Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 34/8-16 S Tarvos

Save this PDF as:
 WORD  PNG  TXT  JPG

Størrelse: px
Begynne med side:

Download "Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 34/8-16 S Tarvos"

Transkript

1 Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 34/8-16 S Tarvos Gradering: Open Status: Draft Side 1 av 39

2 Tittel: Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 34/8-16 S Tarvos Dokumentnr.: Kontrakt: Prosjekt: Gradering: Distribusjon: Open Kan distribueres fritt Utløpsdato: Status Draft Utgivelsesdato: Rev. nr.: Eksemplar nr.: Forfatter(e)/Kilde(r): Anne-Laure Szymanski Omhandler (fagområde/emneord): Merknader: Trer i kraft: Ansvarlig for utgivelse: Oppdatering: Myndighet til å godkjenne fravik: Fagansvarlig (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur: TPD TEX SST ETOP Anne-Lise Heggø Utarbeidet (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur: TPD TEX SST ETOP Anne-Laure Szymanski Anbefalt (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur: TPD TEX SST Arne Myhrvold Godkjent (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur: TPD TEX SST ETOP Per Gunnar Stavland Gradering: Open Status: Draft Side 2 av 39

3 Innhold 1 Sammendrag Innledning Definisjoner og forkortelser Bakgrunn Aktivitetsbeskrivelse Miljørisikoanalyse Metodikk Analysegrunnlag Resultater Konklusjon miljørisiko Beredskapsanalyse Ytelseskrav Metodikk Analysegrunnlag Resultat Bruk av kjemisk dispergering Konklusjon beredskapsanalyse Referanser App A Blowout scenario analysis Gradering: Open Status: Draft Side 3 av 39

4 1 Sammendrag Statoil ASA planlegger boring av letebrønn 34/8-16 S Tarvos i den nordlige delen av Nordsjøen (PL120). Tarvos ligger ca 108 km fra land (Værlandet, Sogn og fjordane). Vanndypet er 380 m. Boringen har planlagt oppstart Q4 2015, og brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Songa Trym. Dette dokumentet oppsummerer resultatene fra miljørisikoanalysen og setter krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for den planlagte aktiviteten. Miljørisikoanalysen er gjennomført ved hjelp av miljørisikoverktøyet OPERAto (Operational Risk Analysis tool), fremstilt av DNV og utført av Statoil.Miljørisikoen forbundet med boringen av letebrønn 34/8-16 S Tarvos er, for alle VØKer, innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier i alle fire sesonger. Statoil setter krav til 2 NOFO systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer på første system og 9 timer på fullt utbygd barriere 1 og 2. For barriere 3 og 4 settes det krav til en kapasitet tilsvarende 2 kystsystemer og 2 fjordsystemer, med responstid på 15 døgn. Det settes ikke spesifikke krav for barriere 5 ettersom korteste modellerte drivtid til prioriterte områder er mer enn 20 døgn. Ressurser vil imidlertid kunne mobiliseres ved behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og eventuelt berørte IUAer. 2 Innledning 2.1 Definisjoner og forkortelser Sentrale ord og uttrykk som inngår i miljørisikoanalysen er kort beskrevet nedenfor: Akseptkriterium: Verbal eller tallfestet grense for hvilket risikonivå som aksepteres. ALARP: As low as reasonably practicable : Prinsipp som benyttes ved vurdering av risikoreduserende tiltak. Risikoreduserende tiltak skal implementeres med mindre den tilhørende kostnaden eller gjennomførbarheten er urimelig i forhold til risikoreduksjonen. Det skal være et særlig fokus på risikoreduserende tiltak når risikoen er beregnet å være over halvparten av akseptkriteriet. Bestand: Gruppe av individer innen en art som befinner seg i et bestemt geografisk område i en bestemt tidsperiode (naturlig avgrenset del av en populasjon). BOP: Blow Out Preventer DFU: Definert fare- og ulykkessituasjon. Grunnberedskap: 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B). IKV: Indre Kystvakt Influensområde: Område som med mer enn 5 % sannsynlighet vil bli berørt av et oljeutslipp, hvor det er tatt hensyn til fordeling over alle utslippsrater og -varigheter. Korteste drivtid: 95-persentilen i utfallsrommet for korteste drivtid til kysten. KYV: Kystverket Miljø: Et ytre miljø som kan bli berørt av oljeutslipp til sjø, dvs. det marine miljø. Miljørisikoanalyse: Risikoanalyse som vurderer risiko for ytre miljø. Gradering: Open Status: Draft Side 4 av 39

5 Miljøskade: Direkte eller indirekte tap av liv for en eller flere biologiske ressurser på grunn av oljeutslipp som kan beskrives på individ- eller bestandsnivå. For at et oljeutslipp skal kunne gi en miljøskade må restitusjonstiden for den mest sårbare bestanden være lengre enn 1 måned. Miljøskadekategorier: Kategorisering av miljøskader i hhv. mindre, moderat, betydelig eller alvorlig på grunnlag av restitusjonstid for den mest sårbare bestanden: Mindre: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 måned og 1 år. Moderat: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 år og 3 år. Betydelig: en miljøskade med restitusjonstid mellom 3 år og 10 år. Alvorlig: en miljøskade med restitusjonstid over 10 år. NOFO: Norsk Oljevernforening for Operatørselskap NEBA-prinsippet: Net Environmental Benefit Analysis metode for å sammenligne og rangere netoo miljøgevinst forbundet med forskjellige bekjempelsesmetoder innen oljevern, eksempelvis oppsamling, mekanisk og kjemisk dispergering. Operasjon: En enkel, tidsbegrenset arbeidsoperasjon som kan medføre akutt utslipp, f.eks. boring av en letebrønn, som inkluderer all aktivitet fra leteriggen er på borelokasjonen til den forlater lokasjonen. OPERAto: Operational Risk Analysis tool. Excel basert metode for å beregne miljørisiko innenfor gitte rammer av utblåsningsrater og varigheter samt oljetype og geografisk beliggenhet. Prioriterte områder: Til bruk i beredskapsplanleggingen er det definert arealer kalt prioriterte områder (basert på en vurdering av tidligere eksempelområder i NOFO). Disse er karakterisert ved at de ligger i ytre kystsone, har høy tetthet av miljøprioriterte lokaliteter og som også på andre måter setter strenge krav til oljevernberedskapen. Disse områdene er derfor forhåndsdefinert som dimensjonerende for oljevernberedskapen. Ressurs eller biologisk ressurs: Levende organismer, f.eks. plankton, tang og tare, virvelløse dyr, fisk, sjøfugl og sjøpattedyr. Restitusjonstid: Tiden det tar etter en akutt reduksjon før ressursen har tatt seg opp til (omtrentlig) normalnivået. Den akutte reduksjonen skjer (her) som følge av et oljeutslipp. Størst strandet emulsjonsmengde: 95-persentilen i utfallsrommet for størst strandet mengde VØK: Verdsatte økologiske komponenter. En VØK er en populasjon, et samfunn eller et habitat (naturområde) som: - Er viktig for lokalbefolkningen (ikke bare økonomisk), eller - Har regional, nasjonal eller internasjonal verdi, eller - Har stor økologisk, vitenskapelig, estetisk og/eller økonomisk verdi, og som - Vil være dimensjonerende med hensyn på gjennomføring av risikoreduserende tiltak. 2.2 Bakgrunn Statoil har i forkant av boreoperasjonen for letebrønn 34/8-16 S Tarvos gjennomført en miljørisikoanalyse og en beredskapsanalyse. Miljørisikoanalysen er utført med verktøyet OPERAto, opprinnelig utviklet for Visundfeltet av DNV [1]. Formålet med miljørisikoanalysen er å kartlegge risikonivået for det ytre miljøet i forbindelse med boring av letebrønnen, og å sammenholde risiko mot gjeldende operasjonsspesifikke akseptkriterier. Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning. Dette skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av oljevernberedskap i forbindelse med akutte utslipp. Aktivitetsforskriftens 73 og Styringsforskriftens 17 stiller krav til beregning av risiko og beredskap ved miljøforurensning som følge av akutte utslipp som grunnlag for beredskapsetablering. Gradering: Open Status: Draft Side 5 av 39

6 2.3 Aktivitetsbeskrivelse Letebrønn 34/8-16 S Tarvos ligger i Nordsjøen (Figur 2-1). Brønnen ligger ca 108 km fra Værlandet (Sogn og Fjordane). Vanndypet på borelokasjon er 380 m. Avstand til Visundfeltet er 8 km. Boreoperasjonen har planlagt oppstart i Q4 2015, og brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Songa Trym. Forventet oljetype er en oljetype av lignende kvalitet som Visund olje. Basisinformasjon for letebrønnen er oppsummert i Tabell 2-1. Figur 2-1 Beliggenheten til letebrønn 34/8-16 S Tarvos vist i forhold til Visund og avstand til land (Værlandet). Tabell 2-1 Basisinformasjon for letebrønn 34/8-16 S Tarvos Letebrønn 34/8-16 S Tarvos Posisjon for DFU (geografiske koordinater) 61º21'49"N 002º36'16"Ø Vanndyp 380m Borerigg Songa Trym Planlagt boreperiode Q Sannsynlighet for utblåsning 1,56 x 10-4 Sannsynlighetsfordeling (% overflate/sjøbunn) 10/90 Vektet utblåsningsrate (Sm 3 /døgn) 1200 Oljetype (referanseolje) Visund olje Maksimal tid for boring av avlastningsbrønn (døgn) 70 3 Miljørisikoanalyse 3.1 Metodikk En fullstendig miljørisikoanalyse består av en sammenstilling av sannsynlighet for utslippshendelser og potensiell miljøskade relatert til disse. Oljedriftsmodeller gir innspill til beregning av skadeomfang på utvalgte Verdsatte Økologiske Gradering: Open Status: Draft Side 6 av 39

7 Komponenter (VØK er) i influensområdet. Metodikk samt begrepsdefinisjoner er fullstendig beskrevet i Norsk olje og gass sin veiledning for miljørettede risikoanalyser [2]. Miljørisiko uttrykkes ved sannsynlighet for skade på bestander eller kystområder. Skade er definert i form av restitusjonstid og graden av skade er inndelt i fire kategorier: mindre (<1 års restitusjonstid), moderat (1-3 års restitusjonstid), betydelig (3-10 års restitusjonstid) og alvorlig (>10 års restitusjonstid) miljøskade. Miljørisikoen er vist som prosentandel av de operasjonsspesifikke akseptkriteriene i hver av skadekategoriene mindre, moderat, betydelig og alvorlig. OPERAto er et excelbasert verktøy som kan brukes til å beregne miljørisiko for et felt eller en installasjon (ved operasjonelle endringer) og for enkeltoperasjoner (letebrønner, P&A og lignende). Det er flere momenter som må evalueres for å vurdere om et spesifikt OPERAto verktøy kan benyttes til en miljørisikoanalyse av en operasjon: geografisk plassering, oljetype, sannsynlighet for utslipp, rate og varighet, utslippspunkt (havoverflate/sjøbunn) og type operasjon. OPERAto blir utviklet for spesifikke områder/felt, med én gitt oljetype og én gitt utslippslokasjon, og et spekter av utslippsrater og varigheter, sannsynlighetsfordeling for utslippspunkt, og utblåsningssannsynligheter. Beregnet miljørisiko blir presentert i forhold til akseptkriterier. Brukeren (Statoil) kan dermed selv plotte de aktuelle inngangsdataene for en operasjon innenfor de gitte rammene, og få frem sesongvise resultater på oljedrift og miljørisiko umiddelbart. OPERAto ansees som likeverdig med en fullstendig miljørisikoanalyse. OPERAto Visund er basert på data for Visund feltet. Oljedriftsberegningene er gjort fra utslippslokasjon 61º N 002º Ø og et havdyp på ca 335 m. Oljedriftsberegningene og miljørisikoen er knyttet opp mot en utblåsningsmatrise med åtte utslippsrater og syv utslippsvarigheter, presentert i Tabell 3-1. Utblåsningssannsynlighet per aktivitet, antall aktiviteter per analyseår, spesifikke akseptkriterier, utslippspunkt (fordeling havoverflate/sjøbunn) kan endres innenfor de rammene som er modellert i utgangspunktet. Utslippsrater og varigheter med tilhørende sannsynligheter rundes oppover til nærmeste verdi i eksisterende utblåsningsmatrise for OPERAto Visund. Dette gir en konservativ tilnærming til oljedrift og miljørisiko. Tabell 3-1 OPERAto Visund utblåsningsmatrise Utslippsrate (m 3 /d) Varighet (dager) 100 0, Analysegrunnlag En utblåsningscenarioanalyse er utført for letebrønn 34/8-16 S Tarvos (se Vedlegg A), denne benyttes som en del av analysegrunnlaget til miljørisikoanalysen og beredskapsanalysen Geografisk lokasjon Letebrønn Tarvos har planlagt borelokasjon 61º21'49"N 002º36'16"Ø. OPERAto Visund har et gyldighetsområde på en 50 km radius fra Visund posisjon. Letebrønn Tarvos ligger ca 8 km i sørøstlig retning fra Visund (Figur 2-1), og er dermed innenfor det geografiske gyldighetsområde til OPERAto Visund. Gradering: Open Status: Draft Side 7 av 39

