Beredskapsanalyse for letebrønn 32/4-2 Gladsheim

Transkript

1 Side 1 av 54 Open Status: Final

2 Tittel: Dokumentnr.: Kontrakt: Prosjekt: Gradering: Open Utløpsdato: Distribusjon: Status: Final Utgivelsesdato: : Eksemplar nr.: Forfatter(e)/Kilde(r): Gisle Vassenden Omhandler (fagområde/emneord): Merknader: Oppdatering: Ansvarlig for utgivelse: Myndighet til å godkjenne fravik: Utarbeidet (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur: TPD R&T FT SST ERO Gisle Vassenden Fagansvarlig (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur: TPD R&T FT SST Hanne Greiff Johnsen Godkjent (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur: TPD R&T FT SST ERO Cecilie Fjeld Nygaard Security Classification: Open - Status: Final Page 2 of 54

3 Innhold Sammendrag Innledning Bakgrunn Aktivitetsbeskrivelse Definisjoner og forkortelser Metode Ytelseskrav Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer Dimensjonering av barrierer Dimensjonering av barriere 1 og 2 nær kilden og på åpent hav Dimensjonering av barriere 3 og 4 kyst og strandsone Dimensjonering av barriere 5 strandrensing Kjemisk dispergering In situ brenning Avfallshåndtering Analysegrunnlag Utslippsscenarier Oljens egenskaper Oljens egenskaper i forhold til mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer Operasjonslys Bølgeforhold Bølger i kystsonen Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger Tier 1 Beredskap på/nær feltet Tier 2 NOFO ressurser Tier 3 OSRL ressurser Influensområder og stranding Naturressurser og særlig viktige områder rundt letebrønn Sjøfugl Sjøpattedyr Fisk og gyteområder Miljørisiko Vurdering av potensiale for kjemisk dispergering gjennom året Særlige viktige områder (SVO) Resultater Mekanisk oppsamling Beregning av beredskapsbehov og responstider for barriere 1 og Kjemisk dispergering Security Classification: Open - Status: Final Page 3 of 54

4 4.2.1 Logistikk ved offshore dispergering Modellering av beredskapsbehov åpent hav (barriere 1 og 2) og effekt på miljørisiko Modelleringsoppsett i OSCAR Modelleringsresultater Miljørisiko Reduksjon av emulsjonsmengder inn til eksempelområdene Endringer i massebalanse Beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og Vurdering av behov for fremskutt depot for letebrønn Beredskapsbehov og responstider i barriere Deteksjon av olje og overvåkning av olje under oljevernaksjoner Håndtering og plan for oljeskadet vilt Miljøundersøkelser Konklusjon Tilleggsinformasjon Endringer fra tidligere versjon av Beredskapsanalysen Referanser App A Utblåsningsanalyse A.1 Introduction A.2 Well specific information A.3 Blowout scenarios and probabilities A.4 Blowout rates A.5 Blowout duration A.6 References Security Classification: Open - Status: Final Page 4 of 54

5 Sammendrag Equinor planlegger boring av letebrønn 32/4-2 i Nordsjøen (PL 921). Brønnen ligger ca. 36 km vest fra Hjartøyna i Øygarden i Hordaland. Vanndypet på borelokasjon er 293 meter. Boreoperasjonen har planlagt oppstart Q Brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen West Hercules. Forventet fluid er olje med tilsvarende egenskaper som Troll olje. Utslippsscenarier som er dimensjonerende for beredskap er uhellsutslipp av olje fra utblåsning. Beredskapsanalysen er basert på resultater fra Miljørisikoanalysen (MRA) til, som ble utført av Akvaplan-niva [1]. Det er gjort MRA for to scenarioer. Det skal bores inn i fire reservoar, hvor det er olje i alle reservoarene i Scenario 1, mens det i Scenario 2 er olje i det øverste reservoaret og gass i de tre underliggende reservoarene. Det er høyest rater i scenario 2, og vil derfor være dimensjonerende for miljørisiko og beredskap. Resultatene fra dette scenarioet blir presentert i denne analysen. Konsekvensene av et større utilsiktet utslipp i forbindelse med boringen av vil variere for de ulike artene, og er avhengig av når utslippet finner sted. I planlagt boreperiode er miljørisikoen lavest. Konsekvenspotensialet er størst for sjøfugl i åpent hav, noe mindre for kystnær sjøfugl, kystsel og strandressurser. Det er liten risiko for skader på bestandsnivå for fisk. Maksimale utslag i miljørisiko for de fire analyseperiodene for hver av skadekategoriene er gitt i Tabell 0-1. Miljørisikoanalysen for er innenfor Equinors feltspesifikke akseptkriterier for alle VØK-er (Verdsatte Økosystem Komponenter) og sesonger. Tabell 0-1 Maksimalt utslag i skadekategoriene i hver av de fire analyseperiodene Sesong VØK Mindre miljøskade (<1 år) (%) Moderat miljøskade (1-3 år) (%) Betydelig miljøskade (3-10 år) (%) Alvorlig miljøskade (>10 år) (%) Vinter Lunde, Norskehavet 2,4 1,6 24,9 29,6 Vår Lomvi, Norskehavet 2,5 1,4 12,0 10,7 Sommer Lomvi, Norskehavet 3,0 1,6 13,5 12,4 Høst Lunde, Norskehavet 1,1 0,7 7,9 9,0 Equinors krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for boring av letebrønn 32/4-2 er etablert gjennom foreliggende beredskapsanalyse og oppsummert i Tabell 0-2. Krav til beredskap mot akutt forurensning er satt til 2 NOFO systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og 9 timer for fullt utbygd barriere. Dersom oljen er bekjempbar vil både mekanisk bekjempelse og kjemisk overflatedispergering kunne bidra til et effektivt oljevern til havs. Subsea dispergering antas å ikke være et effektivt oljeverntiltak for. På grunn av de lave utblåsningsratene er det ut i fra oljemengde til land beregnet et behov for 1 kyst- og 2 fjordsystem, med responstid på 1 døgn. Denne korte responstiden innebærer særskilte avtaler med NOFO og fartøy når det bores i oljeførende lag. For å ha grunnberedskap i hvert prioritert område stilles det totalt krav til en kapasitet tilsvarende 8 kystsystemer og 8 fjordsystemer som vil være mobilisert innen korteste drivtid til de ulike prioriterte områdene. På grunn av potensielt kort drivtid til land vil det være behov for tidlig varsling og mobilisering ved en hendelse med oljedrift mot kysten. For barriere 5 avhenger behovet for antall strandrenselag av oljens geografiske spredning og tilgjengelighet. Det vil være en operasjonell vurdering av hvor og når strandrenselag skal mobiliseres i en hendelse. Ytterligere ressurser og utstyr kan mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler med NOFO, OSRL og Kystverket. Gjennom beredskapsledelsen vil Equinor fortløpende tilpasse bruk av bekjempelsesmetoder, utstyr og dimensjonering til de gjeldende forhold. Security Classification: Open - Status: Final Page 5 of 54

6 Tabell 0-2 Equinors krav til beredskap mot akutt forurensning for boring av letebrønn 32/4-2 Barriere 1 og 2 bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid 2 NOFO-systemer Første system innen 5 timer, fullt utbygd barriere innen 9 timer Tilgang til ressurser for kjemisk dispergering, responstid for første beredskapsfartøy med dispergeringskapasitet er 5 timer. Basert på resultat av beredskapsmodelleringen anbefales bruk av MOS-Sweeper og kjemisk dispergering Barriere 3 og 4 bekjempelse i kyst- og strandsone Systemer og responstid Kapasitet tilsvarende 8 kystsystemer og 8 fjordsystemer (= antall berørte Barriere 5 strandrensing Systemer Miljøundersøkelser eksempelområder med drivtid <20 døgn) Tidlig varsling og mobilisering i samråd med NOFO Responstid for første system 1 døgn, fullt utbygget barriere innen drivtid til NOFOs eksempelområder. Spesialavtale med NOFO må være klar før boring i oljeførende lag for å klare responstidskravet på 1 døgn. Mobilisering av strandrenselag (personell og utstyr) med tilstrekkelig kapasitet til å håndtere 95 persentil av strandet emulsjonsmengde. Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 24 timer 1 Innledning 1.1 Bakgrunn Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for oljevernberedskap ved et større uhellsutslipp av olje. Analysen skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av beredskapsressurser. Beredskapsanalysen er spesifikk for leteboring på. Aktivitetsforskriftens 73 og Styringsforskriftens 17 stiller krav til beregning av miljørisiko og beredskapsbehov som grunnlag for beredskapsetablering i forbindelse aktiviteter som kan gi miljøforurensning som følge av akutte utslipp. Det er utført en miljørisikoanalyse for feltet [1]. Informasjon fra miljørisikoanalysen inngår som grunnlag i beredskapsanalysen. Effektiv oljevernberedskap vil redusere oljemengder på sjøen, begrense utstrekning og påslagsområder for et oljesøl og redusere miljørisiko. Equinor vil være ansvarlig for en eventuell oljevernaksjon både nær kilden til havs, langs kysten og på land i tilfelle stranding. Valg av metoder og utstyr for bekjempelse vil baseres på utslippets karakter, værforhold, effektivitet av utstyr og tilstedeværelse av sårbare ressurser. Hovedstrategien for aksjoner er bekjempelse nær kilden. En vil tilstrebe å benytte den bekjempelsesmetoden som resulterer i minst miljøskade. Equinor bygger opp sin beredskap etter «tier» konseptet, for å sikre at beredskapen kan bygges opp på en sømløs måte for å ivareta ulike hendelser. Det vil si at det kontinuerlig gjøres vurdering om behov for å bygge opp eller trappe ned beredskapen etter hvordan aksjonen utvikler seg. Beredskapsfunksjonene er definert som ressursene som kreves for å redusere konsekvensene av en hendelse og er kombinasjonen av beredskapspersonell, utstyr og tilleggsstøtte. Security Classification: Open - Status: Final Page 6 of 54

