OPERAto - basert Miljørisikoanalyse (MRA) og forenklet beredskapsanalyse (BA) for letebrønn 16/1-24 i PL338 i Nordsjøen

Transkript

1 OPERAto - basert Miljørisikoanalyse (MRA) og forenklet beredskapsanalyse (BA) for letebrønn 16/1-24 i PL338 i Nordsjøen Lundin Norway AS Rapport Nr.: , Rev 00 Dokument Nr.: 18SRTN2-2 Dato :

2

3 Innholdsfortegnelse KONKLUDERENDE SAMMENDRAG DEFINISJON ER OG FORKORTELSER IN NLEDNIN G MILJØRISIKOAN ALYSE FOR LETEBRØNN 16/ Inngangsdata Resultater OPERAto Miljørisko 8 3 FORENKLET BEREDSKAPSANALYSE FOR LETEBRØNN 16/ Metode for gjennomføring av miljørettet beredskapsanalyse Forutsetninger og antakelser Beregning av systembehov i barriere 1a og 1b Konklusjon beredskapsanalyse 22 REFERANSER DNV GL Report No , Rev Page i

4 KON KLUDE REN DE SAM MEN DRAG Lundin Norway AS (heretter Lundin) planlegger boring av letebrønn 16/1-24 i PL338 i Nordsjøen. Brønnen ligger i den nordlige del en av Nordsjøen, ca. 170 km fra nærmeste land punkt som er Utsira. Vanndypet i området er ca. 105 meter. Boringen har tidligste oppstart i januar 201 5, og brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Island Innovator. Som forberedelse til den planl agte operasjonen for letebrønn 16/1-24 er det utarbeidet en OPERAto basert miljørisikoanalyse og en forenklet ber edskapsanalyse for aktiviteten. Miljørisiko Miljørisikoanalysen er basert på miljørisikoverktøyet OPERAto for Edvard Grieg feltet som har lokasjon ca. 10 km nord - øst for brønn 16/1-24 Gemini. OPERAto for Edvard Grieg feltet ble etablert våren 2012 og er modellert på en rekke rater og varigheter som også dekker beregnede utblåsningsrater for 16/1-24 Gemini. Analysen viser at risikonivået basert på rater og varigheter for Gemini brønnen ligger innenfor Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier. Miljørisikoanalysen beregnet med bruk av OPERAto for Edvard Grieg - feltet konkluderte med at kystnær e ressurser (sjøf ugl og marine pattedyr) var utsatt for høyest miljørisiko (Figur 0-1). Høyeste utslag i miljørisiko for letebrønn Gemini utgjorde 24,7 % av Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier for Alvorlig miljøskade. De tre mest påvirkede kystnære ressursene er lomvi, havelle og krykkje, der lomvi er arten som gir det høyeste miljørisikoutslaget om våren. Figur 0-1 Miljørisiko forbundet med boring av brønn 16/1-24 i PL338, angitt som andel av Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier for hver av VØK- gruppene sjøfugl åpent hav, kystnære ressurser (sjøfugl og marine pattedyr) og strandhabitater i vinter -, vår -, og sommersesongen. Figuren viser maksimalt utslag innen hver skadekategori uavhengig av art. DNV GL Report No , Rev Page 1

5 Beredskap For beredskapsanalysen er det gjennomført beregninger av beredskapsbehov knyttet til mekanisk oppsamling av olje på åpent hav. Beregningene er forenklet men i henhold til industristandarden «Veileder for miljørettet beredskapsana lyser» (Norsk Olje og Gass, 2013 ), basert på dimensjonerende DFU, som er en overflateutblåsning fra brønnen. For en overflateutblåsning er behovet beregnet til to NOFO- systemer for barriere 1a om sommeren, og tre systemer i de resterende sesongene. For barriere 1b er behovet beregnet til tre om våren, to om sommeren og fire om høsten og vinteren. Totalt for de to barrierene gir dette følgende systembehov: seks om våren, fire om sommeren og syv om høsten og vinteren. I henhold til ytelseskravene i NOFO veileding skal fullt utbygd barriere 1a være på plass senest innen korteste drivtid til land ( 5,2 døgn 100 persentil), mens barriere 1b skal være på plass innen 95 persentil av korteste drivtid til land (det tilsvarer 10,5 døgn). Med de oppgitte responstidene for oljev ernfartøyene oppfyller letebrønnen 16/1-24 ytelseskravene med klar margin. DNV GL Report No , Rev Page 2