8 3.2.2 Type operasjon og utslippssannsynlighet Letebrønn 34/8-16 S Tarvos er vurdert som en normal letebrønn, der eventuelt hydrokarbonfunn forventes å være olje. Basert på Lloyd s register rapporten (2015) [3] er utblåsningssannsynligheten beregnet til 1, Brønnen er planlagt boret med Songa Trym, som er en halvt nedsenkbar flyterigg som vil bli holdt på plass ved dynamisk posisjonering (DP). Songa Trym vil ha BOP plassert på havbunnen og vil ha mulighet for å koble fra og forlate lokasjonen ved en utblåsning. Sannsynligheten for utblåsning fordelt på utslippspunkt er satt til 10 % for overflateutblåsning og 90 % for sjøbunnsutblåsning. Sannsynlighet for overflateutblåsning: 1, ,10 = 1, Sannsynlighet for sjøbunnsutblåsning: 1, ,90 = 1, Utblåsningsrater og varigheter Utblåsningsrater og tilhørende sannsynligheter for Tarvos er presentert i Tabell 3-2. Ratene varierer mellom 500 og 1500 Sm 3 /d både for overflate- og sjøbunnsutblåsning. Vektet rate er lik for sjøbunn- og overflateutslipp og er beregnet til 1200 Sm 3 /d. Ratene brukt i OPERAto Visund for Tarvos er presentert i Tabell 3-3, og er rundet opp til nærmeste verdi i utblåsningsmatrisen for OPERAto Visund (ref. Tabell 3-1). Tabell 3-2 Utblåsningsrater med tilhørende sannsynlighet Tarvos Scenario Sannsynlighet (%) Utblåsningsrate (Sm 3 /d) Overflate Sjøbunn Top penetration Drilling ahead Tripping Tabell 3-3 Utblåsningsrate med tilhørende sannsynlighet, tilpasset i OPERAto Visund for Tarvos Scenario Sannsynlighet (%) Utblåsningsrate (Sm 3 /d) Overflate Sjøbunn Top penetration Drilling ahead Tripping Beregnet sannsynlighet for varighet av en utblåsning for letebrønn Tarvos er presentert i Tabell 3-4. Maksimal varighet for en utblåsning er beregnet til 70 døgn. Gradering: Open Status: Draft Side 8 av 39

9 Sannsynlighet for varighet av en utblåsning brukt som input i OPERAto Visund for Tarvos er presentert i Tabell 3-5. Tabell 3-4 Sannsynlighetsfordeling for varighet av en utblåsning som funksjon av tid for Tarvos Varighet Overflate-utblåsning Sjøbunns- Varighet Overflate- Sjøbunns- (dager) (%) utblåsning (dager) utblåsning (%) utblåsning 0,5 0,41 0,3 28 0,01 0,02 1 0,13 0, ,00 0,01 2 0,13 0, ,00 0,01 5 0,14 0, ,01 0,02 7 0,04 0, ,04 0, ,03 0, ,02 0, ,02 0, ,00 0, ,02 0,03 Tabell 3-5 Sannsynlighetsfordeling for varighet av en utblåsning som funksjon av tid, brukt i OPERAto Visund for Tarvos Varighet (døgn) Overflate (%) Sjøbunn (%) 2 0,67 0,51 5 0,14 0, ,09 0, ,03 0, ,07 0, Oljetype Forventet fluid i i reservoarene Tarvos skal bores i er et kondensat som har en tetthet på 775 kg/m3. Basert på tetthet, voksinnhold og asfaltenandel er Visundolje vurdert som referanseoljen for brønnen. OPERATo Visund er også basert på Visundolje. Egenskapene til Visundolje er presentert i Tabell 3-6. Visund er en lett parafinsk råolje som har en relativt høy andel av lette komponenter med begrenset innhold av asfaltener og resiner samt ett middels voksinnhold. Det predikerte fordampningstapet for Visund oljen gir at relativt mye av volumet vil forsvinne grunnet fordampning sammenliknet med andre råoljer. Stivnepunktet til råoljen er relativ sett lavere en andre parafinske oljer i omkringliggende område, men økningen i stivnepunkt med økende forvitring ligger i samme størrelsesorden. Visund oljen har også et tregere vannopptak enn de andre oljene, og det maksimale vannopptaket er ca. 80 % og nås etter ca. 2 døgn på sjø [2]. Tabell 3-6 Egenskaper for Visundolje [2]. Parameter Visund olje Oljetetthet (kg/m 3 ) 791 Maksimalt vanninnhold (vol %) 0 Voksinnhold (vekt %) 2 Asfalteninnhold (harde) (vekt %) 0,02 Viskositet, fersk olje (13 ºC) (cp) Naturressurser og akseptkriterier Miljørisikoanalysen for letebrønn 34/8-16 S Tarvos er gjennomført som en skadebasert miljørisikoanalyse iht. til OLF veiledning for miljørisikoanalyser. Det er beregnet miljørisiko for sjøfugl (åpent hav og kystnært), marine pattedyr, fisk og Gradering: Open Status: Draft Side 9 av 39

10 strandhabitat [2]. En gjennomgående beskrivelse av hvilke VØKer som er brukt i OPERAto for Tarvos kan finnes i miljørisikoanalysen for Visund [1]. I analysen av miljørisiko knyttet til boringen av letebrønn 34/8-16 S Tarvos benyttes Statoils akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko (Tabell 3-7). Statoils akseptkriterier er fastsatt på grunn av hovedprinsippet om at: «Restitusjonstiden etter en miljøskade for den mest sårbare bestanden skal være ubetydelig i forhold til forventet tid mellom slike miljøskader». Tabell 3-7 Statoils akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko Miljøskade Operasjonsspesifikk risiko per operasjon: Mindre < Moderat < 2, Betydelig < Alvorlig < 2, Resultater Influensområde For modellert overflate- og sjøbunnsutblåsning er det generert oljedriftsstatistikk på rutenivå for fire sesonger: vår (marsmai), sommer (juni-august), høst (september-november) og vinter (desember-februar). Influensområdet (>5 % sannsynlighet for treff av olje i 10x10 km ruter) gitt en utblåsning fra henholdsvis overflate og sjøbunn fra letebrønn 34/8-16 S Tarvos er i de ulike sesongene presentert i Figur 3-1 og Figur 3-2. Gradering: Open Status: Draft Side 10 av 39

11 Treffsannsynlighet av olje på overflaten - overflateutblåsning Overflate Vår Overflate Sommer Overflate Høst Overflate Vinter Figur 3-1 Sannsynlighet for treff ( 5 %) av >1 tonn olje i 10x10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra letebrønn 34/8-16 S Tarvos i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utblåsningsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljes drift og spredning innenfor hver sesong. Oljedriftsresultatene er basert på bruk av Visindolje som ligger inne i OPERAtomodellen for Visund. Gradering: Open Status: Draft Side 11 av 39

12 Treffsannsynlighet av olje på overflaten - sjøbunnsutblåsning Sjøbunn Vår Sjøbunn Sommer Sjøbunn Høst Sjøbunn Vinter Figur 3-2 Sannsynligheten for treff ( 5 %) av >1 tonn olje i 10x10 km sjøruter for en sjøbunnsutblåsning fra letebrønn 34/8-16 S Tarvos i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Oljedriftsresultatene er basert på bruk av Visindolje som ligger inne i OPERAtomodellen for Visund. Gradering: Open Status: Draft Side 12 av 39

13 Stranding av olje i kystsone OPERAto Visund oppgir resultater på landpåslag for hver sesongen. Statistikk for stranding er angitt i Tabell 3-8 for sommer- og vinterforhold. Tabell 3-8 Strandingsmengder og drivtid (95-percentil) for letebrønn 34/8-16 S Tarvos. Sesong Strandingsmengde emulsjon (tonn) 95 persentil Korteste drivtid (døgn) 95 persentil Sommer Vinter OPERAto Visund oppgir ikke resultater for stranding per prioriterte områder. Strandingsresultatene inn til prioritert områdene fra miljørisikoanalysen for Visundfeltet (2014) anses som en konservativ tilnærming for bruk til letebrønnen Tarvos. Statistikk for stranding per prioriterte områder er angitt i Tabell 3-9. Kortest drivtid til de ulike prioriterte områdene er mer enn 20 døgn. Tabell 3-9 Strandingsmengder og drivtid (95-percentil) for prioriterte områder fra Visund MRA (2014), antatt som representative for Tarvos. Prioriterte områder Strandingsmengde emulsjon (tonn) 95 persentil Korteste drivtid (døgn) 95 persentil Sommer Vinter Sommer Vinter Frøya og Froan Runde Sandøy Smøla Stadtlandet Vigra-Godøya Vannsøylekonsentrasjoner OPERAto Visund oppgir ikke resultater for vannsølekonsentrasjoner. Resultatene av konsentrasjonsberegningene som totale konsentrasjonsverdier av olje (THC) i de øverste vannmassene fra miljørisikoanalysen for Visundfeltet (2014) anses som en konservativ tilnærming for bruk til letebrønnen Tarvos. Figur 3-3 viser influensområde i vannsøylen for THC-konsentrasjoner 100 ppb per km rute (effektgrense for fiskeegg og larver) for alle rater- og varighetskombinasjoner for sjøbunnsutblåsning for Visundfeltet. Det er ingen sannsynlighet for THC konsentrasjoner >100 ppb i vintersesongen gitt en sjøbunnsutblåsning. En overflateutblåsning medfører ikke sannsynlighet for vannsøylekonsentrasjoner >100 ppb per 10 x 10 km rute. Gradering: Open Status: Draft Side 13 av 39

14 Figur 3-3 Beregnet gjennomsnittlige THC konsentrasjoner ( 100 ppb) i km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra Visundfeltet i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Gradering: Open Status: Draft Side 14 av 39

15 3.3.2 Miljørisiko for sjøfugl åpent hav Miljørisiko i hver skadekategori for sjøfugl i åpent hav i Nordsjøen og Norskehavet er presentert i Figur 3-3. Høyest miljørisiko er beregnet for vintersesongen og moderat skadekategori (restitusjonstid 1-3 år) med 13 % av akseptkriteriet. Figur 3-4 Miljørisiko forbundet med utblåsning fra letebrønn 34/8-16 S Tarvos presentert for pelagisk sjøfugl (Nordsjøen og Norskehavet) og vist som andel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene og alle sesonger Miljørisiko for kystnære VØK Miljørisiko for kystnær VØK er vist i Figur 3-4. Høyest miljørisiko er beregnet for sommersesongen og alvorlig skadekategori (restitusjonstid > 10 år) med 14 % av akseptkriteriet. Figur 3-5 Miljørisiko forbundet med utblåsning fra letebrønn 34/8-16 S Tarvos presentert for kystnære VØK (Nordsjøen og Norskehavet) og vist som andel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene og alle sesonger Gradering: Open Status: Draft Side 15 av 39

16 3.3.4 Miljørisiko for strandhabitat Miljørisiko for strandhabitat er vist i Figur 3-5. Miljørisikoen er lav (<5 % av akseptkriteriet) for alle skadekategorier og alle sesonger. Figur 3-6 Miljørisiko for strandhabitat forbundet med utblåsning fra letebrønn 34/8-16 S Tarvos, presentert som prosentandel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene og alle sesonger Miljørisiko for fisk Modellering av tapsandeler av fiskeegg og fiskelarver gitt en utblåsning fra Visundfeltet viser ingen sannsynlighet for tapsandeler over 0,5 % i noen av sesongene for hverken torsk eller sild. Mulige konsekvenser anses derfor som neglisjerbare, og fisk er ikke tatt med videre i miljørisikoberegningene. Miljørisiko for fisk for letebrønn 34/8-16 S Tarvos er forventet å være sammenlignbar enn referanseanalysen, og dermed neglisjerbare. Gradering: Open Status: Draft Side 16 av 39

17 3.4 Konklusjon miljørisiko Miljørisikoen forbundet med boring av letebrønn 34/8-16 S Tarvos ligger, for alle VØKer, innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier (Figur 3-6). Det kan dermed konkluderes med at miljørisikoen forbundet med boring av letebrønn 34/8-16 S Tarvos er akseptabel sett i forhold til Statoils akseptkriterier for miljørisiko gjennom hele året. Figur 3-7 Oppsummering av høyest miljørisiko per VØK forbundet med utblåsning fra letebrønn 34/8-16 S Tarvos, presentert som prosentandel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene. Gradering: Open Status: Draft Side 17 av 39

18 4 Beredskapsanalyse Beredskap som et konsekvensreduserende tiltak vil være et viktig bidrag til risikoreduksjon. Effektiv oljevernberedskap vil redusere oljemengdene på sjøen, og videre føre til reduksjon av influensområdet for et mulig oljeutslipp. Statoils primære strategi for oljevern ved leteboring er mekanisk oppsamling på åpent hav nær kilden. Dispergering vil vurderes som et alternativ eller supplement under en aksjon og NOFOs ressurser vil da kunne benyttes. I tillegg er Statoil medlem i OSRL og vil kunne benytte oljevernressurser, som dispergering og strandrenseutstyr, etter behov i en aksjon. Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning basert på dimensjonerende utslippsrater fra aktiviteten. 4.1 Ytelseskrav Statoils ytelseskrav for de ulike barrierene er beskrevet under [5]. Barriere 1: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe beregnet emulsjonsmengde på sjø. Første system innen best oppnåelig responstid. Full kapasitet snarest mulig og senest innen 95-persentilen av korteste drivtid til land, basert på beregnet kapasitetsbehov. Statoil setter, som et minimum, krav til tilstrekkelig kapasitet for å bekjempe et oljeutslipp på minimum 500 m 3 med ressurser som skal være klar for operasjon innen 5 timer etter at utslippet er oppdaget. Barriere 2: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe den mengden emulsjon som passerer barriere 1 på grunn av operative begrensninger. Første system skal mobiliseres fortløpende etter at systemene i barriere 1 er mobilisert og med full kapasitet innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. Barriere 3 og 4: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon innen influensområdet. Systemene skal være mobilisert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. Barriere 5: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon inn til et prioritert område. Personell og utstyr til strandsanering skal være klar til operasjon innen 95-persentilen av korteste drivtid inn til prioritert område for de berørte områder med kortere drivtid enn 20 døgn. En plan for grovrensing av forurenset strand skal utarbeides senest innen 7 døgn fra registrert påslag av oljeemulsjon. Grovrensing av de påslagsområder som prioriteres av operasjonsledelsen i samråd med aksjonsledelsen skal være gjennomført innen 100 døgn fra plan for grovrensing foreligger, forutsatt at dette kan gjennomføres på en sikkerhetsmessig forsvarlig måte. 4.2 Metodikk Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Statoils forutsetninger og metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [5], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i Norsk Olje og Gass veiledning [6] og NOFO [7]. Utstyr som kan benyttes til bekjempelse av olje/emulsjon i barriere 1-4: Havgående NOFO-system Havgående Kystvaktsystem System Kyst A IKV System Kyst B KYV System Fjord A NOFO/Operatør System Fjord B IUA/KYV Dispergeringssystem (NOFO og OSRL) Gradering: Open Status: Draft Side 18 av 39

