Revidert versjon FORFATTER(E) OPPDRAGSGIVER(E) Statoil GRADER. DENNE SIDE ISBN PROSJEKTNR. ANTALL SIDER OG BILAG

Transkript

1 SINTEF RAPPORT TITTEL SINTEF Kjemi Postadresse: 7465 Trondheim Besøksadresse: S.P. Andersens vei 15A Telefon: / Telefaks: Foretaksregisteret: NO MVA Statfjord A, B og C Egenskaper og forvitring på sjøen, karakterisering av vannløselige komponenter relatert til beredskap. Revidert versjon FORFATTER(E) Merete Øverli Moldestad, Ivar Singsaas, Janne Lise M. Resby, Liv-Guri Faksness og Jorunn Nerbø Hokstad OPPDRAGSGIVER(E) Statoil RAPPORTNR. GRADERING OPPDRAGSGIVERS REF. STF66 F00138 Fortrolig Tor Fadnes GRADER. DENNE SIDE ISBN PROSJEKTNR. ANTALL SIDER OG BILAG Fortrolig ELEKTRONISK ARKIVKODE PROSJEKTLEDER (NAVN, SIGN.) VERIFISERT AV (NAVN, SIGN.) Statfjord håndbok-sluttvers.doc Merete Øverli Moldestad Ivar Singsaas ARKIVKODE DATO GODKJENT AV (NAVN, STILLING, SIGN.) SAMMENDRAG Tore Aunaas, Forskningssjef Et omfattende forvitrings- og dispergerbarhetsstudium av Statfjord A, B (med og uten produksjonskjemikalier) og C er gjennomført ved 13 C. Resultatene er brukt for å predikere Statfjordoljens egenskaper ved hjelp av SINTEFs Olje Forvitrings Modell. Disse prediksjonene viser hvordan Statfjords egenskaper vil endres over tid på sjøen ved et søl. Et studium av komponentsammensetning og vannløselig fraksjon av Statfjord er gjennomført. Den akutte toksisiteten til denne fraksjonen er målt og sammenlignet med andre oljer. Med utgangspunkt i data fra forvitringsstudiet og studiet av Statfjords komponentsammensetning og vannløselige fraksjon, er OSCAR-modellen brukt for å beregne konsentrasjoner av dispergert olje og løste oljekomponenter i vannsøylen fra et mindre punktutslipp av Statfjordolje, med og uten bruk av dispergeringsmiddel. I tillegg er dagens mekaniske feltberedskap på Statfjord inkludert, for sammenligning av forventet effektivitet mot kjemisk dispergering. STIKKORD NORSK ENGELSK GRUPPE 1 Kjemi Chemistry GRUPPE 2 Miljø Environmental EGENVALGTE Forvitring Weathering Statfjord råolje Statfjord crude oil

2 2 INNHOLDSFORTEGNELSE 1. Innledning og hovedkonklusjoner Innledning Statfjord oljenes forvitringsegenskaper Karakterisering av vannløselige fraksjoner Simulering av oljekonsentrasjoner i vannsøylen Forvitringsegenskaper Prediksjoner av Statfjord oljenes egenskaper på sjøen Statfjord oljenes forvitringsegenskaper - konklusjoner Generelt Fysikalske og kjemiske egenskaper Emulgering Kjemisk dispergering Mekanisk oppsamling Effekt av produksjonskjemikalier Karakterisering av vannløselig fraksjoner Karakterisering av vannløselige fraksjoner av Statfjord olje Sammenligning av Statfjord med andre oljer Microtox analyser av WAF løsningene Simulering av oljekonsentrasjoner i vannsøylen Målsetting Input data til analysene Oppsummering Massebalanse Konsentrasjoner i vannsøylen Effekter ved bruk av dispergeringsmiddel på oljesøl...38 Vedlegg A: Råoljers sammensetning, egenskaper og oppførsel på sjøen...39 A1 Kjemisk sammensetning av råoljer...41 A1.1 Hydrokarboner...41 A1.2 Organiske ikke-hydrokarboner...42 A2 Råoljers fysikalske egenskaper...43 A3 Råoljers oppførsel på sjøen...46 A3.1 Fordampning...46 A3.2 Vannløselighet av oljekomponenter...48 A3.3 Foto-oksidering...48 A3.4 Biodegradering...48 A3.5 Sedimentering...49 A3.6 Nedsenking ("overvasking")...49 A3.7 Vann-i-olje (v/o) emulgering...49 A3.9 Olje-i-vann (o/v) dispergering...52 A3.10 Spredning...53 A3.11 Drift av et oljesøl...54 Vedlegg B Eksperimentelt oppsett og modellering...57 B1 Små-skala testing basert på trinnvis forvitring av oljen...58 B1.1 Trinnvis forvitring av oljen...58 B1.2 Kjemiske og fysikalske egenskaper...59 B1.3 V/o emulgerende tester...60 B1.4 Kjemiske v/o dispergerbarhetstester...61 \ALA\2\ Side

3 3 B1.5 Karakterisering av vannløselige fraksjoner...62 B2 Meso-skala renneforsøk...64 B3 Prediksjoner med SINTEF s Olje Forvitrings Modell...67 B3.1 SINTEF s Olje Forvitrings Modell...67 B3.2 Kriterier for prediksjonene...68 B3.3 Optimalisert mekanisk oppsamling...70 B4 Beredskapsanalyse med OSCAR 2000 modellen...70 B.4.1 Beskrivelse av modellsystemet...70 Fysikalske og kjemisk prosesser...71 Vedlegg C Resultater og input til SINTEF s Olje Forvitrings Modell...79 C1 Resultater fra små-skala testing basert på trinnvis forvitring...79 C1.1 Kjemisk sammensetning og fysikalske egenskaper...79 C1.2 V/o emulgerende egenskaper...92 C1.2.1 Definisjon av symboler...92 C1.2.2 Vannopptak...92 C1.2.3 Viskositet av v/o emulsjon...94 C1.2.4 Stabilitet av v/o emulsjon og effektivitet av emulsjonsbryter...96 C1.3 Kjemisk o/v dispergerbarhet...99 C1.3.1 Effektivitet ved ulik dosering av dispergeringsmiddel...99 C1.1.2 Dispergerbarhet C2 Resultater fra meso-skala renne forsøk C2.1 Fordampning C2.2 Vann-i-olje emulgering C2.3 Viskositet C2.5 In-situ kjemisk dispergering C2.6 Massebalanse C3 Kjemisk karakterisering og giftighet av WAF og oljer Vedlegg D Referanser \ALA\3\

4 4 1. Innledning og hovedkonklusjoner 1.1 Innledning Følgende aktiviteter er gjennomført i dette studiet: 1. Studier av oljenes forvitring på sjøen Forvitringsegenskaper til Statfjord A (tilsatt produksjonskjemikalier). Forvitringsegenskaper til Statfjord B (tilsatt produksjonskjemikalier). Produksjonskjemikaliene tilsatt er bl.a. opplyst å være: emulsjonsbryter, korrosjonsinhibitor og avleiringshemmer (kilde: Statoil). Forvitringsegenskaper til Statfjord B (uten tilsetning av produksjonskjemikalier). Forvitringsegenskaper til Statfjord C (tilsatt produksjonskjemikalier). Fordi Statfjord C er antatt å være en god representant for alle Statfjordoljene ble denne testet både i små-skala og stor-skala samt at den ble testet for kjemisk dispergerbarhet. All testing ble gjennomført ved 13ºC. Disse resultatene er brukt for å predikere Statfjord oljens egenskaper på sjøen ved hjelp av SINTEF s Olje Forvitrings Modell. Disse prediksjonene viser hvordan Statfjord egenskaper vil endres over tid på sjøen ved et søl. Effektiviteten til en oljevernaksjon (mekanisk, dispergering, brenning) er avhengig av de fysikalske og kjemiske egenskapene til oljen ved aksjonstidspunktet, og det er derfor viktig å ha gode prediksjoner av forandring i oljens egenskaper over tid. 2. Studium av komponentsammensetning og oljens vannløselige fraksjon (WAF) Karakterisering av komponentsammensetningen til fersk Statfjord råolje. Tillaging av vannløselige fraksjoner (WAF = Water Accommodated Fraction) for fersk og forvitret (avdampet) Statfjord og karakterisering av komponentsammensetningen til WAF-fraksjonen. Giftigheten til WAF-fraksjonen estimert ut fra testing på Microtox. Dette arbeidet har vært en del av det 3-årige forskningsprogrammet AMOS (Singsaas et al. 1998) finansiert av Statoil, Norsk Hydro (Saga) og Agip. Det er antatt at de vannløselige komponentene (WAF) bidrar mest til eventuelle skadelige effekter på livet i vannsøylen etter et oljeutslipp. Ved bruk av kjemisk dispergeringsmiddel vil konsentrasjonene av både dispergerte oljedråper (THC = Total Hydrocarbon) og løste oljekomponenter i vannsøylen øke betraktelig. Dette vil imidlertid være lokale effekter ettersom fortynning i sjøvannet raskt vil bringe konsentrasjonen under et eventuelt skadelig nivå. Eventuelle effekter i vannsøylen fra dispergert og løst olje må i en oljevernsammenheng vurderes opp mot eventuelle skader et oljeflak på overflaten og strandet olje kan forårsake (f.eks. sjøfugl). Det er forskjeller i sammensetning og mengde av vannløselige komponenter som kan forårsake effekter, både mellom forskjellige råoljer og mellom råoljer, kondensat og forskjellige oljeprodukter. Flere data enn det som er presentert i denne rapporten er tilgjengelig i Faksness et al og Hokstad et al. 1998, 1999 a og b og \ALA\4\