6 DEFINISJON ER OG FORK ORTE LSE R Akseptkriterier Kriterier som benyttes for å uttrykke et akseptabelt risikonivå i virksomheten, uttrykt ved en grense for akseptabel frekvens for en gitt miljøskade ALARP As Low As Reasonably Practicable (så lav som det er praktisk mulig) Analyseområde Området som er basis for miljørisikoanalysen og som er større enn influensområdet. Ressursbeskrivelsen dekker analyseområde. BOP Blowout Preventer cp Centipoise, måleenhet for viskositet DFU Definerte fare - og ulykkeshendelser Eksempelområde Til bruk i beredskapsplanleggingen er det definert arealer kalt eksempelområder. Disse er karakterisert ved at de ligger i ytre kystsone, har høy tetthet av miljøprioriterte lokaliteter og som også på andre måter setter strenge krav til oljevernberedskapen. Disse eksempelområdene er derfor forhåndsdefinert som dimensjonerende for oljevernberedskapen. Eksponeringsgrad Benyttes for å beskrive hvorvidt kysten er eksponert, moderat eksponert eller beskyttet mht. bølgeeksponering Forvitring Nedbrytning av olje i miljøet. Forvitringsanalysen måler fysiske og kjemiske egenskaper for oljen til stede i miljøet over tid. GOR Forkortelse for Gass/Olje forhold. Forholdet mellom produsert gass og produsert olje i brønnen. Influensområde Området med større eller lik 5 % sannsynlighet for forurensning med mer enn 1 tonn olje innenfor en 10 x 10 km rute, iht. oljedriftsberegninger Miljødirektoratet Tidligere Klima og forurensningsdirektoratet (Klif) og direktoratet for naturforvaltning MIRA Metode for miljørettet risikoanalyse (OLF, 2007). M RA Miljørettet risikoanalyse M RDB Marin Ressurs Data Base N OROG Norsk Olje og Gass (Tidligere Oljeindustriens landsforening (OLF)) PL Utvinningstillatelse (Produksjonslisens) ppb Parts per billion / deler per milliard ppm Parts per million / deler per million Sannsynlighet treff for Sannsynlighet for at en 10x10 km rute treffes av olje fra et potensielt utslipp Restitusjonstid Restitusjonstiden er oppnådd når det opprinnelige dyre - og plantelivet i det berørte samfunnet er tilstede på tilnærmet samme nivå som før utslippet (naturlig variasjon tatt i betraktning, og de biologiske prosessene fungerer normalt. Bestander anses å være restituert når bestanden er tilbake på 99 % av nivået før hendelsen. Restitusjonstiden er tiden fra et oljeutslipp skjer og til restitusjon er oppnådd. RKB Rotary kelly bushing (Roterende overgangsrør) TH C Total Hydrocarbon (totalt hydrokarbon) TVD True Vertical Depth VØK Verdsatt Økosystem Komponent DNV GL Report No , Rev Page 3

7 1 IN N LED N IN G DNV har på oppdrag fra Lundin gjennomført en OPERAto basert miljørisikoanalyse og en forenklet beredskapsanalyse for brønnen 16/1-24 ( Figur 1-1). Miljørisikoa nalysen er basert på miljørisikoverktøyet OPERAto (Operational Environmental Risk Assessment tool) for Edvard Grieg feltet som har lokasjon ca. 10 km fra brønn 16/1-24. OPERAto for Edvard Grieg feltet ble etablert våren 2012 og er modellert på en rekke rater og varigheter som også dekker utblåsningsrater for 16/1-24. Alle modellinger i OPERAto er gjennomført med Luno olje (SINTEF, 2011). OPERAto (Operational Environmental Risk Assessment tool) er et verktøy som gjør det mulig for operatørene selv å kontrollere og oppdatere miljørisiko for sine aktiviteter. Verktøyet gjør det mulig for operatør å endre parametere underveis i prosessene, og synliggjøre effekt på miljørisiko av tekni ske og operasjonelle forbedringer som kan være med å redusere risikonivået (både sannsynlighetsreduserende og konsekvensreduserende). Det modelleres med et stort spekter av rater og varigheter for å favne eventuelle endringer i rater og varigheter gjennom feltets levetid. Dersom rater på nærliggende boreoperasjoner er innenfor ratene og varighetene som er modellert, kan verktøyet også benyttes for boreoperasjoner i nærheten av feltet. Verktøyet inkluderer en dynamisk GIS løsning som gjør at vektingen av rat e og varighetsfordelinger for de gitte aktivitetene kan visualiseres i Google Earth. For beredskapsanalysen er det gjennomført beregninger av beredskapsbehov knyttet til mekanisk oppsamling av olje på åpent hav. Beregningene er forenklet men i henhold til industristandarden «Veileder for miljørettet beredskapsana lyser» (Norsk Olje og Gass, 2013 ), basert på dimensjonerende DFU, som er en overflateutblåsning fra brønnen. Boreoperasjonene for 16/1-24 er planlagt gjennomført med den halvt nedsenkbare riggen I sland Innovator. Hovedbrønnen for 16/1-24 skal bores tilnærmet vertikalt med mulighet for et sidesteg, avhengig av brønnresultatet. Brønnen skal plugges permanent. Boreaktiviteten planlegges gjennomført i løpet av våren 201 5, med tidligste oppstart i janua r DNV GL Report No , Rev Page 4

