DET NORSKE VERITAS. Rapport Helhetlig forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak - Oljedrift. Oljedirektoratet

Transkript

1 Rapport Helhetlig forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak - Oljedrift Oljedirektoratet DNV Referansenr/Rapportnr.: / Rev. 00,

2

3 Forord Regjeringen har i sin politiske plattform (Soria Moria II) sagt at den vil "ta sikte på å legge fram en helhetlig forvaltningsplan for Nordsjøen" i inneværende stortingsperiode, det vil si innen våren Som en del av grunnlaget for utarbeidelse av forvaltningsplanen gjennomføres det sektorvise utredninger av konsekvenser. Det lages seks utredninger hhv. for petroleumssektoren, fornybar energiproduksjon til havs, fiskeri, sjøtransport, land- og kystbasert aktivitet samt klimaendring, langtransportert forurensning, havforsuring m.m. Oljedirektoratet (OD) er ansvarlig for å utrede konsekvenser av petroleumsvirksomhet. Sektorutredning petroleum utarbeides i henhold til programmet for utredning av konsekvenser, inkludert en vurdering av de mottatte uttalelser fra høringsprosessen. Arbeidet med sektorutredning for petroleum vil utføres av en arbeidsgruppe ledet av Oljedirektoratet og med deltakelse fra Havforskningsinstituttet, Klima- og Forurensningsdirektoratet, Statens Strålevern og Petroleumstilsynet. Petroleumsaktivitetene i Nordsjøen har siden oppstarten på 1960-tallet gjennomgått en stor utvikling, og store mengder olje og gass er funnet og utvunnet. Nordsjøen regnes i dag, etter nærmere 50 års virksomhet, som et modent område i petroleumssammenheng. Kjennetegn på modne områder er kjent geologi, mindre tekniske utfordringer og godt utbygd eller planlagt infrastruktur. I slike områder regnes sannsynligheten for å gjøre nye funn som stor, mens sannsynligheten for å gjøre store funn er liten. Det skal gjøres en vurdering av petroleumsvirksomhet i området i dagens tilstand (2010) og i Foreliggende studie er utarbeidet av DNV og omfatter temaet Oljedriftsmodellering. Anders Rudberg Prosjektleder Dato: Side ii av ii

4 Innholdsfortegnelse SAMMENDRAG INNLEDNING METODE Oljedriftsmodellen OS3D Postprosessering og generering av statistiske parametere USIKKERHETER OG BETYDNINGEN AV INNGANGSDATA I OSCAR- /OS3D-MODELLERINGER Kilder til usikkerheter i OSCAR-modellen Prosesser på havoverflaten Prosesser i vannkolonnen Undervannsutblåsninger Spesielle hensyn ved statistiske beregninger Prosesser som ikke modelleres Scenariospesifikke inngangsdata UTARBEIDELSE AV SCENARIER FOR OLJEDRIFTSSIMULERINGER Definisjon av utblåsningsrater og sannsynlighetsfordeling Utblåsningsratefordeling for år Definisjon av varigheter knyttet til en utblåsning Varighetsfordeling for utblåsning i år Sannsynlighet for overflate-/sjøbunnsutblåsning Utarbeidelse av utblåsningsfrekvens og ratefordeling MODELLERTE UTSLIPPSSCENARIER Oljetyper Rate- og varighetsmatriser Troll Oseberg Tampen Sleipner Heimdal Ekofisk RESULTATER SPREDNINGSBEREGNINGER Enkeltsimuleringer Troll - Oseberg Dato: Side iii av iii

5 6.1.2 Tampen Sleipner Heimdal Ekofisk Influensområder havoverflate Troll - Oseberg Tampen Sleipner Heimdal Ekofisk Vannsøylekonsentrasjoner Troll - Oseberg Tampen Sleipner Heimdal Ekofisk Stranding av olje Troll - Oseberg Tampen Heimdal Strandingsstatistikk Ankomsttid av olje til land Oljemengde på land REFERANSER Dato: Side iv av iv

6 SAMMENDRAG Som faglig grunnlag for en oppdatert forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak har Det Norske Veritas (DNV) fått i oppdrag å modellere spredning av olje ved akuttutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet i området. Rapporten tar for seg mulige utslippssituasjoner fra fire ulike hovedlokasjoner i Nordsjøen (1 lokalitet i sørlige Nordsjøen, 2 lokaliteter i midtre Nordsjøen og 2 lokaliteter i nordlige Nordsjøen). Resultatene av foreliggende spredningsberegninger vil ligge til grunn for konsekvens- og miljørisikoanalysene. Spredningsberegningene er utført med SINTEFs oljedriftsmodell OS3D. SINTEF diskuterer i rapporten rundt usikkerheter i modell og inngangsdata. Foreliggende rapport sammenstiller resultatene av oljedriftmodelleringene som er gjennomført. Det er modellert både overflate og sjøbunnsutblåsningsscenarier med 4 utslippsrater og 3 utslippsvarigheter for dagens tilstand (2010) og for Modelleringene viser at dersom det skjer en overflateutblåsning fra områdene Troll-Oseberg og Heimdal vil olje kunne strande i svært begrenset grad innenfor 5 % treffsannsynlighet av olje over ett tonn. For de andre 3 lokasjonene Ekofisk, Sleipner og Tampen vil det ikke komme olje til land innenfor 5 % treffsannsynlighet av olje over ett tonn. Dato: Side 1 av 1

7 1 INNLEDNING Det skal utarbeides en helhetlig forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak. Som en del av grunnlaget for utarbeidelse av forvaltningsplanen skal det gjennomføres sektorvise utredninger av konsekvenser. Det skal lages seks utredninger hhv. for petroleumssektoren, fornybar energiproduksjon til havs, fiskeri, sjøtransport, land- og kystbasert aktivitet samt klimaendring, langtransportert forurensning, havforsuring m.m. Oljedirektoratet har ansvaret for å utrede konsekvenser av petroleumsvirksomhet i forvaltningsområdet ( Helhetlig forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak Sektor petroleum ), og har i den forbindelse gitt Det Norske Veritas (DNV) i oppdrag å modellere spredning av olje ved akuttutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet i området. Rapporten tar for seg mulige utslippssituasjoner fra fire ulike hovedlokasjoner i Nordsjøen (1 lokalitet i sørlige Nordsjøen, 2 lokaliteter i midtre Nordsjøen og 2 lokaliteter i nordlige Nordsjøen, se Figur 1-1). Resultatene av foreliggende spredningsberegninger vil ligge til grunn for konsekvens- og miljørisikoanalysene. Spredningsberegningene er utført med oljedriftsmodellen OS3D (SINTEF). Resultatene fra modelleringene er presentert i foreliggende rapport. Figur 1-1 Utslippsposisjoner benyttet for oljedriftsmodellering. En oversikt over de aktuelle utslippslokasjonene i forhold til nærmeste land er gitt i Figur 1-2 og videre er koordinatene oppgitt i Tabell 1-1. Dato: Side 2 av 2