7 Tier konseptet er definert som følgende i Equinor sitt styringssystem [2]. Tier 1: tilstrekkelig beredskapsevne for å håndtere et lokalt utslipp og/eller initiell beredskap ved en større hendelse. Tier 2: tilstrekkelig regional (nasjonal) beredskapsevne til å supplere Tier 1 beredskap, inkludert generelt utstyr og spesialiserte verktøy og tjenester. Tier 3: tilstrekkelig globale (internasjonale) ressurser for utslipp som krever vesentlig tilleggsberedskap grunnet størrelsen, kompleksiteten og potensiell konsekvens av hendelsen. I følgende beredskapsanalyse vil det gis en systematisk gjennomgang av ulike beredskapsfunksjoner som er sentrale for gjennomføring av en oljevernaksjon på feltet. Beredskapsfunksjonene som skal inngå i beredskapsanalysen er beskrevet i Equinors styrende dokumentasjon, og er hentet fra IPIECA [3]. Beredskapsfunksjonene som inngår i denne analysen er: mekanisk bekjempelse; offshore overflate dispergering (fra fly og fartøy); offshore subsea dispergering; utslippsdeteksjon og overvåkning; håndtering av oljeskadet vilt; miljøundersøkelser; avfallshåndtering Kildekontroll; håndtering og involvering av berørte parter (stakeholder management); og økonomisk evaluering og kompensasjon er ikke omtalt denne beredskapsanalysen, da de omtales i egne analyser og planer. I tillegg til tier konseptet benytter man på norsk sokkel barrierebegrepet som en geografisk inndeling av den aktuelle beredskapsresponsen i forhold til avstand fra utslippspunkt. Figur 1-1 illustrerer barrierekonseptet: Barriere 1 (nærmest mulig kilden), barriere 2 åpent hav (mellom kilden og kysten), barriere 3 (kystnære områder), barriere 4 (remobiliserbar strandet olje), barriere 5 (strandet olje). For hver barriere har Equinor spesifikke ytelseskrav, og ulikt utstyr og ulike metoder vil være aktuelle. Barriere 0 er definert som kildekontroll, og omtales ikke i denne analysen. Tiltak i en barriere kan være fordelt på ulike beredskapsfunksjoner, og komme fra ulike «tier»-nivå. Det kan være verdt å merke seg at myndighetene opererer med færre antall barriere enn Equinor. Security Classification: Open - Status: Final Page 7 of 54

8 Figur 1-1 Illustrasjon over barrierekonseptet [5]. Equinor vil ha det fulle ansvaret for oljevernberedskap ved et (akutt) oljeutslipp som følge av sin egen aktivitet. Norsk Oljevernforening for Operatørselskap (NOFO) står for den operative delen av beredskapen både til havs, nær kysten og ved eventuelle strandrenseaksjoner, og disponerer ressurser og personell for å håndtere dette. NOFO etablerer og ivaretar oljevernberedskap på norsk sokkel for å bekjempe oljeforurensning på vegne av operatørselskapene, som også i felleskap finansierer aktiviteten. NOFO er klar til aksjon hele døgnet, hele året. NOFO ressurser omtales som tier 2 ressurs for operasjoner på norsk sokkel. Felt- og områdeberedskapsfartøyene på sokkelen omtales som en tier 1 ressurs for de enkelte feltene de tilhører, men er tier 2 ressurser for de øvrige felt og installasjoner på sokkelen. Initielt, de første timene etter en hendelse, vil operatøren styre tier 1 ressursen, og etter hvert vil den overføres til NOFO som vil operere alle beredskapsressurser som inngår i den pågående oljevernaksjonen. I tillegg er Equinor medlem i Oil Spill Response Limited (OSRL) og vil kunne benytte oljevernressurser herfra, som for eksempel kjemisk dispergering, strandrenseutstyr og personell, etter behov i en aksjon. OSRL er et samarbeidsorgan som opererer på global basis, og som eies og styres av oljeselskaper internasjonalt. OSRL omtales dermed som en Tier 3-ressurs. OSRL har utstyr og personell for å håndtere oljeutslipp til havs, samt på kyst og strand. Personell fra OSRL har god praktisk og operasjonell erfaring, og har deltatt i flere store oljevernaksjoner. Ved en hendelse vil det kunne være aktuelt å benytte personell fra OSRL, enten i ledelsesfunksjoner, med selvstendige oppgaver eller som rådgivere og/eller leverandør av ressurser. Dette medfører at Equinor kan disponere OSRL sine ressurser i form av oljevernutstyr og personell [7]. Security Classification: Open - Status: Final Page 8 of 54

9 Kystverket er norske myndigheters representant i forbindelse med akutt forurensning, og har noe ulikt ansvar og rolle avhengig om forurensningen er privat, kommunal eller statlig [8]. Uansett gjelder at ansvarlig forurenser har plikt til å sette i verk tiltak ved akutt forurensning eller fare for akutt forurensning. Ved utslipp fra petroleumsnæringen er Kystverket tilsynsmyndighet. Kystverket og oljeindustrien har gjennom eget brodokument [9], øvelser og trening gjort forberedelser for at staten kan overta ledelsen av aksjoneringen ved en ekstrem forurensingshendelse fra petroleumsindustrien. En slik overtakelse gjennomføres ved samordnet aksjonsledelse og endrer ikke på operatørens ansvar for egen beredskap, ansvar for hendelsen i seg selv eller ansvaret for konsekvensene av denne. NOFO og Kystverket har en samarbeidsavtale som innebærer utstyr og ressurser stilles til rådighet for hverandre ved behov [10]. 1.2 Aktivitetsbeskrivelse Letebrønn 32/4-2 er lokalisert i Nordsjøen (Figur 1-2). Brønnlokasjon ligger mellom Troll-feltet og Øygarden, ca. 36 km vest fra Hjartøyna i Øygarden i Hordaland. Vanndypet på borelokasjon er 293 meter. Boreoperasjonen har planlagt oppstart i Q3 2019, og brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen West Hercules. Forventet oljetype er en oljetype av lignende kvalitet som Troll olje. Basisinformasjon for letebrønnen er oppsummert i Tabell 1-1. Det er forventet lav utblåsningsrate pga at det er lavt trykk i brønnen, samtidig som det er forventet en tung olje. Mongstad base 36 km Hjartøyna Figur 1-2 Beliggenheten til 32/4-2, i forhold til nærmeste land, til Trollfeltet og til nærmeste NOFObase på Mongstad. Security Classification: Open - Status: Final Page 9 of 54

10 Tabell 1-1 Basisinformasjon for letebrønn 32/4-2 Letebrønn 32/4-2 Posisjon for DFU (geografiske koordinater) 60 30' 37" N, ' 18" Ø Vanndyp 293 m Borerigg West Hercules Planlagt boreperiode Q Sannsynlighet for utblåsning (scenario 2 gassbrønn) 1,5E-04 Sannsynlighet for utblåsning (scenario 1 oljebrønn) 1,2E-04 Sannsynlighetsfordeling (% overflate/sjøbunn) 10/90 Utblåsningsrate 180 m 3 /døgn vektet rate for scenario 2 (54 m 3 /døgn for scenario 1) Oljetype (tetthet) Troll olje (893 kg/m 3 ) Maksimal varighet av en utblåsning (tid til boring av 63 døgn avlastningsbrønn) En utblåsning på feltet vil kunne stoppes på ulike vis, enten ved at brønnen kollapser av seg selv (reservoarstrukturen kollapser rundt brønnen, debris plugger brønnen eller ved endrede fluidegenskaper som følge av vann og oljekoning) eller ved at brønnen stenges av operatør (ved bruk av Blow Out Preventer (BOP), capping, avstengningsanordning på brønnhodet, eller boring av avlastningsbrønn). Varigheten av en potensiell utblåsning er beregnet og dokumentert ved hjelp av sannsynlighet for ulike varigheter gitt en utblåsning (App A). Den maksimale forventede varigheten av en utblåsning er beregnet til 63 døgn, og sannsynligheten for at en utblåsning på feltet har denne varigheten er 0,2 %. Beredskapsbehov for mekaniske oppsamlingssystemer ved utblåsning er for barriere 1 og 2 basert på initiell utblåsningsrate. Utblåsningsvarighet påvirker strandede mengder olje og inngår i dimensjonering av beredskapen i kyst og strandsonen barriere 3, 4 og Definisjoner og forkortelser Sentrale ord og uttrykk som inngår i beredskapsanalysen er kort beskrevet nedenfor: DFU: Definert fare- og ulykkessituasjon. Grunnberedskap: 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B). IKV: Indre Kystvakt Influensområde: Område som med mer enn 5 % sannsynlighet vil bli berørt av et oljeutslipp, hvor det er tatt hensyn til fordeling over alle utslippsrater og -varigheter. Korteste drivtid: 95-persentilen i utfallsrommet for korteste drivtid til kysten. KYV: Kystverket 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: Security Classification: Open - Status: Final Page 10 of 54