5 5 3. Simulering av oljekonsentrasjoner i vannsøylen OSCAR modellen er benyttet til å gjennomføre simuleringer av et 100 m 3 utslipp av Statfjordolje, med fokus på konsentrasjoner av THC og WAF uten beredskapstiltak og med bruk av kjemisk dispergering. Den mekaniske feltberedskapen som i dag finnes på Statfjordfeltet er også inkludert i simuleringene for sammenligning av effektivitet mot kjemisk dispergering. Med basis i data fra forvitringsstudiet og studiet av oljens komponentsammensetning og vannløselige fraksjon, er OSCAR (Oil Spill Contingency and Response) modellen benyttet til å simulere forløpet av et mindre punktutslipp av Statfjord med og uten tiltak. Dette viser hvordan de data som er fremkommet i laboratoriestudiet kan brukes operasjonelt til å vurdere hvilken beredskapsstrategi som vil være mest gunstig såkalt NEBA (Net Environmental Benefit Analysis). Gjennom de nye dispergeringsforskriftene er det åpnet for bruk av kjemisk dispergeringsmidler hvor det er miljømessig mest gunstig. Bruk av modellverktøy med input fra gode laboratoriedata vil være et godt og nødvendig utgangspunkt for å kunne utføre en NEBA og gjøre de miljømessige vurderingene som skal til for å kunne velge mellom forskjellige tiltak i en utslipps-situasjon. 1.2 Statfjord oljenes forvitringsegenskaper Resultatene fra forvitringsstudiet av Statfjord A, B med og uten produksjonskjemikalier samt C viser at oljene er forholdsvis like. De fysikalske og kjemiske egenskapene varierer i liten grad mellom de tre oljene. Vannopptakshastigheten til oljene varierer lite bortsett fra at Statfjord B uten produksjonskjemikalier har et betydelig langsommere vannopptak enn de tre andre som alle er med produksjonskjemikalier. Statfjord er en parafinsk olje som emulgerer relativt raskt. Emulsjonene som dannes er stabile. Lite vann vil brytes ut over en 24 timers settletid f.eks. i en tank. Statfjord vil ha et godt potensiale for kjemisk dispergering: Inntil ca. 12 timer etter et søl på sjøen ved ca m/s vindstyrke ved vintertemperatur. Inntil ca. 1 døgn etter et søl på sjøen ved ca m/s vindstyrke ved sommertemperatur. Ved 2-5 m/s vindstyrke vil Statfjord være dispergerbar opptil flere dager på sjøen både ved sommer og vinterforhold. Nedre grense for optimal mekanisk oppsamling ( tommelfingerregel på ca 1000 cp) oppnås etter ca. 1 til 9 timer etter et søl på sjøen ved vintertemperatur (avhengig av vindhastigheten) og fra 1.5 timer til 1 døgn ved sommertemperatur (avhengig av vindhastigheten). Det er ingen grunn til å anta spesielle problemer med tilrenning til en tradisjonell overløpsskimmer for Statfjord oljene verken som vannfri eller emulgert olje. 1.3 Karakterisering av vannløselige fraksjoner Dette karakteriseringsstudiet av vannløselige oljefraksjoner viser at det er stor variasjon i kjemisk sammensetning til de fire oljene som er sammenlignet. Sleipner kondensatet skiller seg ut fra de øvrige i og med at det inneholder svært høye konsentrasjoner av BTEX og fenoler. Troll og Siri har omlag samme totale WAF konsentrasjon (fersk 1:40) og toksisitet, men den kjemiske sammensetningen av WAF er svært forskjellig. Den totale WAF og BTEX konsentrasjonen for Statfjord og Siri (1:10000) er også svært lik, men Statfjord inneholder mer enn dobbelt så mye PAH, NPD og fenoler som Siri. Toksisiteten varierer også. Statfjord \ALA\5\

6 6 og Troll ser ut til å være svært forskjellige, både med hensyn på total WAF konsentrasjon, kjemisk sammensetning og toksisitet. 1.4 Simulering av oljekonsentrasjoner i vannsøylen Det er gjennomført simulering med OSCAR 2000 modellen for et punktutslipp av 100 m 3 Statfjordolje ved 5 og 10 m/s vind. Simuleringene viser: Mekanisk oppsamling fra eksisterende feltberedskapsfartøy og kjemisk dispergering med helikopter kommer relativt likt ut mht. effektivitet ved 5 m/s vind. Ved høyere vindhastighet (10 m/s vind) vil kjemisk dispergering kunne fjerne olje fra overflaten raskere enn mekanisk oppsamling. Dette skyldes i hovedsak at effektiviteten i den mekaniske oppsamlingen reduseres mer med økende vind og bølgeaktivitet. Samtidig vil dispergeringsprosessen gå raskere når energien i systemet øker som følge av mer brytende bølger. Konsentrasjonene av dispergert olje (THC) i vannsøylen, uten dispergering, vil som forventet være høyere ved 10 m/s vind sammenlignet med 5 m/s vind. WAF konsentrasjonene vil imidlertid være noe høyere ved 5 m/s vind. Dette skyldes at spredningen av olje på overflaten er mindre ved lav vindhastighet slik at utløsning av WAF fra overflateoljen vil være mer konsentrert over et mindre område. Bruk av kjemisk dispergeringsmiddel øker konsentrasjonene i vannsøylen betraktelig kort tid etter behandling. På grunn av fortynning vil imidlertid konsentrasjonene raskt reduseres. Konsentrasjonene av THC og WAF ser ut til å være noe lavere ved 10 m/s vind sammenlignet med 5 m/s vind. Dette antas å skyldes en kombinasjon av flere faktorer: - ved sterkere vind vil oljen spres mer på overflaten før dispergering slik at selve dispergeringen foregår over et større område. - den naturlige dispergeringen vil være høyere ved sterk vind og denne prosessen starter før den kjemiske dispergeringen kommer igang, slik at en større del av oljen vil være naturlig dispergert ved 10 m/s vind. - fordampningen vil være noe høyere ved 10 m/s vind. I og med at de mest flyktige komponentene også samtidig er blant de mest vannløselige, vil økt fordampning ha fjernet en del av disse før dispergeringen kommer igang. \ALA\6\

7 7 2. Forvitringsegenskaper 2.1 Prediksjoner av Statfjord oljenes egenskaper på sjøen Effektiviteten til en oljevernaksjon (mekanisk, bruk av dispergeringsmidler, brenning) vil avhenge av de fysikalske og kjemiske egenskapene til oljen ved aksjonstidspunktet. Det er derfor viktig med gode prediksjoner av forandring i oljens egenskaper over tid på sjøen. Forskjellige tilnærmelser for å forutsi oljens forvitringsegenskaper på sjøen, er omtalt i litteraturen. I mange tilfelle er disse basert på "mikseregler", hvor forskjellige fysikalske egenskaper er utledet med basis i komposisjonelle forandringer forårsaket av fordampning av de letteste komponentene i oljen. Enkle "mikseregler" vil være relevante for egenskaper som tetthet, men mindre relevant for egenskaper som viskositet og stivnepunkt. I tillegg til rene råoljedata (Crude Oil Assay), benytter SINTEF s Olje Forvitrings Modell (SINTEF s OFM) også forvitringsdata for den aktuelle oljetypen. Flere feltforsøk har verifisert at dette øker robustheten av modellprediksjonene vesentlig (Daling et al. 1997). SINTEF s OFM er benyttet til å predikere Statfjord oljens egenskaper på sjøen basert på en omfattende forvitringsstudie både ved vintertemperatur (5 C) og sommertemperatur (13 C). Vedlegg C3 gir en oversikt over inputdata som er benyttet i modelleringen. Prediksjonene viser forvitringsegenskaper ved sommer- og vintertemperatur ved fire forskjellige vindstyrker og tar utgangspunkt i et overflateutslipp med: Initiell filmtykkelse: 20 mm Sluttfilmtykkelse: 2 mm Halveringstid i filmtykkelse: 1 time Prediksjonene kan brukes som et hjelpemiddel i opplærings- og øvelsessammenheng, samt i en reell sølsituasjon. Eksempel på bruk av prediksjonsarkene Dersom Statfjord C oljen har drevet en viss tid på sjøen kan oljens egenskaper estimeres vha. prediksjonsarkene ved angitt tid etter utslipp kombinert med sjøtemperatur og vindstyrke. Tabell 2.1 viser eksempler på bruk av prediksjonsarkene ved følgende scenarier: Drivtid: 24 timer Temperatur: 5 C / 15 C Vindstyrke: 10 m/s 7DEHOO )RUYLWULQJVHJHQVNDSHUWLO6WDWIMRUG&ROMHQDYOHVWLSUHGLNVMRQVDUN Egenskap Vintertemperatur 5 C Sommertemperatur 15 C Fordampning 36% 39% Stivnepunkt 23 C 25 C Viskositet vannfri olje 6000 cp 4000 cp Vanninnhold 70% 70% Viskositet emulsjon cp cp \ALA\7\

8 8 3URSHUW\(9$325$7,9(/266 2LO7\SH67$7)-25'&%/(1' 'HVFULSWLRQ7%3IURP6WDWRLO 'DWD6RXUFH6,17()$SSOLHG&KHPLVWU\:HDWKHULQJGDWD &RS\ULJKWÃ,QLWLDO7HUPLQDOÃ2LOÃILOPÃWKLFNQHVVÃÃPPÃPP 5HOHDVHÃUDWHÃÃPHWULFÃWRQVPLQXWH 3UHGÃGDWHÃ'HFÃà :LQGÃ6SHHGÃPVà :LQGÃ6SHHGÃPVà :LQGÃ6SHHGÃPVà :LQGÃ6SHHGÃPVà 50 :LQWHUÃ&RQGLWLRQVÃÃ& 40 ÃÈ 30 G WH U D R S D 20 Y ( RXUV 'D\V 60 6XPPHUÃ&RQGLWLRQVÃÃ& ÃÈ G WH U D 30 R S D Y ( RXUV 'D\V Figur 2.1 Fordampning av Statfjord C oljen ved sjøtemperatur på 5 C og 15 C (basert på laboratoriedata ved 13 C). \ALA\8\