8 Figur 1-2 Utslippsposisjoner benyttet i oljedriftsmodelleringen i forhold til nærmeste landområder. Tabell 1-1 Koordinater til de nye utslippspunktene (WGS84, UTM33). Utslippspunkt Nord Øst Havdyp (m) Ekofisk 56º 32 48,6 3º 13 46,6 70 Heimdal 59º 34 17,62 1º 13 44, Sleipner 58º 3 46,08 1º 53 45,9 84 Tampen 61º 22 12,56 2º 27 32,1 335 Troll - Oseberg 60º 53 5,79 3º 36 45,1 348 Dato: Side 3 av 3

9 2 METODE I foreliggende analyse er det utført spredningsberegninger av oljeutslipp fra ulike lokasjoner i Nordsjøområdet. Oljedriftsmodellen som er anvendt er OS3D, som er en tilpasset versjon av SINTEFs OSCAR modell (Oil Spill Contingency And Response). Versjonen av modelleringsverktøyet som benyttes i foreliggende analyse er OS3D versjon 6.0. Denne versjonen av modellen er validert av SINTEF mot resultater fra utblåsningshendelsen i Mexicogolfen våren/sommeren Oljedriftsmodellen OS3D OS3D er en 3-dimensjonal oljedriftsmodell som beregner oljemengde på sjøoverflaten, på strand og i sedimenter, samt konsentrasjoner i vannsøylen. Modellen tillater utslipp både fra havoverflate og sjøbunn. For sjøbunnsutslippene blir en egen modul i OS3D anvendt; en nærsonemodell som beregner den første fasen av sjøbunnsutblåsningen. Den beskriver hvordan plumen (olje, gass og vannpakken) oppfører seg fra sjøbunn til overflate eller til et eventuelt innlagringsdyp. Nærsonemodellen beregner plumens fortynning og stigetid oppover i vannsøylen og tar hensyn til oppdriftseffekter av olje og gass, tetthetssjiktningen i det omkringliggende området samt sidestrøm. For sjøbunnsutslippene er vertikalprofil i vannmassene mht. temperatur og salinitet (Levitus, 1994) lagt inn i modellkjøringene. Output fra OS3D er beregnet i tre fysiske dimensjoner og tid. Modellen inneholder databaser for ulike oljetyper, vanndyp, sedimenttype, økologiske habitater og strandtyper. Oljedriftssimuleringene er kjørt i et 3 x 3 km grid med en svært detaljert kystlinje (1:50 000). For å bestemme oljens drift og skjebne på overflaten beregner modellen overflatespredning, transport av flak, nedblanding av olje i vannmassene, fordampning, emulsjon og stranding. I vannkolonnen blir det simulert horisontal og vertikal transport, oppløsning av oljekomponenter, adsorpsjon, avsettinger i sedimenter samt nedbryting. I dette arbeidet er det benyttet månedsmidlete klimatologiske strømdata fra Meteorologisk Institutt (MI) med km oppløsning. Det er et homogent strømbilde gjennom hele vannsøylen. Den relativt grove horisontale oppløsningen på strømdataene tar ikke hensyn til spredning av olje som følge av mesoskala aktivitet som for eksempel virvler i kyststrømmen. En annen begrensning er å benytte månedsmidlete strømdata, der man mister effekten av tidevannsstrømmer. Dette er kombinert med historiske vinddata fra perioden med tidsintervall 3 timer. Både enkeltsimuleringer (bestemte vind- og bølgeperioder) og stokastiske simuleringer ved ulike starttidspunkter er modellert. De stokastiske modelleringene er for et bestemt antall simuleringer utført etter hverandre i én kjøring. Antall simuleringer for de ulike scenariene avhenger av utslippsvarigheten, og målet er å ha tilstrekkelig antall simuleringer slik at perioden det modelleres for (årstid eller hele året) er dekket av historisk variabilitet i strøm og vind. For å kunne beregne statistiske resultater er oljedriftsparametere akkumulert for hver simulering i hver berørte gridrute. Disse resultatene er igjen brukt for bl.a. å beregne treffsannsynligheter i en gitt rute. Dato: Side 4 av 4

10 2.2 Postprosessering og generering av statistiske parametere Basert på de stokastiske resultatene fra OS3D blir det for enkelte parametere, slik som treffsannsynlighet, oljemengde, ankomsttid og totale hydrokarbonkonsentrasjoner beregnet (på bakgrunn av alle simuleringene) oljedriftstatistikk for hver forhåndsdefinerte km gridrute. De statistiske rutenettparametrene som presenteres i denne rapporten er: Treffsannsynlighet, som er definert som det relative antall simuleringer (av totalt antall simuleringer) hvor et oljeflak/partikkel på sjøoverflaten har truffet en rute (uavhengig av hvor lenge det har vært olje på havoverflaten) Oljemengde, som er definert som gjennomsnittlig (over alle simuleringer) tidsmidlet oljemengde for sjøruter og akkumulert oljemengde for landruter i tonn Ankomsttid til land, som er definert som gjennomsnittlig (over alle simuleringer) drivtid i døgn fra start av søl til en landrute berøres Hydrokarbonkonsentrasjon, som er definert som gjennomsnittlige (over alle simuleringer) tall basert på tidsmidlede maksimale verdier (over en simulering) i vannsøylen for total oljekonsentrasjon (THC) dvs. både løste fraksjoner og oljedråper 3 USIKKERHETER OG BETYDNINGEN AV INNGANGSDATA I OSCAR- /OS3D-MODELLERINGER Dette kapittelet oppsummerer de viktigste prosessene og antakelsene i OSCAR/OS3D samt generelle betraktninger rundt effekten av inngangsdata. OS3D er en tilpasset versjon av OSCARmodellen, hvor støtten for statistiske beregninger er forbedret. Det som beskrives for OSCAR gjelder følgelig også for OS3D, mens navnet OS3D brukes til å beskrive usikkerheter knyttet til funksjonalitet som går utover den vanlige OSCAR-modellen. Enhver modell vil nødvendigvis være en forenkling av virkeligheten. Dette medfører at det vil være et visst avvik mellom modellens prediksjoner og virkeligheten, men kan samtidig gjøre det enklere å avdekke og forstå generelle trender og fenomener i prosessene man studerer. I dette kapittelet påpekes noen av de viktigste kjente forenklingene og antakelsene i OSCAR, og det gjøres rede for usikkerheter som følge av modellens oppbygning så vel som oppsettet av simulasjonene og inngangsdataene som er i bruk. Hensikten med å synliggjøre antakelser og usikkerheter i beregningene er å gjøre leseren bedre i stand til å forstå hva som ligger til bak modellkjøringene, og på den måten være bedre rustet til å tolke og analysere resultatene. For å kunne forklare de forskjellige kildene til usikkerhet i modellen kreves det at leseren får en viss forståelse for hvordan modellen er bygd opp. I de påfølgende avsnittene vil et minimum av tekniske detaljer bli presentert, med fokus på hvordan dette påvirker modellens mulighet til å etterligne virkeligheten. For en mer generell utgreiing om modellens oppbygning henvises leseren til tidligere publiserte rapporter. Modelleringen av prosesser som fjerner forurensningen fra det modellerte systemet er spesielt interessant da denne har stor effekt på omfanget av eventuelle skadevirkninger i kjølvannet av et utslipp. Olje i OSCAR fjernes fra miljøet gjennom fordampning, degradering og eventuelt Dato: Side 5 av 5

