Alke Alca torda EN Alkekonge Alle alle - Fiskemåke Larus canus NT Gråmåke Larus argentatus LC Havhest Fulmarus glacialis EN Havsule Morus bassanus LC Krykkje Rissa tridactyla EN Lomvi Uria aalge CR Lunde Fratercula arctica VU Polarlomvi Uria lomvia EN Polarmåke Larus hyperboreus - Svartbak Larus marinus LC Alke Alca torda EN Fiskemåke Larus canus NT Gråmåke Larus argentatus LC Havhest Fulmarus glacialis EN Havsule Morus bassanus LC Islom Gavia immer - Krykkje Rissa tridactyla EN Lomvi Uria aalge CR Lunde Fratercula arctica VU Makrellterne Sterna hirundo EN Polarlomvi Uria lomvia EN Polarmåke Larus hyperboreus - Praktærfugl Somateria spectabilis - Rødnebbterne Sterna paradisaea LC Siland Mergus serrator LC Sildemåke Larus fuscus LC Smålom Gavia stellata LC Storjo Stercorarius skua LC Storskarv Phalacrocorax carbo LC Svartbak Larus marinus LC Teist Cepphus grylle VU Toppskarv Phalacrocorax aristotelis LC Ærfugl Somateria molissima NT NT Nær Truet, EN Sterkt Truet, CR Kritisk Truet, VU Sårbar, LC Livskraftig Pelagisk sjøfugl datasett Norskehavet Kystnær sjøfugl datasett Norskehavet (Datasett både regionalt og nasjonalt) Marine pattedyr Havert og steinkobbe har høyest sårbarhet under kaste- og hårfellingsperioden da de samler seg i kolonier i kystnære områder (juni-september for steinkobbe og desember-april for havert). Influensområdene til 6506/11-10 strekker seg nordover i Norskehavet, og en eventuell utblåsning har sannsynlighet for å treffe kyst. Det er derfor valgt å gjennomføre risikoberegninger for havert, steinkobbe og oter i denne analysen. Tabell 2-8 viser de utvalgte VØK marine pattedyrene og deres rødliste status. Datasettene som er benyttet for havert og steinkobbe er hentet fra DN & HI (2007) og for oter fra Bjørn (2000), som er nyeste tilgjengelige data. DNV GL Rapportnr , Rev Page 26

28 Tabell 2-8 Utvalgte VØKer marine pattedyr for miljørisikoanalysen for letebrønn 6506/11-10 (Artsdatabanken (rødliste), 2015). Navn Latinsk navn Rødlista Havert Halichoerus grypus LC Steinkobbe Phoca vitulina LC Oter Lutra lutra VU VU Sårbar, LC Livskraftig Fisk Effekten av olje på organismer i vannfasen (fisk og plankton) er avhengig av oljetype, nedblandingsgrad og kinetikk for utløsning av oljekomponenter til vannfasen, samt varighet av eksponeringen. Siden planktonforekomstene (plante- og dyreplankton) er generelt lite sårbare for oljeforurensning, er hovedfokus for miljørisikoanalyser satt på fisk. Egg og larver kan være svært sårbare for oljeforurensning i vannmassene, mens yngel (større enn omlag 2 cm) og voksen fisk i liten grad antas å påvirkes. Dette er i tråd med feltobservasjoner som har vist liten dødelighet av voksen fisk etter virkelige oljeutslipp. For fisk er det hovedsakelig arter som gyter konsentrert både i tid og rom som har størst skadepotensiale for akutte oljeutblåsninger. I og med at influensområdene strekker seg nordover i Norskehavet, til et område med tidvise konsentrasjoner av gyteprodukt, er sild og torsk inkludert i miljørisikoanalysen for 6506/ Modellering av mulige tapsandeler av fiskeegg og -larver ble gjennomført for henholdsvis torsk og sild. Analysen ble kjørt på utblåsningsratene