11 o Mindre: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 måned og 1 år. o Moderat: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 år og 3 år. o Betydelig: en miljøskade med restitusjonstid mellom 3 år og 10 år. o Alvorlig: en miljøskade med restitusjonstid over 10 år. NEBA: Net Environmental Benefit Analysis. Prinsipp for vurdering av netto miljøgevinst gitt ulike beredskapstiltak. Kan utføres ved hjelp av modellering, kvalitativt, eller ved å bruke metodikk beskrevet av IOGP ( Spill Impact Mitigation Assessment, SIMA). NOFO: Norsk Oljevernforening for Operatørselskap 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 internasjonalt oljevernselskap, kan bidra med dispergeringskapasitet fra fly samt utstyr til capping og subseadispergering. Prioriterte områder: Til bruk i beredskapsplanleggingen er det definert arealer kalt prioriterte områder (basert på en vurdering av tidligere eksempelområder i NOFO). Disse er karakterisert ved at de ligger i ytre kystsone, har høy tetthet av miljøprioriterte lokaliteter og som også på andre måter setter strenge krav til oljevernberedskapen. Disse områdene er derfor forhåndsdefinert som dimensjonerende for oljevernberedskapen. Ressurs eller biologisk ressurs: Levende organismer, f.eks. plankton, tang og tare, virvelløse dyr, fisk, sjøfugl og sjøpattedyr. SIMA: Spill Impact Mitigation Assessment. Metode for gjennomføring av NEBA-vurderinger, jf. Guidelines on imlementing spill impact mitigation assessment (IPIECA 2018) Størst strandet emulsjonsmengde: 95-persentilen i utfallsrommet for størst strandet mengde VØK: Verdsatte Økosystem Komponent. En VØK er en populasjon, et samfunn eller et habitat (naturområde) som: o Er viktig for lokalbefolkningen (ikke bare økonomisk), eller o Har regional, nasjonal eller internasjonal verdi, eller o Har stor økologisk, vitenskapelig, estetisk og eller økonomisk verdi, og som o Vil være dimensjonerende med hensyn på gjennomføringen av risikoreduserende tiltak 2 Metode Beredskap som et konsekvensreduserende tiltak vil være et viktig bidrag til risikoreduksjon. Effektiv oljevernberedskap vil redusere oljemengdene på sjøen, og videre føre til reduksjon av influensområdet for et mulig oljeutslipp. Equinors strategi for oljevern ved leteboring er mekanisk oppsamling på åpent hav nær kilden, samt kjemisk dispergering når forholdene ligger til rette for dette. Valg av kjemisk dispergering og/eller mekanisk oppsamling vil vurderes fortløpende under en beredskapsaksjon. Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning basert på dimensjonerende utslippsrater fra aktiviteten. 2.1 Ytelseskrav Equinors ytelseskrav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Equinors forutsetninger og metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer, som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i NOROG veiledning [4] og NOFO [5]. Equinors ytelseskrav for de ulike barrierene er beskrevet under. Security Classification: Open - Status: Final Page 11 of 54

12 Barriere 1: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe beregnet emulsjonsmengde på sjø. Første system innen best oppnåelig responstid. Full kapasitet snarest mulig og senest innen 95-persentilen av korteste drivtid til land, basert på beregnet kapasitetsbehov. Equinor setter, som et minimum, krav til tilstrekkelig kapasitet for å bekjempe et oljeutslipp på minimum 500 m 3 med ressurser som skal være klar for operasjon innen 5 timer etter at utslippet er oppdaget. Barriere 2: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe den mengden emulsjon som passerer barriere 1 på grunn av operative begrensninger. Første system skal mobiliseres fortløpende etter at systemene i barriere 1 er mobilisert og med full kapasitet innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. Barriere 3 og 4: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon innen influensområdet. Systemene skal være mobilisert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. 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 NOFOs eksempelområder (også kalt prioriterte områder). Barriere 5: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon inn til et prioritert område. Personell og utstyr til strandsanering skal være klar til operasjon innen 95-persentilen av korteste drivtid inn til prioritert område for de berørte områder med kortere drivtid enn 20 døgn. En plan for grovrensing av forurenset strand skal utarbeides senest innen 7 døgn fra registrert påslag av oljeemulsjon. Grovrensing av de påslagsområder som prioriteres av operasjonsledelsen i samråd med aksjonsledelsen skal være gjennomført innen 100 døgn fra plan for grovrensing foreligger, forutsatt at dette kan gjennomføres på en sikkerhetsmessig forsvarlig måte. 2.2 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer Ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning, målt i bekjempet mengde oljeemulsjon pr. døgn, er en funksjon av følgende forhold: - Andel av tiden enheten kan operere (mørke/redusert sikt og bølgeforhold) - Effektiviteten innen operasjonsvinduet (relatert til ulike bølgeforhold, eller antatt konstant) - Opptaks-/bekjempelses-kapasitet under operasjon - Lagringskapasitet for oppsamlet olje (kun relevant for opptakssystemer) - Frekvens og varighet av driftsstans (overføring av oppsamlet olje, plunder og heft) - Andel av tiden hvor tilgangen/tilflyten av olje til lense er mindre enn oljeopptakerens kapasitet (for mekanisk bekjempelse) eller hvor emulsjonen har en fordeling som gjør at dispergeringsmiddel ikke kan påføres med optimal effektivitet. Funksjonene benyttes i Equinors beregningskalkulator for beredskapsbehov i alle barrierer. De forskjellige faktorene er behandlet i kapittel 3.3 i dette dokumentet. Kapasiteten til havgående opptakssystem i NOFO-klasse som brukes i beregningene er 2400 m 3 /døgn (for oljer med viskositet under cp). Dersom det brukes en-båt-system/høyhastighetssystem (HHS) er kapasiteten satt til 1500 m 3 /døgn. Kapasiteten til havgående dispergeringssystem i NOFO-klasse er satt til 1950 m 3 /døgn. Utstyr som kan benyttes til bekjempelse av olje/emulsjon i barriere 1-4: Havgående NOFO-system Havgående en-båtsystem Havgående Kystvaktsystem Security Classification: Open - Status: Final Page 12 of 54

13 System Kyst A IKV System Kyst B KYV System Fjord A NOFO/Operatør System Fjord B IUA/KYV Dispergeringssystem (NOFO og OSRL) 2.3 Dimensjonering av barrierer Dimensjonering av barriere 1 og 2 nær kilden og på åpent hav For barriere 1 og 2, bekjempelse nær kilden og på åpent hav, beregnes det et behov for antall havgående systemer basert på utslippsrate og forventet oljetype. Det er den vektede utblåsningsraten som benyttes for å dimensjonere systembehovet i barriere 1 og 2 for letebrønner. For dimensjonering av barriere 1 benyttes egenskaper (fordamping, naturlig nedblanding, vannopptak og viskositet av emulsjon) for 2 timer forvitret olje. Det grunnleggende prinsippet er at kapasiteten i de ulike barrierene skal være tilstrekkelig til å kunne håndtere emulsjonsmengden ved de gitte betingelsene. Separate beregninger er gjort for vinterog sommersesong. For dimensjonering av barriere 2 er det utført beregninger av det antall systemer som kreves for å kunne bekjempe emulsjonsmengden som har passert barriere 1 pga redusert systemeffektivitet. Systemeffektiviteten er avhengig av bølgehøyde og lysforhold, og varierer mellom de ulike områdene (Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet) på norsk sokkel. I beregningen av systembehov for barriere 2 benyttes oljeegenskaper for 12 timer gammel olje. Kravene til responstid er satt til best oppnåelig responstid for NOFO-fartøyer til feltet, og er basert på avstand til oljevernressurser, gangfart for OR-fartøy, slepebåtkapasitet og gangfart for disse, mobilisering av oljevernutstyr om bord på OR-fartøy, og tilgang til personell på basene. I tillegg kommer en vurdering opp mot krav om etablering av barriere 1 og 2 senest innen korteste drivtid til land (95-persentil). Ved særlig lange avstander til eksisterende oljevernressurser kan det settes krav til kortere responstider, noe som forutsetter brønn eller installasjonsspesifikke løsninger med reduserte responstider for oljevernressursene Dimensjonering av barriere 3 og 4 kyst og strandsone For barriere 3 og 4, bekjempelse av olje i kyst- og strandsone, er kravene til beredskap satt ut fra størst behov ved å bruke to alternative tilnærminger: 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon. Beredskapen i barriere 4 skal ha kapasitet til å bekjempe emulsjonen som passerer barriere 3. Beredskapsbehovet i barriere 3 og 4 er beregnet basert på resultater fra oljedriftssimuleringer gjennomført for aktiviteten. Prioriterte områder som er berørt av stranding med drivtid kortere enn 20 døgn (ifølge oljedriftssimuleringer) skal kunne ha tilgang til grunnberedskap. Grunnberedskap er definert som 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B). Beredskapsressursene skal brukes der det er mest hensiktsmessig og er ikke begrenset til de prioriterte områdene. Denne tilnærmingen medfører at Equinor dimensjonerer både for volumer og utstrekning av strandet emulsjon, og legger til grunn det største behovet, når krav til beredskap i barriere 3 og 4 settes. Security Classification: Open - Status: Final Page 13 of 54