8 Figur 1-1 Lokasjon til brønn 16/ 1-24 i PL338 i Nordsjøen. Tabell 1-1 Basisinformasjon for letebrønn 16/ " Ø Koordinater for modellerte scenarier " N Analyseperiode for miljørisikoanalysen Helårlig, fordelt på 4 sesonger Vanndybde 105 m ± 1m Avstand til nærmeste kystlinje Ca. 170 km ( Utsira ) Oljetype Luno olje (850 kg/m 3 ) Riggtype Island Innovator (semi - sub flyter) Vektet rate, overflate: 4860 Sm 3 /døgn Utblåsningsrater Vektet rate, sjøbunn: 4770 Sm 3 /døgn Vektet varighet Overflateutblåsning: Sjøbunnsutblåsning: 9,1 dager 12, 6 dager GOR (Sm 3 /Sm 3 ) Tid for boring av avlastningsbrønn 54 døgn Aktiviteter Leteboring Type scenarier Utblåsning (overflate/sjøbunn) VØK arter/ populasjoner vurdert Forventet borestart Januar 2015 Pelagisk sjøfugl, kystnær sjøfugl, marine pattedyr, fisk og strandhabitat for Nordsjøen og Norskehavet DNV GL Report No , Rev Page 5

9 2 MILJØRISIKOAN ALYSE FOR LETEBRØN N 16/ Inngangsdata Rater Rater er basert på blowout and kill study fra Add Energy (2014 ), og er presentert i det følgende. Tabellene er kopiert direkte fra Add Energy rapporten Varigheter Grunnet begrenset antall varighetskategorier i AddEnergy rapporten, er det brukt varighetsstatistikk fra Scandpower Statistikken har blitt kombinert ved å bruke en modell utviklet av DNV. Modellen antar at det er 44 % sannsynlighet for at intervensjo n operasjonene stopper utblåsningen før bridging eller depletion oppstår (basert på SINTEF, 2011). Innenfor den suksessfulle intervensjon soperasjonen er det antatt at 10 % er fra boring av en avlastningsbrønn, og de andre 90 % representerer andre operasjoner slik som dreping av brønn med heavy mud, lukking av BOP eller tildekking (capping). Det er antatt 54 dagers DNV GL Report No , Rev Page 6

10 varighet for å bore en avla stningsbrønn (Add Energy, 201 4), og den korresponderende sannsynligheten er inkludert i 60 dagers varigheten i OPERAto (Tabell 2-1). Tabell 2-1 OPERAto varigheter og sannsynligheter for brønn 16/ 1-24 Gemini. Varighet (dager) Overflate Sjøbunn 1 40,2 % 33,3 % 2 13,3 % 11,4 % 5 18,5 % 17,4 % 15 16,6 % 19,3 % 35 5,5 % 9,2 % 60 5, 8 % 9,4 % Vektet varighet 9,1 12, Frekvens Utblåsningsfre kvensen er hentet fra Lloyd s (201 4) rapporten. Frekvens for leteboring for en oljebrønn (ikke HPHT brønn, GOR <1000) har blitt benyttet. Frekvensen er: 1.71 x 10-4 per brønn Akseptkriterier Lundins akseptkriterier for miljørisiko er vist i Tabell 2-2 (Lundin Norway AS). Tabell 2-2 Lundins akseptkriterier for miljørisiko. Miljøskade Restitusjonstid Operasjonsspesifikk risikogrense per operasjon Mindre < 1 år < 1.0 x 10-3 Moderat 1-3 år < 2.5 x 10-4 Betydelig 3-10 år < 1.0 x 10-4 Alvorlig > 10 år < 2.5 x 10-5 DNV GL Report No , Rev Page 7

11 2.2 Resultater OPERAto Miljørisko Influensområder Influensområder for brønn 16/ 1-24 Gemini i sesongene vinter, vår, sommer og høst er vist for henholdsvis overflate - og sjøbunnsutblåsning i Figur 2-1. DNV GL Report No , Rev Page 8

12 Overflateutslipp Sjøbunnsutslipp r å V e r m m o S st ø H r te in V Figur 2-1 Resultater av spredningsmodelleringen basert på OPERAto for Edvard Grieg, for henholdsvis overflate - (venstre) og sjøbunnsutblåsning (høyre), basert på alle rate - og varighetskombinasjoner for brønn en 16/1-24 i vinter - (øverst), vår -, sommer - og høstsesongen (nederst). Influensområdene er vist som 5 % treffs annsynlighet av olje. DNV GL Report No , Rev Page 9