9 9 3URSHUW\328532,17)25:$7(5)5((2,/ 2LO7\SH67$7)-25'&%/(1' 'HVFULSWLRQ7%3IURP6WDWRLO 'DWD6RXUFH6,17()$SSOLHG&KHPLVWU\:HDWKHULQJGDWD &RS\ULJKWÃ,QLWLDO7HUPLQDOÃ2LOÃILOPÃWKLFNQHVVÃÃPPÃPP 5HOHDVHÃUDWHÃÃPHWULFÃWRQVPLQXWH 3UHGÃGDWHÃ'HFÃà :LQGÃ6SHHGÃPVà :LQGÃ6SHHGÃPVà :LQGÃ6SHHGÃPVà :LQGÃ6SHHGÃPVà &KHPLFDOO\ÃGLVSHUVLEOH 5HGXFHGÃFKHPLFDOÃGLVSHUVLELOLW\ 3RRUO\ÃÃVORZO\ÃFKHPLFDOO\ÃGLVSHUVLEOH 40 :LQWHUÃ&RQGLWLRQVÃÃ& 20 & WÃ LQ R U Ã3 X R RXUV 'D\V 40 6XPPHUÃ&RQGLWLRQVÃÃ& 20 & WÃ LQ R U Ã3 X R RXUV 'D\V %DVHGÃRQÃSRXUÃSRLQWÃPHDVXUHPHQWVÃRIÃZHDWKHUHGÃZDWHUIUHHÃRLOÃUHVLGXHV Figur 2.2 Stivnepunkt for Statfjord C oljen ved sjøtemperatur 5 C og 15 C (basert på laboratoriedata ved 13 C). \ALA\9\

10 10 3URSHUW\9,6&26,7<)25:$7(5)5((2,/ 2LO7\SH67$7)-25'&%/(1' 'HVFULSWLRQ7%3IURP6WDWRLO 'DWD6RXUFH6,17()$SSOLHG&KHPLVWU\:HDWKHULQJGDWD &RS\ULJKWÃ,QLWLDO7HUPLQDOÃ2LOÃILOPÃWKLFNQHVVÃÃPPÃPP 5HOHDVHÃUDWHÃÃPHWULFÃWRQVPLQXWH 3UHGÃGDWHÃ'HFÃà :LQGÃ6SHHGÃPVà :LQGÃ6SHHGÃPVà :LQGÃ6SHHGÃPVà :LQGÃ6SHHGÃPVà :LQWHUÃ&RQGLWLRQVÃÃ& ÃF LW\ V R F LV RXUV 'D\V XPPHUÃ&RQGLWLRQVÃÃ& ÃF LW\ V R F LV RXUV 'D\V %DVHGÃRQÃYLVFRVLW\ÃPHDVXUHPHQWVÃFDUULHGÃRXWÃDWÃDÃVKHDUÃUDWHÃRIÃÃUHFLSURFDOÃVHFRQGV Figur 2.3 Viskositet for vannfri Statfjord C oljen ved sjøtemperatur 5 C og 15 C. (basert på laboratoriedata ved 13 C). Viskositet målt ved skjærhastighet 10s -1. \ALA\10\

11 11 3URSHUW\:$7(5&217(17 2LO7\SH67$7)-25'&%/(1' 'HVFULSWLRQ7%3IURP6WDWRLO 'DWD6RXUFH6,17()$SSOLHG&KHPLVWU\:HDWKHULQJGDWD &RS\ULJKWÃ,QLWLDO7HUPLQDOÃ2LOÃILOPÃWKLFNQHVVÃÃPPÃPP 5HOHDVHÃUDWHÃÃPHWULFÃWRQVPLQXWH 3UHGÃGDWHÃ'HFÃà :LQGÃ6SHHGÃPVà :LQGÃ6SHHGÃPVà :LQGÃ6SHHGÃPVà :LQGÃ6SHHGÃPVà 80 :LQWHUÃ&RQGLWLRQVÃÃ& 60 WÃÈ Q WH Q R 40 U ÃF WH D : RXUV 'D\V 80 6XPPHUÃ&RQGLWLRQVÃÃ& 60 WÃÈ Q WH Q R 40 U ÃF WH D : RXUV 'D\V Figur 2.4 Vanninnhold i Statfjord C olje ved sjøtemperatur 5 C og 15 C (basert på laboratoriedata ved 13 C). \ALA\11\

12 12 3URSHUW\9,6&26,7<2)(08/6,21 2LO7\SH67$7)-25'&%/(1' 'HVFULSWLRQ7%3IURP6WDWRLO 'DWD6RXUFH6,17()$SSOLHG&KHPLVWU\:HDWKHULQJGDWD &RS\ULJKWÃ,QLWLDO7HUPLQDOÃ2LOÃILOPÃWKLFNQHVVÃÃPPÃPP 5HOHDVHÃUDWHÃÃPHWULFÃWRQVPLQXWH 3UHGÃGDWHÃ'HFÃà :LQGÃ6SHHGÃPVà :LQGÃ6SHHGÃPVà :LQGÃ6SHHGÃPVà :LQGÃ6SHHGÃPVà &KHPLFDOO\ÃGLVSHUVLEOHÃÃF3 5HGXFHGÃFKHPLFDOÃGLVSHUVLELOLW\ 3RRUO\ÃÃVORZO\ÃFKHPLFDOO\ÃGLVSHUVLEOHÃ!ÃF :LQWHUÃ&RQGLWLRQVÃÃ& ÃF LW\ V R F LV RXUV 'D\V XPPHUÃ&RQGLWLRQVÃÃ& 3 ÃF LW\ V R F LV RXUV 'D\V %DVHGÃRQÃYLVFRVLW\ÃPHDVXUHPHQWVÃFDUULHGÃRXWÃDWÃDÃVKHDUÃUDWHÃRIÃÃUHFLSURFDOÃVHFRQGV &KHPLFDOÃGLVSHUVDELOLW\ÃLQIRUPDWLRQÃEDVHGÃRQÃH[SHULPHQWVÃXQGHUÃVWDQGDUGÃODERUDWRU\ÃFRQGLWLRQV Figur 2.5 Viskositet av Statfjord C v/o emulsjon ved sjøtemperatur 5 og 13 C (basert på laboratoriedata ved 13 C). Viskositet vannfri målt ved skjærhastighet 10s -1.. \ALA\12\

13 Statfjord oljenes forvitringsegenskaper - oppsummering Generelt Det er gjennomført et omfattende forvitrings- og dispergerbarhetsstudie av Statfjord A, B og C oljene i laboratorieskala og Statfjord C i meso-skala testbasseng ved 13 C. Det eksperimentelle oppsettet benyttet for å fremskaffe data er beskrevet i Vedlegg B, mens detaljerte resultater finnes i Vedlegg C. Resultatene fra testingen av Statfjord A, B med og uten produksjonskjemikalier samt C viser at oljene er forholdsvis like. De fysikalske og kjemiske egenskapene varierer i liten grad mellom de tre oljene. Vannopptakshastigheten til oljene varierer lite bortsett fra at Statfjord B uten produksjonskjemikalier har et betydelig langsommere vannopptak enn de tre andre som alle er med produksjonskjemikalier. Nedenfor oppsummeres forvitringsegenskapene til Statfjord oljene relatert til beredskap. I tillegg vises prediksjoner sammenlignet med egenskaper for andre norske råoljer ved 13 C i figur Fysikalske og kjemiske egenskaper Statfjord er en parafinsk olje (tetthet g/ ml) og vil miste ca. 30% av de letteste komponentene i løpet av det første døgnet på sjøen. Statfjord inneholder lite asfaltener (mindre enn 0.1 vekt % ), og har et middels voksinnhold på ca. 4 vekt % voks. Stivnepunktet er middels høyt (ca C etter en time på sjøen) Emulgering Statfjord emulgerer relativt raskt og emulsjonene som dannes er stabile. Lite vann vil brytes ut over en 24 timers settletid f.eks. i en tank. Effekten av emulsjonsbryter er god, og tilsats av laveste konsentrasjon av emulsjonsbryter (500 ppm Alcopol = 60%) vil bryte emulsjoner av Statfjord Kjemisk dispergering Dispergerbarhetstesting er utført på Statfjord C oljen og dispergerbarhetsgrensene er satt ut fra disse resultatene. Siden de tre oljene er såpass like antas at de samme grensene gjelder for alle Statfjord oljene. Statfjord vil ha et godt potensiale for kjemisk dispergering: Inntil ca. 12 timer etter et søl på sjøen ved ca m/s vindstyrke ved vintertemperatur. Inntil ca. 1 døgn etter et søl på sjøen ved ca m/s vindstyrke ved sommertemperatur. Ved 2-5 m/s vindstyrke vil Statfjord være dispergerbar opptil flere dager på sjøen både ved sommer og vinterforhold Mekanisk oppsamling Nedre grense for optimal mekanisk oppsamling ( tommelfingerregel på ca 1000 cp) oppnås etter ca. 1 til 9 timer etter et søl på sjøen ved vintertemperatur (avhengig av vindhastigheten) og fra 1.5 timer til 1 døgn ved sommertemperatur (avhengig av vindhastigheten). Det er ingen grunn til å anta spesielle problemer med tilrenning til en tradisjonell overløpsskimmer for Statfjord oljene verken som vannfri eller emulgert olje. \ALA\13\