nærmest vektet rate, henholdsvis 3034 Sm 3 /døgn for overflateutblåsning og 3135 Sm 3 /døgn for sjøbunnsutblåsning, begge med 15 døgns varighet. Analysene viste ingen sannsynlighet for tapsandeler av torsk eller sild over 0,5 %, og således ingen kvantifiserbare effekter. Eventuelle effekter anses som neglisjerbare og ble derfor ikke tatt videre inn i miljørisikoberegningene Strand En utblåsning fra letebrønn 6506/11-10 medfører sannsynlighet for stranding av olje langs kysten i Nordland og det er derfor valgt å gjennomføre skadebaserte analyser for strand, med utgangspunkt i sårbare habitater langs kystområdene. DNV GL Rapportnr , Rev Page 27

29 2.9.4 Miljørisikonivå Tabell 2-9, Tabell 2-10, Figur 2-9 og Figur 2-10 viser sesongvis høyeste miljørisiko for hver av VØKkategoriene; pelagisk og kystnær sjøfugl, marine pattedyr og strandhabitat, uavhengig av art. Miljørisikoen er presentert som prosentandel av OMVs operasjonsspesifikke akseptkriterier. Det er viktig å merke seg at pelagisk og kystnær sjøfugl i utgangspunktet kan tilhøre samme bestand, men at analysene er basert på to ulike datasett etter sjøfuglenes tilholdssted i ulike perioder av året. I vår-/ sommersesongen vil hekkebestandene av de pelagiske artene trekke inn mot kysten (hekkekoloniene), og inngår i denne perioden i datasettet for kystnær sjøfugl. Sett for hele året er pelagisk sjøfugl (lomvi) dimensjonerende for risikonivået med 74 % av akseptkriteriet for Moderat miljøskade (1-3 års restitusjonstid) i sommersesongen (juni-august) for leteboring 6506/ Det høyeste risikonivået for kystnær sjøfugl er 18 % (lunde, sommer (regionale data)) for Alvorlig miljøskade. Det høyeste beregnede risikonivået for marine pattedyr og strandhabitat er henholdsvis 17 % (havert, vinter) og 7 % (sommer) for Moderat miljøskade. Brønn 6506/11-11 har planlagt oppstart i vår-/sommerperioden og det vil derfor være disse to sesongene som er mest aktuelle i forhold til miljørisiko. Legger man utelukkende økt frekvens til grunn for risikonivået vil dette for gjeldende aktivitet utgjøre 76 % av akseptkriteriet for Moderat miljøskade (lomvi, august måned). Om våren er nivået 45 % av akseptkriteriet for Moderat miljøskade (krykkje, mai måned) (Tabell 2-9 og Figur 2-9). Basert utelukkende på frekvens observeres økt risiko, som følge av endring i aktivitet. Halvering av vektet utblåsningsrate rate sammenlignet med referansebrønn; fra 2368 Sm 3 /døgn til 1122 Sm 3 /døgn for overflateutblåsning og fra 2383 Sm 3 /døgn til 1129 Sm 3 /døgn for sjøbunnutblåsning kombinert med økt GOR (GCR), 4000 sammenlignet med 400, bidrar til redusert risikonivå. Referansebasert tilnærming gjør det ikke mulig å kvantifisere effekten av disse parametrene. En økt GOR (GCR) kan resultere i høyere konsentrasjon av hydrokarboner i vannsøylen. I referansestudie ble egg- og larvetap beregnet for sild og torsk. For begge arter ble populasjonstapet beregnet til lavere enn 0,5 %. DNV GL Rapportnr , Rev Page 28