19 4.2.1 Dimensjonering av barriere 1 og 2 nær kilden og på åpent hav Beredskapsanalysen for barriere 1 og 2, nær kilden og på åpent hav, er basert på vektet utblåsningsrate og forventet oljetype. Beregninger er gjort for vintersesong og sommersesong. For dimensjonering av barriere 1 benyttes egenskaper (fordamping, naturlig nedblanding, vannopptak og viskositet av emulsjon) for 2 timer gammel olje. Det grunnleggende prinsippet er at kapasiteten i de ulike barrierene skal være tilstrekkelig til å kunne håndtere emulsjonsmengden ved de gitte betingelsene. For dimensjonering av barriere 2 er det utført beregninger av det antall systemer som kreves for å kunne bekjempe emulsjonsmengden som har passert barriere 1 pga redusert systemeffektivitet. Systemeffektiviteten er avhengig av bølgehøyde og lysforhold, og varierer mellom de ulike områdene (Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet) på norsk sokkel. I beregningen av systembehov for barriere 2 benyttes oljeegenskaper for 12 timer gammel olje. Kravene til responstid er satt til best oppnåelig responstid for NOFO-fartøyer til feltet, og er basert på avstand til oljevernressurser, gangfart for OR-fartøy, slepebåtkapasitet og gangfart for disse, mobilisering av oljevernutstyr om bord på OR-fartøy, og tilgang til personell på basene. I tillegg kommer en vurdering opp mot krav om etablering av barriere 1 og 2 senest innen korteste drivtid til land (95-persentil av korteste drivtid til land) Dimensjonering av barriere 3 og 4 kyst- og strandsone For barriere 3 og 4, bekjempelse av olje i kyst- og strandsone, er kravene til beredskap satt ut fra størst behov ved å bruke to alternative tilnærminger: 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon. Beredskapen i barriere 4 skal ha kapasitet til å bekjempe emulsjonen som passerer barriere 3. Beredskapsbehovet i barriere 3 og 4 er beregnet basert på resultater fra oljedriftssimuleringer gjennomført for aktiviteten. Prioriterte områder som er berørt av stranding med drivtid kortere enn 20 døgn (ifølge oljedriftssimuleringer) skal kunne ha tilgang til grunnberedskap. Grunnberedskap er definert som 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B). Beredskapsressursene skal brukes der det er mest hensiktsmessig og er ikke begrenset til de prioriterte områdene. Denne tilnærmingen medfører at Statoil dimensjonerer både for volumer og utstrekning av strandet emulsjon, og legger til grunn det største behovet, når krav til beredskap i barriere 3 og 4 settes. Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 3 og 4 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til et prioritert området. Dersom drivtiden til et prioritert område er lenger enn 20 døgn settes det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 3 og Dimensjonering av barriere 5 - strandrensing For barriere 5, bekjempelse av strandet olje, er det beregnet behov for antall strandrenselag med tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av størst strandet mengde emulsjon, med kortere drivtid enn 20 døgn til prioriterte områder. Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 5 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land til hvert prioritert område. Når minste drivtid er lengre enn 20 døgn stilles det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 3, 4 og 5. Gradering: Open Status: Draft Side 19 av 39

20 12 timer 2 timer 4.3 Analysegrunnlag Oljens egenskaper Visundolje er ansett som representativ for forventet oljetype ved letebrønn 34/8-16 S Tarvos. Se kapitell for oljens egenskaper. Forvitringsegenskaper for Visundoljen ved ulik vind og temperatur er angitt i Tabell 4-1. Tabell 4-1 Detaljert forvitringsegenskaper til Visundolje ved 2 og 12 timer, sommer og vinter [4] Time Parameter - Visundolje Vinter 5ºC - 10 m/s Sommer 15ºC - 5 m/s Fordampning (%) Nedblanding (%) 10 1 Olje på overflate (%) Vanninnhold (%) Viskositet av emulsjon (cp) Fordampning (%) Nedblanding (%) 27 4 Olje på overflate (%) Vanninnhold (%) Viskositet av emulsjon (cp) Mekanisk oppsamling Erfaring fra norske feltforsøk (Nordvik et.al., 1992) viser at risikoen for betydelig lekkasje av olje under lensa er størst for oljer/emulsjoner med viskositet under 1000 cp. Visund emulsjonen vil kunne ha viskositeter under denne grensen opptil 5 døgn ved 2 m/s vind. Ved 15 m/s forventes betydelig lenselekkasje i opptil 9 timer etter utslippspunktet. Det forventes god tilflyt til overløpsskimmer og oppsamlingseffektiviteten forventes å være høy etter at viskositeten til emulsjonen har passert 1000 cp. Tabell 4-2 Potensiale for mekanisk oppsamling basert på viskositet av Visundolje [4] Viskositet Visund (2009) [4] Sommerforhold (15 ºC - 5m/s) Vinterforhold (5 ºC - 10m/s) Tid (timer) Tid (døgn) Viskositet < 1.000cP risiko for lekkasje under lensa Viskositet mellom og cP Viskositet > cP bruk av HiVisc skimmer anbefalt Kjemisk dispergerbarhet Det er ikke utført dispergerbarhetstesting for Visund oljen i dette studiet. Men oljen vil ut fra sine egenskaper ha et potensiale for effektiv bekjempelse med dispergeirngsmiddel Utslippsscenarier Tabell 4-3 gir en oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønn 34/8-16 S Tarvos. Gradering: Open Status: Draft Side 20 av 39

21 Tabell 4-3 Utslippsscenarier for letebrønn 34/8-16 S Tarvos Type utslipp Kilde Referanse bakgrunn for rate/volum Utblåsning 1200 m 3 /døgn Langvarig utblåsning fra reservoar (Maks varighet 70 døgn) Dimensjonerende (vektet) utblåsningsrate for 34/8-16 S Tarvos Middels utslipp m 3 punktutslipp Eksempelvis lekkasje fra brønn Volum bestemt ut fra faglig vurdering Mindre utslipp m 3 punktutslipp Eksempelvis lekkasje fra brønn Volum bestemt ut fra faglig vurdering Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer Ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning, målt i bekjempet mengde oljeemulsjon pr. døgn, er en funksjon av følgende forhold: - Andel av tiden enheten kan operere (mørke/redusert sikt og bølgeforhold) - Effektiviteten innen operasjonsvinduet (relatert til ulike bølgeforhold, eller antatt konstant) - Opptaks-/bekjempelseskapasitet under operasjon - Lagringskapasitet for oppsamlet olje (kun relevant for opptakssystemer) - Frekvens og varighet av driftsstans (overføring av oppsamlet olje, plunder og heft) - Andel av tiden hvor tilgangen/tilflyten av olje til lense er mindre enn oljeopptakerens kapasitet (for mekanisk bekjempelse) eller hvor emulsjonen har en fordeling som gjør at dispergeringsmiddel ikke kan påføres med optimal effektivitet. Funksjonene er brukt i Statoil sin beregningskalkulator for beredskapsbehov i alle barrierer. Kapasiteten til havgående opptakssystem i NOFO-klasse som brukes i beregningene er 2400 m 3 /døgn (for oljer med viskositet under 15000cP). Kapasiteten til havgående dispergeringssystem i NOFO-klasse er satt til 1950 m 3 /døgn. Funksjonene som er områdespesifikke for 34/8-16 S Tarvos er omtalt i de følgende delkapitlene. For flere detaljer henvises det til Statoils metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [5]. Gradering: Open Status: Draft Side 21 av 39

22 Operasjonslys Andel operasjonslys inngår i beregning av ytelsen og effektiviteten til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning. Statoil har valgt å beregne operasjonslys for 5 regioner, se Figur 4-1. For letebrønn 34/8-16 S Tarvos (region 3) er operasjonslys oppsummert i Tabell 4-4. Figur 4-1 Regioner brukt i beregning av operasjonslys Tabell 4-4 Andel operasjonslys i region 2, hvor letebrønn 34/8-16 S Tarvos er lokalisert Vinter Vår Sommer Høst År Operasjonslys 36 % 68 % 89 % 49 % 61 % Gradering: Open Status: Draft Side 22 av 39

23 Bølgeforhold Bølgeforhold på åpent hav inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 1 og 2. Statoil har bølgedata for 27 stasjoner, som vist i Figur 4-2. Stasjon 10 er antatt å best representere bølgeforholdene ved 34/8-16 S Tarvos. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for NOFO- og Kystvaktsystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) er oppsummert i Tabell 4-5. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-6. Figur 4-2 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav Tabell 4-5 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon 34/8-16 S Tarvos (Stasjon 10) Vinter Vår Sommer Høst År NOFO-system 44 % 62 % 76 % 56 % 59 % Kystvakt-system 30 % 50 % 68 % 43 % 48 % Tabell 4-6 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon 34/8-16 S Tarvos (Stasjon 10) Vinter Vår Sommer Høst NOFO-system (Hs < 4 m) 67 % 87 % 99 % 82 % NOFO-dispergering (Hs < 4 m) 67 % 87 % 99 % 82 % Kystvakt-system (Hs < 3 m) 45 % 73 % 95 % 63 % Gradering: Open Status: Draft Side 23 av 39

24 Bølger i kystsonen Bølgeforhold i kystsonen inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 3 og 4. Statoil har bølgedata for 5 stasjoner, som vist i Figur 4-3. Stasjon 4 og 3 er antatt mest konservative mtp å representere bølgeforholdene for henholdsvis kyst- og fjordsystem. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for kyst- og fjordsystem er oppsummert i Tabell 4-7 Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-8. Figur 4-3 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold i kystsonen. Stasjonene er valgt ut som representative for norskekysten Tabell 4-7 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet gitt bølgeforhold ved stasjon 4 (kystsystem) og 3 (fjordsystem) Vinter Vår Sommer Høst Kyst-system 39 % 55 % 65 % 47 % Fjord-system 66 % 66 % 72 % 68 % Tabell 4-8 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon for kyst- og fjordsystem, gitt bølgeforhold ved stasjon 4 og 3. Vinter Vår Sommer Høst Kyst-system (Hs < 1,5 m) 56 % 78 % 93 % 68 % Fjord-system (Hs < 1 m) 91 % 92 % 99 % 94 % Gradering: Open Status: Draft Side 24 av 39

25 4.3.4 Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger Figur 4-4 viser plasseringen av NOFO utstyr per juni 2015 [7]. Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til borelokasjon er brukt som grunnlag for beredskapsanalysen, Tabell 4-9. Tabell 4-10 presenterer ytterligere forutsetninger som gangfart, avgivelsestid for beredskapsfartøy og slepefartøy samt tid for mobilisering av utstyr fra baser. Figur 4-4 NOFOs utstyrsoversikt per juni 2015 [7] Tabell 4-9 Avstander fra oljevernressurser til 34/8-16 S Tarvos benyttet i analysen Oljevernressurser Avstander fra 34/8-16 S Tarvos (nm) Stril Herkules - Tampen 24 Ocean Alden - Gjøa 37 Havila Troll - Troll 45 Esvagt Stavanger - Oseberg 48 Stril Power - Balder 124 Mongstad NOFO Base 80 Stavanger NOFO Base 175 Måløy 81 Kleppestø 124 Haugesund 143 Gradering: Open Status: Draft Side 25 av 39

26 Tabell 4-10 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av barriere 1 og 2 [7] Gangfart, OR-fartøy Mobilisering, klargjøring, lasting og lossing på base system 1 fra NOFO-base Mobilisering av system 2 fra NOFO-base Mobilisering av system 3 fra NOFO-base Avgivelsestid for beredskapsfartøyer Responstid for slepefartøy Tid til å sette lenser på sjøen 14 knop 10 timer 30 timer 48 timer Ekofisk/sørfeltene: 6 timer Ula/Gyda/Tamber: 6 timer Sleipner/Volve: 1 time Balder: 6 timer Oseberg: 1 time Troll: 1 time Tampen: 1 time Haltenbanken: 1 time Goliat: 4 timer Gjøa: 4 timer Avløserfartøy: 1 time Slepefartøy fra NOFO-pool: 24 timer Redningsskøyter: 20 knops hastighet, 2 time frigivelsestid Egersund Haugesund Kleppestø Måløy Kristiansund N Rørvik Ballstad Sørvær Båtsfjord Vadsø 1 time Influensområder og stranding Resultatene fra oljedriftssimuleringene for Tarvos basert på OPERAto Visund viser at 95-persentilen av korteste drivtid inn til land er 16 døgn (om sommeren). 95-persentilen av størst strandet emulsjonsmengde er 98 tonn (om sommeren). Ingen av de prioriterte områdene i influensområdet har stranding med korteste drivtid under 20 døgn. Gradering: Open Status: Draft Side 26 av 39