11 mekanisk oppsamling. Videre kan olje til en viss grad immobiliseres på strand og i sedimenter. Av effektivitetshensyn følges ikke sedimentert olje i stokastiske simulasjoner. Olje på strand degraderer både i virkeligheten og i modellen, men dette skjer saktere enn for olje i vannkolonnen. Olje kan transporteres ut av det modellerte området, men modellberegningene settes normalt opp på en sånn måte at dette i verste fall bare gjelder en liten andel av det totale utslippet. I tillegg til degradering vil fortynning av oljen i vannkolonnen være en viktig kilde til at effekten av et utslipp reduseres over tid. 3.1 Kilder til usikkerheter i OSCAR-modellen OSCAR er en partikkelbasert modell, hvor olje og kjemikalier i modellen representeres som et sett med partikler. Hver partikkel har en rekke egenskaper som forandrer seg i løpet av en simulasjon. Dette inkluderer generelle egenskaper som posisjon, masse og fysisk utstrekning, så vel som egenskaper knyttet spesielt til oljedriftsmodellering: viskositet, vanninnhold, kjemisk sammensetning, vannløselighet, og så videre. I OSCAR finnes det tre hovedtyper av partikler. Disse representerer henholdsvis kjemikalier som er løst i vannet, dråpeskyer i vannkolonnen som følge av kjemisk eller naturlig dispergering (droplet clouds) og olje på havoverflaten (spillets). En simulasjon består av en rekke tidsskritt hvor partiklenes egenskaper forandres: partiklenes posisjon endres som følge av pådrag fra vind og strøm massen og den kjemiske sammensetningen endres som følge av blant annet fordampning biodegradering og utløsning fra dråpeskyer og overflateflak til løste komponenter vannopptak og viskositet endres som del av en kompleks forvitringsprosess I tillegg kan partikler gå fra å representere dråpeskyer til å representere overflateflak og motsatt. Dråpeskyer kan stige til overflaten som følge av oljens oppdrift, og overflateflak kan blandes ned i vannkolonnen som følge av vindinduserte bølger og turbulens. Som med enhver annen diskretisering av en kompleks kontinuerlig prosess, vil en partikkelbasert modell være følsom for hvilken oppløsning som velges. Desto flere partikler som brukes i beregningene, desto større potensial har man for å oppnå realistiske simulasjoner, gitt strøm-, vind-, dybde- og kystdata. Flere partikler betyr imidlertid også mer ressurskrevende beregninger, og det endelige valg av oppløsning blir en avveiing mellom tilgjengelige regneressurser og nytten av å øke oppløsningen ytterligere. Dato: Side 6 av 6

12 3.1.1 Prosesser på havoverflaten Nøkkelprosesser på havoverflaten som er inkludert i modellen er Spredning Fordampning Emulgering Dispergering Stranding. Disse er stort sett godt etablert, spesielt for oljer med standardiserte forvitringsdata fra laboratorie- og/eller feltforsøk. Vi vet at beregninger for emulgering og naturlig dispergering er mye mer usikre for oljen uten forvitringsdata tilgjengelig Prosesser i vannkolonnen I vannkolonnen modelleres en lang rekke komplekse prosesser knyttet til blant annet transport, spredning, utlekking fra dråper til løste komponenter og degradering. I dette avsnittet vil vi ta for oss kjente usikkerheter knyttet til modelleringen av fortynning og degradering. Fortynning skjer i OSCAR normalt gjennom diffusiv spredning pluss spredning på grunn av strømskjær horisontalt og i mellom vertikale lag. Utlekking er en funksjon av dråpestørrelse, løselighet av hver oljekomponent, og forskjeller i hastighet mellom dråpen og vannet rundt (stigehastigheten). OSCAR beregner biologisk degradering fra løste kjemikalier, dråper som følge av naturlig og kjemisk dispergering, og sedimentert olje (sedimentert olje følges ikke i stokastiske kjøringer). Olje representeres i OSCAR som bestående av 25 pesudokomponenter. Hver pseudokomponent representerer en gruppe kjemikalier med lignende fysiske og kjemiske egenskaper. For hver av disse pseudokomponentene beregnes degradering på grunnlag av separate degraderingsrater for dråper, løste kjemikalier og sedimentert olje. Denne degraderingsraten representerer imidlertid det første stadiet av degraderingen (biotransformasjon), ikke full mineralisering (til hovedsakelig CO2 og vann). Dette betyr at oljekomponenter som indikeres som degradert i modellen fortsatt kan eksistere en periode i miljøet i form av degraderingsprodukter. Sammenhengen mellom degraderingsprosessene og den biologiske effekten av disse er ikke fullt ut forstått, og i et tidsvindu mellom biotransformasjon og mineralisering er det muligheter for at effekter fortsatt kan forekomme. Pågående forskningsprosjekter kan komme til å endre både modellens beregning av degradering og den kjemiske representasjonen av oljen. God oppløsning i vannkolonnen krever for øvrig et relativt høyere antall partikler enn på overflaten. Dette kommer av at oljen i vannkolonnen skal modelleres i tre dimensjoner, mens oljen på overflaten i praksis bare modelleres i et plan. Det har spesielt betydning for dråpeskyer som stiger til overflaten, noe vi kommer tilbake til i avsnitt Dato: Side 7 av 7