30 Tabell 2-9 Beregnet sesongvis miljørisiko for alle VØK-kategoriene lagt til grunn i analysen for letebrønn 6506/11-10 i Norskehavet. For sjøfugl og marine pattedyr er den månedlige verdien som gir høyest utslag innenfor de ulike skadekategoriene presentert, uavhengig av art. For strandhabitat er risikoen presentert for den km kystruten (strand) som viser høyest utslag. Verdiene er oppgitt som prosent av OMVs operasjonsspesifikke akseptkriterier. Sesong Vår VØK-gruppe Mindre (< 1 år) Moderat (1-3 år) Betydelig (3-10 år) Alvorlig (> 10 år) Pelagisk sjøfugl 10,1 % 43,3 % 16,6 % 13,4 % Kystnær sjøfugl-regionale 3,1 % 12,6 % 2,2 % 0,9 % Kystnær sjøfugl-nasjonale 1,8 % 7,4 % 0,3 % 0,1 % Marine pattedyr 0,6 % 2,4 % 0 % 0 % Strandhabitat 5,3 % 5,6 % 0 % 0 % Pelagisk sjøfugl 17,1 % 73,5 % 20,6 % 17,5 % Kystnær sjøfugl-regionale 3,2 % 15,8 % 14,7 % 17,7 % Sommer Kystnær sjøfugl-nasjonale 2,7 % 13,3 % 6,5 % 2,6 % Marine pattedyr 1,0 % 3,9 % 0 % 0 % Strandhabitat 6,5 % 7,1 % 0 % 0 % Pelagisk sjøfugl 15,2 % 65,8 % 20,0 % 21,8 % Kystnær sjøfugl-regionale 2,6 % 10,8 % 2,2 % 0 % Høst Kystnær sjøfugl-nasjonale 1,1 % 4,2 % 0 % 0 % Marine pattedyr 4,1 % 16,9 % 0,9 % 0 % Strandhabitat 7,2 % 7,6 % 0 % 0 % Pelagisk sjøfugl 10,3 % 48,0 % 24,1 % 18,2 % Kystnær sjøfugl-regionale 2,7 % 11,5 % 1,4 % 0 % Vinter Kystnær sjøfugl-nasjonale 0,5 % 1,9 % 0 % 0 % Marine pattedyr 4,2 % 17,1 % 0,7 % 0 % Strandhabitat 5,5 % 5,7 % 0 % 0 % Figur 2-9 Beregnet miljørisiko for alle VØK-grupper lagt til grunn i analysen for de ulike sesongene, for letebrønn 6506/11-10 i Norskehavet. Verdiene er oppgitt som prosent av OMVs operasjonsspesifikke akseptkriterier. DNV GL Rapportnr , Rev Page 29

31 Figur 2-10 Dimensjonerende arter for miljørisiko for letebrønn 6506/11-10 i de ulike månedene gjennom året. Alle arter i figuren er fra datasett pelagisk sjøfugl Norskehavet, da det er dette datasettet som gir høyest miljørisiko i alle årets måneder. Det er høyest utslag i skadekategori moderat (grønn) i alle månedene. Tabell 2-10 Høyeste miljørisiko per måned for pelagisk sjøfugl i de ulike skadekategoriene mindre, moderat, betydelig og alvorlig. I alle månedene er det pelagiske sjøfuglarter som er dimensjonerende for risikobildet for brønn 6506/ Måned Mindre miljøskade (<1 år) Moderat miljøskade (1-3 år) Betydelig miljøskade (3-10 år) Alvorlig miljøskade (> 10 år) Art Risiko Art Risiko Art Risiko Art Risiko Januar Alke 10,3 Alke 48,0 Alke 21,0 Alke 18,1 Februar Krykkje 9,4 Alke 42,3 Alke 22,2 Alke 18,1 Mars Alke 9,2 Alke 42,2 Alke 16,6 Alke 13,4 April Krykkje 8,2 Krykkje 35,0 Krykkje 6,2 Krykkje 0,9 Mai Krykkje 10,1 Krykkje 43,3 Krykkje 7,4 Krykkje 1,4 Juni Krykkje 12,5 Krykkje 52,3 Krykkje 6,5 Lunde 1,6 Juli Krykkje 10,4 Krykkje 43,6 Lunde 6,8 Lunde 5,6 August Lomvi 17,1 Lomvi 73,5 Lunde 20,6 Lunde 17,5 September Lomvi 14,9 Lomvi 64,4 Lunde 18,8 Lunde 12,7 Oktober Lomvi 15,2 Lomvi 65,8 Lunde 14,8 Lunde 9,7 November Krykkje 8,2 Alke 37,5 Alke 20,0 Alke 21,8 Desember Alke 9,8 Alke 47,1 Alke 24,1 Alke 18,2 DNV GL Rapportnr , Rev Page 30