14 Effekt av produksjonskjemikalier De fysikalske og kjemiske egenskapene er lite påvirket av produksjonskjemikalier med unntak av stivnepunktet og viskositet. Stivnepunktet til Statfjord B med produksjonskjemikalier er lavere enn for Statfjord B uten produksjonskjemikalier. Viskositeten er litt høyere for oljen tilsatt produksjonskjemikalier. Vannopptakshastigheten er betydelig raskere for B med produksjonskjemikalier noe som vil medføre at oljen når en høyere viskositet raskere. Stabiliteten til emulsjonene viser ingen klare forskjeller mellom olje med og uten produksjonskjemikalier. \ALA\14\

15 15 40 Fordampning (vekt%) Statfjord C blend Grane Gullfaks Norne Tid på sjøen (timer) Figur 2.6 Fordampning som funksjon av tid på sjøen ved 5 m/s vind, 15 C sjøtemperatur, og 20 til 2 mm filmtykkelse med halveringstid på 1 time. 30 Stivnepunkt ( C) Sjøtemperatur Statfjord C blend Grane Gullfaks Norne Tid på sjøen (timer) Figur 2.7 Stivnepunkt som funksjon av tid på sjøen ved 5 m/s vind, 15 C sjøtemperatur, og 20 til 2 mm filmtykkelse med halveringstid på 1 time. \ALA\15\

16 16 Vanninnhold (vol%) Statfjord C blend Grane Gullfaks Norne Tid på sjøen (timer) Figur 2.8 Vannopptak som funksjon av tid på sjøen ved 5 m/s vind, 15 C sjøtemperatur, og 20 til 2 mm filmtykkelse med halveringstid på 1 time Viskositet (cp) ved 10 s Statfjord C blend Grane Gullfaks Norne Tid på sjøen (timer) Figur 2.9 Emulsjonsviskositet som funksjon av tid på sjøen ved 5 m/s vind, 15 C sjøtemperatur, og 20 til 2 mm filmtykkelse med halveringstid på 1 time \ALA\16\

17 17 3. Karakterisering av vannløselig fraksjoner Hensikten med å studere den vannløselige fraksjonen fra oljer er å kartlegge hvilke kjemiske komponenter og hvilke konsentrasjonsnivåer som foreligger i løst form. Den vannløselige fraksjonen er av spesiell interesse på grunn av sin høye biotilgjengelighet overfor marine organismer (Neff and Stubblefield, 1995, McAuliffe, 1987), og dermed potensiale for å forårsake akutte toksiske effekter på marine organismer. Det er valgt å studere den vannløselige fraksjonen i laboratoriesystemer der det ikke foreligger dispergerte oljedråper. Dette skyldes dels at det antas at løste oljekomponenter og dispergerte oljedråper har helt ulik virkningsmekanisme, og dels at det ved kjemisk analyse av vannprøver der det foreligger dispergerte oljedråper ikke er mulig å fastslå hvor stor andel av komponentene som foreligger i løsning og hvor mye som inngår i dråpefasen Både oljesøl situasjoner og utslipp av produsert vann gir vannmasser som er eksponert for olje. Dette er komplekse og dynamiske systemer bestående av både dispergerte oljedråper og oppløste oljekomponenter. På grunn av fortynning og forvitring vil sammensetningen av den vannløselige fraksjonen endres som funksjon av tid etter et utslipp. I tilfeller der det er dispergert olje tilstede vil denne, sammen med overflateolje, være en kilde for stadig utløsning av vannløselige oljekomponenter. Begrepet Water Accommodated Fraction, WAF, benyttes her som betegnelse på vannløselig fraksjon (Singer et al.,2000). Forkortelsen WAF er benyttet i en del figurer og tabeller i det følgende. 3.1 Karakterisering av vannløselige fraksjoner av Statfjord olje I dette studiet er det brukt oljemengder som gir olje:vann-forhold på henholdsvis 1:40 (25 g olje/ L sjøvann) og 1: (100 mg olje / L sjøvann), og tillagingen er gjort ved 13 C. Den kjemiske sammensetningen av en oljes vannløselige fraksjon avhenger av selve oljens sammensetning og av de ulike komponentenes vannløselighet. De mest vannløselige komponentene vil anrikes i den vannløselige fraksjonen. Slik forskyves den relative kjemiske sammensetningen av en vannløselig fraksjon i forhold til den kjemiske sammensetningen av selve oljen. Figur 3.1 viser den kjemiske sammensetningen av fersk Statfjord olje og vannløselig fraksjon av den samme oljen. Av figuren sees at det relative innholdet av komponenter med høy vannløselighet, f.eks. mono-aromater (Benzene, Toluene, Ethylbenzene og Xylener, BTEX) og phenoler, er langt høyere i den vannløselige fraksjonen enn i selve oljen.

18 18 &KHPLFDOFRPSRVLWLRQLQ6WDWIMRUGIUHVKRLO LO ÃR J N W H 15 O\ D Q ÃD J C5-sat C6-sat C7-sat C8-sat C9-sat benzene C1-ben C2-ben C3-ben C4- and C5-ben Naph PAH Phenols :$)IURP6WDWIMRUGIUHVKRLO U W H D Z 6.0 D H ÃV / 5.0 J P Ã P S C5-sat C6-sat C7-sat C8-sat C9-sat benzene C1-ben C2-ben C3-ben C4- and C5-ben TEOC Naph PAH Phenols Polars Figur 3.1 Kjemisk sammensetning av Statfjord olje og vannløselig fraksjon (WAF) fra den samme oljen. WAF prepareringen ble utført med et olje/vann forhold på 1:40, ved 13 C.

19 Sammenligning av Statfjord med andre oljer I det følgende er det trukket frem et utvalg av data som beskriver viktige egenskaper ved Statfjord oljens vannløselige fraksjon. Det er også gjort sammenligninger med tilsvarende parametre for vannløselige fraksjoner fra andre oljetyper. Det er valgt å sammenligne Statfjord, som er en parafinsk olje, med Troll (naftensk), Siri (voksrik) og Sleipner (kondensat). Resultater for Statfjord er hentet fra Faksness et al. (2001), Troll fra Daling og Johnsen (1997), samt upubliserte data, mens resultatene for Siri er hentet fra Daling og Faksness (1998). Her er det valgt å fokusere på total WAF konsentrasjon, BTEX (Benzene, toluene, ethylbenzene, og o-, p-, og m-xylener), 16 PAH (fra EPA-listen), NPD (C 0 -C 3 naftalener, fenatrener og dibenzothiofener), fenoler og toksisitet. Tabellen i vedlegg C3 viser en del nøkkelparametre. Resultatene er også presentert i figurer og diskutert på de neste sidene Total WAF-konsentrasjon og BTEX i WAF er sammenlignet i figur 3.2. WAFkonsentrasjonen fra Sleipner (fresh, 1:40 og 1:10 000) er mye høyere enn de øvrige. Dette har sammenheng med at Sleipner er et kondensat, og både WAF og selve kondensatet inneholder mye BTEX. WAF fra Statfjord inneholder noe mer vannløselige oljekomponenter enn de to andre råoljene (Troll og Siri). Statfjord og Siri har omlag samme BTEX-konsentrasjon i oljen (Vedlegg C), mens BTEX konsentrasjonen i WAF fraksjonen fra Statfjord er noe høyere enn Siri og vesentlig høyere enn Troll. Figur 3.3 viser konsentrasjoner av de 16 PAH og i WAF. Naftalen utgjør omlag 95% av de 16 PAH i WAF, og naftalener (C0-C3) omtrent 95% av NPD. I selve oljen varierer andel naftalen av de 16 PAH fra ca 65% i Statfjord, Troll og Siri til nesten 90 % i Sleipner (Vedlegg C3). Statfjord, Sleipner og Troll oljene inneholder omlag samme NPD-konsentrasjon. I oljene fra Statfjord og Troll varierer NPD lite med forvitringsgrad, mens den i Sleipner øker tre ganger fra fersk til 250 C+. Dette har bl.a. sammenheng med at BTEX konsentrasjonen i Sleipner er mye høyere enn i de øvrige oljene (se figur 3.2), slik at ved avdamping til 250 C+ vil disse fordampe. WAF fra Statfjord og Siri oljer (fersk, 1:40) inneholder omlag samme fenolkonsentrasjoner, mens WAF fra Trolloljen har lavere innhold (Figur 3.4). Sleipner kondensatet inneholder omlag 5 ganger mer fenoler enn Statfjord. Forskjellen er enda større for 250 C+ (1:40). Resultater for Totalt ekstraherbart organisk materiale (TEOC) fra WAF er vist i figur 3.5. Sleipner skiller seg ut også her, i og med at TEOC konsentrasjonen øker fra fersk olje til forvitret. Dette har bl.a. sammenheng med at fenol-konsentrasjonen reduseres med 2 ppm fra fersk til 250 C+.

20 20 7RWDONRQVHQWUDVMRQ:$)PJ/ / J P fresh 1:40 fresh 1: : : WDWIMRUG 6OHLSQHU 7UROO 6LUL %7(;L:$)PJ/ / J P fresh 1:40 fresh 1: : : WDWIMRUG 6OHLSQHU 7UROO 6LUL Figur 3.2 Total konsentrasjon av WAF i de forskjellige oljene og BTEXkonsentrasjon i WAF fraksjonen. (y-akse i logaritmisk skala

21 21 (3$3$+XJ/VM YDQQ / J X fresh 1:40 fresh 1: : : WDWIMRUG 6OHLSQHU 7UROO 6LUL 13'XJ/VM YDQQ / J X fresh 1:40 fresh 1: : : WDWIMRUG 6OHLSQHU 7UROO 6LUL Figur 3.3 Konsentrasjon av 16 PAH og NPD i WAF

22 22 )HQROHU&&XJ/VM YDQQ fresh 1:40 E S S Ã / J X 1.2 fresh 1: : : WDWIMRUG 6OHLSQHU 7UROO 6LUL Figur 3.4 Konsentrasjon av fenoler i WAF 7(2&PJOVM YDQQ / J 4 P 3 fresh 1:40 fresh 1: : : WDWIMRUG 6OHLSQHU 7UROO 6LUL Figur 3.5 Totalt ekstraherbart organisk materiale fra WAF.

