Brønn: 7220/11-5 S. Søknad om tillatelse etter forurensningsloven for boring av brønn 7220/11-5 S på lisens 609 PL 609. Rigg: Leiv Eiriksson

Transkript

1 Søknad om tillatelse etter forurensningsloven for boring av brønn på lisens 609 Brønn: Rigg: Leiv Eiriksson Januar 28 Document number:

2 brønn i lisens 609 Title: Document no. Document date Version no. Document status Lundin Norway AS Søknad om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for boring av brønn i lisens 609 Well Final Authors: Name: Signature: Axel Kelley, Environmental Advisor Verified: Name: Signature: Astrid Pedersen, Environmental Advisor Approved: Name: Signature: Geir Smaaskjær, Drilling Operations Manager Side 2 av 57

3 brønn i lisens 609 Innholdsfortegnelse Innholdsfortegnelse Sammendrag Forkortelser og definisjoner Innledning Rammer for aktiviteten Aktivitetsbeskrivelse Generelt om aktiviteten Boreplan Boreprogram Boring av brønn Komplettering av brønn 7220/11-T-5 S Overordnet plan for prøveutvinning Utslipp til sjø Vurdering av kjemikalier og utslipp Forbruk og utslipp av kjemikalier Borekjemikalier Sementeringskjemikalier Kjemikalier benyttet i kompletteringen Riggkjemikalier Borekaks Oljeholdig vann og sanitærvann Kjemikalier i lukket system Sporstoff Oversikt over beredskapskjemikalier Utslipp til luft Utslipp fra kraftgenerering Avfall Operasjonelle miljøvurderinger Naturressurser i influensområdet Miljøvurdering av utslippene Miljørisiko Etablering og bruk av akseptkriterier Inngangsdata for analysene Metode for miljørettet risikoanalyse Lokasjon og tidsperiode Oljens egenskaper Definerte fare og ulykkessituasjoner Drift og spredning av olje Naturressurser inkludert i miljørisikoanalysen Miljørisiko knyttet til aktiviteten Beredskap mot akutt forurensning Side 3 av 57

4 brønn i lisens Krav til oljevernberedskap Analyse av dimensjoneringsbehov Dispergering Foreslått beredskap for deteksjon og overvåkning av utslipp Forslag til beredskap mot akutt forurensning Utslipps- og risikoreduserende tiltak Referanseliste Vedlegg Oppsummering av forbruk og utslipp av kjemikalier Planlagt forbruk og utslipp av borevæskekjemikalier Planlagt forbruk og utslipp av sementeringskjemikalier Planlagt forbruk og utslipp av riggkjemikalier Beredskapskjemikalier Side 4 av 57

5 brønn i lisens Sammendrag I henhold til aktivitetsforskriften 66 og forurensningsforskriften kapittel 36, søker Lundin Norway AS (Lundin) om tillatelse etter forurensningsloven for boring og komplettering av brønn i utvinningstillatelse. Brønnen vil i utgangspunktet navngis som. Når produksjonsskjermene (ICD-skjermer) er installert i brønnen vil navnet endres til 7220/11-T-5 S. Brønnen skal bores med boreriggen Leiv Eiriksson. Tidligste oppstart for boreoperasjonen er april 28. Boreoperasjonen er en forberedelse til prøveutvinning av samme brønn, som etter planen skal gjennomføres i løpet av sommeren 28. Det vil sendes inn en egen søknad om tillatelse etter forurensningsloven for prøveutvinning av brønn 7220/11-T-5 S i. Denne søknaden gir en oversikt over forbruk og utslipp av kjemikalier som planlegges benyttet under operasjonen, samt utslipp til luft, miljørisiko og foreslått oljevernberedskap for operasjonen. Det er ikke planlagt å slippe røde eller sorte bore- og brønnkjemikalier til sjø under operasjonen. Samtlige bore- og riggkjemikalier som benyttes er i kategori grønn eller gul ihht Aktivitetsforskriften 63. Det er ikke planlagt for bruk av oljebasert borevæske. En oversikt over omsøkte mengder grønne og gule kjemikalier er vist i Tabell 1-1. Tabell 1-1. Estimert forbruk og utslipp til sjø av kjemikalier (målt som stoff) knyttet til boring, kompettering og plugging av brønn. Forbruk (tonn) Utslipp (tonn) Aktivitet Grønne Gule kjemikalier Grønne Gule kjemikalier kjemikalier Gul/Y1 Y2 kjemikalier Gul/Y1 Y2 Boring Komplettering Plugging Totalt I tillegg til kjemikaliene i Tabell 1-1 søkes det om tillatelse til installering og bruk av 4,5 kg røde og 3,75 kg svarte sporstoff i brønnen. Det vil ikke være utslipp av disse produktene ifra prøveutvinningen på feltet. Utslipp til luft kommer fra kraftgenerering. En oversikt over omsøkte utslipp til luft er vist i Tabell 1-2. Tabell 1-2. Estimerte utslipp til luft knyttet til boring og komplettering av for brønn. Aktivitet Varighet (døgn) Forbruk av Utslipp i tonn diesel (tonn) CO2 NOX nmvoc SOX CH4 Boring ,6 1,5 0 Komplettering ,8 0,4 0 Plugging og forlating ,7 0,5 0 Totale utslipp ,1 2,4 0 Side 5 av 57