32 2.9.5 Oppsummering av miljørisiko forbundet med aktiviteten I den referansebaserte analysen er miljørisikoanalysen gjennomført for avgrensningsbrønnen 6506/11-11 sammenliknet med inngangsdata og reultater for referansebrønn 6506/ Alle inngangsdata som vil ha innvirkning på miljørisikonivået er evaluert. Konklusjonen er at økningen i frekvens fører til økt risiko mens redusert vektet rate og høyere GOR (GCR) bidrar til lavere risikonivå. Ettersom effekten av de to sistnevnte faktorene ikke er kvantifiserbare i denne type analyse, kan ikke den eksakte effekten beregnes. Det vurderes at med de øvrige faktorene like; brønntekniske forhold er tilnærmet like, det skal benyttes samme borerigg, avstand til land er tilsvarende, og lengste varighet er tilsvarende, så forventes det at risikonivået ved boring av brønn 6506/11-11 er tilsvarende eller lavere enn for brønn 6506/11-10 og innenfor OMVs operasjonsspesifikke akseptkriterier i alle sesonger, og følgelig vurdert å være akseptabelt. DNV GL Rapportnr , Rev Page 31

33 3 BEREDSKAPSANALYSE FOR AVGRENSNINGSBRØNN 6506/ Metode for gjennomføring av miljørettet beredskapsanalyse Det er gjennomført beregninger av beredskapsbehov knyttet til en utblåsning fra brønn 6506/11-11 Iris Hornet. Beregningen er gjort i henhold til veiledningen «Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser» (Norsk Olje og Gass, 2013), basert på dimensjonerende utslippshendelse (DFU, se avsnitt 2.1, som er en overflateutblåsning. Det forventes en oljetype med liknende egenskaper som Morvin råolje og denne er benyttet som referanseolje. Forvitringsdata for Morvin råolje (SINTEF, 2008) benyttes som underlag for beregning av emulsjonsvolum og vurdering av beredskapsmessig relevante egenskaper. Både emulsjonsvolum og effektivitet av barrierer beregnes sesongvis basert på gjennomsnitt for aktuelle parametere (eksempelvis lys, vind og temperatur). For å kunne beregne behovet på en måte som best beskriver de operative forholdene, bruker beredskapsanalysen begrepet barrierer. Barrierebegrepet samsvarer med de ulike sonene der oljen skal bekjempes, og er i henhold til internasjonale standarder: Barriere 1 er nærmest mulig kilden Barriere 2 er mellom kilden og kysten Barriere 3 er kystnære områder Barriere 4 er remobiliserbar strandet olje Barriere 5 er strandet olje Ingen tiltak er alene 100 % effektive, men kan under optimale forhold samlet oppnå en høy ytelse. Beregningen tar hensyn til ytelsen av systemene og dermed også barrierene. I hver barriere/sone (unntatt den første) tas det hensyn til effekten av tiltak i foregående barriere/sone. Figur 3-1 Barrierer i beredskapsanalysen (Kilde: Nofos planverk) DNV GL Rapportnr , Rev Page 32

34 3.1.1 Effektivitet En barriere vil normalt bestå av ett eller flere oppsamlingssystemer. Figur 3-2 illustrerer et standardsystem bestående av to fartøyer, lense, oljeopptaker og lagringskapasitet. Effekten av hver enkelt barriere avhenger av vær- (lensetap øker med økende bølgehøyde) samt lysforhold (det antas en lavere effektivitet ved dårlige lysforhold som en konsekvens av høyere sannsynlighet for at oljeflak passerer på utsiden av lensene). I mørket forventes en effektivitetsreduksjon til 65 % (Norsk Olje og Gass, 2013). Forventet effektivitet av en barriere er også lavere med økende avstand fra kilden. Figur 3-2 Systemeffektiviteten tilsvarer den andelen av sveipet overflateolje som samles opp. Systemeffektivitet er et uttrykk for hvor mye olje som samles opp fra et