13 2.2.2 VØK Utvalget av VØK er som er inkludert i OPERAto Edvard Grieg og dermed også i analysen for brønn 16/ 1-24 er vist i Tabell 2-3. Tabell 2-3 Utvalgte VØK sjøfugl for miljørisikoanalysen for Edvard Grieg (Luno) (Seapop, 2011 & 2012; Artsdatabanken, 2010). Navn Latinsk navn Rødlista Tilhørighet Alke Alca torda VU Alkekonge Alle alle - Fiskemåke Larus canus NT Gråmåke Larus argentatus LC Havhest Fulmarus glacialis NT Havsule Morus bassanus LC Krykkje Rissa tridactyla EN Lomvi Uria aalge CR Lunde Fratercula arctica VU Polarmåke Larus hyperboreus - Svartbak Larus marinus LC Bergand Aythya marila VU Sjøfugl åpent hav Laksand Mergus merganser - Kvinand Bucephala clangula - Stellerand Polysticta stelleri VU Siland Mergus serrator - Svartand Melanitta nigra NT Smålom Gavia stellata - Sjøfugl Sjøorre Melanitta fusca NT kystnære Havelle Clangula hyemalis - bestander Gulnebblom Gavia adamsii NT Gråstrupedykker Podiceps grisegena - Islom Gavia immer - Storskarv Phalacrocorax carbo - Toppskarv Phalacrocorax aristotelis - Teist Cepphus grylle VU Ærfugl Somateria molissima - NT nær truet, EN- sterkt truet, CR kritisk truet, VU sårbar, LC Livskraftig Havert og steinkobbe har høyest sårbarhet under kaste - og hårfellingsperioden da de samler seg i kolonier i kystnære områder. Influensområdet til Edvard Grieg (Luno) dekker sentrale vestlige deler av Nordsjøen, og en eventuell utblåsning har sannsynlighet for å treffe kyst. Det er derfor valgt å gjennomføre risik oberegninger for havert og steinkobbe i denne analysen. Det er også gjennomført skadebaserte analyser for strand, med utgangspunkt i sårbare habitater langs kysten. DNV GL Report No , Rev Page 10

14 2.2.3 Miljørisiko OPERAto for Edvard Grieg feltet ble etablert vår 2012 og er modellert på en rekke rater og varigheter som også dekker beregnede utblåsningsrater for brønn 16/ OPERAto konkluderer med at miljørisikoanalysen for Edvard Grieg er dekkende for brønnen og risikonivået ligger dermed innenfor LNAS akseptkriterier. Miljørisikoanalyse n beregnet med bruk av OPERAto for Edvard Grieg - feltet konkluderer med at kystnære ressurser (sjøfugl og marine pattedyr) er utsatt for høyest miljørisiko. Høyeste utslag i miljørisiko utgjør 24,7 % av operasjonsspesifikke akseptkriterier for alvorlig milj øskade (gitt frekvens for en letebrønn: 1,71 x 10-4 per brønn). Det er relativt liten forskjell i miljørisikoresultater ved bruk av frekvens for en wildcatbrønn (1,76 x 10-4 ) eller en avgrensningsbrønn (1,64 x 10-4 ). Høyeste utslag i m iljørisikoresultatene vil da være 23,7 % og 20,2 % ved bruk av frekvens fra henholdsvis en wildca tbrønn og en avgrensningsbrønn. Figur 2-2 viser miljø risiko, som frekvens, for VØK gruppene sjøfugl åpent hav, kystnære ressurser (sjøfugl og marine pattedyr) og strandhabitater for hver sesong. Figur 2-3 viser miljørisiko, som andel av akseptkriteriet, for VØK gruppene sjøfugl åpent hav, kystnære ressurser (sjøfugl og marine pattedyr) og strandhabitater for hver sesong. DNV GL Report No , Rev Page 11

15 Figur 2-2 Miljørisiko, som frekvens, forbundet med boring av brønn en 16/ 1-24 i PL338, angitt som andel av akseptkriteriet for hver av VØK- gruppene sjøfugl åpent hav, kystnære ressurser (sjøfugl og marine pattedyr) og strandhabitater i hver sesong. Figuren viser maksimalt utslag innen hver skadekategori uavhengig av art. DNV GL Report No , Rev Page 12

16 Figur 2-3 Miljørisiko forbundet med boring av brønn 16/1-24 i PL338, angitt som andel av Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier for hver av VØK- gruppene sjøfugl åpent hav, kystnære ressurser (sjøfugl og marine patted yr) og strandhabitater i hver sesong. Figuren viser maksimalt utslag innen hver skadekategori uavhengig av art. DNV GL Report No , Rev Page 13

17 3 FOREN KLET BE REDSKAPS AN ALYSE FOR LETE BRØN N 16/ Metode for gjennomføring av miljørettet beredskapsanalyse Det er gjennomført en beregning av beredskapsbehov knyttet til mekanisk oppsamling av olje på åpent hav. Beregningen er gjort i henhold til veiledningen «Veileder for miljørettede beredskapsana lyser» (Norsk Olje og Gass, 2013 ), basert på dimensjonerende DFU, som er en sjøbunnsutblåsning. Forventet oljetype er Luno råolje, og det foreligger forvitringsdata (SINTEF, 20 11) som underlag for beregning av emulsjonsvolum og vurdering av beredskapsmessig relevante egenskaper. Både emu lsjonsvolum og effektivitet av barrierer beregnes sesongvis basert på gjennomsnitt for aktuelle parametere (lys, vind, temperatur etc.) Effektivitet En barriere vil normalt bestå av ett eller flere oppsamlings - og opptakssystemer. Figur 3-1 illustrerer et standardsystem bestående av to fartøyer, lenser, oljeopptakere og lagringskapasitet. Effekten av hver enkelt barriere avhenger av vær - (lensetap øker med økende bølgehøyde) samt lysforhold (det antas en lavere effektivitet ved dårlige lysforhold som en konsekvens av høyere sannsynlighet for at oljeflak passerer på utsiden av lensene). I mørket forventes en effektivitetsreduksjon ti l 65 % (Norsk Olje og Gass, 2013 ). Forventet effektivitet av en barriere er også lavere med økende avstand fra kilden. Figur 3-1 Systemeffektiviteten tilsvarer den andelen av sveipet overflateolje som samles opp. Systemeffektivitet er et uttrykk for hvor mye olje som lekker fra et lensesystem og er dermed hovedsakelig relatert til lensetype, selve operasjonen, oljens egenskaper og bølge - /strømforhold. Lysforhold påvirker i liten grad systemeffektiviteten. Mange år med olje - på- DNV GL Report No , Rev Page 14