27 4.4 Resultat Beredskapsbehov og responstider i barriere 1 og 2 For 34/8-16 S Tarvos er systembehov beregnet for mindre utslipp (Tabell 4-11), middels utslipp (Tabell 4-12) og dimensjonerende hendelse (Tabell 4-13). Tabell 4-11 Beregnet systembehov ved et mindre utslipp punktutslipp 100 m 3 Vinter 5 C - 10 m/s vind Sommer 15 C - 5 m/s vind Utslipp (Sm 3 ) Fordampning % (etter 2 timer på sjø) Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 10 1 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 ) Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm 3 ) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) * Behov for NOFO-systemer 1 1 *Viskositet er lav og det kan forventes et betydelig lensetap før emulsjonen har oppnådd tilstrekkelig viskositet Tabell 4-12 Antall systemer ved et middels utslipp - punktutslipp 2000 m 3 Vinter 5 C 10 m/s Sommer 15 C 5 m/s Utslipp (Sm 3 ) Fordampning % (etter 2 timer på sjø) Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 10 1 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 ) Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm 3 ) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) * Behov for NOFO-systemer 2** 2** *Viskositet er lav og det kan forventes et betydelig lensetap før emulsjonen har oppnådd tilstrekkelig viskositet ** For å sikre fleksibilitet og robusthet i beredskapsløsningen legges det inn behov for 2 NOFO systemer. Gradering: Open Status: Draft Side 27 av 39

28 Tabell 4-13 Beregnet beredskapsbehov ved dimensjonerende hendelse for 34/8-16 S Tarvos i barriere 1 og 2 langvarig utblåsning Parameter Vinter 5 C - 10 m/s Sommer 10 C - 5 m/s Utstrømningsrate (Sm 3 /d) Tetthet (Kg/Sm 3 ) Fordampning etter 2 timer på sjø (%) Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 10 1 Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 1 (Sm 3 /d) Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cp) 420* 75* Økt systembehov grunnet høy cp (HiVisc: >15000 cp)? Nei Nei Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere Emulsjonsmengde inn til barriere 2 (Sm 3 /d) Oljemengde inn til barriere 2 (Sm 3 /d) Fordampning etter 12 timer på sjø (%) Nedblanding etter 12 timer på sjø (%) 27 4 Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 2 (Sm 3 /d) Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 (cp) * Økt systembehov grunnet høy cp (HiVisc: >15000 cp)? Nei Nei Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere Behov for NOFO-systemer i barriere 1 og *Viskositet er lav og det kan forventes et betydelig lensetap før emulsjonen har oppnådd tilstrekkelig viskositet Basert på dimensjonerende scenario for 34/8-16 S Tarvos er det beregnet et behov for 2 NOFO-systemer i barriere 1 og 2 (vinter og sommer) for å håndtere dimesjonerende hendelse med mekanisk oppsamling. Viskositeten for Visundolje er lav de første timene ved sommerforhold, det er forventet at det kan ta noe tid før viskositeten overskrider 1000 cp (lensetap). Dette kan medføre at mekanisk oppsamling ikke vil være egnet responsmetode på fersk olje før den emulgerer. Derfor vil de primære beredskapstiltakene ved et akutt utslipp om sommeren være overvåking og fjernmåling, samt miljøundersøkelser. Krav til første NOFO system med slepefartøy er satt til 5 timer etter at oljeutslipp er oppdaget. Krav til fullt utbygd barriere 1 og 2 er satt til 9 timer. Ytterligere systemer vil kunne bli mobilisert gjennom NOFO ved behov. Nærmere detaljer om fartøy og systemer vil bli beskrevet i beredskapsplanen, et eksempel er gitt i Tabell Tabell 4-14 Eksempel på disponering av oljevernressurser i barriere 1 og 2 ved dimensjonerende hendelse ved 34/8-16 S Tarvos Oljevernressurs Lokasjon Avstand (nm) Responstid OR-fartøy/slepefartøy Responstid inkl. utsetting av lenser (1 time) Stril Herkules Tampen 24 3 timer OR-fartøy Daughter craft frem til Redningsskøyte fra Måløy kan være på lokasjon (7 timer) 5 timer Havila Troll Troll 45 4 timer OR-fartøy 9 timer slepefartøy, Redningsskøyte Kleppestø 9 timer Gradering: Open Status: Draft Side 28 av 39

29 4.4.2 Beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og 4 95-persentilen av størst strandet emulsjonsmengde, gitt en utblåsning, er 77 tonn om vinteren og 98 tonn om sommeren. Det antas at størst strandet mengde strander over en periode på 10 døgn. Ved å ta effekten i barriere 1 og 2 i betraktning gir dette en tilførselsrate inn i barriere 3 på 5 tonn/døgn for vinterhalvåret og 2 tonn/døgn for sommerhalvåret. Beregningene er basert på Visundolje. Tabell 4-15 Beregnet ressursbehov for barriere 3 og 4 for dimensjonerende hendelse, langvarig utblåsning 34/8-16 S Tarvos Parameter Vinter 5 C - 10 m/s Sommer 15 C - 5 m/s 95-persentil av strandet emulsjonsmengde (tonn) Samlet barriereeffektivitet i barriere 1 (%) Strandet mengde etter effekt av barriere 1 (tonn) Samlet barriereeffektivitet i barriere 2 (%) Strandet mengde etter effekt av barriere 2 (tonn) Antall døgn hvor stranding forekommer (d) Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 3 (tonn/d) 6 3 Beregnet behov for kystsystemer i barriere Samlet barriereeffektivitet i barriere 3 (%) Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 4 (Sm 3 /d) 5 1 Antatt behov for fjordsystemer i barriere Antall prioriterte områder (med drivtid mindre enn 20 døgn) 0 0 Behov for kystsystemer i barriere Behov for fjordsystemer i barriere Det settes krav til en kapasitet tilsvarende 2 Kystsystem (type A eller B) og 2 Fjordsystem (type A eller B) i barriere 3 og 4 for de planlagte aktivitetene på letebrønn 34/8-16 S Tarvos. Responstiden er satt til 15 døgn. Ytterligere ressurser og utstyr vil kunne mobiliseres etter behov og iht eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og de berørte IUAene. Ingen av de prioriterte områdene i influensområdet har stranding med korteste drivtid under 20 døgn Beredskapsbehov og responstider i barriere 5 Korteste drivtid til land for de prioriterte områdene er lenger enn 20 døgn, det settes dermed ikke spesifikke krav til beredskapsressurser for barriere 5. Ressurser vil kunne mobiliseres ved behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og berørte IUAer. 4.5 Bruk av kjemisk dispergering Mulighet for bruk av kjemisk dispergering som del av bekjempelsesstrategien skal vurderes iht NEBA-prinsippet. Tabell 4-16 viser aktuelle beredskapsfartøyer som har dispergeringsmidler ombord og deres responstid til Tarvos. Dispergering kan også gjennomføres fra fly gjennom avtale med OSRL. Dispergerbarheten til olje/ oljeemulsjon skal alltid testes in situ ved hjelp av SINTEF prøvetakingskoffert ved et utslipp for å vurdere om dispergering er et aktuelt beredskapstiltak. Dispergerbarhet til Visundoljen er ikke undersøkt gjennom forvitringsstudiet. Gradering: Open Status: Draft Side 29 av 39

30 Bruk av kjemisk dispergering i en aksjon skal alltid vurderes med hensyn til observasjoner eller sannsynlig tilstedeværelse av naturressurser i området samt værforhold. Det vil være særlig aktuelt ved høye forekomster av sjøfugl og for å forhindre landpåslag. Tabell 4-16: Responstider for et utvalg oljevernressurser med dispergeringskapasitet Oljevernressurs Lokasjon Responstid Stril Herkules Tampen 5 timer Havila Troll Troll 5 timer Esvagt stavanger Oseberg 5 timer 4.6 Konklusjon beredskapsanalyse Statoils krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for boring av letebrønn 34/8-16 S Tarvos er oppsummert i Tabell Det er satt krav til 2 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 9 timer. For barriere 3 og 4 stilles det krav til en kapasitet tilsvarende 2 Kystsystemer og 2 Fjordsystemer med responstid på 16 døgn. For barriere 5 settes det ingen spesifikke krav, ressurser kan mobiliseres ved behov. Ytterligere ressurser og utstyr kan mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og IUA. Tabell 4-17 Statoils krav til oljevernberedskap for boring av letebrønn 34/8-16 S Tarvos Barriere 1 og 2 bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid 2 NOFO-systemer Første system innen 5 timer, fullt utbygd barriere innen 9 timer Barriere 3 og 4 bekjempelse i kyst- og strandsone Systemer og responstid Kapasitet tilsvarende 2 Kystsystemer og 2 Fjordsystemer, responstid på 15 døgn Barriere 5 - strandrensing Systemer og responstid Fjernmåling og miljøundersøkelser Ingen spesifikke krav. Ressurser mobiliseres ved behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og de berørte IUAer. Akutt forurensning skal oppdages innen 3 timer etter at hendelsen har inntruffet Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer 5 Referanser [1] DNV (2014) OPERAto Visund. Rapport nr [2] OLF (2007) Metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA) Revisjon Rapport nr: [3] Statoil (2015) Blowout Scenario Analysis exploration well Tarvos (34/8-16) [4] Sintef (2009) Visund Egenskaper og forvitring på sjøen relatert til beredskap. Rapport nr: STF10361 [5] Statoil (2014) Statoil Rådgivende dokument. GL Retningslinje for analyser av beredskap mot akutt oljeforurensning fra offshoreaktiviteter på norsk sokkel [6] Norsk olje og gas (2013) Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser. Revisjons nr: 04 / [7] NOFOs nettsider - Gradering: Open Status: Draft Side 30 av 39

31 App A Blowout scenario analysis Technical note: Input to the environmental risk assessment Blowout scenario analysis exploration well Tarvos (34/8-16 S) Alexander Solberg, TPD TEX SST ST Fornebu, 24 th June 2015 Summary This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to drilling of the exploration well Tarvos (34/8-16 S). Blowout probability, flow rates and duration are quantified for application in the environmental risk assessment. The overall blowout probability of the well is judged to be The oil blowout rates range between 300 and 1500 Sm 3 /d. It is found that the duration of a blowout could potentially amount to 70 days with a 0.4 % probability. Probability top/ sub Topside 0,10 Subsea 0,90 Rate (Sm3/d) 300 Probability distribution - duration Scenario probability Average = Average = Introduction Statoil is planning to start drilling the Tarvos (34/8-16 S) exploration wells during the Q in the Norwegian Sea. The semi-submersible drilling rig, Songa Trym, is planned used for drilling the well. The purpose of this note is to provide input to the environmental risk assessment regarding blowout probability, rates and duration. The assessment of risk figures in this note is based on: Historical blowout statistics /1/ Blowout and well leak frequencies /2/ Simulations of blowout rates /3/ Judgements and considerations in TPD TEX SST ST and in dialogue with the project. Gradering: Open Status: Draft Side 31 av 39

32 2 Well specific information Water depth at well location is 378 meters MSL. The distance RT-MSL of Songa Trym is 25 meters. The main target of the well is to test the presence of a commercial hydrocarbon accumulation in the Lomvi (primary), Lunde (secondary) and DeCo (secondary) sst formations.. A 13 3/8 casing will be set at 2100 meters TVD RKB. A 9 5/8 liner will be set at 2975 meters MD RKB. The reservoir will be penetrated in the 8 ½ diameter section. Total depth will be at about 3751 meters TVD RKB. The reservoir has a GOR of 10,000 Sm 3 /Sm 3. Normal pressure is expected in the reservoir. Expected reservoir data and fluid properties are shown in Table 1 and Table 2. Table 1: Expected reservoir parameters for Tarvos, ref /3/ Reservoir Data Unit Reservoir 1 Reservoir 2 Reservoir 3 Name Lomvi Lunde Deco Top reservoir m TVD MSL Gas Water Contact (GWC) m TVD MSL (3170) Net pay m TVD (67.5) Net/Gross ratio 0,57 0,29 0,54 Porosity v/v 0,16 0,15 0,18 Permeability md Kv/kh ratio 0,5 0,3 0,3 Pressure at top of reservoir bar Temperature at top of reservoir C Reservoir radius (re) m Reservoir length along well (X) m Reservoir width across well (Y) m X-position of well within reservoir m Y-position of well within reservoir m Discovery probability % Gradering: Open Status: Draft Side 32 av 39

33 Table 2: Fluid properties for the expected Tarvos reservoir, ref /3/. Fluid data Unit Reservoir 1 Reservoir 2 Reservoir 3 Reference field/well for fluid properties 34/8-17S 34/8-17S 34/8-17S FLUID PROPERTIES AT SURFACE CONDITIONS Gas gravity sg 0,61 0,61 0,61 Condensate density kg/m FLUID PROPERTIES AT RESERVOIR CONDITIONS Fluid type gas/oil/cond Gas/cond Gas/cond Gas/cond Gas density g/cc 0,25 0,24 0,23 Gas Viscosity cp 0,03 0,03 0,03 GOR / GCR (Single Flash) Sm3/Sm Formation Volume Factor Gas, Bg Rm3/Sm3 0, , ,00351 Gradering: Open Status: Draft Side 33 av 39