13 3.1.3 Undervannsutblåsninger En undervannsutblåsning tilfører modelleringen ytterligere kompleksitet. I OSCAR modelleres dynamikken i en utblåsning av en egen nærsonemodell (Plume3D). Denne modellen har blitt validert mot både feltforsøk og faktiske hendelser, og modellens prediksjoner har vist seg å stemme svært godt med observasjonene. Mye forskning og utvikling gjenstår imidlertid før undervannsutblåsninger er fullt ut forstått og kan modelleres med høy presisjon. Ved en undervannsutblåsning vil det dannes en såkalt plume, bestående av olje (primært i dråpeform), gass og vann. Plumen drives oppover i vannkolonnen av trykket fra utslippspunktet, gassens ekspansjon og tetthetsforskjellen mellom olje og vann, og eventuell tetthetsforskjell mellom vannet i og utenfor plumen. Etter hvert som plumen stiger i vannkolonnen, suges stadig mer vann inn fra omgivelsene, slik at plumen etter hvert består av langt mer vann enn olje og gass. Vannet som suges inn på dypet vil være kaldt og saltholdig, og følgelig ha høyere tetthet enn vannet i omgivelsene av plumen. Dette vil da motvirke plumens oppdrift. Ved utblåsninger på store dyp vil disse motvirkende kreftene etter hvert utligne hverandre slik at plumen innlagres i vannmassene. Både dråper og gass vil med en viss sannsynlighet forlate plumen og bevege seg videre i vannmassene uavhengig av plumens dynamikk. Dette representeres i OSCAR ved at dråpeskyene flyttes over fra nærsonemodellen til å behandles som skyer av enkle dråper. Dråpenes videre skjebne avhenger da i stor grad av dråpestørrelsesfordelingen, siden denne påvirker både stigehastighet og degraderings- og utløsningsrater. Dette betyr i praksis at oljen ved innlagring vil bringes til overflaten av OSCAR, mens i tilfeller hvor plumen når overflaten er det nærsonemodellen som beregner den initielle tykkelsen til oljen på overflaten. De to modellene kan gi noe avvikende resultater, spesielt grunnet at partikler på overflaten i OSCAR er uavhengige av hverandre. Innlagring på store dyp vil gi dråpeskyene lang stigetid og tilhørende stor advektiv og diffusiv spredning. Dette gjør at resultatet av en undervannsutblåsning på store dyp, både i OSCAR og i virkeligheten, typisk medfører tynn olje over store områder på overflaten. Denne situasjonen forsterker betydningen av antallet partikler for emulsjonsdannelse og fordampning. På moderate vanndyp kan modellen beregne at innlagring skjer nært overflaten. Ved denne typen beregninger vil det knytte seg relativt store usikkerheter til beregningen av oljens initielle tykkelse og utbredelse på overflaten. Dette kommer først og fremst av at både gassens ekspansjonshastighet og vannkolonnens tetthetsprofil endres svært raskt nær overflaten, slik at sannsynligheten for unøyaktigheter i beregningen øker betraktelig. Videre representeres en plume i Plume3D som en rekke koniske elementer. Dette er en tilnærming som er tilfredsstillende ved innlagring i dypet, men som ikke er nøyaktig nok til å representere en plume like under overflaten. Utslippsberegningene som er gjort i forbindelse med forvaltningsplanen for Nordsjøen og Skagerrak finner sted på såpass grunt vann og med såpass høye utslippsrater at modellen ikke beregner innlagringer i disse kjøringene Spesielle hensyn ved statistiske beregninger Metodikken som benyttes i de statistiske beregningene i OS3D tar ikke hensyn til eksponeringstid når olje på overflaten registreres. Dette betyr at overflateolje over en gitt tykkelse kan vises på samme måte i de statistiske risikoberegningene uavhengig av om den befinner seg kort eller lang tid i en gitt gridcelle. Motivasjonen for å beregne risiko på overflaten på denne måten er at tilgrising av sjøfugl og sjøpattedyr skjer idet eksponeringen finner sted. Dette i motsetning til Dato: Side 8 av 8

14 eksponering av fisk, egg og larver i vannkolonnen, hvor den toksiske effekten er avhengig av eksponeringstiden. Metodikken er imidlertid til en viss grad følsom for små svingninger i OSCAR-modelleringene. Partikler i OSCAR kan representere enten olje på overflaten eller dråpeskyer, men ikke begge deler samtidig. En partikkel som representerer en dråpesky som stiger mot overflaten vil derfor brått gå over til å representere et flak på overflaten idet den treffer vannskorpa. Dette betyr det krever et svært høyt antall partikler for å kunne representere i modellen den svettingen til overflaten som i realiteten vil bli observert rundt et oljeutslipp. Ved et moderat eller lavt antall partikler, som ofte er tilfellet i stokastiske kjøringer for å begrense regnetid, vil derimot dråpeskyer som treffer vannskorpa kunne føre til overflatepartikler med kunstig høy tykkelse, som igjen kan rekke å bli registret i risikoberegningene før de fordamper eller blandes ned igjen i vannmassene Prosesser som ikke modelleres Olje på havet gir opphav til en rekke ekstremt komplekse prosesser. Til tross for at OSCAR er en svært sofistikert modell, er det fortsatt en rekke prosesser som ikke er inkludert. Under normale omstendigheter vil mange av disse bare ha marginal effekt på resultatene, men i enkelte tilfeller kan de ha en viss betydning. Dette gjelder for eksempel under simulering av langvarige og svært store utslipp, eller under spesielle værforhold. Blant de prosessene som ikke er modellert men som er under utvikling eller utredning finner vi Langmuir-strømmer på overflaten, detaljert modellering av bølgedrevet turbulens, og interaksjon med organiske og uorganiske partikler i vannkolonnen. Foto-oksidering som kan ha stor betydning for stabiliteten til emulsjoner, er heller ikke tatt med eksplisitt i OSCAR, men er ivaretatt når solarlamper er brukt under forvitringsstudier i mesoskalalaboratoriet. 3.2 Scenariospesifikke inngangsdata I tillegg til de antakelser og forenklinger som ligger til grunn for selve modellen, er resultatene av oljedriftsimulasjoner selvfølgelig helt avhengige av inngangsdataene som brukes for å sette opp de forskjellige utslippscenarioene. De primære drivkreftene er strøm og vind. Oljens sammensetning og forvitringsegenskaper er avgjørende for hvordan den oppfører seg på havet, i virkeligheten så vel som i OSCAR. Tetthetssjiktninger i vannkolonnen som følge av endring i temperatur og saltholdighet påvirker plumens dynamikk og eventuell innlagring. Det samme gjelder utslippsparametre som utblåsningsrate, diameter og olje-gassforholdet (GOR). Spesielt vil andelen gass i utslippet være avgjørende for hvorvidt plumen innlagres eller ikke, da gassens ekspansjon er en viktig drivkraft i en stigende plume. I beregningene som gjøres i forbindelse med forvaltningsplanen for Nordsjøen og Skagerrak benyttes en såkalt klimatologisk strøm. Dette betyr at strømdataene som driver transport av olje i vannkolonnen representerer månedlige middelstrømmer, med samme strømstyrke og -retning fra overflate til bunn og en relativt grov horisontal oppløsning. Dato: Side 9 av 9

15 2 00'E 4 00'E 6 00'E 2 00'E 4 00'E 6 00'E 64 00'N 50 km 64 00'N 64 00'N 50 km 64 00'N 61 00'N 62 00'N 63 00'N 63 00'N 62 00'N 61 00'N 61 00'N 62 00'N 63 00'N 63 00'N 62 00'N 61 00'N 2 00'E 4 00'E 6 00'E 60:00:00 Figur 3-1 Sammenligning av 20x20 km ett-lags månedlig middelstrøm (venstre) og 4x4 km multilag strøm (høyre). Strømmen med 4 km oppløsning blir oppdatert hver 2. time. Situasjonsbilde som viser partikler i vannkolonnen etter 60 døgn vedvarende undervannsutslipp (ikke utblåsning). Merk at effekten av forskjeller i strømmen er større i dette tilfellet enn ved utblåsning og overflateutslipp. 2 00'E 4 00'E 6 00'E 60:00:00 Figur 3-2 Massebalanse som funksjon av tid for simulasjonene i Figur 3-1 Ulempen med å bruke strømdata med såpass grov oppløsning er at lokale variasjoner, både i tid og rom, ikke kan representeres. Virvler, tidevannsstrømmer og andre lokale eller kortvarige fenomener vil typisk bli midlet ut. Spesielt inn mot land vil dette medføre unøyaktigheter, da strømbildet i kystnært farvann ofte er svært komplekst og dynamisk. Dette bør imidlertid sees i lys av at hensikten med de statistiske beregningene ikke er å gjøre detaljerte enkeltstudier, men å gjøre et høyt antall simulasjoner for å danne seg et bilde av utfallsrommet ved forskjellige utslippsscenarier. Dato: Side 10 av 10