18 vann øvelser har etablert kunnskap om hvilken oppsamlingseffektivitet som oppnås med et NOFO- system som funksjon av bølgehøyde. Figur 3-2 gir en omtrentlig sammenheng mellom systemeffektivitet og bølgehøyde basert på dette erfaringsmaterialet. Figur 3-2 Sammenhengen mellom signifikant bølgehøyde (meter) og systemeffektivitet (%) Kapasitet og dimensjonering Dimensjonering av oljevernberedskap gjøres som en regnearkøvelse, hvor forvitringsdata for Luno råolje, lokale klimatiske forhold (temperatur, vind, lys), oppgitt kapasitet til NOFO systemer og lys - og bølgerelaterte effektivitetsvurderi nger inngår. Standard NOFO- systemer har opptakskapasitet på 2400 Sm 3 /døgn, mens Hi-Wax /Hi -Visc har en opptakskapasitet på 1900 Sm 3 /døgn. Beredskapen dimensjoneres for tilstrekkelig kapasitet i barriere 1a og 1b til å håndtere tilflyt av emulsjon fra en hen delse tilsvarende dimensjonerende DFU (for meto dikk se Norsk Olje og Gass, 2013 ) Oljens egenskaper relevant for oppsamling, opptak og dispergering Utover dimensjoneringen av oljevernberedskapen i forhold til mekanisk opptak, vurderes også oljens egenskap er kvalitativt. Her er de sentrale parameterne viskositet og dispergerbarhet. Viskositet er viktig for mekanisk opptak, og oljens dispergerbarhet i ulike tidsvinduer avgjør når kjemisk dispergering forventes relevant som tiltak Mekanisk oppsamling Studie r utført av SINTEF på oljevernutstyr har vist at overløpsskimmere (TransRec) kan ha redusert systemeffektivitet ved viskositeter over cp. Ved viskositet over cp er det anbefalt å bytte ut vanlige overløpsskimmer med Hi- Wax/Hi - Visc utsyr for å optimalisere DNV GL Report No , Rev Page 15

19 opptakseffektiviteten. Nedre viskositetsgrense for mekanisk oppsamling regnes som 1000 cp, grunnet lensetap ved lavere viskositeter Kjemisk dispergering Kjemisk dispergering skal vurderes som et supplement til mekanisk oppsamling, eller som et alternativ til mekanisk oppsamling ved mindre oljeutslipp. Hvor lenge oljen er dispergerbar avhenger av endring i viskositet over tid av oljeemulsjonen lokalisert på havoverflaten. 3.2 Forutsetninger og antakelser Oljetype Luno råolje er brukt i beredskapsberegningene. Bakgrunnsinformasjonen er hentet fra et forvitringssstudium gjennomført i 2011 av SINTEF (2011). Sammenliknet med andre norske råoljer har Luno en mediu m tetthet på 850 kg/m3, den har et medium innhold av voks (3,9 vekt %) og lavt innhold av asfaltener (0,18 vekt %). Råoljen er definert som en parafinsk olje og har initialt i forvitringsfasen en hurtig fordampning av lette komponenter. Dette fører til en økning i konsentrasjonen av tunge komponenter, noe som gir forandringer i råoljens fysiske egenskaper. Luno råolje når et maksimalt vannopptak på 78 vol. % ved sommertemperaturer etter omtrent tolv timer forvitring på sjøen, den har da dannet en stabil van n- i- olje emulsjon (SINTEF, 2011). Oljen danner stabile emulsjoner ved både sommer - (15 C) og vintertemperaturer (5 C). Levetiden for Luno råolje på havoverflaten avtar med økende vindhastighet men har mer enn 5 dagers levetid selv ved 10 m/s. I høyere sj ø (15 m/s) forventes det at kombinasjonen av fordampning og naturlig dispergering vil fjerne olje fra havoverflaten innen 5 dager (SINTEF, 2011). Viktige parametere for Luno råolje er gitt i Tabell 3-1. Tabell 3-1 Sentrale parameter for Luno råolje (SINTEF, 2011) Parameter Luno råolje Oljetetthet 850 kg/m 3 Maksimalt vanninnhold Sommer/Vinter 77 % / 74 % Voksinnhold 3,9 vekt % Asfalteninnhold (harde) 0,2 vekt % Viskositet, fersk olje (5 o C) (10 s - 1 ) 436 cp GOR 110 Sm 3 / Sm 3 Forvitringsstudiet til Luno olje angir tidsvindu for når kjemisk dispergering er mulig som bekjempelsesstrategi. Dispergerbarheten til oljetypen er oppsummert i Tabell 3-2. DNV GL Report No , Rev Page 16