34 3 Blowout scenarios and probabilities During a drilling operation a blowout may result if a reservoir is penetrated while well pressure is in under balance with the formation pore pressure (well pressure < reservoir pressure), and a loss of well control follows. Three different scenarios are defined: 1. Top penetration Kick and loss of well control after 5 m reservoir penetration, typically due to higher reservoir pressure than expected. 2. Drilling ahead Kick and loss of well control after penetration of half the pay zone depth. Represents various causes of under balance while drilling ahead. 3. Tripping Kick and loss of well control after full reservoir penetration, typically due to swabbing during tripping. The overview of blowout causes given in /1/ (Table 4.9) combined with an assumption of annular flow do, in our opinion, justify the following probabilities: P(Top penetration blowout) = 0,20 P(Tripping blowout) = 0,40 Given the above definition of scenarios: P(Drilling ahead blowout) = 1,0 P(Top penetration or Tripping blowout) = 0,40. The blowout frequencies found in LR Consulting /2/ are the outset of our assessment. As the expected fluid of Tarvos is gas, a gas blowout frequency is used below; P(blowout exploration wild cat, gas well) = 1, per well The frequency relate to an average gas exploration well with blowout potential from a deep reservoir (shallow gas not included). Such blowout frequencies are typically applied to describe wells with potential hydrocarbon discovery in one section which is the case for Tarvos (34/8-16 S). Songa Trym will be used for drilling the wells. This is a semi-submersible drill rig which will be kept in position by dynamic positioning (DP) during the operation. It will operate with a subsea BOP and have the possibility to disconnect and abandon the site in case of a blowout. Based on information in Table 6.2 /2/ and an overall evaluation of different scenarios and sort of vessel a probability distribution between seabed and surface release scenarios is set to 90% and 10% in order of appearance. This results in the following probabilities: P(blowout with seabed release) = 1, ,90 = P(blowout with surface release) = 1, ,10 = Gradering: Open Status: Draft Side 34 av 39

35 4 Blowout rates Scenarios for blowout rate calculations have been defined and scenario probability distribution adjusted based on the above and well specific information. Blowout rates and scenario probabilities combined describe a well specific risk picture. Blowout rates to surface and seabed have been calculated by TEX SST ST, ref /3/.The simulated scenarios include; 1 Top penetration 5 meters of reservoir exposed 2 Drilling ahead 50 % of reservoir exposed 3 Tripping Reservoir fully exposed The simulation results are shown below in Table 3. Table 3: Simulated blowout condensate rates (Sm 3 /d), given a 8 ½ reservoir section Section 8 ½ Scenarios Scenario probability Blowout rates, Surface (Sm3/d) Blowout rates, Seabed (Sm 3 /d) Top penetration 20% Drilling ahead 40% Tripping 40% Expected rate*: *) Rounded off to nearest tenth. It is assumed that scenarios involve free, unrestricted annular flow and a total failure of the BOP. These assumptions are conservative. In the flow model the only restriction is the drillstring, i.e. free annular flow. This is reasonable according to blowout statistics since drillpipe and open hole flow are rather rare compared to annular flow. Though a partly closed BOP may serve as a restriction, even a small opening will give marginal choking effects and a partly closed ram may be severely degraded by erosion after a short period of time. For a full description of the rate calculations see ref /3/. Gradering: Open Status: Draft Side 35 av 39

36 5 Blowout duration An oil blowout can be stopped by: 1. Operator actions mechanical (capping) 2. Wellbore collapse and/or rock material plugging the well (bridging) 3. Altered fluid characteristics resulting from water or gas coning during a blowout 4. Drilling a relief well and applying kill mud The probability distribution of the duration of a possible blowout is derived by way of the approach utilised in /2/. An operation specific consideration of bridging probability or capping efficiency has not been attempted. Water/gas coning is not considered, as this would require more detailed reservoir information. The well specific input, time to drill a relief well, is presented in Table 4. One assumption in the assessment of blowout duration is that one relief well is sufficient to kill the well. Need for a second relief well would require a re-evaluation. Table 4: Time to drill a relief well (days), ref /3/ Time to: - make decisions - mobilise a rig; transfer, anchoring, supply of equipment and preparations - drilling, incl. 12 ¼ - geomagnetic steering into the well* - killing the well* Minimum: Most likely: Maximum: * Numbers related to these operations are found reasonable and used as default based on expert consultation. The required time to drill a relief well and kill a blowout is judged by the project to be between 34 and 77 days. A Monte Carlo simulation is performed to produce a duration distribution from the well specific input in Table 4. The expected time found is 54 days. A probability distribution is presented in Figure 1. Gradering: Open Status: Draft Side 36 av 39

37 Probability 0,60 0,50 0,40 0,30 0,20 0,10 0, Time to Drill a Relief Well (days) Figure 1: Duration distribution, Time to drill a relief well The probability distribution, found in Table 5 below, is constructed by combination of the well specific duration distribution and probabilities that a blowout will end by the mechanisms capping and bridging /2/. Based on Table 5 maximum blowout duration is suggested to be 70 days. Table 5: Probability distribution for a blowout to end as a function of time (days) Duration Duration Surface blowout Seabed blowout (days) (days) Surface blowout Seabed blowout 0,5 0,406 0, ,127 0, * probability of the preceding duration category. *Proba bilities in the tail end of the duratio n distribut ion (< 0,001) are added to the Different probability descriptions of the duration of a seabed or surface blowout are produced. Possible durations of a seabed or surface blowout are described by probabilities in Figure 2. In Figure 3 seabed and surface blowout duration and time to drill a relief well are described by cumulative probability curves. Gradering: Open Status: Draft Side 37 av 39

38 0,60 0,50 0,40 0,30 0,20 Surface Seabed 0,10 0, Blowout Duration (days) Figure 2: Blowout duration described by probability distributions Figure 3: Blowout duration described by cumulative distributions 6 References /1/ SINTEF: Blowout and Well Release Characteristics and Frequencies, 2014, report SINTEF F26576, 30 December /2/ LR Consulting: Blowout and Well Release Frequencies based on Sintef Offshore Blowout Database 2014, report no /2015/R3, rev Final, 17 March Gradering: Open Status: Draft Side 38 av 39

Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 30/11-11 Madam Felle

Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 30/11-11 Madam Felle Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 30/11-11 Madam Felle Gradering: Open Status: Final Side 1 av 43 Tittel: Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 30/11-11 Madam Felle Dokumentnr.:

Detaljer

Beredskapsanalyse Gudrunfeltet

Beredskapsanalyse Gudrunfeltet Analyse av feltspesifikke krav til beredskap mot akutt forurensning, fra åpent hav til kyst- og strandsone Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2018-04-08 Side 1 av 18 Tittel: Beredskapsanalyse

Detaljer

Beredskapsanalyse: Johan Sverdrup

Beredskapsanalyse: Johan Sverdrup Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: Side 1 av 28 Tittel: Beredskapsanalyse: Johan Sverdrup Dokumentnr.: Kontrakt: Prosjekt: Gradering: Åpen Utløpsdato: Distribusjon: Kan distribueres fritt Status

Detaljer

Beredskapsanalyse for Tordisfeltet - nov 2014

Beredskapsanalyse for Tordisfeltet - nov 2014 Gradering: Open Status: Final Side 1 av 27 Tittel: Beredskapsanalyse for Tordisfeltet - nov 2014 Dokumentnr.: Kontrakt: Prosjekt: Gradering: Open Utløpsdato: Distribusjon: Fritt Status Final Utgivelsesdato:

Detaljer

Oppdatering av gap-analyse av beredskapsbehov for akutt utslipp på Gjøa.

Oppdatering av gap-analyse av beredskapsbehov for akutt utslipp på Gjøa. TEKNISK N O T A T Sep. 2006 TIL Gjøa prosjektet v/ Kari Sveinsborg Eide KOPI Kåre Salte FRA SAK Anette Boye, T&P ANT HMST Oppdatering av gap-analyse av beredskapsbehov. Innhold 1 INNLEDNING... 3 2 BEREDSKAPSMESSIGE

Detaljer

Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 30/9-28S B-Vest Angkor Thom

Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 30/9-28S B-Vest Angkor Thom 30/9-28S B-Vest Angkor Thom Gradering: Open Status: Final Utløpsdato: 2016-07-31 Side 1 av 58 Tittel: Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn Dokumentnr.: Kontrakt: Prosjekt: Gradering: Distribusjon:

Detaljer

Klifs søknadsveileder

Klifs søknadsveileder Klifs søknadsveileder Resultater av det pågående arbeidet med hovedfokus på kravene om miljørisiko- og beredskapsanalyse Ingeborg Rønning Lokasjon og tidsperiode Analysene bør normalt gjennomføres slik

Detaljer

Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg

Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 6706/12-3 Roald Rygg Gradering: Åpen Status: Final Side 2 av 37 Innholdsfortegnelse 1 Sammendrag... 4 2 Innledning... 5 2.1 Definisjoner og forkortelser...

Detaljer

Miljørisiko- og beredskapsanalyse for utbygging og drift av Valemonfeltet

Miljørisiko- og beredskapsanalyse for utbygging og drift av Valemonfeltet Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2011-04-22 Side 1 av 13 Tittel: Miljørisiko- og beredskapsanalyse for utbygging og drift av Valemonfeltet Dokumentnr.: Kontrakt: Prosjekt: Gradering: Distribusjon:

Detaljer

DET NORSKE VERITAS. Rapport Forenklet beredskapsanalyse for avgrensningsbrønnene 16/4-8 og 16/4-9 i PL 359. Lundin Norway AS

DET NORSKE VERITAS. Rapport Forenklet beredskapsanalyse for avgrensningsbrønnene 16/4-8 og 16/4-9 i PL 359. Lundin Norway AS Rapport Forenklet beredskapsanalyse for avgrensningsbrønnene 16/4-8 og 16/4-9 i PL Lundin Norway AS DNV Rapportnr. 2013-1810 Rev.01, 2014-01-24 Innholdsfortegnelse KONKLUDERENDE SAMMENDRAG... 1 1 INNLEDNING...

Detaljer

DET NORSKE VERITAS. Rapport Miljørettet risiko- og beredskapsanalyse for letebrønn Byrkje i Barentshavet - sammendragsrapport. GDF SUEZ E&P Norge AS

DET NORSKE VERITAS. Rapport Miljørettet risiko- og beredskapsanalyse for letebrønn Byrkje i Barentshavet - sammendragsrapport. GDF SUEZ E&P Norge AS Rapport Miljørettet risiko- og beredskapsanalyse for letebrønn Byrkje i Barentshavet - GDF SUEZ E&P Norge AS Rapportnr./DNV Referansenr.: / 16PQGE-1 Rev. 0, 2013-06-11 Innholdsfortegnelse FORORD... 1

Detaljer

Sammenligning beredskapsdimensjonering for Goliat gammel og ny analyse og oljedriftsmodell

Sammenligning beredskapsdimensjonering for Goliat gammel og ny analyse og oljedriftsmodell NOTAT TIL: ENI Norge v/ Ole Hansen, Erik Bjørnbom NOTAT NR.: 12OYMZB-3/ BRUDE FRA: DNV KOPI: DATO: 2010-08-19 SAKSBEH.: Odd Willy Brude Sammenligning beredskapsdimensjonering for Goliat gammel og ny analyse

Detaljer

Beredskapsanalyse: Heidrun Analyse av feltspesifikke krav til beredskap mot akutt forurensning, åpent hav til kystsone

Beredskapsanalyse: Heidrun Analyse av feltspesifikke krav til beredskap mot akutt forurensning, åpent hav til kystsone Analyse av feltspesifikke krav til beredskap mot akutt forurensning, åpent hav til kystsone Gradering: Internal Status: Final : Side 1 av 21 Tittel: Beredskapsanalyse: Heidrun Dokumentnr.: Kontrakt: Prosjekt:

Detaljer

Referansebasert miljørisikoanalyse (MRA) og forenklet beredskapsanalyse (BA) for avgrensningsbrønn 7220/11-3 Alta III i PL609 i Barentshavet

Referansebasert miljørisikoanalyse (MRA) og forenklet beredskapsanalyse (BA) for avgrensningsbrønn 7220/11-3 Alta III i PL609 i Barentshavet Referansebasert miljørisikoanalyse (MRA) og forenklet beredskapsanalyse (BA) for avgrensningsbrønn 7220/11-3 Alta III i PL609 i Barentshavet Lundin Norway AS Rapport Nr.: 2015-0110, Rev 00 Dokument Nr.:

Detaljer

DET NORSKE VERITAS. Rapport Beredskapsanalyse for produksjonsboring på Goliat. ENI Norge AS

DET NORSKE VERITAS. Rapport Beredskapsanalyse for produksjonsboring på Goliat. ENI Norge AS DET NORSKE VERITAS Rapport Beredskapsanalyse for produksjonsboring på Goliat ENI Norge AS Rapportnr./DNV Referansenr.: / 12NLC0E-1 Rev. 01, 2011-09-22 Innholdsfortegnelse 1 KONKLUDERENDE SAMMENDRAG...

Detaljer

Miljøperspektiver i beredskapsplanlegging Seminar ESRA-Norge, 22. mars 2012

Miljøperspektiver i beredskapsplanlegging Seminar ESRA-Norge, 22. mars 2012 Miljøperspektiver i beredskapsplanlegging Seminar ESRA-Norge, 22. mars 2012 Ann Mari Vik Green, Klif Innhold Regelverk og veiledninger fra Klif Grunnprinsipper bak krav til dimensjonering Spesielle problemstillinger

Detaljer

Oppsummering av miljørisikoanalyse samt krav til beredskap mot akutt forurensning for utbygging og drift av Aasta Hansteen-feltet

Oppsummering av miljørisikoanalyse samt krav til beredskap mot akutt forurensning for utbygging og drift av Aasta Hansteen-feltet drift av Aasta Hansteen-feltet Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 1 av 39 Gradering: Internal Status: Final Utløpsdato: 2013-05-31 Side 2 av 39 Table of Contents 1 Sammendrag...