23 Microtox analyser av WAF løsningene Samtidig med den detaljerte kjemiske karakteristikken av de ulike WAF, ble det også målt akutt toksisitet v.h.a Microtox. Alle målinger ble gjort umiddelbart etter prøvetaking, og under kontrollerte og gasstette eksponeringsbetingelser. Siden metoden baserer seg på måling av én enkelt respons hos en svært enkel organisme, må det imidlertid presiseres at det ikke må trekkes for vidtgående konklusjoner angående risiko for akutte effekter på økosystemet på grunnlag av resultater fra Microtox -testen. Metoden er kun egnet til å gi en indikasjon på mulig akutt giftighet. EC50-verdiene er gitt både i % i forhold til stamløsning av WAF, EC50 (% fortynnet), samt beregnet EC50 normalisert til konsentrasjon av total WAF i løsningen, EC50 (ppm). En lav EC50 innebærer høy toksisitet. Figur 3.6 sammenligner total WAF konsentrasjoner og EC50-verdier av WAF til Statfjord, Sleipner, Troll og Siri ved ulike forvitringsgrader og olje:vann-forhold. EC50 (% fortynnet)-verdiene viser redusert giftighet av WAF ved økende forvitring. Dette henger sammen med reduksjonen i lettflyktige komponenter (BTEX'ene) ved forvitring, og dermed en lavere total WAF konsentrasjon hos de forvitrede oljene. Ser man imidlertid på EC50 i forhold til total WAF konsentrasjon (EC50 (ppm)), indikerer dette at de forvitrede WAF-løsningene er relativt mer giftige enn de ferske for Statfjord og Sleipner. For Troll er imidlertid den forvitrede WAF-løsningen relativt mindre giftige (høyere EC50-verdi) enn den fra den ferske oljen. Dette kan tyde på at de tyngre komponentene som er igjen etter forvitring (f.eks. de polare) er relativt mindre giftige i Trolloljen enn i Statfjordoljen. Figur 3.6 viser videre hvordan toksisiteten avtar (EC50 % øker) på WAF løsninger tillaget med lavere olje:vann-forhold. Imidlertid øker den relative toksisiteten sett i relasjon til konsentrasjonen (ppm) ved redusert olje-vann-forhold. Dette skyldes endringer i den relative sammensetningen av WAF (relativt mer av større og mer giftige komponenter som går i løsning) ved lave olje-vannforhold. 3.4 Oppsummering Dette karakteriseringsstudiet av vannløselige oljefraksjoner viser at det er stor variasjon i kjemisk sammensetning til de fire oljene som er sammenlignet. Sleipner kondensatet skiller seg ut fra de øvrige i og med at det inneholder svært høye konsentrasjoner av BTEX og fenoler. Troll og Siri har omlag samme totale WAF konsentrasjon (fersk 1:40) og toksisitet, men den kjemiske sammensetningen av WAF er svært forskjellig. Den totale WAF og BTEX konsentrasjonen for Statfjord og Siri (1:10000) er også svært lik, men Statfjord inneholder mer enn dobbelt så mye PAH, NPD og fenoler som Siri. Toksisiteten varierer også. Statfjord og Troll ser ut til å være svært forskjellige, både med hensyn på total WAF konsentrasjon, kjemisk sammensetning og toksisitet.

24 24 7RWDONRQVHQWUDVMRQÃ:$)ÃPJ/ / J P fresh 1:40 fresh 1: : : WDWIMRUG 6OHLSQHU 7UROO 6LUL 0LFURWR[Ã(&ÃÈ G WH LOX ÃG ÃÈ & ( fresh 1:40 fresh 1: : : WDWIMRUG 6OHLSQHU 7UROO 6LUL 0LFURWR[Ã(&ÃSSP P S ÃS 1.0 & ( 0.8 fresh 1:40 fresh 1: : : WDWIMRUG 6OHLSQHU 7UROO 6LUL Figur 3.6. Akutt giftighetstesting ved bruk av Microtox

25 25 4. Simulering av oljekonsentrasjoner i vannsøylen Det er gjennomført simuleringer med OSCAR 2000 modellen for et utslipp av 100 m 3 Statfjordolje. Resultatene fra disse simuleringene presenteres i dette avsnittet, mens en nærmere beskrivelse av OSCAR 2000 finnes i Vedlegg B. 4.1 Målsetting Målsettingen med denne analysen har vært å estimere konsentrasjoner av dispergert olje (THC) og løste oljekomponenter (WAF) i vannsøylen fra et mindre punktutslipp av Statfjordolje, med og uten bruk av dispergeringsmiddel. I tillegg er dagens mekaniske feltberedskap på Statfjord inkludert for sammenligning av forventet effektivitet mot kjemisk dispergering. 4.2 Input data til analysene Tabell 4.1 viser de simuleringene som er gjennomført i denne studien. Vindretningen som ble benyttet var fra Sør-Vest. Tabell 4.1 Simuleringer gjennomført i denne studien Simulering Utslippsscenario Vindhastighet., Oljeverntiltak # m/s 1 Punktutslipp; 100 m 3 5 Ingen respons 2 Punktutslipp; 100 m 3 5 Mekanisk 3 Punktutslipp; 100 m 3 5 Dispergering 4 Punktutslipp; 100 m 3 10 Ingen respons 5 Punktutslipp; 100 m 3 10 Mekanisk 6 Punktutslipp; 100 m 3 10 Dispergering Dagens feltberedskap på Statfjord utgjøres av Troms Skarven som i hovedsak ligger på Gullfaks, ca. 1 t gangtid fra Statfjord. I simuleringene er dispergeringsmiddel påført med den nyutviklede Response 3000 D og det er antatt at tilstrekkelige mengder dispergeringsmiddel finnes på feltet, enten på en plattform eller supply-båt. Tabell 4.2 angir noen av input parametrene som ble benyttet i OSCAR simuleringene. Tabell 4.2 Beskrivelse av systemparametre benyttet som input til OSCAR 2000 modellen. Parameter Feltberedskap Dispergering Systemnavn Transrec 200 Response 3000 D Norlense 800, 200 m Troms Skarven Responstid, t 2 1 Opptaksrate, m 3 /t Påføringsrate, l/min Øvre værmessige 12 m/s vind 15 m/s vind operasjonsgrense Lenseåpning, m 90 - Sprayebredde, m - 25 Marsjfart, knop 8 95 Operasjonshastighet, knop 1 58

26 26 Resultatene fra analysen er vist i følgende figurer: Figur 4.1: Massebalansekurver ved 5 m/s vind. Figur 4.2: Massebalansekurver ved 10 m/s vind. Figur 4.3: THC uten respons ved 5 m/s vind. Figur 4.4: WAF uten respons ved 5 m/s vind. Figur 4.5: THC med kjemisk dispergering ved 5 m/s vind. Figur 4.6: WAF med kjemisk dispergering ved 5 m/s vind. Figur 4.7: THC uten respons ved 10 m/s vind. Figur 4.8: WAF uten respons ved 10 m/s vind. Figur 4.9: THC med kjemisk dispergering ved 10 m/s vind. Figur 4.10: WAF med kjemisk dispergering ved 10 m/s vind. Definisjoner: THC = Totale hydrokarboner både dispergert olje og løste oljekomponenter. WAF = Water Accomodated Fraction i hovedsak vannløste oljekomponenter.

27 27,QJHQÃUHVSRQVÃÃPVÃYLQG 100 % A H V Q OD D E H V D 0 80 % 60 % 40 % 20 % Fordampet Overflata Dispergert Oppsamlet Sediment Strandet Nedbrutt Utenfor grid 0 % 0 1 7LGÃGDJHU 0HNDQLVNÃRSSVDPOLQJÃÃPVÃYLQG H V Q OD D E H V D % 80 % 60 % 40 % 20 % B Fordampet Overflata Dispergert Oppsamlet Sediment Strandet Nedbrutt Utenfor grid 0 % 0 1 7LGÃGDJHU 'LVSHUJHULQJÃÃPVÃYLQG H V Q OD D E H V D % 80 % 60 % 40 % 20 % C Fordampet Overflata Dispergert Oppsamlet Sediment Strandet Nedbrutt Utenfor grid 0 % 0 1 7LGÃGDJHU Figur 4.1 Massebalanse ved utslipp av 100 tonn olje ved 5 m/s vind A) Uten respons; B) Mekanisk oppsamling; C) Dispergering

28 28,QJHQÃUHVSRQVÃÃPVÃYLQG 100 % A H V Q OD D E H V D 0 80 % 60 % 40 % 20 % Fordampet Overflata Dispergert Oppsamlet Sediment Strandet Nedbrutt Utenfor grid 0 % 0 1 7LGÃGDJHU 0HNDQLVNÃRSSVDPOLQJÃÃPVÃYLQG 100 % B H V Q OD D E H V D 0 80 % 60 % 40 % 20 % Fordampet Overflata Dispergert Oppsamlet Sediment Strandet Nedbrutt Utenfor grid 0 % 0 1 7LGÃGDJHU 'LVSHUJHULQJÃÃPVÃYLQG 100 % C H V Q OD D E H V D 0 80 % 60 % 40 % 20 % Fordampet Overflata Dispergert Oppsamlet Sediment Strandet Nedbrutt Utenfor grid 0 % 0 1 7LGÃGDJHU Figur 4.2 Massebalanse ved utslipp av 100 tonn olje ved 10 m/s vind A) Uten respons; B) Mekanisk oppsamling; C) Dispergering

29 29 Tverrsnitt for vertikal spredning Overflateolje Utslippspunkt Dispergert olje, THC A B Figur 4.3 Totale hydrokarboner (THC). Ingen respons ved 5 m/s vind. A) 3 timer: B) 9 timer etter utslipp.