6 brønn i lisens 609 Brønnen er lokalisert i lisens, og avstanden til land er ca. 162 km (Ingøya). Avstanden til Bjørnøya er ca. 250 km. Vanndypet på lokasjonen er 386±1 m og sjøbunnen består hovedsakelig av myk leire. Blokken der det skal bores er ikke underlagt noen fiskeri- eller miljøvilkår som begrenser aktiviteten. Det er ikke identifisert sårbare bunnorganismer i området. Det er gjennomført en miljørettet risikoanalyse og en miljørettet beredskapsanalyse for prøveutvinningen av brønn / 7220/11-T-5 S. Miljørisikoanalysen for brønn konkluderer med at pelagisk sjøfugl er utsatt for høyest miljørisiko. Høyeste miljørisiko for borefasen utgjør 12 % av akseptkriteriet for alvorlig miljøskade, for alke i vintersesongen. Risikoen for øvrig sjøfugl, marine pattedyr, fisk og strandhabitat er vesentlig lavere. Dersom man slår sammen miljørisikoen for boring og komplettering og vurderer risikobildet samlet opp mot akseptkriteriene for en operasjon, vil fremdeles miljørisikoen være akseptabel (26% av akseptkriteriene for en operasjon). Beregningene i beredskapsanalysen gir behov for maksimalt 5 NOFO-systemer for å håndtere tilflyt av olje til barriere 1a og 1b. Første system vil være på plass innen 2 timer, og fullt utbygget barriere vil være på plass innen 44 timer. Det søkes om unntak i responstid for første system ved mannskapsskifte (ca hver femte uke), hvor responstiden for første system vil være 11 timer. Det vil vurderes å implementere kompenserende tiltak, som for eksempel redusert frigivelsestid eller forflytning av ressurser, ved mannskapsskiftene. Side 6 av 57

7 brønn i lisens Forkortelser og definisjoner BOP Blowout preventor IR kamera Infrarødt kamera HOCNF Harmonized Offshore Chemicals Notification Format - økotoksikologisk dokumentasjon for kjemikalier til bruk i offshorebransjen MD Målt dybde MIRA Metode for miljørettet risikoanalyse (OLF, 2007) MEG Monoetylenglykol MSL Mean sea level gjennomsnittlig havnivå OLF Oljeindustriens landsforening (nytt navn Norsk olje og gass, NOROG) NOFO Norsk Oljevernforening for Operatørselskap NORSOK-standard Industristandarder for operasjoner på norsk sokkel NOROG Norsk olje og gass P&A Plug and abandonment PL Utvinningstillatelse (produksjonslisens) PLONOR Pose Little Or NO Risk to the marine Environment. En liste fra OSPAR konvensjonen over kjemikalier som antas å ha liten eller ingen effekt på det marine miljø ved utslipp. RKB Rotary kelly bushing - mål for posisjon på boredekk RMR Riserless mud recovery ROV Remotely Operated Vehicle SAR Search And Rescue - redningstjeneste SEAPOP «Seabird populations» er et landsdekkende program for overvåking av sjøfugl langs hele kysten av Norge og i tilstøtende havområder SVO Særlig Verdifulle Områder TD Totalt dyp TVD Totalt vertikalt dyp TVD RKB Totalt vertikalt dyp under boredekk VØK Verdsatt Økosystem Komponent Side 7 av 57