Detaljer

Vurdering av miljørisiko og oljevernberedskapsbehov for 30/11-13 Beerenberg

Vurdering av miljørisiko og oljevernberedskapsbehov for 30/11-13 Beerenberg Vår dato Vår referanse Vår saksbehandler 2015-12-18 AU-TPD DW ED-0095 Trine Knutsen Deres dato Deres referanse Vurdering av miljørisiko og oljevernberedskapsbehov for 30/11-13 Beerenberg Brønnen 30/11-13

Detaljer

Produksjon og drift av Edvard Grieg

Produksjon og drift av Edvard Grieg Lundin Norway AS Postboks 247 1326 LYSAKER Oslo, 16.12.2015 Att: Deres ref.: [Deres ref.] Vår ref. (bes oppgitt ved svar): 2013/4081 Saksbehandler: Angelika Baumbusch Produksjon og drift av Edvard Grieg

Detaljer

PRESSEPAKKE JETTE I DRIFT DET NORSKE OLJESELSKAP ASA

PRESSEPAKKE JETTE I DRIFT DET NORSKE OLJESELSKAP ASA PRESSEPAKKE JETTE I DRIFT DET NORSKE OLJESELSKAP ASA INNHOLDSFORTEGNELSE 1 INNLEDNING... 2 1.1 FORMÅL MED DOKUMENTET... 2 1.2 DET NORSKE OLJESELSKAP... 2 2 OM JETTEFELTET... 2 2.1 EN BESKRIVELSE... 3 2.2

Detaljer

Oljeindustriens kystnære beredskap ref. Finnmark prosjektet

Oljeindustriens kystnære beredskap ref. Finnmark prosjektet Nasjonalt Beredskapsseminar mot akutt forurensing Bergen 1. og 2. november 2011 Oljeindustriens kystnære beredskap ref. Finnmark prosjektet Oddbjørg V. Greiner Direktør Operativ www.nofo.no Operatørselskap

Detaljer

NOFO. NOFO ressurser. pr. 17.02.14 NORSK OLJEVERNFORENING FOR OPERATØRSELSKAP SIDE 1

NOFO. NOFO ressurser. pr. 17.02.14 NORSK OLJEVERNFORENING FOR OPERATØRSELSKAP SIDE 1 ressurser pr. 7.02.4 NORSK OLJEVERNFORENING FOR OPERATØRSELSKAP SIDE Ressurser fra Barriere og 2 kan benyttes i kystnært oljevern NORSK OLJEVERNFORENING FOR OPERATØRSELSKAP SIDE 2 Operativ organisering

Detaljer

Oppfølging av norsk beredskapsutvikling basert på Macondoutslippet

Oppfølging av norsk beredskapsutvikling basert på Macondoutslippet Oppfølging av norsk beredskapsutvikling basert på Macondoutslippet Når ulykker truer miljøet 17. februar 2011 Sjefingeniør Kirsti Natvig Beredskap i kyst og strandsone 15. april 2010 Oppdateringen av kunnskapsgrunnlaget

Detaljer

Strategiplan Norsk Oljevernforening for Operatørerselskap Samarbeid. Effektivt & robust oljevern. Utvikling

Strategiplan Norsk Oljevernforening for Operatørerselskap Samarbeid. Effektivt & robust oljevern. Utvikling Strategiplan Norsk Oljevernforening for Operatørerselskap 2016-2020 Samarbeid Effektivt & robust oljevern Utvikling Strategi for NOFO 2016 2020 Innledning Sikkerhets - og beredskapsnivået knyttet til petroleumsvirksomheten

Detaljer

Oljevernberedskapen for Goliat - med hovedvekt på kystnær beredskap

Oljevernberedskapen for Goliat - med hovedvekt på kystnær beredskap Oljevernberedskapen for Goliat - med hovedvekt på kystnær beredskap Nasjonalt seminar for beredskap mot akutt forurensing Bergen 1. og 2. november 2011 Ole Hansen, Eni Norge www.goliatinfo.no Innhold Goliatfeltet

Detaljer

Pressepakke Jette Drift Brønn 25/8-E-1 H og 25/8-D-1 AH T3, samt havbunnsanlegg inkl rørledning. No. of Sheets: Document Number: ????

Pressepakke Jette Drift Brønn 25/8-E-1 H og 25/8-D-1 AH T3, samt havbunnsanlegg inkl rørledning. No. of Sheets: Document Number: ???? 02 151006 Oppdatering 01 140510 Utkast Stein Risstad Larssen Anita Grimsrud Torgeir Anda Rev. Date Reason for Issue Prep. Checked Accepted Drift Brønn 25/8-E-1 H og 25/8-D-1 AH T3, samt havbunnsanlegg

Detaljer

DET NORSKE VERITAS. Rapport Oljedriftsmodellering; spredning av olje ved akuttutslipp til sjø. Olje- og energidepartementet

DET NORSKE VERITAS. Rapport Oljedriftsmodellering; spredning av olje ved akuttutslipp til sjø. Olje- og energidepartementet Rapport Oljedriftsmodellering; spredning av olje ved akuttutslipp til sjø Olje- og energidepartementet Rapportnr./DNV Referansenr.: / 12HF2X9-2 Rev. 1, 21-2-12 Oljedriftsmodellering; spredning av olje

Detaljer

Miljørisikoanalyse (MRA) og forenklet beredskapsanalyse (BA) for letebrønn 7130/4-1 Ørnen i PL708 i Barentshavet Lundin Norway AS

Miljørisikoanalyse (MRA) og forenklet beredskapsanalyse (BA) for letebrønn 7130/4-1 Ørnen i PL708 i Barentshavet Lundin Norway AS Miljørisikoanalyse (MRA) og forenklet beredskapsanalyse (BA) for letebrønn 7130/4-1 Ørnen i PL708 i Barentshavet Lundin Norway AS Rapport Nr.: 2015-0005, Rev 00 Dokument Nr.: 1K45DTG-3 Dato: 2015-06-11

Detaljer

OPERAto-basert Miljørisikoanalyse (MRA) for avgrensningsbrønn 16/1-23S i PL338 i Nordsjøen

OPERAto-basert Miljørisikoanalyse (MRA) for avgrensningsbrønn 16/1-23S i PL338 i Nordsjøen OPERAto-basert Miljørisikoanalyse (MRA) for avgrensningsbrønn 16/1-23S i PL338 i Nordsjøen Lundin Norway AS Rapport Nr.: 2014-1504, Rev 00 Dokument Nr.: 18SRTN2-4 Dato: 2014-12-05 Innholdsfortegnelse

Detaljer

Prosjekt for styrket oljevern i Finnmark

Prosjekt for styrket oljevern i Finnmark Prosjekt for styrket oljevern i Finnmark Beredskapsforum 2.2.2011 Ole Hansen, Eni Norge www.goliatinfo.no Innhold Strategi for styrket oljevern i nord Målsettinger og vilkår Organisering av prosjektet

Detaljer

Oljedriftsmodellering og analyse av gassutblåsning i det nordøstlige Norskehvaet

Oljedriftsmodellering og analyse av gassutblåsning i det nordøstlige Norskehvaet Oljedriftsmodellering og analyse av gassutblåsning i det nordøstlige Norskehvaet Kunnskapsinnhenting for det nordøstlige Norskehavet Utarbeidet på oppdrag fra Olje- og energidepartementet Innledning ved

Detaljer

DET NORSKE VERITAS. Rapport Miljørisikoanalyse (MRA) for utbygging og drift av 16/2-6 Johan Sverdrup feltet i PL265 og PL501 i Nordsjøen.

DET NORSKE VERITAS. Rapport Miljørisikoanalyse (MRA) for utbygging og drift av 16/2-6 Johan Sverdrup feltet i PL265 og PL501 i Nordsjøen. Rapport Miljørisikoanalyse (MRA) for utbygging og drift av 16/2-6 Johan Sverdrup feltet i PL265 og PL501 i Nordsjøen Statoil ASA Rapportnr./ Rev. 00, 2014-06-20 Innholdsfortegnelse KONKLUDERENDE SAMMENDRAG...

Detaljer

Innsatsgruppe kyst IGK. Norsk Oljevernforening For Operatørselskap

Innsatsgruppe kyst IGK. Norsk Oljevernforening For Operatørselskap Innsatsgruppe kyst IGK Norsk Oljevernforening For Operatørselskap NOFOs formål og hovedoppgave NOFO har som formål å administrere og vedlikeholde en oljevernberedskap som inkluderer personell, utstyr og

Detaljer

KYST OG HAVNEFONFERANSEN 2011. Oljeindustriens oljevernberedskap generelt og spesielt i nord

KYST OG HAVNEFONFERANSEN 2011. Oljeindustriens oljevernberedskap generelt og spesielt i nord KYST OG HAVNEFONFERANSEN 2011 Oljeindustriens oljevernberedskap generelt og spesielt i nord NOFO Samarbeidet om oljevern i Norge I over fire tiår har olje- og gassindustrien vært en viktig del av norsk

Detaljer

HMS konferansen 2010 Reaksjonstid og beredskapspunkter- hva er mulig- hvem setter normene- hva er godt nok? Tor Greger Hansen Statoil ASA

HMS konferansen 2010 Reaksjonstid og beredskapspunkter- hva er mulig- hvem setter normene- hva er godt nok? Tor Greger Hansen Statoil ASA HMS konferansen 2010 Reaksjonstid og beredskapspunkter- hva er mulig- hvem setter normene- hva er godt Tor Greger Hansen Statoil ASA Onsdag 09. juni 2010 2010-06-08 mulig-hvem setter normene-hva er godt

Detaljer

Vanndyp og avstand til land: m dyp, km fra

Vanndyp og avstand til land: m dyp, km fra AKSJONSPLAN Aksjon mot akutt forurensning - Utarbeidet av Godkjent av Dato Kl 1. SITUASJONSBESKRIVELSE 1.1 Kort beskrivelse av hendelsen Kilden til utslippet Sted (posisjon) o N, o E Vanndyp og avstand

Detaljer

Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser

Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser Etablert: 16.06.2007 Revisjon nr: 04 Rev. dato: 16.08.2013 Side: 1 Forord Denne veiledningen er utarbeidet av Norsk olje og gass fagnettverk for miljørisiko

Detaljer

Utkast til innsatsordre nr.1. Akuttfase kyst- og strand Influensområde PL 530 Heilo

Utkast til innsatsordre nr.1. Akuttfase kyst- og strand Influensområde PL 530 Heilo Utkast til innsatsordre nr.1. Akuttfase kyst- og strand Influensområde PL 530 Heilo Utarbeidet av Norwegian Petro Services AS Side 1 Innholdsfortegnelse INNHOLDSFORTEGNELSE 2 UTKAST TIL INNSATSPLAN NR.1

Detaljer

Norsk oljevern gjennom 40 år 1972-2012 Fagsamling 16. februar 2012. Fra Ekofisk til Goliat oljeindustriens utvikling av oljevern. Sjur W.

Norsk oljevern gjennom 40 år 1972-2012 Fagsamling 16. februar 2012. Fra Ekofisk til Goliat oljeindustriens utvikling av oljevern. Sjur W. Norsk oljevern gjennom 40 år 1972-2012 Fagsamling 16. februar 2012 Fra Ekofisk til Goliat oljeindustriens utvikling av oljevern Sjur W. Knudsen Adm.dir. www.nofo.no Den første tiden.. Fra 1961 hadde Esso

Detaljer

Krav i dagens regelverk til faglig vurdering av dispergering

Krav i dagens regelverk til faglig vurdering av dispergering Krav i dagens regelverk til faglig vurdering av dispergering Workshop dispergering NOFO 15.12.2011 Kirsti Natvig forurensningsforskriften Kap 19 om sammensetning og bruk av dispergeringsmidler og strandrensemidler

Detaljer

1 SAMMENDRAG... 3 2 GRUNNLAGSINFORMASJON... 4 3 MILJØBESKRIVELSE OPPSUMMERING... 23 4 MILJØRISIKOANALYSE... 26 5 BEREDSKAPSANALYSE OLJEVERN...

1 SAMMENDRAG... 3 2 GRUNNLAGSINFORMASJON... 4 3 MILJØBESKRIVELSE OPPSUMMERING... 23 4 MILJØRISIKOANALYSE... 26 5 BEREDSKAPSANALYSE OLJEVERN... 62 2 av 62 Innhold Side 1 SAMMENDRAG... 3 2 GRUNNLAGSINFORMASJON... 4 2.1 IVAR AASEN-FELTET... 4 2.2 FORKORTELSER OG DEFINISJONER... 6 2.3 REGELVERK... 6 2.4 DET NORSKES HMS MÅL OG INTERNE KRAV... 7 2.5

Detaljer

SAMMENDRAG ENI NORGE AS MILJØRETTET RISIKO- OG BEREDSKAPSANALYSE BRØNN 7122/7-3 BRØNN 7122/7-4 BRØNN 7122/7-5 NOFO

SAMMENDRAG ENI NORGE AS MILJØRETTET RISIKO- OG BEREDSKAPSANALYSE BRØNN 7122/7-3 BRØNN 7122/7-4 BRØNN 7122/7-5 NOFO NOFO SAMMENDRAG MILJØRETTET RISIKO- OG BEREDSKAPSANALYSE BRØNN 7122/7-3 BRØNN 7122/7-4 BRØNN 7122/7-5 ENI NORGE AS RAPPORT NR: 1205-05-01 MÅNED: 02-05 Rev.: 00 INNHOLDSFORTEGNELSE INNHOLDSFORTEGNELSE

Detaljer

Orientering om norsk oljevernberedskap & ressurser for å utvikle og teste ny teknologi

Orientering om norsk oljevernberedskap & ressurser for å utvikle og teste ny teknologi NOFO og Kystverkets teknologiutviklingsprogram Oljevern205 Orientering om norsk oljevernberedskap & ressurser for å utvikle og teste ny teknologi Stavanger 9. september 204 Steinar L.Gyltnes Seksjonsleder,

Detaljer

NOFO som samarbeidspartner med lokale aktører

NOFO som samarbeidspartner med lokale aktører KYSTBEREDSKAPSKONFERANSEN PÅ HELGELAND 2011 NOFO som samarbeidspartner med lokale aktører Organisasjon - Ressurser - Samarbeid - Teknologiutvikling Strategier/Tiltak www.nofo.no NOFO Samarbeidet om oljevern

Detaljer

Norsk Oljevernforening For Operatørselskap (NOFO) NOFO PERTRA

Norsk Oljevernforening For Operatørselskap (NOFO) NOFO PERTRA (NOFO) offisielt navnet fra NOFO PERTRA Satsningsområder Informasjon Varslings- og inforutiner Fond for styrking av oljevernet Mekanisk oppsamling Høyviskøse oljer NOFO standard Simuleringsverktøy/modell

Detaljer

DET NORSKE VERITAS. Energy Rapport Miljørisikoanalyse for utbygging og drift av Gudrun- og Sigrunfeltet. StatoilHydro ASA

DET NORSKE VERITAS. Energy Rapport Miljørisikoanalyse for utbygging og drift av Gudrun- og Sigrunfeltet. StatoilHydro ASA Energy Rapport Miljørisikoanalyse for utbygging og drift av Gudrun- og Sigrunfeltet StatoilHydro ASA Rapportnr./ Rev. 01, 2009-08-24 Innholdsfortegnelse 1 SAMMENDRAG... 1 2 INNLEDNING... 2 2.1 Bakgrunn...