14 Responstid for kapasitet til bekjempelse av 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon innen influensområdet skal være innen 95-persentilen av korteste modellerte drivtid til land. Ved prioriterte områder som er berørt av stranding med drivtid kortere enn 20 døgn skal ressurser i Barriere 3 og 4 være klar til operasjon ved de prioriterte områdene innen 95-persentilen av kortest modellert drivtid for det respektive prioriterte området. Dersom drivtiden til et prioritert område er lenger enn 20 døgn settes det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 3 og Dimensjonering av barriere 5 strandrensing For barriere 5, bekjempelse av strandet olje, er det beregnet behov for antall strandrenselag med tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av størst strandet mengde emulsjon innenfor de berørte prioriterte områdene med kortere drivtid enn 20 døgn. Når minste drivtid er lengre enn 20 døgn stilles det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 5. Equinor stiller krav til at beredskapen i barriere 5 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land til hvert prioritert område. Basert på erfaringer antar man en rensekapasitet på 0,18 tonn per dagsverk. Equinor har valgt å gjøre beregninger for vinterstid, og lagt inn en effektivitetsfaktor på dagsverk på 0,5. Hvert strandrenselag består av 10 personer Kjemisk dispergering Kjemisk dispergering kan være en effektiv måte å redusere den totale økologiske skaden av et utslipp ved å bidra til å unngå eller redusere at emulsjon når særlig verdifulle områder og kysten. Olje som blandes ned i vannmassene ved at overflatespenningen mellom olje og vann reduseres og muligheten for dispersjon av olje i vann øker som følge av mulighet for dannelse av oljedråper med mindre diameter. Surfaktantene i dispergeringsmidlene, sammen med energi fra bølger eller annen turbulens, akselerer nedbrytingen av oljen til mindre oljedråper. Oljedråpene spres ned i de øvre vannmassene av bølgeenergien, og forblir der lengre grunnet turbulens og lav oppdrift. De mindre oljedråpene forårsaket av dispergeringen blir mer tilgjengelige for den naturlige biodegraderingsprosessen sammenlignet med flytende eller strandet olje på grunn av økt grenseflate areal mellom olje og vann. Ved subsea dispergering, vil dispergeringsmiddel injiseres direkte inn i brønnstrømmen, som består av fersk olje som ikke er forvitret eller emulgert. Fersk olje og høy turbulens gir effektiv dispergering av oljen til små oljedråper. De små oljedråpene vil kunne innlagres i vannmassene og gi redusert mengde olje på overflaten og dermed også mindre andel flyktige oljekomponenter på overflaten. Den oljen som kommer til overflaten vil typisk forekomme som tynnere oljefilmer med kortere levetid sammenlignet med ikke dispergert olje. Økt oppholdstid i vannkolonnen gir høyere grad av biodegradering og økt utløsning av gasser og lettere komponenter i vannfasen før oljen når overflaten. Vanndyp, GOR (gas-oil-ratio), utblåsningsdiameter, volum/rater, oljens tetthet og strøm/vind er viktige faktorer som påvirker effektiviteten til subsea dispergering. Kjemisk dispergering vil være mest effektivt på fersk olje avhengig av filmtykkelse, og dispergeringsoperasjoner fokuseres derfor ved kilden (barriere 0) og/eller på overflaten nær kilden (barriere 1). Forvitringsprosessen fører til at oljens lette komponenter fordamper og den gjenværende oljen tar opp vann og øker i viskositet, noe som gir redusert effekt av dispergeringsmiddelet. Økt dosering av dispergering vil imidlertid kunne motvirke lavere effektivitet av kjemisk dispergering. Ved et utslipp skal alltid dispergeringsevnen til olje/ oljeemulsjon testes in-situ for å vurdere om dispergering kan være et egnet beredskapstiltak. En skal også alltid vurdere observasjoner eller sannsynlig tilstedeværelse av naturressurser i området samt værforhold for å kunne utføre en operasjonell SIMA (Spill Impact Mitigation Assessment) for å avgjøre bruk Security Classification: Open - Status: Final Page 14 of 54

15 av kjemisk dispergering ved en hendelse. Kjemisk dispergering vil være særlig aktuelt ved høye forekomster av sjøfugl og/eller for å forhindre landpåslag. Bruk av dispergeringsmidler i norske farvann er regulert i Forurensningsforskriften 19 og setter krav til giftighetstester på produktnivå (Skeletonema costatum test EC50 >10mg/l, ISO/DIS 10253). Testene utføres av produsenten av dispergeringsmiddelet og dokumenteres i produktets sikkerhetsdatablad. Tre typer dispergeringsmidler er tilgjengelig gjennom Equinors avtaler: Finasol OSR 52 [11], Dasic Slickgone NS [12] og Corexit 9500 [13]. De to førstnevnte har sikkerhetsdatablad som dokumenter lovlig bruk i Norge basert på giftighet. Gjeldende krav fra myndigheter omfatter foreløpig ikke testkriterier eller dokumentasjon av oljens potensiale for subsea dispergering. Oljeprøver fra overflaten vil kunne benyttes for testing av oljetypens effektivitet i forhold til subsea dispergering. Operasjonelt kan de samme dispergeringsmidlene benyttes til dispergering på havoverflaten fra fartøy, ved dispergeringsoperasjon fra luften, subsea ved brønnhode i forbindelse med capping (stenging) av brønnen eller subsea ved brønnhode som et oljeverntiltak (uten capping). Dosering, oppgitt som dispergeringsmiddel til olje (DOR), vil kunne variere med oljetype, forvitringsgrad, dispergeringsmiddel og omgivelsestemperatur. Standard DOR vil være 1:100 for subsea dispergering og 1:20 eller 1:25 ved overflate dispergering [14] In situ brenning In situ brenning (ISB) er per dags dato ikke en primær oljevernrespons på norsk sokkel og ikke inkludert i NOFO eller OSRL standard utstyrspakke (det er likevel utstyr for ISB hos OSRL). Generelt sett er ISB mer akseptert som en beredskapsstrategi i isfylte farvann, der mekanisk oppsamling har større operasjonelle begrensninger, og tidsvinduet hvor oljen er antennbar og brennbar er lengre. ISB ble benyttet under Deep Water Horizon/Macondo hendelsen, og er blitt testet for bruk på norsk sokkel, for eksempel under Olje På Vann 2016 og Brenning under optimale forhold (lite vind og lite bølger) har potensiale for å kunne redusere oljemengder på overflaten med 90 %. Ytterligere kunnskapsinnhenting og studier av operasjonsvindu relevant for norsk sokkel vil kunne føre til økt forståelse og mulighet for bruk ISB som beredskapstiltak på norsk sokkel Avfallshåndtering Avfallshåndtering er en viktig del av en oljevernaksjon, og vil være mest krevende ved mekanisk oppsamling (i alle barrierer) sammenlignet med kjemisk dispergering. Avfallshåndtering ved en oljevernaksjon omtales i en egen avfallshåndteringsplan for Equinors operasjoner på norsk sokkel (WR1152) [15]. Planen beskriver rammer for hvordan avfallshåndtering skal håndteres i henhold til norsk regelverk samt hvordan avfallshåndtering kan integreres som del av en oljevernaksjon. Planen beskriver også kapasiteter og oppgaver relatert til håndtering av avfall som følge av et akutt oljeutslipp. Planen gjelder alle faser av en oljevernaksjon, og avfallshåndtering omtales dermed ikke videre i dette dokumentet. Security Classification: Open - Status: Final Page 15 of 54

16 12 timer 2 timer 3 Analysegrunnlag 3.1 Utslippsscenarier Tabell 3-1 gir en oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønnen 32/4-2. Tabell 3-1 Utslippsscenarier for letebrønn 32/4-2 Type utslipp Kilde Referanse bakgrunn for Utblåsning 180 m 3 /døgn Mindre utslipp m 3 punktutslipp Mindre punktutslipp av lette produkter Langvarig utblåsning fra reservoar (Maks varighet 63 døgn) Eksempelvis lekkasje fra brønn Lekkasje fra dieseltank, hydraulikksystem rate/volum Dimensjonerende utblåsningsrate (vektet) for 32/4-2 scenario 2 Volum bestemt ut fra faglig Oljetype Troll olje Troll olje vurdering - Kondensat eller andre petroleumsprodukter som danner tynn oljefilm 3.2 Oljens egenskaper Troll olje er valgt som representativ for forventet oljetype ved letebrønn 32/4-2. Det er gjennomført en forvitringsstudie av Troll olje av SINTEF i 1995 [6]. Troll er en ikke-parafinsk olje med forholdsvis høy tetthet (893 kg/m 3 ), lavt voksinnhold (2,0 vekt %) og middels asfalteninnhold (0,2 vekt %). Trolloljen har en relativt lav fordampning. Stivnepunktet er lavt, så det er forventet at råoljen kan være flytende etter flere dager på sjøen. Ved høye vindstyrker vil denne tiden reduseres. Trolloljen emulgerer relativt raskt, og tar opp maksimalt 75 % vann. Forvitringsegenskaper for Troll olje ved ulike vind og temperaturer er angitt i Tabell 3-2. Tabell 3-2 Detaljerte forvitringsegenskaper for Troll olje 2 og 12 timer etter utslipp, sommer og vinter Tid etter utslipp Parameter Vinter 5 ºC - 10 m/s Sommer 10 ºC - 5 m/s Fordampning (%) Nedblanding (%) 4 0 Olje på overflate (%) Vanninnhold (%) Viskositet av emulsjon (cp) Fordampning (%) Nedblanding (%) 10 1 Olje på overflate (%) Vanninnhold (%) Viskositet av emulsjon (cp) Security Classification: Open - Status: Final Page 16 of 54