16 Bruken av klimatologisk strøm kompenseres til en viss grad av at den kombineres med vinddata som har betydelig høyere oppløsning. Vinden er blant annet avgjørende for transport på overflaten, fordampning, nedblanding og effektiviteten til oljeverntiltak, og spiller derfor i mange tilfeller en vel så viktig rolle som strømdataene. Ved undervannsutblåsninger bemerkes det at en klimatologisk strøm kan forventes å gi overflateolje over et relativt mindre areal enn ved bruk av høyoppløste strømdata. Strømdata som oppløser tidevannsvariasjonene eller av andre årsaker varierer i tid mens utslippet pågår, vil flytte plumen over tid og føre til at oljen stiger til overflaten over et større område. Dato: Side 11 av 11

17 4 UTARBEIDELSE AV SCENARIER FOR OLJEDRIFTSSIMULERINGER Under presenteres DNV sine vurderinger i forbindelse med utarbeidelse av scenarier med relevante rater, varigheter og frekvenser innenfor hovedområdene Ekofisk, Sleipner, Heimdal, Troll - Oseberg og Tampen i forbindelse med etablering av utblåsningsscenarier i Nordsjøen og Skagerrak i 2010 og For å øke det statistiske grunnlaget innenfor områdene Sleipner og Heimdal er de to hovedområdene slått sammen ved opparbeiding av rate-/varighetsfordeling og frekvenser. Kun utblåsningsscenarier er vurdert. 4.1 Definisjon av utblåsningsrater og sannsynlighetsfordeling Det er tatt utgangspunkt i felt innenfor NOFO beredskapsregion 2 og 3 for felt i produksjon (NOFO, 2008). Det vil si åtte felt innenfor Ekofisk-området (Ekofisk, Eldfisk, Embla, Gyda, Tor, Ula, Valhall, Yme), fem felt innenfor Sleipner/Heimdal-området (Varg, Alvheim, Balder, Glitne Jotun), åtte felt innenfor Troll/Oseberg-området (Brage, Fram, Huldra, Oseberg, Oseberg Sør, Oseberg Øst, Troll, Veslefrikk) og fem felt innenfor Tampen området (Gullfaks, Kvitebjørn, Snorre/Vigdis, Statfjord, Visund). Dimensjonerende beredskapsrate (90 persentil rate) for hvert felt er brukt til å gruppere ratene i fire kategorier med utgangspunkt i definerte ratekategorier etablert av Ptil, Preventor & Safetec i rapporten Risikonivå i Petroleumsvirksomheten Akutte utslipp (RNNP-AU) (Ptil, Preventor & Safetec 2010a). Det er gjort en utvidelse av den laveste ratekategorien, tonn/døgn, til å gjelde fra tonn/døgn. Se Tabell 4-1. De aktuelle dimensjonerende beredskapsratene for hvert felt er hentet inn med samme fremgangsmåte som i rapporten Petroleumstilsynet. Forslag til scenarier for modellering av konsekvenser ved akutt utslipp til sjø i Nordsjøen (Proactima, 2010) som baserer seg på informasjon fra NOFOs planverk. Tabell 4-1 Ratekategorier med representative rater for henholdsvis overflate og sjøbunn (Ptil, Preventor & Safetec 2010a). Ratekategori Intervall Overflate Sjøbunn [tonn/døgn] [tonn/døgn] [tonn/døgn] 1* > *Modifisert ratekategori. I oljedriftssimuleringene vil de representative ratene fra Tabell 4-2 for henholdsvis overflate og sjøbunn modelleres. Dette gjør at utfallrommet for miljørisiko blir betraktelig styrket. Angående vektingen av de forskjellige ratekategoriene er det tatt hensyn til antall produserende oljebrønner og aktivitetsnivå for hvert felt. Se kapittel 4.3 Utarbeidelse av utblåsningsfrekvens og ratefordeling og Tabell 4-7 til Tabell Det vil i praksis si at for Ekofiskområdet vil Ekofiskfeltet ha større vekt enn for eksempel Ula på grunn av flere produserende oljebrønner og herav høyere aktivitetsnivå. Det er gjort samme forutsetning som i RNNP-AU ved at produserende brønner på de samme feltene har lik utblåsningsrate (Ptil, Preventor & Safetec 2010a). Antall produserende brønner er hentet inn fra OD sine hjemmesider per 31/ Dato: Side 12 av 12

18 Letebrønner er konservativt vurdert til å ligge i ratekategori 4 (Proactima, 2010), se Tabell 4-1. Antall leteboringer innenfor hvert område med funn de siste ti år er inkludert i ratefordelingen. Data som inngår i statistikken er hentet fra OD sine hjemmesider. Letebrønner med funn boret i perioden 1/ til 31/ i kategoriene utbygging sannsynlig men ikke avklart; utbygging er ikke sannsynlig; nye funn som ikke er evaluert; funn inkludert i annet funn er inkludert i statistikken. Bidrag fra leteaktivitet med funn er inkludert ved at antall brønner med funn per år innenfor hvert hovedområde er regnet ut for så å runde opp til nærmeste heltall. Fordeling av leteaktivitet per område er gitt i tabell under. Tabell 4-2 Antall letebrønner med funn innenfor hvert område boret i perioden 1/ til 31/ (OD, 2011). Sleipner / Ekofisk Troll / Oseberg Tampen Heimdal Antall letebrønner i perioden Gjennomsnittlig antall per år rundet opp til nærmeste heltall Utblåsningsratefordeling for år 2030 Bakgrunnen for framtidsbildet av produksjonsratene er beskrevet på OD sin hjemmeside kapittel 8. I rapporten Petroleumstilsynet. Forslag til scenarier for modellering av konsekvenser ved akutt utslipp til sjø i Nordsjøen er det foreslått to representative enkeltscenarier innenfor hvert hovedområde. Scenariene som foreslås som representative scenarier er vurdert å være relevante innenfor hvert hovedområde, gitt dagens kunnskap, usikkerhet og erfaring (Proactima 2010). Basert på informasjon gitt fra oljedirektoratet gitt til Proactima (Proactima, 2010) er havdyp og reservoardyp for det feltet som ligger til grunn for det høyeste ratebidraget stort sett typiske for de ulike områdene, bortsett fra feltet som ligger til grunn for Tampenområdet og feltet som ligger til grunn for Troll/Oseberg-området. Feltet for Tampenområdet har noe større vanndyp og reservoardyp enn det som er typisk for Tampenområdet og mange funn i Troll/Oseberg-området ligger på et grunnere reservoardyp. For raten som ligger til grunn for 2030 scenariet i rapporten Petroleumstilsynet. Forslag til scenarier for modellering av konsekvenser ved akutt utslipp til sjø i Nordsjøen (Proactima, 2010) er det derfor antatt at høyeste utslippsrate for områdene Tampen og Troll/Oseberg halveres (Proactima, 2010). Basert på informasjonen nevnt over foreslår DNV at sannsynligheten for utblåsningsrater i ratekategori 2, 3 og 4 for Tampenområdet og området Troll/Oseberg halveres i 2030 sammenlignet med Se Tabell 4-7 til Tabell Definisjon av varigheter knyttet til en utblåsning Varighetsfordelingen brukt i analysen er varighetsfordelingen basert på data fra SINTEF Offshore Blowout Database beregnet av Scandpower 2010 (Blowout and well release frequencies Dato: Side 13 av 13