Detaljer

DET NORSKE VERITAS. Rapport Miljørisikoanalyse (MRA) og forenklet Beredskapsanalyse (BA) for letebrønn 35/-9-X Atlas i PL420 i Nordsjøen

DET NORSKE VERITAS. Rapport Miljørisikoanalyse (MRA) og forenklet Beredskapsanalyse (BA) for letebrønn 35/-9-X Atlas i PL420 i Nordsjøen Rapport Miljørisikoanalyse (MRA) og forenklet Beredskapsanalyse (BA) for letebrønn 35/-9-X Atlas i PL420 i Nordsjøen RWE Dea Norge AS Rapportnr./ Rev. 00, 2014-01-24 Innholdsfortegnelse KONKLUDERENDE

Detaljer

DET NORSKE VERITAS. Rapport Miljørisikoanalyse for Dagny & Eirin feltet i PL029 i Nordsjøen. Statoil ASA

DET NORSKE VERITAS. Rapport Miljørisikoanalyse for Dagny & Eirin feltet i PL029 i Nordsjøen. Statoil ASA Rapport Miljørisikoanalyse for Dagny & Eirin feltet i PL029 i Nordsjøen Statoil ASA Rapportnr./ Rev. 00, 2012-05-14 Innholdsfortegnelse KONKLUDERENDE SAMMENDRAG... 1 DEFINISJONER OG FORKORTELSER... 2

Detaljer

Goliat styrker oljevernberedskapen i Finnmark

Goliat styrker oljevernberedskapen i Finnmark Goliat styrker oljevernberedskapen i Finnmark Nye konsepter, nye metoder og ny teknologi Eni Norge og partner Statoil har i samarbeid med Norsk Oljevernforening For Operatørselskaper (NOFO) utarbeidet

Detaljer

Tillatelse etter forurensningsloven

Tillatelse etter forurensningsloven Tillatelse etter forurensningsloven for boring av letebrønn 2/9-5S og 2/9-5A Heimdalshø - PL 494 Det norske oljeseskap ASA Tillatelsen er gitt i medhold av lov om vern mot forurensninger og om avfall (forurensningsloven)

Detaljer

Teknisk Rapport Forvaltningsplan Norskehavet - Miljøkonsekvenser akutt utslipp. Olje- og energidepartementet

Teknisk Rapport Forvaltningsplan Norskehavet - Miljøkonsekvenser akutt utslipp. Olje- og energidepartementet Teknisk Rapport Forvaltningsplan Norskehavet - Miljøkonsekvenser akutt utslipp Rapport nr./dnv ref nr: REV, 2008-02-20 RAPPORT for 2002 Det Norske Veritas AS All rights reserved. This publication or parts

Detaljer

Klima- og forurensningsdirektoratet vurdering av de foreslåtte blokkene

Klima- og forurensningsdirektoratet vurdering av de foreslåtte blokkene Miljøverndepartementet Boks 8013 Dep 0030 Oslo Klima- og forurensningsdirektoratet Postboks 8100 Dep, 0032 Oslo Besøksadresse: Strømsveien 96 Telefon: 22 57 34 00 Telefaks: 22 67 67 06 E-post: postmottak@klif.no

Detaljer

Norsk Oljevernberedskap. Generell struktur og aktører

Norsk Oljevernberedskap. Generell struktur og aktører Norsk Oljevernberedskap Generell struktur og aktører 3 nivåer Statlig beredskap Privat beredskap Kommunal beredskap Privat beredskap NOFO Norsk Oljevernforening For Operatørselskap (NOFO) er en sammenslutning

Detaljer

Tillatelse etter forurensningsloven

Tillatelse etter forurensningsloven Tillatelse etter forurensningsloven boring av avgrensningsbrønn og produksjonsbrønner på Goliatfeltet, PL 229 og 229B Eni Norge AS Tillatelsen er gitt i medhold av lov om vern mot forurensninger og om

Detaljer

Endring av tillatelse etter forurensingsloven for produksjon og drift på Snorre og Vigdis - Statoil Petroleum AS

Endring av tillatelse etter forurensingsloven for produksjon og drift på Snorre og Vigdis - Statoil Petroleum AS Statoil Petroleum AS 4035 STAVANGER Oslo, 12.6.2015 Deres ref.: AU-DPN-OS SN-0038 Vår ref. (bes oppgitt ved svar): 2013/142 Saksbehandler: Solveig Aga Solberg Endring av tillatelse etter forurensingsloven

Detaljer

Norsk Oljevernberedskap

Norsk Oljevernberedskap Norsk Oljevernberedskap Generell struktur og aktører 3 nivåer Privat beredskap Kommunal beredskap Statlig beredskap Privat beredskap NOFO Norsk Oljevernforening For Operatørselskap (NOFO) er en sammenslutning

Detaljer

Deepwater horizon og norsk beredskap - Kystverkets oppfølging ift statlig beredskap -

Deepwater horizon og norsk beredskap - Kystverkets oppfølging ift statlig beredskap - Deepwater horizon og norsk beredskap - Kystverkets oppfølging ift statlig beredskap - Johan Marius Ly Beredskapsdirektør KLIF/ OLF Beredskapsforum, 2. februar 2011 Hva skal jeg si noe om.. Fra Full City

Detaljer

Høringsuttalelse til søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for boring av avgrensningsbrønn 7125/4-2, Nucula

Høringsuttalelse til søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for boring av avgrensningsbrønn 7125/4-2, Nucula Statens forurensningstilsyn Pb 8100 Dep 0032 Oslo Deres ref: 2008/1212-2 448.1 27. august 2008 Høringsuttalelse til søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for boring av avgrensningsbrønn

Detaljer

Fagseminar med fokus på dispergering som beredskapstiltak

Fagseminar med fokus på dispergering som beredskapstiltak NOFO Fagseminar med fokus på dispergering som beredskapstiltak Ståle Jensen (Miljørådgiver) NOFO 15. desember 2011 Dispergering - Historikk og status (Torrey Canyon) (Braer) 1967 ~1975 1993 2005 Hydrokarbonbasert

Detaljer

OLJEINDUSTRIENS LANDSFORENING METODE FOR MILJØRETTET RISIKOANALYSE (MIRA) REVISJON 2007

OLJEINDUSTRIENS LANDSFORENING METODE FOR MILJØRETTET RISIKOANALYSE (MIRA) REVISJON 2007 OLJEINDUSTRIENS LANDSFORENING METODE FOR MILJØRETTET RISIKOANALYSE (MIRA) REVISJON 2007 REVISJON APRIL 2007 Dato for første utgivelse: Prosjekt nr.: 2007-01-04 66111466 Godkjent av: Tor Jensen Head of

Detaljer

Miljørisiko- og beredskapsanalyse

Miljørisiko- og beredskapsanalyse Miljørisiko- og beredskapsanalyse Brønn 7224/2 (Kvalross) i PL 611 Wintershall Norge AS Akvaplan-niva AS Rådgivning og forskning innen miljø og akvakultur Org.nr.: NO 937 375 158 MVA Framsenteret 9296

Detaljer

Utfordringer i oljevernberedskapen når aktiviteten beveger seg mot nord Når ulykker truer miljøet i nord 8. april 2014 Tore Killingland, Norsk olje

Utfordringer i oljevernberedskapen når aktiviteten beveger seg mot nord Når ulykker truer miljøet i nord 8. april 2014 Tore Killingland, Norsk olje Utfordringer i oljevernberedskapen når aktiviteten beveger seg mot nord Når ulykker truer miljøet i nord 8. april 2014 Tore Killingland, Norsk olje og gass 2 08.04.2014 - PRESENTATION TITLE. INSERT FROM

Detaljer

«Med fokus på beredskap» Svein Henning Lysgaard Direktør Beredskap NOFO. Nordområdekonferansen Narvik november 2015

«Med fokus på beredskap» Svein Henning Lysgaard Direktør Beredskap NOFO. Nordområdekonferansen Narvik november 2015 Norsk Oljevernforening For Operatørselskap «Med fokus på beredskap» Svein Henning Lysgaard Direktør Beredskap NOFO Nordområdekonferansen Narvik 8-9. november 205 Med fokus på beredskap Agenda Hva er NOFO

Detaljer

DET NORSKE VERITAS. Energy Rapport WWF-Norge. Simulering av oljeutblåsning utenfor Lofoten og Vesterålen

DET NORSKE VERITAS. Energy Rapport WWF-Norge. Simulering av oljeutblåsning utenfor Lofoten og Vesterålen Energy Rapport WWF-Norge Simulering av oljeutblåsning utenfor Lofoten og Vesterålen Rapportnr./DNV Referansenr.: / 125POAF-6 Rev. 0, 2009-08-26 Oppdragsgiver: WWF-Norge Postboks 6784 St. Olavs Plass 0130

Detaljer

Tillatelser etter forurensningsloven. Retningslinjer for søknader om petroleumsvirksomhet til havs

Tillatelser etter forurensningsloven. Retningslinjer for søknader om petroleumsvirksomhet til havs Tillatelser etter forurensningsloven Retningslinjer for søknader om petroleumsvirksomhet til havs TA 2847 2011 Forord Klima- og forurensningsdirektoratet (Klif) mottar og behandler hvert år et betydelig

Detaljer

Status for oljevernberedskapen. sokkel. Kapasitet robusthet teknologiutvikling

Status for oljevernberedskapen. sokkel. Kapasitet robusthet teknologiutvikling Status for oljevernberedskapen pa norsk sokkel Kapasitet robusthet teknologiutvikling Status for oljevernberedskapen på norsk sokkel Side: 1 Innhold 1 OPPSUMMERING... 3 2 INNLEDNING... 7 2.1 Bakgrunn...

Detaljer

Norges rikeste miljøvernorganisasjon

Norges rikeste miljøvernorganisasjon Oljeindustriens behov for beredskap rundt håndtering av oljeskadet vilt NOFO Norges rikeste miljøvernorganisasjon http://www.youtube.com /watch?v=hxfwfjz59pk Ståle Jensen Miljørådgiver / Environmental

Detaljer

Tillatelse etter forurensningsloven

Tillatelse etter forurensningsloven Tillatelse etter forurensningsloven for boring av letebrønn 6406/6-4 Tvillingen Sør, PL510 Mærsk Oil Norway AS Tillatelsen er gitt i medhold av lov om vern mot forurensninger og om avfall (forurensningsloven)

Detaljer

Oljevernberedskap. Lav risiko høy beredskap. Faktaark fra OLF Oljeindustriens Landsforening

Oljevernberedskap. Lav risiko høy beredskap. Faktaark fra OLF Oljeindustriens Landsforening Faktaark fra OLF Oljeindustriens Landsforening Oljevernberedskap Risikoen for et stort akutt utslipp av olje som følge av leteboring eller produksjon på norsk sokkel er svært lav. Likevel kan man aldri

Detaljer

Miljørisiko- og beredskapsanalyse

Miljørisiko- og beredskapsanalyse Miljørisiko- og beredskapsanalyse Brønn 31/10-1 (Lupus) i PL 507 Tullow Oil Norge AS Akvaplan-niva AS Rådgivning og forskning innen miljø og akvakultur Org.nr: NO 937 375 158 MVA Framsenteret 9296 Tromsø

Detaljer

Boring av letebrønn15/12-24, Snømus, PL 672

Boring av letebrønn15/12-24, Snømus, PL 672 Talisman Energy Norge AS Postboks 649 Sentrum 4003 STAVANGER Oslo, 16.02.2015 Deres ref.: TEN-MDIR-2014-0031 Vår ref. (bes oppgitt ved svar): 2014/14048 Saksbehandler: Solveig Aga Solberg Boring av letebrønn15/12-24,

Detaljer

Einar Lystad Fagsjef Utslipp til sjø OLF. Petroleumsvirksomhet..i nord

Einar Lystad Fagsjef Utslipp til sjø OLF. Petroleumsvirksomhet..i nord Einar Lystad Fagsjef Utslipp til sjø OLF Petroleumsvirksomhet..i nord Miljø og petroleumsvirksomhet Rammeverk - Lover og forskrifter Petroleumsvirksomhet og forurensning Utslipp til sjø Nullutslipp Miljøovervåking