lensesystem og er dermed hovedsakelig relatert til lensetype, selve operasjonen, oljens egenskaper og bølge-/strømforhold. Lysforhold påvirker i liten grad systemeffektiviteten. Mange år med olje-på-vann øvelser har etablert kunnskap om hvilken oppsamlingseffektivitet som oppnås med et NOFO-system som funksjon av bølgehøyde. For havgående NOFO-system forventes systemeffektiviteten å være lik null ved sjøtilstander over 4 meter signifikant bølgehøyde (Hs), mens tilsvarende for havgående kystvakt er forventet å være 3 meter Hs. Figur 3-3 gir en benyttet sammenheng mellom systemeffektivitet og bølgehøyde basert på dette erfaringsmaterialet for henholdsvis mellomtungt og lett lenseutstyr. DNV GL Rapportnr , Rev Page 33

35 Figur 3-3 Sammenhengen mellom signifikant bølgehøyde (meter) og systemeffektivitet (%) (Norsk Olje og Gass, 2013) Kapasitet og dimensjonering Dimensjonering av oljevernberedskap gjøres som en regnearkøvelse, hvor forvitringsdata for Morvin råolje, lokale klimatiske forhold (temperatur, vind, lys), oppgitt kapasitet til NOFO systemer, og lys- og bølgerelaterte effektivitetsvurderinger inngår. Standard NOFO-systemer har opptakskapasitet på 2400 Sm 3 /døgn, mens Hi-Wax/Hi-Visc skimmersystemer har en opptakskapasitet på 1900 Sm 3 /døgn. For kystsystemer varierer nominell opptakskapasitet mellom 35 m 3 oljeemulsjon pr time for Kystvaktsystem av Nornen-klassen til 20 m 3 oiljeemulsjon pr time for tradisjonelle og aktive (hurtige) kyst og fjordsystemer. Beredskapen dimensjoneres for tilstrekkelig kapasitet i barriere 1 (nær kilden) og 2 (langs drivbanen) til å håndtere tilflyt av emulsjon fra en hendelse tilsvarende dimensjonerende DFU (for metodikk se Norsk Olje og Gass, 2014) Oljens egenskaper relevant for oppsamling, opptak og dispergering Utover dimensjoneringen av oljevernberedskapen med tanke på mekanisk opptak, vurderes også oljens egenskaper kvalitativt. Her er de sentrale parameterne viskositet og dispergerbarhet. Viskositet er viktig for mekanisk opptak, og oljens dispergerbarhet i ulike tidsvinduer avgjør når kjemisk dispergering forventes relevant som tiltak Mekanisk oppsamling Studier utført av SINTEF på oljevernutstyr har vist at overløpsskimmere (TransRec) kan ha redusert systemeffektivitet ved viskositeter over cp. Ved viskositet over cp er det anbefalt å bytte ut vanlige overløpsskimmer med Hi-Wax/Hi-Visc utstyr for å optimalisere opptakseffektiviteten (Leirvik DNV GL Rapportnr , Rev Page 34

36 et al., 2001). Nedre viskositetsgrense for effektiv mekanisk oppsamling regnes som 1000 cp, grunnet lensetap ved lavere viskositeter (Nordvik et al., 1992) Kjemisk dispergering Kjemisk dispergering skal vurderes som et supplement til mekanisk oppsamling, eller som et alternativ til mekanisk oppsamling dersom det foreligger dokumentasjon på at bruk av dispergeringsmiddel reduserer miljøpåvirkningen mest i den spesifikke forurensningssituasjonen (Norsk Olje og Gass, 2013/Miljøverndepartementet, 2001). Dokumentasjonen skal gi beslutningstaker tilstrekkelig grunnlag for å avgjøre hvilke tiltak og bekjempelsesstrategi som totalt sett gir minst belastning på naturen i berørt område. I forbindelse med en eventuell aksjon der kjemisk dispergering inngår skal det fylles ut et Kontroll- og Beslutningsskjema for dispergering (se som sendes myndighetene. Hvor lenge oljen er dispergerbar avhenger blant annet av endring i viskositet over tid av oljeemulsjonen, lokalisert på havoverflaten. 