8 brønn i lisens Innledning I henhold til aktivitetsforskriften 66 og forurensningsforskriften kapittel 36, søker Lundin Norway AS (Lundin) om tillatelse etter forurensningsloven til boring, komplettering og tilbakeplugging av brønn / 7220/11-T-5 S i utvinningstillatelse. Brønnen vil i utgangspunktet navngis som. Når produksjonsskjermene (ICD-skjermer) er installert i brønnen vil navnet endres til 7220/11-T-5 S. Brønnen skal bores med boreriggen Leiv Eiriksson. 3.1 Rammer for aktiviteten Lisens ligger i region Bjørnøya Sør i Barentshavet (Figur 3-1). Lisensen er ikke underlagt noen boretidsbegrensninger eller andre spesielle krav for Barentshavet, som beskrevet i Stortingsmelding 10 (20-11) "Oppdatering av forvaltningsplanen for det marine miljø i Barentshavet og havområdene utenfor Lofoten" (Miljøverndepartementet, 21). Lisensen ligger nord for SVO Tromsøflaket og øst for SVO Eggakanten som er underlagt særskilte betingelser med hensyn til miljøovervåkning og særskilte krav om å unngå skade på sårbare områder (Miljøverndepartementet, 21). Figur 3-1. Oversikt over brønnlokasjon for brønn. Side 8 av 57

9 brønn i lisens 609 Boreoperasjonen inngår som oppstart for en planlagt prøveutvinning av brønnen, som etter planen skal foregå i løpet av sommeren 28. Det vil sendes inn en egen søknad om tillatelse etter forurensningsloven for prøveutvinning av brønn 7220/11-T-5 S. En tentativ tidsplan og omfanget av de to søknadene er vist i tabellen nedenfor. En kortfattet beskrivelse av aktivitetene i prøveutvinningsfasen er gitt i kapittel Tabell 3-1. Tentativ tidsplan for prøveutvinning av brønn i, samt avgrensning av de to søknadene og tilhørende tillatelser for aktiviteten. Aktivitet Varighet Oppstartsdato Avslutningsdato Boring av brønn Komplettering av brønn 7220/11-T-5S Prøveutvinning av brønn 7220/11-T-5S Plugging og forlating av brønn 7220/11-T-5S Underlagt søknad om tillatelse til boring av brønn Underlagt søknad om tillatelse til prøveutvinning av brønn 7220/11-T-5 S Hensikten er at samtlige aktivitieter assossiert med boring og brønn dekkes av foreliggende søknad, mens aktiviteter knyttet til prøveutvinning av hydrokarboner underlegges en dedikert søknad. All bruk av borevæske, sementeringskjemikalier, utslipp av kaks og lignende dekkes dermed i foreliggende søknad. Side 9 av 57