30 30 A B Figur 4.4 Vannløselige komponenter (WAF). Ingen respons ved 5 m/s vind. A) 3 timer: B) 9 timer etter utslipp.

31 31 A B Figur 4.5 Totale hydrokarboner (THC). Kjemisk dispergering ved 5 m/s vind. A) 3 timer: B) 9 timer etter utslipp.

32 32 A B Figur 4.6 Løste oljekomponenter (WAF). Kjemisk dispergering ved 5 m/s vind. A) 3 timer: B) 9 timer etter utslipp.

33 33 A B Figur 4.7 Totale hydrokarboner (THC). Ingen respons ved 10 m/s vind. A) 3 timer: B) 9 timer etter utslipp. Zoom er endret i B.

34 34 A B Figur 4.8 Vannløselige komponenter (WAF). Ingen respons ved 10 m/s vind. A) 3 timer: B) 9 timer etter utslipp. Zoom er endret i B.

35 35 A B Figur 4.9 Totale hydrokarboner (THC). Kjemisk dispergering ved 10 m/s vind. A) 3 timer: B) 9 timer etter utslipp. Zoom er endret i B.

36 36 A B Figur 4.10 Løste oljekomponenter (WAF). Kjemisk dispergering ved 10 m/s vind. A) 3 timer: B) 9 timer etter utslipp. Zoom er endret i B.

37 Oppsummering I de simuleringene som er gjennomført med OSCAR 2000 modellen er det benyttet forvitringsdata og kjemisk komponentsammensetning for Statfjord fra denne studien Massebalanse Massebalanseberegningene (figur 4.1 og 4.2) viser at: den naturlige dispergeringen er som forventet større ved 10 m/s vind sammenlignet med 5 m/s vind. mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering kommer relativt likt ut mht. massebalanse ved 5 m/s vind. ved høyere vindhastighet (10 m/s vind) vil kjemisk dispergering kunne fjerne olje fra overflaten raskere enn mekanisk oppsamling. Dette skyldes i hovedsak at effektiviteten i den mekaniske oppsamlingen reduseres mer med økende vind og bølgeaktivitet. Samtidig vil dispergeringsprosessen gå raskere når energien i systemet øker som følge av mer brytende bølger Konsentrasjoner i vannsøylen Figur viser snapshot for 3 og 9 timer etter utslipp ved 5 og 10 m/s vind. De konsentrasjonskartene som er vist representerer maksimumskonsentrasjoner, dvs. at i hvert punkt viser modellen den maksimale konsentrasjonen i det aktuelle punktet uavhengig av hvilket vanndyp den finnes på. Alternativet kunne vært å ta middelkonsentrasjoner, som gir en snittkonsentrasjon i det aktuelle punktet. Simuleringene viser at: konsentrasjonene av THC i vannsøylen, uten dispergering, som forventet vil være høyere ved 10 m/s vind sammenlignet med 5 m/s vind. WAF konsentrasjonene vil imidlertid være noe høyere ved 5 m/s vind. Dette skyldes at spredningen av olje på overflaten er mindre ved lav vindhastighet slik at utløsning av WAF fra overflateoljen vil være mer konsentrert. bruk av kjemisk dispergeringsmiddel øker konsentrasjonene i vannsøylen betraktelig kort tid etter behandling. På grunn av fortynning vil imidlertid konsentrasjonene raskt reduseres. for THC er det beregnet konsentrasjoner over 50 ppm i begrensede områder innen konsentrasjonsfeltet kort tid etter dispergering, men etter 9-12 timer er det ikke registrert vesentlige områder med konsentrasjoner over 50 ppm. for WAF er det registrert konsentrasjoner over 500 ppb kort tid etter påføring, men etter 9-12 timer er konsentrasjonene falt til under 500 ppb. konsentrasjonene av THC og WAF ser ut til å være noe lavere ved 10 m/s vind sammenlignet med 5 m/s vind. Dette antas å skyldes en kombinasjon av flere faktorer: - ved sterkere vind vil oljen spres mer på overflaten før dispergering slik at selve dispergeringen foregår over et større område. - den naturlige dispergeringen vil være høyere ved sterk vind og denne prosessen starter før den kjemiske dispergeringen kommer igang, slik at en større del av oljen vil være naturlig dispergert ved 10 m/s vind. - fordampningen vil være noe høyere ved 10 m/s vind. I og med at de mest flyktige komponentene også samtidig er blant de mest vannløselige, vil økt fordampning ha fjernet en del av disse før dispergeringen kommer igang.

38 Effekter ved bruk av dispergeringsmiddel på oljesøl Dispergeringsmiddel brukes for å fjerne oljesølet fra havoverflaten og hindre at denne forårsaker skade på sårbare miljøressurser som f.eks. sjøfugl til havs eller at oljen driver inn mot sårbare ressurser langs kysten. Fortynning av oljen som små dråper i vannmassene vil også øke den biologiske nedbrytningen fordi grenseflaten mellom olje og vann, der mikroorganismene er aktive, økes. Bruk av dispergeringsmidler kan også være en belastning på miljøet fordi den dispergerte oljen kan ha en effekt på marine organismer som f.eks. plankton, fiskeegg og fiskelarver, lokalt like etter påføring. Denne effekten skyldes hovedsakelig vannløselige toksiske komponenter i selve oljen og i svært liten grad komponenter i dispergeringsmiddelet. Det pågår for tiden forskningsprogrammer (f.eks. AMOS og DREAM) hvor man ser nærmere på effekter av vannløselige oljekomponenter på organismer i vannsøylen. Det er derfor vanskelig i dag å sette noen sikker grense for hvilke konsentrasjoner av dispergert olje eller vannløselige oljekomponenter som kan gi effekter eller er toksiske. Tidligere studier indikerer at konsentrasjon av løste oljekomponenter (BTX er) på 500 ppb i en time (500 ppb/timer eller 0.5 ppm/timer) er antatt å være akutt toksisk (Serigstad et al., 1991).

39 39 Vedlegg A Råoljers sammensetning, egenskaper og oppførsel på sjøen

40 40

41 41 Vedlegg A Råoljers sammensetning, egenskaper og oppførsel på vann En råolje er ikke et enhetlig materiale. Kjemisk sammensetning, og dermed fysikalske egenskaper til forskjellige råoljer, kan variere svært mye. A1 Kjemisk sammensetning av råoljer Råoljer er en kompleks blanding av tusenvis av kjemiske komponenter. Den relative sammensetningen vil imidlertid variere svært mye fra olje til olje, noe som resulterer i store variasjoner i fysikalske egenskaper. Figur A1 viser skjematisk oppdelingen av råoljen i kjemiske grupper. Hovedgruppene er hydrokarboner og organiske ikke-hydrokarboner. Hydrokarboner n-alkaner iso-alkaner Parafiner Naftener Organiske Ikke hydrokarboner Aromater Resiner Asfaltener Figur A1 Råoljers sammensetning. Inndeling i kjemiske grupper. A1.1 Hydrokarboner Størsteparten av komponentene i råoljer er hydrokarboner, som består av hydrogen (H, vekt %) og karbon (C, vekt %). Disse dekker skalaen fra enkle, flyktige gasser, som metan (CH 4 ) med bare ett karbonatom, opp til store, komplekse molekyler med mer enn 100 karbonatomer. Hydrokarbonene i råoljer omfatter mettede og umettede molekyler i lineære, forgrenede og sykliske konfigurasjoner. Mettede hydrokarboner inneholder bare enkeltbindinger. Umettede hydrokarboner inneholder dobbelt- og / eller trippelbindinger, oftest i tillegg til enkeltbindinger. Hydrokarboner inndeles i alifater og aromater. To viktige grupper av alifater er parafiner og naftener. Parafiner Parafiner inkluderer n-alkanske (rett-kjedet) og iso-alkanske (forgrenet) alifatiske komponenter. Voks, som er en viktig undergruppe av parafiner, består av mer enn 20 karbonatomer. Ved høy temperatur vil vokskomponentene i en råolje være løst. Voks (spesielt n-alkaner) tenderer til å felle ut ved lav temperatur. Voksinnholdet i en råolje kan variere fra 0,5 vekt % til 40 eller 50 vekt % i ekstreme tilfelle. Hovedandelen av verdens råoljer har imidlertid et voksinnhold på 2 til 15 vekt %.

42 42 Naftener Naftener er sykloalkaner som består av en eller flere mettede ringer (oftest 5 eller 6). Hver ring kan ha en eller flere parafinske sidekjeder. Aromater Aromater er en spesiell type umettede sykliske hydrokarboner. De kan ha rettkjedede eller forgrenede sidekjeder, noe som fører til et stort antall isomere. Eksempler på lavmolekylære aromatiske komponenter er bensen, toluen og xylen. Naftalen og antrasen er større aromatiske komponenter (også kalt Polynukleære Aromatiske Hydrokarboner, PAH) og består av henholdsvis 2 og 3 ringer. A1.2 Organiske ikke-hydrokarboner Råoljer omfatter også organiske ikke-hydrokarboner, som i tillegg til hydrogen og karbon kan inneholde små mengder nitrogen (N), svovel (S) eller oksygen (O) eller spormetaller som vanadium (V) og nikkel (Ni). De to viktigste gruppene av organiske ikke-hydrokarboner er resiner og asfaltener. Resiner Sammenlignet med hydrokarbonene er resinene relativt polare. De har ofte overflateaktive egenskaper. Molekylvekten er i området 700 til I denne gruppen finnes karboksylsyrer (naftensyrer), sulfoksider og fenol lignende komponenter. Asfaltener Asfaltenene er en kompleks gruppe av dårlig karakteriserte kjemiske strukturer. De består av kondenserte polysykliske, aromatiske komponenter. Asfaltenene er store molekyler med 6 til 20 aromatiske ringer og sidekjeder. Molekylvekten er oftest 1000 til Asfaltenene kan klassifiseres som "harde" eller "myke" avhengig av analysemetode. Råoljer kan inneholde opp til 6 vekt % "harde" og 10 vekt % "myke" asfaltener.