17 3.2.1 Oljens egenskaper i forhold til mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering Emulsjoner med Troll olje forventes å oppnå viskositeter over 1000 cp etter 1 til 12 timer avhengig av vindstyrke. Det antas at oljen kan samles opp mekanisk selv når viskositeten er lav. Det vurderes at det ikke er behov for tungolje skimmere, da viskositeten ikke er forventet å være høyere enn cp etter 5 døgn. Troll olje har potensiale for kjemisk dispergering og kan være dispergerbar i 4-5 døgn etter et utslipp på sjøen både ved sommer og vinterforhold. Ved høyere vindhastigheter reduseres dispergerbarheten pga økende viskositet til emulsjonen. Det er ikke eksplosjonsfare på sjø ved utslipp av Troll olje, og oppsamlet olje/oljeemulsjon kan lagres trygt på tanker etter relativt kort tid (maksimalt 3 timer om vinteren og 6 timer om sommeren). Tabell 3-3 oppsummerer potensiale for mekanisk oppsamling, kjemisk dispergering og eksplosjonsfare for Troll olje ved definerte vinter- og sommerforhold. Dispergerbarheten til olje/ oljeemulsjon skal alltid testes in situ ved hjelp av SINTEF prøvetakingskoffert ved et utslipp for å vurdere om dispergering kan være et aktuelt beredskapstiltak. Tabell 3-3 Nøkkelegenskaper oljevern Troll olje Security Classification: Open - Status: Final Page 17 of 54

18 3.3 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer Ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning, målt i bekjempet mengde oljeemulsjon pr. døgn, kan være en funksjon av følgende forhold: - Andel av tiden enheten kan operere (redusert sikt og bølgeforhold) - Effektiviteten innen operasjonsvinduet (relatert til ulike bølgeforhold, eller antatt konstant) - Opptaks-/bekjempelseskapasitet under operasjon - Lagringskapasitet for oppsamlet olje (kun relevant for opptakssystemer) - Frekvens og varighet av driftsstans (overføring av oppsamlet olje, plunder og heft) - Andel av tiden hvor tilgangen/tilflyt av olje til lense er mindre enn oljeopptakerens kapasitet (for mekanisk bekjempelse) eller hvor emulsjonen har en fordeling som gjør at dispergeringsmiddel ikke kan påføres med optimal effektivitet. Funksjonene er brukt i Equinor sin beregningskalkulator for beredskapsbehov i alle barrierer. Kapasiteten til havgående opptakssystem i NOFO-klasse som brukes i beregningene er 2400 m 3 /døgn (for oljer med viskositet under cp). Kapasiteten til havgående dispergeringssystem i NOFO-klasse er satt til 1950 m 3 /døgn. Faktorene som er områdespesifikke for er omtalt i de følgende delkapitlene. For flere detaljer henvises det til Equinors metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer Operasjonslys Andel operasjonslys inngår i beregning av ytelsen og effektiviteten til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning. Equinor har valgt å beregne operasjonslys for 5 regioner, se Figur 3-1. For letebrønn 32/4-2 (region 2) er operasjonslys oppsummert i Tabell 3-4. Figur 3-1 Regioner brukt i beregning av operasjonslys Tabell 3-4 Andel operasjonslys i region 2, hvor letebrønn 32/4-2 er lokalisert Vinter Vår Sommer Høst År Operasjonslys 38 % 66 % 80 % 50 % 58 % Security Classification: Open - Status: Final Page 18 of 54

19 3.3.2 Bølgeforhold Bølgeforhold på åpent hav inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 1 og 2. Equinor har bølgedata for 27 stasjoner, som vist i Figur 3-2. Stasjon 6 er antatt å best representere bølgeforholdene ved 32/4-2. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for NOFO- og Kystvaktsystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) er oppsummert i Tabell 3-5. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 3-6. Figur 3-2 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav Tabell 3-5 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon 32/4-2 (stasjon 6) Vinter Vår Sommer Høst År NOFO-system 65 % 76 % 82 % 71 % 74 % Kystvakt-system 54 % 67 % 74 % 61 % 64 % Tabell 3-6 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon 32/4-2 (stasjon 6) Vinter Vår Sommer Høst NOFO-system (Hs < 4 m) 89 % 97 % 99 % 95 % NOFO-dispergering (Hs < 4 m) 89 % 97 % 99 % 95 % Kystvakt-system (Hs < 3 m) 76 % 91 % 98 % 86 % Bølger i kystsonen Bølgeforhold i kystsonen inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 3 og 4. Equinor har bølgedata for 5 stasjoner, som vist i Figur 3-3. Stasjon 4 og 3 er antatt mest konservative med hensyn til å representere bølgeforholdene for henholdsvis kyst- og fjordsystem. Antatt gjennomsnittlig Security Classification: Open - Status: Final Page 19 of 54

20 opptakseffektivitet for kyst- og fjordsystem er oppsummert i Tabell 3-7. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 3-8. Figur 3-3 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold i kystsonen. Stasjonene er valgt ut som representative for norskekysten Tabell 3-7 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet gitt bølgeforhold ved stasjon 4 (kystsystem) og 3 (fjordsystem) Vinter Vår Sommer Høst Kyst-system 39 % 55 % 65 % 47 % Fjord-system 66 % 66 % 72 % 68 % Tabell 3-8 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon for kyst- og fjordsystem, gitt bølgeforhold ved stasjon 4 og 3 Vinter Vår Sommer Høst Kyst-system (Hs < 1,5 m) 56 % 78 % 93 % 68 % Fjord-system (Hs < 1 m) 91 % 92 % 100 % 94 % 3.4 Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger Oljevernressurser tilgjengelig for er beskrevet nedenfor, kategorisert etter tier-nivå og beredskapsfunksjon. Viser også til Equinor sin plan for langvarige aksjoner [18], som gir en oversikt over de totale oljevernressurser Equinor vil kunne disponere ved et større oljeutslipp, og tiltak for å sikre utholdenhet og robusthet i en langvarig oljevernaksjon er beskrevet. Security Classification: Open - Status: Final Page 20 of 54

21 3.4.1 Tier 1 Beredskap på/nær feltet Equinor setter, som et minimum, krav til tilstrekkelig kapasitet for å bekjempe et oljeutslipp på minimum 500 m 3 med ressurser som skal være klar for operasjon innen 5 timer etter at utslippet er oppdaget [2]. I praksis vil det bety at dette utstyret må være på feltet som en del av beredskapsløsningen på feltet. For er Stril Merkur Tier 1 beredskapen på feltet. Stril Merkur er en del av NOFOs stående beredskap på sokkelen og ligger 24 nm fra. Stril Merkur har utstyr om bord for både mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering Tier 2 NOFO ressurser Figur 3-4 viser plasseringen av NOFO baser og stående beredskap per april 2019 [5]. Det kan ikke utelukkes endringer i utstyrsplassering. Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til borelokasjon, brukt som grunnlag for beredskapsanalysen, er vist i Tabell 3-9. Tabell 3-10 presenterer ytterligere forutsetninger som gangfart, avgivelsestid for beredskapsfartøy og slepefartøy samt tid for mobilisering av utstyr fra baser. Et NOFO system inkluderer oljelenser, skimmer, tankvolum for oppsamlet emulsjon og overvåkningsutstyr. De fleste fartøyene har også utstyr for oppsamling av høyviskøse oljer. Totalt disponerer NOFO om lag 765 Sm 3 dispergeringsmiddel fordelt på baser og fartøy. Dispergeringsmiddelet er av type Dasic Slickgone NS, som tilfredsstiller norske myndigheters krav til toksikologiske tester. Figur 3-4 NOFO baser og lokasjoner for stående områdeberedskap Security Classification: Open - Status: Final Page 21 of 54

22 Tabell 3-9 Avstander fra letebrønn 32/4-2 til utvalgte oljevernressurser Oljevernressurser Avstander fra 32/4-2 (nm) Mengde dispergeringsmidler om bord/på base Tier 1 / Stril Merkur m 3 Ocean Alden m 3 Stril Herkules m 3 Esvagt Stavanger m 3 Esvagt Bergen Stril Mariner m 3 Mongstad NOFO Base m 2 Stavanger NOFO Base m 3 Redningsskøyte Haugesund 77 - Redningsskøyte Måløy 98 - Redningsskøyte Egersund Tabell 3-10 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av beredskapsbehov i barriere 1 og 2 Gangfart, OR-fartøy Mobilisering, klargjøring, lasting og lossing på base system 1 fra NOFO-base Mobilisering av system 2 fra NOFO-base Mobilisering av system 3 fra NOFO-base Avgivelsestid for beredskapsfartøyer Responstid for slepefartøy Redningsskøyter Tid til å sette lenser på sjøen / klargjøre dispergering om bord 14 knop (17 knop for Equinors egne fartøy) 10 timer Unntatt Sandnessjøen 20 timer 30 timer 48 timer Ekofisk/sørfeltene: 6 timer Ula/Gyda/Tamber: 6 timer Utsira Nord (Grane) 6 timer Utsira Sør (Sleipner): 6 timer Troll/Oseberg: 0 timer Tampen: 6 timer Haltenbanken: 6 timer Norne/Aasta Hansteen: 6 timer Goliat: 4 timer Gjøa: 4 timer Avløserfartøy: 6 timer Slepefartøy fra NOFO-pool: 24 timer Gangfart 20 knop, avgivelsestid 2 timer Sørvær, Båtsfjord, Vadsø, Ballstad, Rørvik, Kristiansund, Måløy, Haugesund, Egersund 1 time Security Classification: Open - Status: Final Page 22 of 54