19 based on SINTEF offshore blowout database 2009), se Tabell 4-3. For oljedriftssimuleringene vil derfor varighetsmatrisen fra Tabell 4-3 være utgangspunkt for varighetsfordeling innenfor hvert hovedområde. Utblåsningene knyttet til Ixctoc I (Mexicogulfen 1979), Montara (Vest-Australia 2009), samt Macondo (Mexicogulfen 2010) hadde varigheter som overskred 60 dager, men disse hendelsene er ikke inkludert i datagrunnlaget i rapporten til Scandpower på grunn av at Nordsjø / Gulf of Mexico standard ikke er oppfylt eller at hendelsene faller utenfor tidsperiode som betraktes som grunnlag for beregningene. DNV er allikevel av den oppfatning at sannsynlighetsbidraget for lange varigheter blir tilstrekkelig ivaretatt ved at kategoriene og >60 dager er slått sammen til Lengste i oljedriftsmodelleringene. Lengste varighet tilsvarer den varigheten det tar å bore en avlastningsbrønn innenfor hvert hovedområde, se Tabell 4-4. Lengste varighet innenfor hvert hovedområde er hentet fra NOFOs planverk. Tabell 4-3 Varighetsfordeling av utblåsninger alle drepemetoder (Scandpower, 2010). < > % 16 % 19 % 12 % 2 % Tabell 4-4 Varigheter og varighetsfordeling av utblåsninger som benyttes i oljedriftssimuleringene innenfor hvert hovedområde i Felt Varighet Ekofisk 60* Sleipner 67* Heimdal * Troll-Oseberg 38* Tampen 50* Sannsynlighet 51 % 16 % 19 % 14 % *Lengste varighet er den tiden det tar å bore en avlastningsbrønn for representativt felt innenfor hvert område (NOFO, 2008) Varighetsfordeling for utblåsning i år 2030 I rapporten Petroleumstilsynet. Forslag til scenarier for modellering av konsekvenser ved akutt utslipp til sjø i Nordsjøen er det foreslått to representative enkeltscenarier innenfor hvert hovedområde. Scenariene som foreslås som representative scenarier er vurdert å være relevante innenfor hvert hovedområde, gitt dagens kunnskap, usikkerhet og erfaring (Proactima 2010). For feltene som er foreslått som representative innenfor hvert hovedområde er reservoartrykk oppgitt som en faktor som skal multipliseres med det hydrostatiske trykket. En faktor større enn 1 betyr overtrykk. I felt som har produsert lenge, vil trykket som regel være lavere enn hydrostatisk trykk. Basert på informasjon fra oljedirektoratet gitt til Proactima er overtrykk i reservoar vurdert til å være representativt innen hovedområdene Ekofisk og Tampen i 2030 (Proactima, 2010). Varighetsfordeling som er beregnet basert på Scandpower 2010 endres derfor ikke for Tampen og Ekofisk området for For hovedområdene Sleipner, Heimdal og Troll/Oseberg er reservoartrykk typisk for et felt i 2010 og 2030 vurdert til å være lik hydrostatisk trykk (Proactima 2010). For å skille de hovedområdene med overtrykk og de områdene hvor hydrostatisk trykk er representativt i 2030 er det derfor antatt at sannsynligheten for alle Dato: Side 14 av 14

20 varigheter større enn 2 døgn halveres. Dette bygger blant annet på at kunnskapen for felt som har produsert lenge vil trykket som regel være lavere enn hydrostatisk trykk, se Tabell 4-5. Tabell 4-5 Varigheter og varighetsfordeling av utblåsninger som benyttes i oljedriftssimuleringene innenfor hovedområde Sleipner, Heimdal og Troll-Oseberg i Felt Varighet Sleipner 67* Heimdal 52* Troll-Oseberg 38* Sannsynlighet 75 % 8 % 10 % 7 % 4.2 Sannsynlighet for overflate-/sjøbunnsutblåsning Sannsynlighet for overflate-/sjøbunnsutblåsning er hentet fra NOFOs planverk (NOFO 2008). Se Tabell 4-7 til Tabell Utarbeidelse av utblåsningsfrekvens og ratefordeling For å bestemme ratefordeling for hvert hovedområde er det beregnet utblåsningsfrekvenser for felt i produksjon. Det er tatt utgangspunkt i aktiviteter som potensielt kan føre til utblåsninger fra oljeproduserende brønner. I rapporten Blowout and well release frequencies based on SINTEF offshore blowout database 2009 utarbeidet av Scandpower 2010 er det beregnet utblåsningsfrekvenser for relevante brønnaktiviteter. Aktivitetene som inkluderes er komplettering, wireline, kveilerørsoperasjon, snubbing og brønnoverhaling. I tillegg blir utblåsningsfrekvensen for hver enkelt produserende oljebrønn og produksjonsboring inkludert. For leteaktiviteter er det tatt utgangspunkt i frekvensen for wildcat letebrønn uavhengig av gass eller olje. Det er fordi at det er knyttet usikkerhet til eventuelle funn og type av hydrokarboner. Oversikt over de generiske frekvensene hentet fra Scandpower 2010 er gitt i Tabell 4-6 andre kolonne. Feltspesifikke frekvenser for forvaltningsplan Nordsjøen og Skagerrak er beregnet ved at det er tatt utgangspunkt i aktivitetsnivå og antall produserende oljebrønner for utvalgte felt innenfor hovedområdene Ekofisk, Sleipner, Heimdal, Troll-Oseberg og Tampen. Det er så regnet ut en faktor for aktivitetsnivå per oljeproduserende brønn for aktivitetene produksjonsboring, komplettering, wireline, kveilerørsoperasjon og brønnoverhaling. Grunnet manglende informasjon om aktiviteten snubbing er denne faktoren hentet fra Scandpower Gjennomsnittlig aktivitetsnivå for et felt er i frekvensberegningene definert ut i fra det gjennomsnittlige aktivitetsnivået som ligger til grunn for de oppdaterte miljørisikoanalysene for feltene Ekofisk A, Ekofisk B, Ekofisk C, Ekofisk M, Ekofisk W, Ekofisk X, Ekofisk Z, Eldfisk A, Eldfisk B, Embla, Tor Njord, Troll B, Troll C, Oseberg Øst, Oseberg Sør, Oseberg Feltsenter, Oseberg C, Brage, Grane, Gullfaks A, Gullfaks B, Gullfaks C, Gullfaks Satelitter, Tordis, Snorre A, Snorre B, Snorre UPA, og Vigdis. (DNV, 2007; DNV, 2008a; DNV, 2008b; DNV, 2008c). Se Tabell 4-6. For å beregne en ratefordeling for et område er det tatt utgangspunkt i dimensjonerende rate for hvert felt. Raten er så plassert i en av ratekategoriene for norsk sokkel utarbeidet i forbindelse Dato: Side 15 av 15