43 43 A2 Råoljers fysikalske egenskaper En råoljes fysikalsk egenskaper er et resultat av egenskapene til oljens kjemiske sammensetning. Kokepunktsområde (destillasjonsegenskaper) Destillasjonskurven indikerer den relative fordelingen av lette og tyngre komponenter i oljen. Den framkommer ved å måle damptemperatur som funksjon av mengde olje destillert. Destillasjonskurven er en indikator på relativ mengde av forskjellige kjemiske komponenter, prinsipielt som en funksjon av molekylvekt. Figur A2 viser destillasjonskurven for forskjellige norske råoljer. Destillat (vol.%) Fram Brage Grane Norne Oseberg Øst Visund Varg Kokepunkt ( C) Figur A2Destillasjonskurve (kokepunkts-område) for norske råoljer. Tetthet Relativ tetthet for en olje er forholdet mellom tettheten til oljen ved 15,5 C og tettheten til destillert vann ved 15,5 C (Speight 1980). I amerikansk litteratur blir tettheten ofte gitt i API: $3, = HODWLYWHWWKHW Tettheten for råoljer varierer stort sett i området 0,780 til 1,000 g/ml (49,9 til 10,0 API) ved 15,5 C. Oljer med lav tetthet inneholder ofte mye parafinske komponenter med lav molekylvekt, mens oljer med høyt innhold av naftener og asfaltener har høyere tetthet. Viskositet Viskositeten til råoljer varierer i området 3 til 2000 cp ved 13 C og uttrykker dens motstand mot flyt. Til sammenligning har vann en viskositet på 1 cp ved 20 C. Det er mest vanlig å angi oljens viskositet ved 60 F (15,5 C), 100 F (37,8 C) eller ved 50 C. For å kunne relatere oljens viskositet målt i

44 44 laboratoriet til det den ville vært på sjøen, blir viskositeten målt ved sjøtemperatur. Typisk sommertemperatur i Nordsjøen er 13 C. Viskositet er svært temperaturavhengig. For væsker avtar viskositeten ved økende temperatur. Figur A3 viser variasjon i viskositet som funksjon av temperatur for typiske norske råoljer og oljeprodukt. Lette, vannfrie råoljer har ofte Newtonsk oppførsel (viskositeten er uavhengig av skjærhastigheten). Voksrike eller svært viskøse oljer kan ha ikke-newtonsk oppførsel (viskositeten avtar med skjærhastigheten; den er skjærtynnende), spesielt nær eller under stivnepunktet Kinematisk = viskositet (cst) Dynamisk viskositet (cp) Tetthet (g/ml) Viskositet (cst) Grane Varg Norne Fram Visund Oseberg Øst Brage Ekofisk/Ula Statfjord Draugen 2 Marin Diesel Temperatur ( C) \varg\grafisk\viskon.eps Figur A3 Variasjon i viskositet som funksjon av temperatur for typiske norske råoljer og oljeprodukt. Figuren er ikke gyldig under stivnepunktet for oljene. Stivnepunkt Stivnepunktet er temperaturen hvor en olje slutter å flyte når den avkjøles under helt definerte betingelser i laboratoriet. Stivnepunktet målt under statiske betingelser i laboratoriet gir ofte dårlig grunnlag for å forutsi temperaturen hvor oljen stivner under andre betingelser. På grunn av turbulens

45 45 på havoverflata kan oljen flyte, og dermed spre seg på sjøen, ved sjøtemperaturer opptil 10 til 15 C lavere enn oljens stivnepunkt bestemt i laboratoriet. Stivnepunktet er avhengig av oljens kjemiske sammensetning, spesielt voksinnholdet. Svært voksrike oljer kan ha høyt stivnepunkt. Når oljen avkjøles, kan små vokskrystaller felles ut. Stivnepunktet kan være over 30 C for ekstremt voksrike oljer. Naftenske oljer, spesielt lavviskøse, kan ha stivnepunkt lavere enn -40 C. Det er delvis forårsaket av lavt innhold av voks, men også av evnen naftenske komponenter har til å holde voks i løsning. Flammepunkt Flammepunktet er den laveste temperaturen hvor dampen generert ved oppvarming av oljen kan bli antent av en flamme. Flammepunktet avhenger av andel lavmolekylære komponenter i oljen. Ferske råoljer har derfor ofte lave flammepunkt, i området -40 til 30 C. Flammepunktet øker raskt når de lette komponentene damper av. Flammepunktet indikerer relativ flamme- og eksplosjonsfare for en olje. I forbindelse med mekanisk oppsamling og lagring av oppsamlet olje i tankbåter, er kravet til flammepunkt satt til 60 C for mange båttyper. En tommelfingerregel sier at det er forbundet med brann / eksplosjonsfare å bevege seg i et oljesøl hvor flammepunktet til oljen er nær eller lavere enn sjøtemperaturen. Siden flammepunktet vil stige kraftig kort tid etter et utslipp på sjøen samt at oljen vil emulgere vann, vil det i praksis være en relativt kort fareperiode etter utslipp av en stabilisert råolje. Det er viktig å presisere at oljens flammepunkt kun er én av flere parametre som påvirker luftas antennbarhet over en oljeoverflate. I laboratoriet måles flammepunktet i et lukket system. I felten, derimot, vil værsituasjonen ha stor innvirkning på luftas antennbarhet. Dette innebærer at konsentrasjonen av antennbare gasser like over oljen vil være relativt høye i rolig vær (havblikk) og høy temperatur, mens det ved sterk vind vil skje en forholdsvis rask fortynning av de antennbare gassene.

46 46 A3 Råoljers oppførsel på sjøen Når en råolje søles på sjøen, skjer en rekke forvitringsprosesser som medfører forandringer i de fysikalske egenskapene, hvorav de viktigste er: Fordampning. Emulgering. Dispergering. Spredning av oljen på havoverflaten. De viktigste faktorene som influerer oljens oppførsel på sjøen er: Kjemiske og fysikalske egenskaper til den ikke forvitrede råoljen. Miljømessige forhold, som vind, strøm, bølger, sollys og temperatur. Vannets egenskaper, som temperatur, salt- og oksygeninnhold, tetthet, bakterier, næringsstoffer og partikler. Figur A4 viser skjematisk de forskjellige prosessene. Figur A5 viser hvordan deres relative innvirkning varierer med tiden; fordampningen skjer hovedsakelig de første timene og dagene, men kan til en viss grad pågå i uker etter utslippet. Biodegradering, derimot, starter først senere og kan vedvare i måneder. Vind Drift Vann - i - olje emulsjon Fotolyse Fordampning Spredning Olje - i - vann dispersjon Vertikal diffusjon Horisontal diffusjon Oppdrift av ustabile oljedråper Adhesjon til faste partikler Sedimentasjon Mikrobiell nedbrytning Utvasking av vannløslige komponenter Opptak i marint liv Opptak og utvasking fra sediment Figur A4 Forvitringsprosesser for olje på vann. A3.1 Fordampning Når oljen spres utover sjøen, vil fordampningshastigheten øke fordi grenseflatearealet mellom olje og luft øker. Fordampningshastigheten er også avhengig av vindstyrke, sjøtemperatur og andel av lette komponenter i oljen og vil derfor variere fra oljesøl til oljesøl.

47 47 En vanlig brukt generalisering er at alle komponenter med kokepunkt lavere enn 200ºC (mindre enn n- C 11 ) vil fordampe innen 12 til 24 timer, mens komponenter med kokepunkt lavere enn 270 C (mindre enn n-c 15 ) vil forsvinne fra havoverflata innen noen dager. 0 Timer 1 10 Dag 100 Uke 1000 Måned År Fordampning Utvasking Foto-oksidasjon Biodegradering Sedimentering Vann-i-olje emulgering Ustabil emulsjon Olje-i-vann dispergering Stabil emulsjon ("mousse") Spredning Drift boss\ik \tegner\fig-nor\emulsjon.eps Figur A5 Relative innvirkning av forvitringsprosesser over tid. Bredden av linjene indikerer viktigheten av prosessene. Lette råoljer vil miste en stor volumandel raskt, mens tyngre oljer vil fordampe saktere. Lette raffineriprodukt som gassolje (kokepunktsområde 30 til 180 C) og kerosen (140 til 250 C) vil fordampe totalt etter noen timer / dager på havoverflata. Effekt av fordampning på egenskaper til den gjenværende oljen En viktig konsekvens av fordampningsprosessen er at den gjenværende oljen på havoverflata forandrer kjemisk sammensetning og dermed sine fysikalske egenskaper i forhold til råoljens egenskaper. Flammepunkt Flammepunktet til den gjenværende oljen (residuet) på sjøen vil øke når de mer flyktige og ikke lett antennbare komponentene fordamper. Økt vindstyrke forårsaker økt fordampning og dermed en raskere økning i flammepunktet. Ettersom flammepunktet til residuet øker, vil brannfaren forbundet med oljesølet avta. Stivnepunkt Stivnepunktet til den gjenværende oljen (residuet) vil øke pga. oppkonsentrering av voksinnholdet i tillegg til tap av komponenter for å holde voks i løsning.