10 brønn i lisens Aktivitetsbeskrivelse 4.1 Generelt om aktiviteten Brønnen er lokalisert i lisens, og avstanden til land er ca. 162 km (Ingøya). Avstanden til Bjørnøya er ca. 250 km. Vanndypet på lokasjonen er 386±1 m og sjøbunnen består hovedsakelig av myk leire. Formålet med omsøkte virksomhet er å bore og komplettere brønn / 7220/11- T-5 S som skal nyttes til en prøveutvinning på Alta-feltet. Søknad om tillatelse etter forurensningsloven for prøveutvinning av brønn 7220/11-T-5 S vil sendes til miljødirektoratet i Februar 28. Formålet med prøveutvinningen av brønn 7220/11-T-5 S er å verifisere at feltet kan produseres med en stabil fortrengningsprosess. Hvorvidt dette lar seg gjøre har stor påvirkning på utvinningsgraden av tilstedeværende volumer og en prøveutvinning vil derfor kunne gi en helt nødvendig reduksjon i usikkerheten i ressursgrunnlaget. Videre vil prøveutvinningen indikere hvilke rater man kan forvente i fremtidige feltutviklingsbrønner. Brønnene er planlagt boret slik at den vil produsere fra flere forskjellige formasjoner. Siden det er installert permanente trykkmålere i brønn 7220/11-4 som ble boret sommeren 27, vil prøveutvinningen gi informasjon om trykkkommunikasjon over større deler av feltet. Selve boringen av en horisontal prøveutvinningsbrønn vil bekrefte at det er mulig å bore slike brønner i denne typen formasjoner (karstifisert oppsprukket karbonat). Informasjonen fra en prøveutvinning er nødvendig for å bekrefte gjennomførbarhet av videre feltutbygging. Basisinformasjon for brønn er vist i Tabell 4-1. Tabell 4-1. Generell informasjon om brønn / 7220/11-T-5 S. Parameter Brønnidentitet Verdi / 7720/11-T-5 S Utvinningstillatelse Lengde/breddegrad 20 29' 21.15" E 72 ' 21.08" N UTM koordinater (ED 1950, UTM Zone 34 Central Median 21º east) Vanndyp Avstand til land Planlagt boredyp m E m N 386 ± 1 m MSL ca. 162 km (Ingøya) m TVD RKB m MD RKB Varighet på boreoperasjonen 1) 50 dager boring 11 dager komplettering 13 dager plugging og forlating av brønnen 1) Det vil også være en 60 dagers prøveutvinningsfase, som ikke er inkludert i denne tidsbeskrivelsen. Side 10 av 57

11 brønn i lisens Boreplan Boreoperasjonen er planlagt gjennomført med den halvt nedsenkede flyteriggen Leiv Eiriksson. Tidligst forventede oppstart er i april 28. Estimert varighet for boreoperasjonen er ca. 50 dager. Komplettering av brønnen er antatt å vare i 11 dager. Etter endt prøveutvinning vil brønnen plugges og forlates, en aktivitet som forventes å vare i 13 dager. Varigheten for hele prøveutvinningsoperasjonen er estimert til 134 dager (Tabell 4-2). Tabell 4-2. Forventet varighet for boring av brønn / 7720/11-T-5S. Operasjon Boring av brønn Komplettering av brønn 7220/11-T-5 S Prøveutvinning av brønn 7220/11-T-5 S Plugging og forlating av brønn 7220/11-T-5 S Total varighet på bore- og brønnoperasjonen Total varighet inkludert prøveutvinning Varighet 50 dager 11 dager (60 dager) 13 dager 74 dager 134 dager Side 11 av 57

12 brønn i lisens 609 Leiv Eiriksson 25 m RKB - MSL Seabed: 411m MD RKB 30" 476m TVD/MD RKB 20" Surface 800m TVD/MD RKB 26" section: 1.35 sg WBM w/rmr 12 ¼" x 13 ½"section: 1.20 sg WBM 10 ¾" Production casing@ 1718m TVD / 1810m MD RKB Top of cement 10 ¾": 1410 m MD shoe: 43deg Top of cement 8 5/8": 20 m MD 9 ½" x 11 3/4" section: 1.20 sg WBM shoe: 90deg 8 ½" section: 1.20 sg WBM 8 5/8" Expandable 1934m TVD / 2370m MD RKB TD 8 ½" 1934m TVD / 3079 m MD RKB Figur 4-1. Brønnskisse for brønn. Side 12 av 57