20 Ved sommertemperatur (15 C) og rolige vindforhold (5 m/s) forventes det at oljen på havov erflaten er kjemisk dispergerbar frem til 8-9 timer etter utslippstart med redusert evne frem til ca. 2 døgn og med redusert dispergerbarhet i resten av studiens varighet (5 døgn). Økt vindstyrke kan bidra til emulsjonsviskositeten blir en begrensende fak tor allerede etter 3 timer. Ved vintertemperatur (5 C) og moderate vindforhold (10 m/s) forventes det at olje på havoverflaten vil være dispergerbar i ca. 2,5 time med redusert dispergeringsevne frem til 12 timer og med lav/ dårlig dispergerbarhet etter dette (SINTEF, 2011). Luno råolje er lett dispergerbar ved en viskositet lavere enn 2000 mpas og med en avtakende/ redusert dispergerbarhet for en viskositet opp til mpas. Alle NOFO OR- fartøyene utenom Esvagt Bergen (fra Sleipner - Volve) er utstyrt med både standard mekanisk oppsamling ssystem og dispergeringsmiddel. Esvagt Bergen er bare utstyrt med mekanisk oppsamlingssystem. Tabell 3-2 Tidsvindu for kjemisk dispergering angitt for vinter - og sommerforhold (ved hhv. 5 C og 15 C) for ulike vindhastigheter. Grønn farge indikerer at oljen er dispergerbar, gul indikerer redusert kjemisk dispergerbarhet, mens rød indikerer lav/dår lig disperg erbarhet (SINTEF, 201 1) Sesong Tidsvindu dispergering (temp.) Timer Dager 0,04 0,08 0,13 0,25 0,38 0,50 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 Vind Vinter (5 C) 2 m/s 5 m/s 10 m/s 15 m/s Vind 2 m/s Sommer (15 C) 5 m/s 10 m/s 15 m/s Utblåsningsrate Vektet utblåsningsrate er beregnet til 4860 Sm 3 /d ved overflate og 4770 Sm 3 /d ved sjøbunnsutslipp med 12 1/4 hull (AddEnergy, 2014). For å beregne systembehovet er det dimensjonert for overflateutblåsning da dette scenariet har størst vektet utblåsningsrate (4860 Sm 3 /d) (AddEnergy, 2014). DNV GL Report No , Rev Page 17

21 3.3 Beregning av systembehov i barriere 1a og 1 b For å beregne systembehov for mekanisk opptak i barriere 1a og 1b, er det tatt utgangspunkt i lokal vind - og temperaturstatistikk for et utvalg av parametere fra forvitringsstudien til Luno oljen ( Tabell 3-3) (SINTEF, 2011). Data innsamlet ved Sleipner A er lagt til grunn for sjøtemperatur og vindstyrke ( Figur 3-3) (eklima, 2014). For den aktuelle brønnen er det beregnet operasjonslys for boreoperasjonen ved å benytte programmet ActLog. Programmet beregner operasjonslys for den aktuelle lokasjonen. Timer med dagslys og dagslysandelen er presentert i Tabell 3-3. Effektivitet som funksjon av bølgehøyde er presentert i Tabell 3-3. Bølgehøydeobservasjoner er innhentet fra Metrologisk Institutts nærmeste observasjonspunkt til den aktuelle brønnen (hsmd1 362 ) (eklima, 2014) ( Figur 3-3). Figur 3-3 Oversikt over stasjoner for innsamling av data for vindstyrke, sjøtemperatur og bølgehøyder. Lokasjon for letebrønn 16/1-24 i PL338 er vist. DNV GL Report No , Rev Page 18

22 Tabell 3-3 Vindhastigheter sjøtemperaturer er målt ved Sleipner A. Avrundet verdi referer til valg av datasett i forvitringsstudiet. Andel dagslys oppgitt som timer dagslys og prosent (%), beregnet for planlagt borelokasjon. Siste kolonne viser effektiviteten av mekanisk oppsamling som en funksjon av bølgehøyde for nærm este målepunkt. Data er hentet fra eklima (2014). Sesong Målt vind (m/s) Målt sjø - temperatur ( C) Snitt Avrundet Snitt Avrundet Timer dagslys (t) Dagslys - andel (%) Effektivitet som en funksjon av bølgehøyde (%) Vår (mars - mai) 7, ,5 5 15,9 66, 4 59, 4 Sommer (juni - august) Høst (september - november) Vinter (desember - februar) 6, , ,4 80, 7 68, 9 9, , , 8 49,0 55,8 9,7 10 8,4 5 9,1 38, 1 47,6 Forvitringsegenskapene til oljen, gitt de klimatiske forholdene presentert i tabellen over, er oppsummert i Tabell 3-4 sammen med beregnet beredskapsbehov i barrierene 1a og b. Med utgangspunkt i forvitringsdataen og vektet utblåsningsrate (AddEnergy, 2014) er emulsjonsmengden tilgjengelig for mekanisk opptak på åpent hav beregnet. For systembehovene i barriere 1a og 1b er forvitringsdata for henholdsvis 2 og 12 timer gammel olje lagt til grunn for alle sesonger. For en overflateutblåsning er behovet beregnet til to NOFO- systemer for barriere 1a om sommeren, og tre systemer i de resterende sesongene. For barriere 1b er behovet beregnet til tre om våren, to om sommeren og fire om høsten og vinteren. Totalt for de to barrierene gir dette følgende systembehov: seks om våren, fire om sommeren og syv om høsten og vinteren. DNV GL Report No , Rev Page 19