Detaljer

Brønn: 7220/11-3. Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for boring av brønn 7220/11-3 på lisens 609 PL 609

Brønn: 7220/11-3. Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for boring av brønn 7220/11-3 på lisens 609 PL 609 Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for boring av brønn 7220/-3 på lisens 609 Brønn: 7220/-3 Rigg: Island Innovator February 205 Document number: 7220/-3 Side 2 av 52 7220/-3 Innholdsfortegnelse

Detaljer

Boring av letebrønn 4/4-1 Brattholmen PL541

Boring av letebrønn 4/4-1 Brattholmen PL541 Repsol Exploration Norge Stortingsgata 8 0161 Oslo Oslo, 26.08.2013 Deres ref.: Ole-Andreas Isdahl Vår ref. (bes oppgitt ved svar): 2013/173 Saksbehandler: Reidunn Stokke Boring av letebrønn 4/4-1 Brattholmen

Detaljer

Lundin Norway AS Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for boring av brønn 25/10-12 på lisens 625 Boreriggen Island Innovator

Lundin Norway AS Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for boring av brønn 25/10-12 på lisens 625 Boreriggen Island Innovator Lundin Norway AS Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for boring av brønn 25/10-12 på lisens 625 Boreriggen Island Innovator Doc. No: P625-LUN-S-RA-3001 Side 1 av 50 Innholdsfortegnelse

Detaljer

Akutt forurensning - oljevernberedskap Hilde Dolva

Akutt forurensning - oljevernberedskap Hilde Dolva Akutt forurensning - oljevernberedskap Hilde Dolva Innhold Kystverket og oppgaver Full City aksjonen Oljes egenskaper og skjebne Olje og marine organismer Miljøundersøkelser Kystverkets hovedkontor Kystdirektør

Detaljer

Avgjørelse i klagesak utslipp ved Statoils boring av letebrønn 7122/6-2 Tornerose (PL110B)

Avgjørelse i klagesak utslipp ved Statoils boring av letebrønn 7122/6-2 Tornerose (PL110B) I henhold til adresseliste Deres ref Vår ref 200504042 Dato Avgjørelse i klagesak utslipp ved Statoils boring av letebrønn 7122/6-2 Tornerose (PL110B) Miljøverndepartementet har foretatt en samlet vurdering

Detaljer

The Proactima way PREPARED. Hvordan bruke oljedriftsimuleringer til å forbedre planlegging av brønner og optimalisere oljevernberedskap

The Proactima way PREPARED. Hvordan bruke oljedriftsimuleringer til å forbedre planlegging av brønner og optimalisere oljevernberedskap The Proactima way Hvordan bruke oljedriftsimuleringer til å forbedre planlegging av brønner og optimalisere oljevernberedskap Tekna Beredskapsdagene 2014 Espen Hoell og Jared Eckroth PREPARED. Proactima

Detaljer

PRESSEPAKKE PL 553 KVITVOLA. Letebrønn 34/7 36 S

PRESSEPAKKE PL 553 KVITVOLA. Letebrønn 34/7 36 S PRESSEPAKKE PL 553 KVITVOLA Letebrønn 34/7 36 S INNHOLDSFORTEGNELSE 1 INNLEDNING... 3 1.1 FORMÅL MED DOKUMENTET... 3 1.2 DET NORSKE OLJESELSKAP... 3 2 LISENS PL 553 KVITVOLA, LETEBRØNN 34/7 36 S... 3 2.1

Detaljer

Kyotoavtalen. Store ambisjoner UTSLIPP TIL LUFT

Kyotoavtalen. Store ambisjoner UTSLIPP TIL LUFT OLJE OG MILJØ Å hente opp olje og gass fra dypene utenfor norskekysten, fører med seg utslipp til luft og sjø. Derfor jobber olje- og gasselskapene hele tiden med å utvikle teknologi og systemer som kan

Detaljer

Miljørisiko- og beredskapsanalyse

Miljørisiko- og beredskapsanalyse Miljørisiko- og beredskapsanalyse Brønn 35/12-6 (Skarfjell tail) i PL 378 Wintershall Norge AS Akvaplan-niva AS Rådgivning og forskning innen miljø og akvakultur Org.nr.: NO 937 375 158 MVA Framsenteret

Detaljer

Miljørisiko- og beredskapsanalyse

Miljørisiko- og beredskapsanalyse Miljørisiko- og beredskapsanalyse Brønn 16/1-19S Amol & 16/1-20S Asha East i PL 457 Wintershall Norge AS Akvaplan-niva AS Rapport nr. 6358.01 Akvaplan-niva AS Rådgivning og forskning innen miljø og akvakultur

Detaljer

Samarbeid mellom oljeindustri og fiskerinæring om oljevernberedskap

Samarbeid mellom oljeindustri og fiskerinæring om oljevernberedskap Samarbeid mellom oljeindustri og fiskerinæring om oljevernberedskap Arctic Safety Summit, Tromsø, 30.10.2015 Erik Bjørnbom, Environment Manager Eni Norge www.eninorge.com Innhold Goliat feltutbygging Goliat

Detaljer

Årsrapport 2015 Gungne AU-GUNGNE-00002

Årsrapport 2015 Gungne AU-GUNGNE-00002 AU-GUNGNE-00002 Security Classification: Open - Status: Final Page 1 of 7 Tittel: Årsrapport 2015 Dokumentnr.: Kontrakt: Prosjekt: AU-GUNGNE-00002 Gradering: Distribusjon: Open Kan distribueres fritt Utløpsdato:

Detaljer

Regjeringens satsing på beredskap mot akutt forurensning

Regjeringens satsing på beredskap mot akutt forurensning Regjeringens satsing på beredskap mot akutt forurensning Fagdirektør Johán H. Williams, Havressurs- og kystavdelingen Kystberedskapskonferansen på Helgeland 2011 Sandnessjøen, 24. og 25. mars 2011 Verdier

Detaljer

Boring av letebrønn 7324/9-1 Mercury - Statoil ASA

Boring av letebrønn 7324/9-1 Mercury - Statoil ASA Statoil ASA 4035 STAVANGER Trondheim, 30.06.2014 Deres ref.: AU-EPN D&W EXNC-00679 Vår ref. (bes oppgitt ved svar): 2014/4463 Saksbehandler: Hege Gaustad Boring av letebrønn 7324/9-1 Mercury - Statoil

Detaljer

Kystverkets arbeid med miljørisiko tilknyttet statlig beredskap

Kystverkets arbeid med miljørisiko tilknyttet statlig beredskap Kystverkets arbeid med miljørisiko tilknyttet statlig beredskap Fiskeri- og kystdepartementets oppdrag til Kystverket: Statlig beredskap mot akutt forurensning skal være dimensjonert og lokalisert på grunnlag

Detaljer

Kystnær oljevernberedskap. Trening og øving nær is og i kulde 2015

Kystnær oljevernberedskap. Trening og øving nær is og i kulde 2015 Kystnær oljevernberedskap. Trening og øving nær is og i kulde 2015 NORSK OLJEVERNFORENING FOR OPERATØRSELSKAP SIDE 1 Mål og del mål for innsatsgruppe kyst Mål: Innsatsgruppe kyst (IGK) skal høste erfaringer

Detaljer

Offshorevirksomheten flytter seg nordover Konsekvenser og muligheter for marine operasjoner.

Offshorevirksomheten flytter seg nordover Konsekvenser og muligheter for marine operasjoner. Offshorevirksomheten flytter seg nordover Konsekvenser og muligheter for marine operasjoner. 1 Classification: Internal 2012-08-22 Skrugard/Havis Logistikk på Norsk sokkel Forsyninger til 34 plattformer

Detaljer

Prosedyre for tidsbegrenset kombinasjon av NOFO beredskap og annen virksomhet ombo... Revidert av: Anne R. Slind Dato: 05.01.2012

Prosedyre for tidsbegrenset kombinasjon av NOFO beredskap og annen virksomhet ombo... Revidert av: Anne R. Slind Dato: 05.01.2012 Side 1 av 5 Styrende dokument Prosedyre for tidsbegrenset kombinasjon av NOFO beredskap og annen virksomhet ombord OR fartøy Dagens dato: Dokument-ID: 226 Versjon: 1 Status: Gyldig Opprettet av: Kjell

Detaljer

EVALUERING AV NY OLJEVERNBEREDSKAP PÅ JOTUN- OG BALDER / RINGHORNEFELTET

EVALUERING AV NY OLJEVERNBEREDSKAP PÅ JOTUN- OG BALDER / RINGHORNEFELTET VEDLEGG 1 EVALUERING AV NY OLJEVERNBEREDSKAP PÅ JOTUN- OG BALDER / RINGHORNEFELTET Beredskapssamarbeid på Utsira-høyden Statoil og ExxonMobil har som intensjon å samarbeide om beredskap på Utsira høyden.

Detaljer

Rapport. Helhetlig forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerak. Sektor petroleum. Tema: Oljevern.

Rapport. Helhetlig forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerak. Sektor petroleum. Tema: Oljevern. - Åpen Rapport Helhetlig forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerak. Sektor petroleum. Tema: Oljevern. Forfatter(e) Ivar Singsaas, Kristin Rist Sørheim, Ragnhild Lundmark Daae, Øistein Johansen, SINTEF

Detaljer

OPV 2013 FORELØPIG RAPPORT

OPV 2013 FORELØPIG RAPPORT OPV 2013 FORELØPIG RAPPORT Olje På Vann 2013 ble gjennomført i Frigg området 10. 14. juni Alle forsøkene ble gjennomført uten skader på personell og utstyr. OPV 2013 Norsk Oljevernforening For Operatørselskap

Detaljer

Oljevernberedskap Lofoten og Vesterålen. Sammendragsrapport

Oljevernberedskap Lofoten og Vesterålen. Sammendragsrapport Oljevernberedskap Lofoten og Vesterålen. Sammendragsrapport (Bilder: APN) Innhold Innledning... 2 Delprosjekt 1 Status... 3 Delprosjekt 2 Rasurer... 4 Delprosjekt 3 Strømforhold... 7 Strømmålinger... 7

Detaljer

Miljøkonsekvenser av petroleumsvirksomhet i nordområdene. Erik Olsen, leder av forskningsprogram for olje og fisk

Miljøkonsekvenser av petroleumsvirksomhet i nordområdene. Erik Olsen, leder av forskningsprogram for olje og fisk Miljøkonsekvenser av petroleumsvirksomhet i nordområdene Erik Olsen, leder av forskningsprogram for olje og fisk A national institute INSTITUTE OF MARINE RESEARCH TROMSØ DEPARTMENT INSTITUTE OF MARINE

Detaljer

095 Norsk olje og gass Anbefalte retningslinjer for begrensning i flyging med helikopter pa norsk kontinentalsokkel.

095 Norsk olje og gass Anbefalte retningslinjer for begrensning i flyging med helikopter pa norsk kontinentalsokkel. 095 Norsk olje og gass Anbefalte retningslinjer for begrensning i flyging med helikopter pa norsk Original versjon Nr: 095 Etablert: 01.01.2005 Revisjon nr: 2 Rev.dato: 29.09.2015 Side: 2 FORORD Denne

Detaljer

Miljørisikoanalyse. Brønn 7319/12-1 (Pingvin) PL 713 Statoil ASA. Akvaplan-niva AS Rapport nr. 6905.01

Miljørisikoanalyse. Brønn 7319/12-1 (Pingvin) PL 713 Statoil ASA. Akvaplan-niva AS Rapport nr. 6905.01 Miljørisikoanalyse Brønn 7319/12-1 (Pingvin) PL 713 Statoil ASA Akvaplan-niva AS Rapport nr. 6905.01 Akvaplan-niva AS Rådgivning og forskning innen miljø og akvakultur Org.nr: NO 937 375 158 MVA Framsenteret

Detaljer

FORFATTER(E) OPPDRAGSGIVER(E) Esso Norge AS ELEKTRONISK ARKIVKODE PROSJEKTLEDER (NAVN, SIGN.) VERIFISERT AV (NAVN, SIGN.)

FORFATTER(E) OPPDRAGSGIVER(E) Esso Norge AS ELEKTRONISK ARKIVKODE PROSJEKTLEDER (NAVN, SIGN.) VERIFISERT AV (NAVN, SIGN.) SINTEF RAPPORT TITTEL SINTEF Kjemi Postadresse: 7034 Trondheim Besøksadresse: S.P. Andersens vei 15A Telefon: 73 59 28 73 Telefaks: 73 59 70 51 Foretaksnr.: NO 948 007 029 MVA Jotunoljene Elli South, Tau

Detaljer

Boring av letebrønn 16/1-25 S Rolvsnes, PL 338C

Boring av letebrønn 16/1-25 S Rolvsnes, PL 338C Lundin Norway AS Postboks 247 1326 LYSAKER Oslo, 04.08.2015 Deres ref.: P338C-LUN-S-RA-3001 Vår ref. (bes oppgitt ved svar): 2015/5387 Saksbehandler: Leni Lødøen Grebstad Boring av letebrønn 16/1-25 S

Detaljer

FORFATTER(E) OPPDRAGSGIVER(E) BP og Phillips Petroleum. STF66 A01090 Åpen Hans Grüner, Ingrid Landmark

FORFATTER(E) OPPDRAGSGIVER(E) BP og Phillips Petroleum. STF66 A01090 Åpen Hans Grüner, Ingrid Landmark SINTEF RAPPORT TITTEL SINTEF Kjemi Postadresse: 7465 Trondheim Besøksadresse: S.P. Andersens vei 15A Telefon: 73 59 20 80 / 12 12 Telefaks: 73 59 70 51 Foretaksregisteret: NO 948 007 029 MVA Ekofiskoljene,

Detaljer