48 48 Når en olje stivner, helt eller delvis, vil det ofte oppnås liten effekt ved å behandle den med kjemiske dispergeringsmidler. Stivnepunktet kan derfor være en begrensende faktor ved kjemisk dispergering av voksrike oljer. En olje kan være i flytende tilstand på sjøen ved temperaturer opp til 10 til 15 C lavere enn oljens stivnepunkt bestemt i laboratoriet. Viskositet Ved fordampning av lette, mindre viskøse komponenter vil det skje en oppkonsentrering av mer viskøse, tyngre komponenter. Viskositeten vil derfor øke med økende fordampning. For de fleste norske oljer vil viskositetsøkningen typisk være fra 3 til 2000 cp for fersk råolje til noen hundre/tusen cp for residuene. Tetthet Tettheten til den gjenværende oljen (residuet) øker når de lette komponentene i oljen fordamper. Tettheten til oljen innvirker både på spredning av oljen på havoverflata og dispergering av oljen ned i vannmassene. A3.2 Vannløselighet av oljekomponenter Både oljesøl situasjoner og utslipp av produsert vann gir vannmasser som er eksponert for olje. Dette er komplekse og dynamiske systemer bestående av både dispergerte oljedråper og oppløste oljekomponenter. På grunn av fortynning og forvitring vil sammensetningen av den vannløselige fraksjonen endres som funksjon av tid etter et utslipp. I tilfeller der det er dispergert olje tilstede vil denne, sammen med overflate-olje, være en kilde for stadig utløsning av vannløselige oljekomponenter. Den kjemiske sammensetningen av en oljes vannløselige fraksjon avhenger av selve oljens sammensetning og av de ulike komponentenes vannløselighet. Det relative innholdet av komponenter med høy vannløselighet, f.eks. mono-aromater (Benzene, Toluene, Ethylbenzene og Xylener, BTEX) og phenoler, er lagt høyere i den vannløselige fraksjonen enn i selve oljen. A3.3 Foto-oksidering Påvirkning av sollys vil føre til oksidering av oljekomponenter, spesielt aromater, som sakte vil omdannes til resiner og til slutt asfaltener. De foto-oksiderte komponentene vil stabilisere v/o emulsjoner og har derfor stor betydning for oljens levetid på havoverflata. Etter lang forvitring på sjøen vil det dannes tjæreaktige klumper (tar-balls) av oljen. Disse brytes ned svært langsomt både på sjøen og på strender. A3.4 Biodegradering Sjøvann inneholder mange typer mikroorganismer, f.eks. bakterier. Noen av disse kan benytte oljekomponenter som energikilde. Selv om det er lite bakterier tilstede i det øyeblikket oljesølet skjer, vil bakterietallet øke svært raskt under gunstige forhold. Viktige faktorer som påvirker den mikrobielle nedbrytningen, er: Konsentrasjonen av nitrogen og fosfor i form av næringssalter som nitrater og fosfater. Tilgang på oksygen. Temperatur. Det eksisterer et bredt spekter av mikroorganismer, som hver har sin prefererte gruppe oljekomponenter som energikilde. De rettkjedede, mettede hydrokarbonene (n-alkanene) er lettest biodegraderbare. I prinsippet kan alle oljekomponenter brytes ned av mikroorganismer. Ettersom mikroorganismene lever i sjøen, vil biodegraderingen bare foregå på grenseflata mellom oljen og vannet. Olje som har strandet over tidevannssonen, vil dermed brytes ned ekstremt sakte og kan bli værende i omgivelsene i årevis.

49 49 Naturlig og kjemisk dispersjon av olje ned i vannmassene vil øke grenseflatearealet mellom olje og vann betydelig. Dette medfører at nedbrytningen av olje skjer minst 10 til 100 ganger raskere i sjøen enn på havoverflata. Det er mange faktorer som påvirker biodegraderingen. Selv etter mange års forskning er det vanskelig å forutsi hastigheten av den mikrobielle nedbrytningen. Det er rapportert om nedbrytnings-hastigheter på 1 til 30 mg/m 3 sjøvann per dag (FOH 1984). Hastigheten i mer kronisk oljeforurensede områder kan komme opp i 500 til 600 mg/m 3 sjøvann per dag (NRC, 1985). Olje i sedimenter vil biodegradere mye saktere p.g.a. mangel på oksygen og næringssalter. A3.5 Sedimentering Svært få råoljer (ingen norske) har høyere tetthet enn sjøvann, selv etter kraftig forvitring (fordampning og v/o emulgering). Forvitrede råoljer vil derfor normalt ikke synke. Oljen vil derimot kunne klebe til partikulært materiale i vannmassene og dermed synke. A3.6 Nedsenking ("overvasking") Det er observert at sterkt forvitrede (fordampet og v/o emulgert) og tunge oljer kan forsvinne fra havoverflata en viss tid for senere å komme tilbake til overflata igjen (Buist and Potter 1987). Denne "overvaskingen" av oljen er i hovedsak avhengig av tetthet og viskositet av den forvitrede oljen i tillegg til den aktuelle sjøtilstanden. Overvasking av oljen vil ha stor innvirkning på effektiviteten av en oljevernaksjon. A3.7 Vann-i-olje (v/o) emulgering V/o emulgering er den forvitringsprosessen som bidrar mest til at oljen blir "gjenstridig" og dermed forblir på havoverflata. Den forsinker både fordampningen av oljen og den naturlige o/v dispergeringen ved signifikant økning i viskositeten. Nesten alle råoljer inneholder overflateaktive komponenter, som fremmer v/o emulgering. Prosessen krever i tillegg en viss energitilførsel på havoverflata. Brytende bølger (vindhastighet over 5 m/s) har vært satt som et minimumskriterium for at v/o emulgering skal kunne skje. Mindre vannopptak kan imidlertid også foregå i roligere værsituasjoner. Maksimal vannopptaksevne ved v/o emulgering kan variere sterkt fra oljetype til oljetype. Figur A6 viser sammenhengen mellom viskositeten til den vannfri oljen (råolje og fordampet residue) og dens evne til å emulgere vann. Tester utført ved SINTEF indikerer at maksimal vannopptaksevne for forskjellige oljetyper er relativt uavhengig av værforholdene, forutsatt at en nedre energibarriere er passert. Hastigheten for v/o emulgering kan variere sterkt fra oljetype til oljetype og er influert av oljens kjemiske sammensetning. Høyt voksinnhold i en olje øker ofte emulgeringshastigheten. Ettersom stivnepunktet er nært knyttet til voksinnholdet, vil en olje gjerne emulgere vann raskere nær eller under stivnepunktet. Hastigheten for v/o emulgering avhenger også av værforholdene. Dette er illustrert i Figur A7.

50 Vanninnhold (vol.%) Oseberg Øst 5 C Oseberg Øst 13 C Oseberg feltsenter Troll Grane Veslefrikk Gullfaks A/B Tung arabisk Fram Oljens viskositet (cp) Figur A6 Korrelasjon mellom råoljers viskositet (med ulik fordampningsgrad) og deres evne til å emulgere vann. 100 Vanninnhold (vol.%) Vindstyrke = 10 m/s Vindstyrke = 5 m/s Tid (timer) Figur A7 Eksempel på vindhastighetens innvirkning på vannopptakshastigheten til en tilfeldig råolje. V/o emulgering og o/v dispergering vil foregå samtidig like etter at en olje er sølt på sjøen. Ettersom viskositeten til oljeresiduet øker, vil v/o emulgeringen dominere. I svært urolig vær kan imidlertid noe olje dispergere ned i vannmassene i stedet for å emulgere vann også etter at den er fordampet og blitt mer viskøs. Et godt eksempel er Gullfaksoljens oppførsel etter Braer ulykken ved Shetland i januar 1993.

51 51 Hvordan v/o emulgering foregår, er ennå ikke fullt ut forstått. Mulige mekanismer kan være: Ustabile oljedåper, dannet ved naturlig o/v dispergering, flyter opp til havoverflata ( resurfacing ) og inkluderer vanndråper i oljeflaket. Brytende bølger kan lage vannfylte oljebobler ("ballonger", som omtalt i Lewis et al. 1994), som kan rekombineres med oljeflaket. Direkte opptak av vanndråper vha. turbulens i olje/vann grenseflata. Ikke alle vanndråpene som er opptatt av oljeflaket, vil være stabile. De største dråpene vil synke gjennom oljefilmen og ut av v/o emulsjonen. Større vanndråper kan bli kvernet til mindre dråper av oljeflakets bevegelse i bølgene. Etter en viss tid vil derfor v/o emulsjonen inneholde bare små vanndråper på 1 til 10 µm i diameter. Figur A8 illustrerer innvirkningen av miksetiden på dråpestørrelsen i en v/o emulsjon. Figur A8 Mikroskopibilde av vanndråper i en v/o emulsjon etter (A) 1 time og (B) 24 timer miksing. Stabilitet av v/o emulsjoner Resiner, voks og asfaltener har hydrofile (vann-elskende) og hydrofobe (vann-hatende eller oljeelskende) egenskaper og er dermed overflateaktive. Disse komponentene vil derfor konsentreres i grensesjiktet mellom oljen og vannet og danne en grenseflatefilm. Stabilisering vha. asfaltener og voks er illustrert i Figur A9. Grenseflatefilmen utgjør en fysisk barriere mot koalesens, d.v.s. sammensmelting, som vil gi større og mer ustabile vanndråper. Resiner, voks og asfaltener er derfor svært viktige komponenter i forbindelse med stabiliteten til en v/o emulsjon. Asfalten og voks stabilisert Olje fase Asfalten stabilisert Olje fase Vannfase Vannfase Vannfase Figur A9 Asfalten partikler Voks krystaller Adm4100:Tegner\419401\Amop95\oilphas1.eps\10-95 Stabilisering av v/o emulsjon illustrert ved mekanismer som finner sted i en grenseflatefilm mellom vanndråpen og oljefasen