23 NOFOs utstyr for barriere 3 til 5 er lokalisert på basene Stavanger, Mongstad, Kristiansund, Sandnessjøen og Hammerfest, det inkluderer oppsamlings- opptaks-, kommando- og støttefartøy. Disse har en mobiliseringstid på mellom 48 timer og 120 timer. Kortere mobiliseringstid er mulig, men innebærer spesifikke avtaler med NOFO, som er nødvendig for boring av. Slik avtale vil være gjeldende ved boring i oljeførende lag, og vil være beskrevet nærmere i beredskapsplanen. NOFO har tilleggsutstyr på depot langs kysten og avtaler med over 60 fiskefartøy for å drive kystnær oljevernberedskap. NOFO har avtaler med kommunale og private etater og organisasjoner for å sikre tilstrekkelig personellressurser til den første fasen av en operasjon i barriere 3 til 5. Disse inkluderer IUA (24 timer), NOFOs Innsatsgruppe Strand Akutt (IGSA) (36 timer) og Spesialteam (24 timer), WWF (48/96 timer) og Kystverket depotstyrker. Mobiliseringstid er oppgitt i prentes. Kjemisk dispergering vil som regel ha høyest effekt nær kilden, men hvis aktuelt vil NOFO også kunne gjennomføre dispergeringsoperasjoner kystnært. Figur 3-5 Oljevernfartøy for kystnære operasjoner som NOFO har avtaler med [5] Tier 3 OSRL ressurser Equinor har flere avtaler med OSRL: Service Level Agreement (SLA), Global Dispersant Stockpile (GDS) og Subsea Well Intervention Services (SWIS). SLA går ut på at Equinor kan mobilisere halvparten av OSRLs tilgjengelige utstyr og personell til enhver tid. Dette inkluderer blant annet dispergeringsmidler, flybåren dispergeringspåføringssystemer, modellering av oljedrift, satellittovervåking og rådgivning forbundet med håndtering av oljeskadet vilt. GDS er en tilleggsavtale som sikrer tilgang til ytterligere dispergeringsmidler. Dispergeringsmidlene i GDS er lokalisert i England, Singapore, Frankrike, Sør-Afrika og Florida, som vist i Figur 3-6 og er pakket klar for videre frakt ved både luft-, sjø- eller veitransport. [7] Dispergeringsmidlene som inngår i avtalen er Dasic Slickgone NS, Finasol OSR 52, og Corexit Security Classification: Open - Status: Final Page 23 of 54

24 EC9500A. Dasic Slickgone NS [12] og Finasol OSR 52 [11] tilfredsstiller norske myndigheters krav til toksikologiske tester m 3 dispergeringsmidler er derfor tilgjengelig for bruk i norske farvann. SWIS gir tilgang til utstyr for subsea brønnintervensjon, som inkluderer capping og subsea kjemisk dispergering. OSRL har to Boeing 727 lokalisert på Doncaster Sheffield Airport i UK. Begge har dispergeringsutstyr og en kapasitet for transport og operasjoner av 15 m 3 dispergeringsmidler per flyvning. Figur 3-6 Lokasjon til dispergeringsmidler i GDS og utstyr fra SWIS som er tilgjengelig for Equinor. Capping stack i Norge og Brasil er klargjort for subsea kjemisk dispergering [7] 3.5 Influensområder og stranding I miljørisikoanalysen for, er det gjort oljedriftanalyser som et steg i beregning av brønnens miljørisiko ved akutt forurensning [1], og for å kunne beregne beredskapsbehov i barriere 3-5. For modellert overflate- og sjøbunnsutblåsning er det generert oljedriftsstatistikk på rutenivå per sesong. I Figur 3-7 er årlig influensområde vist, mens influensområde pr. sesong er illustrert i miljørisikoanalysen. Influensområdene 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 av > 1 tonn olje i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning gjennom året. Oljedriftsmodelleringen viser at oljen i hovedsak vil følge kyststrømmen i nordlig retning. Security Classification: Open - Status: Final Page 24 of 54

25 Figur 3-7 Influensområdet (totalstatistikken med bidrag fra samtlige scenarier) fra en utblåsning på for fire sesonger. Ressursbehov for barriere 3 og 4 er basert på korteste drivtid til land og største strandet emulsjonsmengde (95- persentiler). For å få med størst strandingsmengder og kortest drivtid, har man slått sammen høst og vintersesong ved beregning av beredskapsbehov. Strandingsmengder og drivtid er vist i Tabell Security Classification: Open - Status: Final Page 25 of 54

26 Ressursbehov for barriere 5 er dimensjonert for de prioriterte områdene hvor drivtid er mindre enn 20 døgn uavhengig av sesong, vist i Tabell Det er en bransjestandard å presentere estimater for drivtid og strandingsmengder som 95-persentiler, og beregne beredskapsbehov i forhold til dette. Men de fleste strøm- og vindforhold vil gi lavere strandingsmengder og lengre drivtid. I tabellen under er også 50-persentilen presentert, som kan anses som et anslag på forventningsverdier. I høstsesongen er f.eks forventningsverdiene 376 tonn emulsjon til land, med en drivtid på 3 døgn. Tabell 3-11 Maksimal strandete oljemengder og korteste drivtider til hele kysten, uten effekt av beredskap. Periode # simuleringer med stranding Sannsynlighet for stranding (%) Maksimal strandet mengde emulsjon i tonn (prosentiler) Korteste drivtid i døgn (prosentiler) # strandruter berørt (prosentiler) Vinter 4357 av ,2 % ,6 1, Vår 4304 av ,9 % ,2 1, Sommer 4421 av ,6 % ,1 1, Høst 4462 av ,5 % ,3 1, Hele året av ,0 % ,5 1, Tabell 3-12 Strandete mengder emulsjon og drivtider til prioriterte områder (= NOFO eksempelområder), for de fire sesongene P1 (vinter), P2 (vår), P3 (sommer) og P4 (høst). (-) = området ligger ikke innenfor influensområdet i den aktuelle sesongen. Tallverdiene er uten effekt av oljevernberedskap. Reduksjon i strandingsmengder med oljevernberedskap er oppgitt i kapittel Område Onøy (Øygarden) Ytre Sula Sverslingsosen-Skorpa Austevoll Runde Smøla Sandøy-Ona Frøya/Froan Bømlo Utsira Vikna vest Emulsjonsmengde (tonn) 95-persentil Minste drivtid (døgn) 95-persentil Treffsannsynlighet (%) P1 P2 P3 P4 P1 P2 P3 P4 P1 P2 P3 P ,7 5,4 2,5 2, ,0 2,8 2,2 1, ,5 6,1 8,3 4, (-) (-) (-) 44 (-) (-) (-) 14 (-) (-) (-) (-) 2 (-) (-) (-) 21 (-) (-) (-) 11 (-) (-) (-) (-) 5 (-) (-) (-) 42 (-) (-) (-) 32 (-) Security Classification: Open - Status: Final Page 26 of 54

27 Figur 3-8 Influensområdet for sommersesongen (overflateutslipp) vist sammen med prioriterte områder = NOFO eksempelområder. Sommersesong er vist siden det var størst strandingsmengder i denne sesongen. Security Classification: Open - Status: Final Page 27 of 54

28 3.6 Naturressurser og særlig viktige områder rundt letebrønn Sjøfugl Tetthet av sjøfugl ved letebrønn er presentert i Tabell 3-13 og er basert på nyeste tilgjengelig datasett fra SEAPOP. Gjennom hele året er det middels til høy tetthet av flere arter sjøfugl. Faktisk tilstedeværelse av fugl skal benyttes i tillegg til vurdering av effektiviteten av mulige bekjempelsesmetoder for kontinuerlig å vurdere beste bekjempelsesmetode. Tabell 3-13 viser predikert tetthet pr art og sesong for kartruten hvor er lokalisert. Hver kartrute er 10 x 10 km. Kategoriene for tetthet (antall individ/rute) er basert på SEAPOP: < 0,3 individ pr rute lav tetthet 0,3 10 individ pr rute middels tetthet <10 individ pr rute høy tetthet - ingen data tilgjengelig. Arter med særlig sensitivitet til olje på overflaten er uthevd i fet skrift, og artenes nasjonale IUCN status (fastland) fra 2015 er gjengitt kritisk truet (CR), Sterkt truet (EN), Sårbar (VU), Nær truet (NT), livskraftig (LC), og ikke egnet (NA). Kategoriene truet er understreket (CR, EN, VU). Tabell 3-13 Predikert tetthet per art og sesong i den aktuelle kartruten (10 x 10 km 2 ) fra SEAPOP hvor letebrønnen er lokalisert. Art og sensitivitet IUCN 2015 Sommer (apr - juni) Høst (juli - okt) Vinter (nov - mars) Alkekonge LC - Lav Høy Alke EN Lav Lav Lav Lunde VU Middels Lav Middels Havhest EN Høy Høy Høy Fiskemåke NT Lav Lav Lav Polarmåke NA - - Lav Svartbak LC Middels Middels Høy Gråmåke LC Lav Lav Høy Krykkje EN Middels Middels Høy Havsule LC Middels Middels Høy Polarlomvi EN Lomvi CR Middels Middels Høy Sjøpattedyr Sjøpattedyr som vil kunne være sårbar for akutt oljeforurensning vil i første rekke være kystnære arter som oter og selartene steinkobbe og havert. Figur 3-9 og Figur 3-10 viser utbredelsesområdet og området av høy konsentrasjon av både steinkobbe og havert. Security Classification: Open - Status: Final Page 28 of 54