3.2 Oljens egenskaper i forhold til mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering Morvin råolje Egenskaper for Morvin olje er brukt i beregningene. Bakgrunnsinformasjonen er hentet fra et forvitringsstudium gjennomført av SINTEF (2008). Se avsnitt 0 for oljespesifikke parametere. Effekten av mekanisk oppsamling av olje reduseres betydelig dersom viskositeten er lavere enn 1000 cp, og dette benyttes gjerne som en teoretisk grense for når mekanisk oppsamling er aktuelt som tiltak. Ved lave vindhastigheter vil viskositeten til Morvin olje ligge under denne grensen, fra ett til fire døgn ved sommertemperaturer. Store lensetap kan forventes grunnet Morvins lavviskøse og ustabile emulsjoner. Morvin olje vil ikke nå øvre grense for mekanisk oppsamling (~ cp). Morvin råolje har godt potensial for kjemisk dispergering selv etter flere dagers forvitring på havoverflaten grunnet dens lave viskositet og ustabile emulsjonsdannelse. Tidsvinduet for dispergering er illustrert i Figur 3-4. Ved lav vindstyrke forventes det effektiv dispergering i minst seks dager med forvitring på havoverflaten. SINTEFs oljeforvitringsmodell (OWM) viser videre at oljens emulsjon er vel egnet for kjemisk dispergering i over 20 døgn etter utslipp, gitt sommerforhold med 15 ºC og 5 m/s vind. Dersom vindstyrken øker til 10 m/s vil tidsintervallet for god dispergering være over 5 døgn. Ved vinterforhold (5 ºC og 10 m/s vind) er tidsintervallet for dispergering kortere, dvs. ca. 5 døgn for god dispergering, og ytterligere et par døgn for redusert dispergerbarhet. DNV GL Rapportnr , Rev Page 35

37 Figur 3-4 Potensiale for mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering basert på viskositet av Morvin olje (SINTEF, 2008; ). DNV GL Rapportnr , Rev Page 36

38 3.3 Dimensjonerende utblåsningsrate I henhold til eksisterende industristandard (Norsk Olje og Gass, 2013) skal vektet utblåsningsrate være dimensjonerende når beredskapsbehovet for leteboring beregnes. Vektet utblåsningsrate er beregnet til 1122 Sm 3 /d ved en overflateutblåsning og 1129 Sm 3 /d ved en sjøbunnsutblåsning (Ranold, 2018). For å beregne systembehovet er det dimensjonert for overflateutblåsning da dette er scenariet som forventes å medføre størst oljemengder på havoverflaten. 3.4 Ytelseskrav til beredskapen Det er lagt til grunn felles minimum ytelseskrav iht. veiledningen for miljørettede beredskapsanalyser (NOROG, 2013) i beregningene av beredskapsbehovet. Disse er: Barriere 1 og 2 skal hver for seg ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne håndtere den emulsjonsmengden som er tilgjengelig som følge av dimensjonerende rate, med minimum responstid for fullt utbygd barriere lik 95-persentil av korteste drivtid til land, eller til spesielt miljøsårbare områder identifisert i miljørisikoanalysen. Barriere 3 skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne håndtere 95-persentil emulsjonsmengde (fra fullt utfallsrom i oljedriftsstatistikken) inn til barrieren etter at effekt av forutgående barrierer er lagt til grunn. Døgnkapasitet er mengden fordelt på beregnet strandingsperiode. Det skal foreligge planer som beskriver egnede taktikker og bekjempelsesmetoder i identifiserte områder. Responstiden skal være mindre enn 95-persentilen av minste drivtid til land. Barriere 4 skal ha tilstrekkelig kapasitet til å bekjempe innkommende emulsjonsmengde gitt effekten av foregående barrierer. I tillegg skal barriere 5 ha kapasitet til å håndtere den oljemengde som beregnes strandet innenfor kystverkets beredskapsregioner i influensområdet. Det skal foreligge planer som beskriver egnede taktikker og bekjempelsesmetoder. Responstiden skal være kortere enn 95-persentil av korteste drivtid til land. I de tilfeller hvor influensområdet strekker seg over store deler av kysten eller det av andre årsaker er hensiktsmessig å beregne responstid til spesifikke områder, vil det være mulig å differensiere responstiden i henhold til definerte områder. 3.5 Beredskapsbehov åpent hav (Barriere 1 og 2) For å beregne systembehov for mekanisk opptak i barriere 1 og 2, er det tatt utgangspunkt i lokal vindog temperaturstatistikk for et utvalg av parametere fra forvitringsstudien til Morvin råoljen (Tabell 3-1) (SINTEF, 2008). Vindstyrke og sjøtemperatur er innhentet fra Heidrun feltet (Figur 3-5) (eklima, 2016). For den aktuelle brønnen er det beregnet operasjonslys for boreoperasjonen ved å benytte geografiske koordinater til brønnlokasjonen. Timer med dagslys og dagslysandelen er presentert i Tabell 3-1. Effektivitet som funksjon av bølgehøyde er også presentert i Tabell 3-1. Bølgehøydeobservasjoner er innhentet fra Meteorologisk Institutts nærmeste observasjonspunkt til den aktuelle brønnen (hsmd 1271) (eklima, 2016) (Figur 3-5). DNV GL Rapportnr , Rev Page 37

39 Figur 3-5 Oversikt over stasjoner for innsamling av data for vindstyrke (Heidrun), sjøtemperatur (Heidrun) og bølgehøyder (hsmd 1271). Lokasjon for brønn 6506/11-11 er vist. Tabell 3-1 Vindhastigheter og sjøtemperaturer er målt ved Heidrun feltet. Avrundet verdi refererer til valg av datasett i forvitringsstudiet. Andel dagslys er oppgitt som timer dagslys og prosent (%), og er beregnet for planlagt borelokasjon. Siste kolonne viser effektiviteten av mekanisk oppsamling som en funksjon av bølgehøyde for nærmeste målepunkt, hsmd Data er hentet fra e-klima (2016). Målt sjø- Effektivitet Målt vind (m/s) Timer temperatur Dagslys- som en Sesong ( C) dagslys andel funksjon av Snitt Avrundet Snitt Avrundet (t) (%) bølgehøyde (%) Vår (mars-mai) 7,4 5 8, Sommer (juni-august) 6,0 5 12, Høst (september-november) 8, , Vinter (desember-februar) 8,6 10 8, Forvitringsegenskapene til oljen, gitt de klimatiske forholdene presentert i tabellen over, er oppsummert i Tabell 3-2 sammen med beregnet beredskapsbehov i barrierene 1 og 2. Med utgangspunkt i forvitringsdataene (SINTEF, 2008) og vektet utblåsningsrate (Ranold, 2018) er emulsjonsmengden tilgjengelig for mekanisk opptak på åpent hav beregnet. For systembehovene i DNV GL Rapportnr , Rev Page 38