21 med RNNP-AU (Ptil, Preventor & Safetec 2010a). En ratefordeling er deretter beregnet ved at frekvensbidraget for hvert felt/leteboring (inkludert aktivitetsnivå og antall produserende oljebrønner) har en vekting tilsvarende frekvens for hvert felt i hver ratekategori. Altså frekvens for et gitt felt multiplisert med antall produserende oljebrønner. Se Tabell 4-7 til Tabell Tabell 4-6 Oversikt over generiske frekvensene hentet fra Scandpower 2010 tilpasset aktivitetsnivå i Nordsjøen. Operation Summary blowout frequencies (Scandpower, 2010) Unit Nr. of operations per producing oil well Operational blowout frequency per producing well Frequency per wildcat/oil production well Wildcat exploration 1.51E-04 Per well 1.51E-04 Per well Development drilling 4.03E-05 Per well E-06 Producing wells 7.51E-06 Per well year E-06 Completion 6.33E-05 Per operation E-06 Wireline 2.97E-06 Per operation E-06 Coiled tubing 6.03E-05 Per operation E-06 Snubbing 1.01E-04 Per operation E-06 Workover 9.30E-05 Per operation E E-05 Per well year Tabell 4-7 Oversikt over Ekofisk. Felt Top/Sub fordeling Produserende Rate Ratekategori (tonn/d) Top Sub oljebrønner tonn/d >40000 Frekvens* Ekofisk 84 % 16 % E-03 Eldfisk 92 % 8 % E-03 Embla 78 % 22 % E-04 Gyda 100 % 0 % E-04 Tor 97 % 3 % E-04 Ula 53 % 47 % E-04 Valhall 67 % 33 % E-03 Yme* 82 % 18 % E-04 Letebrønn 61 % 39 % E-04 p % 21 % 53.0 % 45.6 % 0.0 % 1.4 % 1.07E-02 p % 21 % 53.0 % 45.6 % 0.0 % 1.4 % Dato: Side 16 av 16

22 Tabell 4-8 Oversikt over Sleipner/Heimdal. Felt Top/Sub fordeling Antall Ratekategori (tonn/d) Rate produserende Top Sub tonn/d oljebrønner >40000 Frekvens Varg* 100 % 0 % E-04 Alvheim* 0 % 100 % E-04 Balder 0 % 100 % E-03 Glitne 0 % 100 % E-04 Jotun 71 % 29 % E-04 Letebrønn 31 % 70 % E-04 p % 66 % 27.4 % 0.0 % 41.6 % 31.1 % 3.63E-03 p % 66 % 27.4 % 0.0 % 41.6 % 31.1 % Tabell 4-9 Oversikt over Troll - Oseberg. Felt Top/Sub fordeling Antall Ratekategori (tonn/d) Rate produserende Top Sub tonn/d oljebrønner >40000 Frekvens Brage 100 % 0 % E-04 Fram 0 % 100 % E-04 Huldra 92 % 8 % E+00 Oseberg 100 % 0 % E-03 Oseberg Sør 100 % 0 % E-04 Oseberg Øst 100 % 0 % E-04 Troll 0 % 100 % E-03 Veslefrikk 92 % 8 % E-04 Letebrønn 31 % 70 % E-04 p % 32 % 91.9 % 0.0 % 0.0 % 8.1 % 1.15E-02 p % 0.0 % 0.0 % 4.1 % Tabell 4-10 Oversikt over Tampen. Felt Top/Sub fordeling Antall Ratekategori (tonn/d) Rate produserende Top Sub tonn/d oljebrønner >40000 Frekvens Gullfaks 92 % 8 % E-03 Kvitebjørn 92 % 8 % E+00 Snorre/Vigdis 57 % 43 % E-03 Statfjord 92 % 8 % E-03 Visund 7 % 93 % E-04 Letebrønn 31 % 70 % E-04 p % 38 % 0.0 % 40.3 % 0.0 % 59.7 % 1.12E-02 p % 20.2 % 0.0 % 29.8 % Dato: Side 17 av 17

23 5 MODELLERTE UTSLIPPSSCENARIER Ratene og varighetene som er modellert i foreliggende analyse for ulike utslippsposisjoner og med ulike oljetyper er oppsummert i Tabell 5-1 og Tabell 5-2. Se kapittel 4 for utledning av rater og varigheter. Alle scenariene er modellert som både overflate- og sjøbunnsutblåsning. Følgetiden til partiklene er 15 døgn. Det er kjørt tilstrekkelig antall simuleringer for hver utslippsvarighet for å dekke inn variasjoner i vind og strøm gjennom året: - For 2 dager utslippet er det modellert 40 simuleringer per rate per år, til sammen 1080 simuleringer - For 5 dager utslippet er det modellert 30 simuleringer per rate per år, til sammen 810 simuleringer - For 15 dager utslippet er det modellert 17 simuleringer per rate per år, til sammen 459 simuleringer - For lengste varighet (se Tabell 5-2) utslippet er det modellert 12 simuleringer per rate per år, til sammen 324 simuleringer Ved et sjøbunnsutslipp er det forutsatt for alle scenarier og lokasjoner at brønnstrømmen strømmer igjennom en åpning på 0,217 meter i diameter. Bakgrunnen for diameterstørrelsen er at det i de fleste tilfeller i dag på norsk sokkel bores inn i reservoarer med en 8 ½ seksjon fra en 12 ¾ seksjon. Foringsrøret som settes inn i 12 ¾ seksjonen er et 9 5/8 rør. Røret regnes konservativt som siste barriere for et undervannsutslipp og har en indre diameter på 8 9/16, noe som tilsvarer 0,217 meter. Initiell oljefilmtykkelse for overflateutslipp er satt til 2 mm, og tidssteget for utskrift av resultater (output interval) i modellen er satt til 1 time. Tabell 5-1 Utslippsratene som er modellert for de ulike utslippsposisjonene med ulike oljetyper. Alle scenarier er modellert som både overflate- og sjøbunnsutblåsninger. Ratene har ulik vekting for hver av utslippsposisjonene. Ratekategori Intervall Overflate Sjøbunn [tonn/døgn] [tonn/døgn] [tonn/døgn] > Tabell 5-2 For alle lokasjoner er det benyttet fire varigheter i modelleringen, henholdsvis 2 døgn, 5 døgn og 15 døgn, mens lengste varighet varierer fra 38 døgn til 67 døgn, som angitt i tabellen. Lokasjon Lengste varighet Ekofisk 60 døgn Heimdal 52 døgn Sleipner 67 døgn Tampen 50 døgn Troll - Oseberg 38 døgn Dato: Side 18 av 18