29 Høy konsentrasjon av steinkobbe og havert er forventet i parringstid og ungekasting og når hårfelling foregår. Tabell 3-14 viser perioden for de to arter. Tabell 3-14: Parringstid og ungekasting (P) og hårfellingstid (H) for steinkobbe og havert i influensområdet til Art Jan Feb Mar Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Des Steinkobbe P P H H Havert H H H P P P P Figur 3-9: Utbredelsesområde for steinkobbe. Mørk blå farge indikerer områder med faste kolonier hvor reproduksjon (juni-juli) og hårfelling foregår (augustseptember) Figur 3-10: Utbredelsesområde for havert. Mørk blå farge indikerer områder med faste kolonier hvor reproduksjon (september-desember) og hårfelling foregår (februar-april) Fisk og gyteområder Fisk som har gyteområde i nærheten av letebrønn (inntil 50 nm avstand) er oppgitt i Tabell Utbredelser og gytetidspunkt er hentet fra oversikt over 27 fiskearter gjort tilgjengelig fra Havforskningsinstituttet. I perioden januar til juli forekommer det gyting av ulike arter fisk innenfor influensområdet til. I perioden august til desember forekommer det lite eller ingen gyting. Faktisk tilstedeværelse av fisk og gyteprodukter skal benyttes i tillegg til vurdering av effektiviteten av mulige bekjempelsesmetoder for kontinuerlig å vurdere beste bekjempelsesmetode. Security Classification: Open - Status: Final Page 29 of 54

30 Tabell 3-15 Gyteperiode (G) for fisk i området nær (50 nm) letebrønnen. Kun arter med gyting i området er tatt med i oversikten Art Jan Feb Mar Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Des Hvitting G G G G G G G Nordsjøhyse G G G Rognkjeks G G G Rødspette G G Sei i Nordsjøen G G Norsk vårgytende sild G G Nordøstarktisk torsk (skrei) G G G Nordsjøtorsk G G G G Øyepål G G G G G Miljørisiko Konsekvensene av et større utilsiktet utslipp i forbindelse med boringen av vil variere for de ulike artene, og er avhengig av når utslippet finner sted. Konsekvenspotensialet er størst for sjøfugl i åpent hav. Det er generelt beregnet lave konsentrasjoner av hydrokarboner i vannsøylen. Det var ingen modellruter med >50 ppb THC (totalt hydrokarbon) i vannsøylen, satt som en konservativ grenseverdi for skade på fiskeegg og larver, i noen av sesongene. Potensialet for skader på bestandsnivå for fisk vurderes derfor som svært begrenset. Miljørisikoen for sel er rett over 1 % av akseptkriteriene. For andre marine pattedyr forventes det ikke påvirkning på bestandsnivå av et oljeutslipp. Figur 3-11 viser maksimalt utslag i miljørisiko per måned. I MRA for slo lunde ut med høyest miljørisiko, med 33 % av Equinor sine akseptkriterier i desember. I planlagt boreperiode (sensommer-høst) er miljørisikoen vesentlig lavere. Figur 3-11 Maksimalt utslag i miljørisiko per måned. Security Classification: Open - Status: Final Page 30 of 54

31 Under presenteres høyeste miljørisiko for de ulike sesongene. Høyeste miljørisiko er 30 % om vinteren, mens i planlagt boreperiode er miljørisikoen vesentlig lavere. Figur 3-12 Maksimale utslag i miljørisiko som andel av Equinors akseptkriterier i hver sesong Vurdering av potensiale for kjemisk dispergering gjennom året Bruk av kjemisk dispergering er vurdert spesielt relevant for en periode fra august til desember da det ikke foregår gyting i området. Fra januar til juli bør vurdering av dispergering som tiltak basere seg på faktiske observasjoner. I perioder med høye forekomster med sjøfugl og høyest miljørisiko, kan dispergering likevel være et aktuelt tiltak til tross for at gyting pågår Særlige viktige områder (SVO) Viktige områder for verdsatte økosystemkomponenter som kan være sårbare ved en utblåsning ved letebrønn er vist i Figur SVO område Ytre Sula-Bremanger er det området som i modelleringen får størst strandingsmengder og kortest drivtid, med en sannsynlighet for stranding rundt 90 %. Dette området er et viktig område for sjøfugl. Her ligger mange fuglereservater, som Frøyskjæra, Ytterøyane, Kvalsteinane, Håsteinen, Gåsvær, Indrevær, Utvær og Smelvær. Generelt er det hekkelokaliteter og kolonier for mange arter; fiskemåke, svartbak, gråmåke og sildemåke, toppskarv, ærfugl, teist, terner, lunde, krykkje, alke og lomvi. Verdifulle vinterområder for ærfugl, havelle, svartand, skarver, måker og teist, noe alkefugl og lom. Dette SVO området er også et kasteområde for steinkobbe. Security Classification: Open - Status: Final Page 31 of 54

32 Figur 3-13 NOFOs eksempelområder sammen med viktige områder for verdsatte økosystemkomponenter. Særlig verdifulle områder (SVO) som kan være sårbare ved en utblåsning ved letebrønn er: 1. Korsfjorden, 2. Ytre Sula-Bremanger, 3. Kystsonen (25 km fra grunnlinjene), 4. Eggakanten, 5. Mørebankene (sild og sei viktig gyteområde), 6. Remman (marint verneområde) og 7. Sula/Froan (marint vern). 4 Resultater Bruk av kjemisk dispergering eller mekanisk oppsamling vil være en operasjonell beslutning i en aksjon. Det vil gjøres en vurdering i henhold til NEBA prinsippet, hvor man vil ta hensyn til observasjoner eller sannsynlig tilstedeværelse av naturressurser i området samt værforhold. Beredskapsbehov og responstider er beskrevet i de følgende avsnitt. 4.1 Mekanisk oppsamling Beregning av beredskapsbehov og responstider for barriere 1 og 2 For letebrønn 32/4-2 er behov for antall mekanisk oppsamlingssystemer beregnet for de ulike utslippsscenarier (Tabell 4-1 og Tabell 4-2). Systembehov er beregnet med hjelp av Equinors beredskapskalkulator og basert på Troll olje for alle utslippsscenarier. Beregning av systembehov er utført for definerte sommer- og vinterforhold. Security Classification: Open - Status: Final Page 32 of 54

33 For punktutslipp på 100 Sm 3 med Troll olje er det beregnet et behov for 1 NOFO system i barriere 1. For dimensjonerende utslipp, vektet rate på 180 Sm 3 Troll olje, er det beregnet et behov for 1 NOFO system i barriere 1 og 1 system i barriere 2 (2 NOFO systemer samlet for barriere 1 og 2). Tabell 4-1 Beregnet systembehov ved et mindre utslipp punktutslipp 100 m 3 Troll olje Vinter 5 C, 10 m/s vind Sommer 10 C, 5 m/s vind Utslippsvolum (Sm 3 ) Fordampning % (etter 2 timer på sjø) Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 0 4 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3) Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) Økt systembehov grunnet høyt voksinnhold? nei nei Behov for NOFO systemer i barriere Tabell 4-2 Beregnet systembehov ved langvarig utblåsning 180 m 3 /døgn, Troll olje Vinter Sommer Parameter 5 C - 10 m/s 10 C - 5 m/s Utstrømningsrate (Sm 3 /d) Tetthet (Kg/Sm 3 ) Fordampning etter 2 timer på sjø (%) Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 4 0 Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 1 (Sm 3 /d) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) Økt systembehov grunnet høyt voksinnhold? Nei Nei Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere Emulsjonsmengde inn til barriere 2 (Sm 3 /d) Oljemengde inn til barriere 2 (Sm 3 /d) Fordampning etter 12 timer på sjø (%) Nedblanding etter 12 timer på sjø (%) 10 1 Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 2 (Sm 3 /d) 249 Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 (cp) Økt systembehov grunnet høyt voksinnhold? Nei Nei Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere Behov for NOFO-systemer i barriere 1 og Security Classification: Open - Status: Final Page 33 of 54