13 brønn i lisens 609 Figur 4-2. Valgt kompletteringsløsning for brønn 7220/11-T-5S. 4.3 Boreprogram Et boreprogram for brønnen vil bli sendt Petroleumstilsynet som vedlegg til samtykkesøknaden. En kort beskrivelse av brønnseksjonene er gitt her Boring av brønn 36 x 42" hullseksjon Et 36 x 42" hull bores fra sjøbunn (411 m RKB) til 476 m RKB. Hullet bores med sjøvann og renses periodevis med høyviskøse bentonittpiller. Etter boring til TD fortrenges hullet med 1,50 s.g. fortrengningsvæske. Lederøret (30" x 36") installeres og støpes med sement. Borekaks og overskytende sement slippes ut ved sjøbunn. 9 7 /8 seksjon (opsjon) Et 9 7 /8" pilothull bores fra 30" lederør sko på 476 m til 805 m MD. Riserless mud recovery (RMR) vil bli benyttes for denne seksjonen. Hullet bores med 1,35 s.g. KCL/polymer vannbasert borevæske med retur til riggen. Borekaks med vedheng av borevæske separeres fra borevæsken på riggen og slippes til sjø. Side 13 av 57

14 brønn i lisens seksjon Pilothullet åpnes opp til 26 hull fra 30" lederør sko på 476 m til 800 m MD. Riserless mud recovery (RMR) vil benyttes for denne seksjonen. Hullet bores med 1,35 s.g. KCL/polymer vannbasert borevæske med retur til riggen. Borekaks med vedheng av borevæske separeres fra borevæsken på riggen og slippes til sjø. Overflaterør (20") installeres fra sjøbunn ned til 800 m MD og støpes med sement. Etter installering av overflaterøret installeres BOP på brønnhodet og stigerør monteres fra BOP opp til riggen. 12 ¼ x 13 ½ seksjon 12 ¼ x 13 ½ seksjonen bores fra 800 m til 1810 MD med 1.20 s.g. Performadril borevæske med retur til riggen. Borekaks med vedheng av borevæske separeres fra borevæsken og slippes ut til sjø. Etter fullføring av seksjonen installeres 10 ¾ forlengelsesrør og støpes med sement. 9 ½ x 11 ¾ seksjon 9 ½ x 11 ¾ seksjonen bores fra 1810 m til 2370 m MD RKB med 1.20 s.g. Performadril borevæske med retur til riggen. Borekaks med vedheng av borevæske separeres fra borevæsken og slippes ut til sjø. Etter fullføring av seksjonen installeres 8 5 /8 ekspanderende forlengelsesrør og støpes med sement. 8 ½ seksjon 8 ½ seksjonen bores fra 2370 m MD RKB til 3079 m MD RKB med 1.20 s.g. Baradril-N borevæske. Borevæsken sirkuleres i retur til riggen, hvor borekaks med vedheng av borevæske separeres og slippes ut til sjø Komplettering av brønn 7220/11-T-5 S Brønnen fortrenges til 1.20 sg filtrert BaraDril-N, alternativt 1.20 sg NaCl saltløsning, før det installeres 5 ½ "skjermer gjennom reservoarseksjonen. Skjermene er utstyrt med dyser og utvendige pakninger for å kontrollere opprenskning av brønnen. Det er også installert kjemiske sporstoffstaver i skjermene slik at det kan verifiseres hvilke soner som er renset opp under testfasen. Reservoaret isoleres av en glassplugg etter installasjon av nedre komplettering. Dette vil forhindre tap av pakningsvæske og/eller kompletteringsvæske til formasjonen. Det installeres et 5 ½" produksjonsrør med produksjonspakning og overflatestyrt nedihullsbrønnsikringsventil etter at brønnen er rengjort og fortrengt til 1.20 SG NaCl pakningsvæske. Det vil installeres trykk- og temperaturmålere rett over reservoaret og over produksjonspakningen. Det er også tilrettelagt for nedihulls kjemikalieinjeksjon gjennom en ¼" linje og kjemisk injeksjonsventil for å hindre saltutfelling under testen. Ved installasjon er linjen planlagt fylt med Oceanic HW443 som fortrenges til avleiringshemmer i testfasen. I tillegg er det inkludert en sirkulasjonsventil for å kunne fortrenge produksjonsrøret til baseolje for å starte opprenskning av brønnen i forbindelse med brønntesten. Alle linjer for å operere henholdsvis brønnsikringsventil og sirkulasjonsventil er lukkede systemer fylt med hydraulikkvæsken Oceanic HW443. Side 14 av 57