24 5.1 Oljetyper Oljetypene som er lagt til grunn for hvert av utslippspunktene i analysen er angitt i Tabell 5-3, sammen med parametere som er avgjørende for oljens drift, spredning og forvitring på havoverflaten og i vannsøylen. Troll B, som benyttes i oljedriftsmodelleringen for Troll Oseberg området er den tyngste oljen med tetthet 893 kg/m 3, mens den letteste oljen er Visund med tetthet 791 kg/m 3, som benyttes for Tampen området. Varg oljen, som benyttes for Sleipner området er den mest viskøse oljetypen, med viskositet 523 cp for fersk råolje ved 13 ºC (sommertemperatur). Ved videre forvitring på havoverflaten vil viskositeten øke betydelig og hurtig. De resterende oljetypene er atskillig mer tyntflytende, med Visund som den minst viskøse oljen med viskositet 2 cp. Maksimalt vannopptak er relativt høyt for alle oljetypene, og varierer i området %. Tabell 5-3 Nøkkelparametere for oljetypene som ligger til grunn i foreliggende analyse, henholdsvis Alvheim Kneler (SINTEF 2009), Ekofisk Blend (SINTEF 2002), Visund (SINTEF 2009b), Varg (SINTEF 2000) og Troll B (SINTEF 1995). Lokasjon Ekofisk Sleipner Heimdal Troll - Oseberg Tampen Valhall Oljetype Ekofisk Blend Varg Alvheim Kneler Troll B Visund Tetthet (kg/m 3 ) Viskositet (cp) (ved 13 ºC) Maksimalt vannopptak (%) Voksinnhold (vekt%) ,93 9,3 4,9 2 2,01 Asfalteninnhold (vekt%) 0,07 0,16 0,11 1,2 ( myke ), 0,3 ( harde ) 0, Rate- og varighetsmatriser I de påfølgende delkapitler er det gitt en oversikt over rate- og varighetsmatrisene som er modellert for hvert av hovedområdene i Nordsjøen for nåværende aktivitetsnivå (2010) og for fremtidsbildet (2030). For forklaring på endring i rate- og varighetsfordelinger i fremtidsbildet henvises det til kapittel 4 (basert på Proactima 2010 og OD m. flere 2011) Troll Oseberg Rate- og varighetsmatriser for Troll Oseberg området er angitt i Tabell 5-4 for nåværende aktivitetsnivå (2010) og Tabell 5-5 for fremtidsbildet (2030). I 2030 antas det endrede reservoarbetingelser, og at det derfor er lavere sannsynlighet for høye utblåsningsrater og lange varigheter. Fordelingen mellom overflate- og sjøbunnsutblåsning er angitt i tabellene. Dato: Side 19 av 19

25 5.2.2 Tampen Rate- og varighetsmatriser for Tampen området er angitt i Tabell 5-6 for nåværende aktivitetsnivå (2010) og Tabell 5-7 for fremtidsbildet (2030). I 2030 antas det endrede reservoarbetingelser, og at det derfor er lavere sannsynlighet for høye utblåsningsrater. Fordelingen mellom overflate- og sjøbunnsutblåsning er angitt i tabellene. Tabell 5-4 Rate- og varighetsmatrise for Troll Oseberg området Troll Top/subfordeling Rater Sannsynlighet Varigheter (døgn) 2010 (tonn/døgn) for rate % Overflate 32 % % % 51 % 16 % 19 % 14 % % % Sjøbunn 68 % % % 51 % 16 % 19 % 14 % % Tabell 5-5 Rate- og varighetsmatrise for Troll Oseberg området Troll Top/subfordeling Rater Sannsynlighet Varigheter (døgn) 2030 (tonn/døgn) for rate % Overflate 32 % % % 75 % 8 % 10 % 7 % % % Sjøbunn 68 % % % 75 % 8 % 10 % 7 % % Tabell 5-6 Rate- og varighetsmatrise for Tampen området Tampen Top/subfordeling Rater Sannsynlighet Varigheter (døgn) 2010 (tonn/døgn) for rate % Overflate 62 % % % 51 % 16 % 19 % 14 % % % Sjøbunn 38 % % % 51 % 16 % 19 % 14 % % Dato: Side 20 av 20

26 5.2.3 Sleipner Rate- og varighetsmatriser for Sleipner området er angitt i Tabell 5-8 for nåværende aktivitetsnivå (2010) og Tabell 5-9 for fremtidsbildet (2030). I 2030 antas det endrede reservoarbetingelser, og at det derfor er lavere sannsynlighet for lange varigheter. Fordelingen mellom overflate- og sjøbunnsutblåsning er angitt i tabellene. Tabell 5-7 Rate- og varighetsmatrise for Tampen området Tampen Top/subfordeling Rater Sannsynlighet Varigheter (døgn) 2030 (tonn/døgn) for rate % Overflate 62 % % % 51 % 16 % 19 % 14 % % % Sjøbunn 38 % % % 51 % 16 % 19 % 14 % % Tabell 5-8 Rate- og varighetsmatrise for Sleipner området Sleipner Top/subfordeling Rater Sannsynlighet Varigheter (døgn) 2010 (tonn/døgn) for rate % Overflate 34 % % % 51 % 16 % 19 % 14 % % % Sjøbunn 66 % % % 51 % 16 % 19 % 14 % % Tabell 5-9 Rate- og varighetsmatrise for Sleipner området Sleipner Top/subfordeling Rater Sannsynlighet Varigheter (døgn) 2030 (tonn/døgn) for rate % Overflate 34 % % % 75 % 8 % 10 % 7 % % % Sjøbunn 66 % % % 75 % 8 % 10 % 7 % % Dato: Side 21 av 21

27 5.2.4 Heimdal Rate- og varighetsmatriser for Heimdal området er angitt i Tabell 5-10 for nåværende aktivitetsnivå (2010) og Tabell 5-11 for fremtidsbildet (2030). I 2030 antas det endrede reservoarbetingelser, og at det derfor er lavere sannsynlighet for lange varigheter. Fordelingen mellom overflate- og sjøbunnsutblåsning er angitt i tabellene. Tabell 5-10 Rate- og varighetsmatrise for Heimdal området Heimdal Top/subfordeling Rater Sannsynlighet Varigheter (døgn) 2010 (tonn/døgn) for rate % Overflate 34 % % % 51 % 16 % 19 % 14 % % % Sjøbunn 66 % % % 51 % 16 % 19 % 14 % % Tabell 5-11 Rate- og varighetsmatrise for Heimdal området Heimdal Top/subfordeling Rater Sannsynlighet Varigheter (døgn) 2030 (tonn/døgn) for rate % Overflate 34 % % % 75 % 8 % 10 % 7 % % % Sjøbunn 66 % % % 75 % 8 % 10 % 7 % % Dato: Side 22 av 22