34 Det settes krav til 2 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 9 timer. Dimensjonering av oljevernberedskapsressurser settes etter sesongen med høyest behov. Pga lave utblåsningsrater, vurderes det at det ikke er behov for å forsterke barriere 1 og 2 ut over det antall systemer oljevernkalkulatoren beregner. Det anbefales imidlertid å vurdere bruk av høyhastighetssystem i tillegg for å kunne jakte oljeflak med høyere hastighet enn en tradisjonell lense, som kan plasseres i barriere 2 eller foran kystgående lensesystemer. I henhold til ytelseskravene satt for analysen skal fullt utbygget barriere på åpent hav (barriere 1 og 2) være på plass senest innen korteste drivtid til land (1 døgn, 95 persentil). Med de beregnede responstidene for oljevernfartøy og slepefartøy er ytelseskravene for barriere 1 og 2 oppfylt. Det er imidlertid ytterligere 6 systemer som tilfredsstiller kravet om å være på plass innen korteste drivtid til land. Totalt er det 7 systemer av disse som har dispergeringssystem ombord. Ytterligere systemer vil kunne bli mobilisert gjennom NOFO ved behov. Nærmere detaljer om fartøy og systemer vil bli beskrevet i beredskapsplanen. Best oppnåelig ressursdisponering er basert på utstyr og kapasitet til de navngitte fartøyene. Fartøyene kan endres men tilsvarende utstyr og kapasiteter må være tilgjengelig innen samme responstid for at analysen skal være gjeldende. Tabell 4-3 Forslag til fartøy og responstider for beredskap for letebrønn 32/4-2. Fartøy kan endres, men korteste og lengste responstid forblir den samme. Slepefartøy Total responstid Dispergeringsmidler Total responstid Oljevernressurser (responstid*) (responstid) (mekanisk oppsamling) (tilgjengelig om bord eller på base) (kjemisk dispergering på fartøy) Beregnet beredskapsbehov Stril Merkur (5 timer) **DC (5t), 5 33 m 3 5 RS Haugesund (7t) Ocean Alden (9 timer) RS Måløy (8t) 9 45 m 3 9 *inklusiv tid for utsetting av lense eller klargjøre for kjemisk dispergering ** Bruk av Daughter craft (DC) frem til redningsskjøyte kommer og avløser DC 4.2 Kjemisk dispergering Troll olje har potensiale for kjemisk dispergering, og skal vurderes ved en hendelse spesielt hvis det er observert fugl i oljens drivbane og for å hindre strandpåslag. Siden olje fra en letebrønn vil kunne ha ulike egenskaper enn referanseoljen må kjemisk dispergering evalueres ved hjelp av in-situ testing med SINTEFs prøvetakingskoffert ved en aktuell hendelse for å vurdere om dispergering kan være et aktuelt beredskapstiltak. Tabell 3-9 viser aktuelle beredskapsfartøyer som har dispergeringsmidler om bord. Dispergeringsmidlet om bord og på basene er Dasic Slickgone NS. Begge de foreslåtte beredskapsfartøyene for denne letebrønnen har muligheten til kjemisk dispergering (Tabell 4-3). Dispergering kan også gjennomføres fra fly gjennom avtale med OSRL. Equinor har også tilgang til OSRL`s globale lager som består av 5000 m3 dispergeringsmiddel (Dasic Slickgone NS, Corexit EC9500A og Finasol OSR 52) m3 dispergeringsmiddel er godkjent for bruk i Norge. Det kan påregnes 2-3 turer til pr dag for å dispergere, Security Classification: Open - Status: Final Page 34 of 54

35 avhengig av lys forholdene. Dermed er antall mulige operasjoner pr dag større om sommeren sammenlignet med vintersesong. På grunn av de lave ratene (for scenario 1 oljecase) og høy GOR (for scenario 2 gasscase) på vil subsea dispergering ikke være noe egnet beredskapstiltak Logistikk ved offshore dispergering I en hendelse bør dispergeringsmidler samles på en operasjonsbase for å muliggjøre effektive kontinuerlige operasjoner. En slik operasjonsbase kan være en flyplass for flyoperasjoner, eller en offshorebase for dispergering fra fartøy. Dispergeringsmidler fra OSRL kan transporteres med fly, båt eller veitransport. Dispergeringsmidler som fraktes fra utlandet, omfattes ikke av importrestriksjoner grunnet produktenes sammensetning og det antas at det ikke vil være store forsinkelser forbundet med import. Dispergeringsmiddelprodusenter er generelt ansett å kunne produsere 100 Sm3/d dispergeringsmiddel innen 30 døgn, og ytterlige dispergeringsmidler vil dermed kunne være tilgjengelig ved en langvarig hendelse [16]. 4.3 Modellering av beredskapsbehov åpent hav (barriere 1 og 2) og effekt på miljørisiko Modelleringsoppsett i OSCAR Som ytterligere beslutningsstøtte er det modellert effekt av mekanisk opptak med ulike systemkonfigurasjoner og dispergering i OSCAR. Basert på tilgjengelige NOFO OR fartøyer (Tabell 4-3) er det modellert med 2 systemer i følgende konfigurasjon: A. To NOFO J systemer (Fra Troll/Oseberg og Gjøa) B. Et NOFO J system (Barriere 1 fra Troll/Oseberg) og en MOS Sweeper (Barriere 2 fra NOFO Mongstad) C. To NOFO båtdispergeringssystemer (Fra Troll/Oseberg og Gjøa) Alternativ B forutsetter plassering av MOS Sweeper på Mongstad og at denne hentes av et mobiliserbart fartøy. Det er analysert med en utslippsrate på 190 m 3 /døgn i 13 døgn, som vil være vektet rate for et overflateutslipp og vektet varighet. Modelleringen ble gjennomført i stokastisk modus, for sammenligning med resultater uten effekt av beredskapstiltak Modelleringsresultater Nøkkelresultater fra modelleringene er vist i det etterfølgende, presentert for sommer og høst sesong, som vil være relevant for planlagt boreperiode. For resultater for de andre sesongene, vises det til notat fra Akvaplan-niva [17]. Samtlige alternativer medfører en reduksjon i strandet mengde emulsjon. I forhold til en standard beredskapsløsning med NOFO J-systemer viser resultatene at alternativer som inkluderer systemer med stor arealdekning har en betydelig større effekt. Dette gjelder alternativet for mekanisk beredskap med en MOS Sweeper, samt for alternativet med påføring av kjemisk dispergeringsmiddel. Security Classification: Open - Status: Final Page 35 of 54

36 Effekten av de enkelte beredskapsalternativene reflekteres også i redusert miljørisiko og redusert stranding av emulsjon totalt og i eksempelområder. Relativt lave bidrag til risikonivået for valgt rate og varighet, og kategoriseringen i MIRA mht. intervaller av oljemengder fører til at endringene i miljørisiko er mindre enn reduksjonene i oljemengde i utgangspunktet skulle tilsi. Tabell 4-4 Minste drivtid, strandete emulsjonsmengder og antall berørte strandruter for sommer- og høstsesong ved ulike beredskapsoppsett for barriere 1 og 2 (95-persentiler). Oljevernutstyr i barriere 3 og 4 er ikke inkludert i analysene. Minste drivtid - døgn Ingen tiltak Alternativ A Alternativ B Alternativ C sommer 1,3 1,2 1,4 2,2 høst 1,0 1,1 1,0 1,1 Strandet emulsjon - tonn Ingen tiltak Alternativ A Alternativ B Alternativ C sommer høst Berørte strandruter - antall Ingen tiltak Alternativ A Alternativ B Alternativ C sommer høst Miljørisiko Endringer i miljørisiko er angitt for arten med høyest utslag i miljørisiko, som i sommer og høst sesong er henholdsvis norskehavsbestanden av lomvi og lunde. Resultatene er vist i figuren nedenfor. Det er lav miljørisiko da analysen er gjort på vektet rate og varighet for et overflateutslipp, men den relative forskjellen gir en indikasjon av forskjellen i miljørisiko med ulike beredskapsalternativer. Det er svært liten miljørisiko ved beredskapsalternativene som inkluderer systemer med stor arealdekning (MOS Sweeper og kjemisk dispergering). Security Classification: Open - Status: Final Page 36 of 54

37 Sommer Høst Figur 4-1 Miljørisiko for arten med høyest utslag i miljørisiko, som i sommersesongen er lomvi og høstsesongen er lunde. Security Classification: Open - Status: Final Page 37 of 54

38 Reduksjon av emulsjonsmengder inn til eksempelområdene De ulike tiltaksalternativene bidrar til en reduksjon av emulsjonsmengder inn til eksempelområder, vist som en prosentvis reduksjon i forhold til strandingsmengder uten oljeverntiltak i figuren nedenfor. Resultatene er vist for hele året under ett. Også her viser beredskapsalternativene som inkluderer MOS Sweeper og kjemisk dispergering størst effekt på strandingsmengder til eksempelområdene. Figur 4-2 Reduksjon av emulsjonsmengder inn til eksempelområdene med ulike beredskapsalternativer Endringer i massebalanse I figuren nedenfor er endringer i massebalanse vist som et resultat av de ulike beredskapsalternativene, som gjennomsnittsverdier ved simuleringsslutt - over alle simuleringer. Beredskapsalternativene som inkluderer systemer med stor arealdekning (MOS Sweeper og kjemisk dispergering), gir minst olje på overflaten, og kan hindre olje å nå land. Security Classification: Open - Status: Final Page 38 of 54

39 Figur 4-3 Massebalanse som et resultat av de ulike beredskapsalternativene 4.4 Beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og 4 95-persentilen av størst strandet emulsjonsmengde, gitt en utblåsning og uten oljevernberedskap, er 4043 tonn om vinter/høst og 5408 tonn om sommeren. Korteste drivtid til land er 1 døgn om vinter/høst. Det antas at størst strandet mengde strander over en periode på 10 døgn. Ved å ta effekten i barriere 1 og 2 i betraktning gir dette en tilførselsrate inn i barriere 3 på 149 tonn/døgn for vinterhalvåret og 79 tonn/døgn for sommerhalvåret. Beregningene er basert på Trollolje. Basert på mengde emulsjon til land, beregnes det et beredskapsbehov på 1 kystsystemer og 2 fjordsystemer i barriere 3 og 4. For å sikre grunnberedskap (1 kystsystem og 1 fjordsystem) til hvert prioritert område, stiller vi imidlertid krav til 8 kystsystem og 8 fjordsystem, som vist i Tabell 4-5. Responstiden er satt til 1 døgn for første system (korteste drivtid til land), og fullt utbygget barriere 3 og 4 innen korteste drivtid til hvert enkelt prioritert område med drivtid kortere enn 20 døgn. Ytterligere ressurser og utstyr vil kunne mobiliseres etter behov og iht eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og de berørte IUAene. Security Classification: Open - Status: Final Page 39 of 54