15 brønn i lisens Overordnet plan for prøveutvinning Selve strømningsperioden er i generelle trekk planlagt som følger: Opprenskingsperiode. Antatt varighet 2-3 dager. Syrevask. Små volumer av HCl 15% injiseres med hensikt å rense nærbrønnsområdet. Hovedstrømningsperiode nr 1. Denne vil utføres på en produksjonsrate som tilsvarer forventet rate i potensielt kommende feltutviklingsbrønner med varighet på ca 4 uker. Kjøre produksjonslogging nr 1 Hovedstrømningsperiode nr 2. Basert på resultatene av produksjonsloggingen vil man enten o Produsere på høy rate for å undersøke om man trekker inn gass og/eller vann, eller o Isolere tåen av brønnen ved hjelp av en plugg i horisontalseksjonen. Slik vil man kunne produsere kun fra formasjonene i hælen. Kjøre produksjonslogging nr 2 Under hele operasjonen vil reservoartrykket bli observert kontinuerlig. I tillegg vil det bli installert permanente trykkmålere så man kan observere trykkutviklingen etter at man har forlatt brønnen. For å samle kritisk informasjon om strømningsbidrag fra de forskjellige formasjonene og delene av brønnen vil det bli innstallert sporstoff i skjermene. Det vil også bli kjørt produksjonslogging som indikert over. Olje og vann som produseres i løpet av prøveutvinningen vil overføres til tankfartøy. Gass vil brennes over brennerbom. Side 15 av 57

16 brønn i lisens Utslipp til sjø 5.1 Vurdering av kjemikalier og utslipp Lundin stiller strenge krav til kjemikalienes tekniske og miljømessige egenskaper. Det er lagt vekt på å etablere boreplaner og benytte kjemikalier som, innen tekniske og kostnadsmessige forsvarlige rammer, har minimalt potensiale for negativ miljøpåvirkning. Samtlige kjemikalier som planlegges sluppet ut er i miljøkategorisering grønn eller gul, ihht Aktivititetsforskriftens 63. Brønnplanene og valg av kjemikalier er lagt opp til å følge kravene spesifisert bl.a. i: - Aktivitetsforskriftens Kap XI, - De generelle nullutslippsmålene for petroleumsvirksomhetens utslipp til sjø, som spesifisert i Stortingsmelding nr. 26 ( ) (Miljøverndepartementet, 2007) 5.2 Forbruk og utslipp av kjemikalier Denne søknaden omfatter: Bore- og brønnkjemikalier (borevæske, sementkjemikalier), inkludert sement til tilbakeplugging av brønnen og sporstoff installert i brønnen Riggkjemikalier (BOP-væske, hydraulisk kontrollvæske, gjengefett, vaske- og rensemidler) Borekaks Oljeholdig vann, sanitærvann og matavfall Kjemikalier i lukket system Beredskapskjemikalier Borekjemikalier Halliburton er leverandør av borevæskekjemikalier. Det planlegges kun med bruk av vannbasert borevæske under boring og komplettering av brønnen. Samtlige kjemikalier er klassifiserte som gule eller grønne ihht Aktivitetsforskriften 63. I den øverste seksjonen vil det benyttes sjøvann som borevæske, men hullet vil periodevis vaskes med høyviskøse bentonittpiller, bestående av bentonitt (leire) og hjelpekjemikalier. Før installering av lederør vil hullet fortrenges med vektet vannbasert slam. For pilothullet og 20 seksjonen, som bores med Riserless Mud Returns (RMR), vil det benyttes KCl/Polymer vannbasert borevæske med retur til riggen. Borekaks med vedheng av borevæske separeres fra borevæsken over ristebordene på riggen og slippes ut til sjø. For samtlige seksjoner gjenbrukes borevæske i den grad det er mulig. Side 16 av 57