23 Tabell 3-4 Beregnet systembehov for overflateutblåsning fra letebrønn 16/1-24. Beregningen for barriere 1a er basert på den oljemengden som, basert på forvitringsegenskapene til Luno råolje, tilflyter barrieren. For barriere 1b er det beregnet systembehov på samme måte, men git t at barriere 1a er operativ. Parameter Vår Sommer Høst Vinter Vektet utblåsningsrate (Sm 3 /d) Fordampning etter 2 timer på sjø (%) Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) Oljemengde tilgj. For emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) Viskositet etter 2 timer på sjø (cp) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1a (Sm 3 /d) Opptakskapasitet (Sm 3 /d) Behov for NOFO - systemer i barriere 1a 2,3 1,8 2,2 2,3 Effektivitet av barriere 1a Olje ut av barriere 1a Fordampning etter 12 t (%) Nedblanding etter 12 t (%) Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) Viskositet etter 12 timer på sjø (cp) Olje inn i barriere 1b Emulsjonsmengde til barriere 1b (Sm 3 /d) Opptakskapasitet (Sm 3 /d) Effektivitet Barriere 1a og b (%) 64,9 75,8 58,2 49,0 Behov for NOFO - systemer i barriere 1b 2,8 1,1 3,9 3,7 Totalt behov for N OFO - systemer i barriere 1a og 1b Tilgjengelighet oljevernfartøy, slepefartøy og deres responstider NOFO disponerer oljevernfartøy både som del av områdeberedskapen på norsk sokkel og tilknyttet landbaser langs kysten. Responstid til hvert enkelt system avhenger av seilingstid (avstand til lokasjon og hastighet), frigivelsestid, NOFO forutsetninger, samt tid for utsetting av lense, for både OR- fartøy og slepebåt. Oljevernfartøyene er utstyrt med lenser og oljeopptakere. For å operere behøver de et slepefartøy som trekker i den andre enden av lensen. NOFO- fartøy inkludert slepebåt kalles et NOFO- system. Responstider er beregnet for identifiserte oljeve rnfartøy og slepefartøy, som sammen gir responstid for NOFO- systemer til den aktuelle lokasjonen. Responstider avspeiler garanterte maksimale responstider for tilgjengelige NOFO- fartøy og slepebåter på norsk sokkel. Responstidene for oljevernfartøy er bere gnet ut i fra disse antagelsene: 1) 14 knop transitthastighet. 2) 1 time for mobilisering av NOFO beredskapsteam for alle fartøy. 3) 1 time for utsetting av lense. 4) 1-4 timers frigivelsestid for områdefartøy. 5) 10 timer mobiliseringstid for fartøy fra Kristiansund og Sandnessjøen base. Første system benytter OR- fartøy fra Volve - Sleipner (Esvagt Bergen) og har RS Haugesund som slepefartøy, systemet vil vær e operativt innen 10 timer. Andre system har OR- fartøy fra DNV GL Report No , Rev Page 20

24 Balder (Stril Power) og benytter RS Egersund som slepefartøy, responstid for systemet er 11 timer. System tre består av OR- fartøy fra Troll 2 (Havila Troll) og slepefartøy fra Kleppestø, total responstid for systemet er 12 timer. OR- fartøy fra Troll 1 (Esvagt Stavanger) med RS Måløy som slepefartøy utgjør fjerde system og har 14 timers responstid. System fem benytter OR- fartøy fra Tampen og RS Kristiansund som slepefartøy, systemet har total responstid på 15 timer. System seks benytter OR- fartøy fra Ula/Gyda, og system syv benytter OR- fartøy fra Gjøa. Både system seks og syv begynner NOFO slepefartøy som tilsier at systemet har en total responstid på 24 timer. Tabell 3-5 gir en oppsummering av responstidene som søkes benyttet for brønnoperasjonen. Tabell 3-5 Beregninger av responstid for oljevernfartøy til brønnen 16/1-24 i PL 338 for OR- og slepefartøy. OR - Responstid Responstid Total responstid System Nr. fartøy lokasjon (t) * Slepefartøy (t) (t) 1 Volve - Sleip ner 7 RS Haugesund Balder 11 RS Egersund Troll 2 12 RS Kleppestø Troll 1 13 RS Måløy Tampen 14 RS Kristiansund Ula/Gyda 16 NOFO slepefartøy 7 Gjøa 18 NOFO slepefartøy * Responstiden inkluderer mobiliseringstid for NOFO (1 time), frigivelsestid fra operatørene, seilingstid og tid for utsettin g av lense (1 time). I henhold til ytelseskravene i Norsk olje og gass veileding skal fullt utbygd barriere 1a være på plass senest innen korteste drivtid til land (5,2 døgn 100 persentil), mens barriere 1b skal være på plass innen 95 persentil av korteste drivtid til land (det tilsvarer 10,5 døgn). Med de oppgitte responstidene for oljevernfartøy til letebrønn 16/1-24 er ytelseskravene tilfredsstilt med god margin. Drivtider og strandingsmengder (95 -, og persentil) er presentert i Tabell 3-6. Tabell 3-6 Strandet emulsjon i tonn og drivtider til land i dager (95 - og 100 -persentil) gitt et overflateutslipp for vår -, sommer -, høst - og vintersesongen, basert på oljedriftsmodelleringen presentert i kapittel 2. De beregnede strandingsmengdene drivtidene for sesongene (vår, sommer, høst og vinter) representerer forskjellige simuleringer. Tilflyt til ba rriere 2 Strandet emulsjon (tonn) Drivtid til land (d øgn ) (tonn/døgn ) Sesong Persentil Vår ,1 6, Sommer ,9 7, Høst ,7 5, Vinter ,5 5, DNV GL Report No , Rev Page 21

25 Kystnære systemer og strandrensesystemer skal innen 95 persentil av korteste drivtid til land være i stand til å håndtere tilflytende mengde oljeemulsjon. For den aktuelle boreperioden ( vinter ) utgjør dette 107 tonn emulsjon per dag ( Tabell 3-6) basert på varighet på 9,1 dager. Ytterligere detaljering av systemer og ressurser vil fremgå av oljevernplanen som ferdigstilles før oppstart. 3.4 Konklusjon bered skapsanalyse Med basis i forvitringsdataene (SINTEF, 2001) og den beregnede vektede utblåsningsraten (AddEnergy, 2014) er emulsjonsvolum tilgjengelig for mekanisk opptak på åpent hav beregnet. Luno oljen forventes å være egnet for bekjempelse med lenser og ordinære overløpsskimmere i barriere 1a i alle sesonger, me n bare i vår - og sommerse songen i 1b. Om høsten og vinteren vil viskositeten på oljen overstige cp og det vil dermed være behov for Hi- Visc skimmer i de sesongene. For systembehov i barriere 1a og 1b er forvitringsdata for henholdsvis 2 og 12 timer gammel olje lagt til grunn for alle sesonger. For en overflateutblåsning er behovet beregnet til to NOFO- systemer for barriere 1a om sommeren, og tre systemer i de resterende sesongene. For barriere 1b er behovet beregnet til tre om våren, to om sommeren, og fire om høsten og vinteren. Totalt for de to barrierene gir dette følgende systembehov: seks om våren, fire om sommeren, og syv om høsten og vinteren. Alle systemene vil være operative innen 24 timer. Dette er godt innenfor tidskravet for fullt utbygde barrierer, 5,2 døgn for barriere 1a og 10,5 døgn for barriere 1b. DNV GL Report No , Rev Page 22

26 REFER AN SER AddEnergy, Memo - Blowout and kill Simulation study. 16/1-24. Lundin Norway AS. Artsdatabanken 2010; 5H http: // Nasjonal kunnskapskilde for biologisk mangfold. Norske Rødliste for arter DN & HI, Faglig grunnlag for en forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak: Arealrapport. Fisken og havet nr. 6/2010. TA- nr. 2681/2010. eklima, Måleverdier for sjøtemperatur/vind ved Heimdal. Lloyd s, Blowout and well release frequencies based on SINTEF offshore blowout database Report no: /2014/R3. Rev: Final. Dated 22 May Lundin Norway AS, Risk Acceptance criteria for Operations on the Norwegian Continental Shelf, LUNAS-S- FD Norsk olje og gass, Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser, rev4, datert OLF, Metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA) revisjon OLF rapport, Scandpower, Blowout and well release frequencies based on SINTEF Offshore Blowout Database, 2010 (revised). Report no /2011/R3 (5 April 2011). SEAPOP 2011 og SINTEF, Weathering properties of Luno crude oil related to oil spill response. SINTEF Draft report dated DNV GL Report No , Rev Page 23

27 A BOUT DN V GL Driven by our purpose of safeguarding life, property and the environment, DNV GL enables organizations to advance the safety and sustainability of their business. We provide classification and technical assurance along with software and independent expert advisory servi ces to the maritime, oil and gas, and energy industries. We also provide certification services to customers across a wide range of industries. Operating in more than 100 countries, our 16,000 professionals are dedicated to helping our customers make the world safer, smarter and greener.