17 brønn i lisens 609 For seksjonene etter at BOP er installert og frem til reservoaret vil det benyttes Performadril borevæske. Den ligner på KCl-polymer borevæske, men er tilsatt inhiberende stoffer som forhindrer svelling av leire under boring. Ett av disse kjemikaliene har miljøkategorisering gul Y2. Performatrol vil kun benyttes der det av boretekniske grunner er nødvendig. Lundins vurdering og erfaring er imidlertid at dette produktet gir en bedre ytelse og høyere gjenbruksfaktor for vannbasert borevæske, som medfører reduserte utslipp av borevæske på sikt. Bruken av produktet under operasjon vil minimaliseres så langt det er praktisk mulig, samtidig som det jobbes med substitusjonsevalueringer for produktet. I reservoarseksjonen vil det benyttes en borevæsketype, Baradril-N, med redusert innhold av fast vektmateriale og andre partikler. Store mengder partikler kan skade reservoaret ved å plugge igjen porer og redusere produktiviteten etter endt boring. Denne borevæsketypen vil redusere risikoen for slik skade. En samlet oversikt over forbruk og utslipp av borevæskekjemikalier er vist i kapittel Sementeringskjemikalier Halliburton er leverandør av sementkjemikalier. Samtlige kjemikalier i sementblandingene er klassifisert som grønne eller gule. Ved støping av lede- og overflaterør, samt tilbakeplugging av topphullet vil eventuell overskuddssement gå som utslipp til sjø. Øvrig sement vil etterlates i brønnen. Siden rester av sement kan herde i tanker og rør er det ikke ønskelig å samle opp dette i sloptanker om bord etter endt sementeringsjobb. Vaskevann fra sementenheten vil derfor slippes ut til sjø etter endt sementoperasjon. Utslipp fra rengjøring etter hver sementeringsjobb er estimert til å utgjøre 300 liter sementslurry per jobb. En oversikt over forbruk og utslipp av sementeringskjemikaliene fordelt på miljøkategorier er vist i kapittel Kjemikalier benyttet i kompletteringen Kompletteringsvæsken, eller den væsken som står i brønnen i kompletteringsfasen, vil være i form av enten filtrert Baradril-N borevæske, eller filtrert 1,20 s.g. NaCl-brine. Væsken vil beholdes i brønnen frem til oppstart av prøveutvinningen. Produksjonsstrengen vil fortrenges med baseolje før oppstart av prøveutvinningen. Baseoljen vil følge med oljestrømmen i testanlegget på riggen og eksporteres til land. Det planlegges med en syrestimulering av reservoaret etter endt komplettering og opprenskning av brønnen. Syre (15% HCl) vil løse opp rester av karbonatpartikler fra borevæsken og bedre produktiviteten til reservoaret. Restkjemikalier fra syren vil følge med vannstrømmen til tankbåt. En oversikt over kjemikaliene som planlegges benyttet er gitt i Tabell Side 17 av 57

18 brønn i lisens Riggkjemikalier En oversikt over forbruk og utslipp av samtlige riggkjemikalier, inkludert gjengefett, er vist i kapittel Riggvaskemiddel Vaske- og rensemidler brukes til rengjøring av gulvflater, dekk, olje- og fettholdig utstyr. Vaskemiddelet som benyttes på riggen er Clean Rig CHP, klassifisert som gul. Estimert forbruk er på ca. 260 liter i uka. Vaskemiddelet vil følge drensvann om bord, og enten samles opp i sloptanker for ilandføring eller renses med drensvannet før utslipp. Som et konservativt anslag anses alt forbruk å gå til utslipp. Gjengefett Gjengefett benyttes for å beskytte gjengene ved sammenkobling av borestreng og sammenkobling av foringsrør. Valg av gjengefett er basert på vurderinger av teknisk ytelse, driftstekniske erfaringer, helsemessige aspekter og miljøvurderinger. Ved sammenkobling av borestrengen planlegges det for bruk av Jet-Lube NCS-30 EF. Dette gjengefettet er klassifisert som gult med hensyn til miljøpåvirkning. Estimert forbruk i brønnen er på ca. 0,3 tonn. Utslippet anslås til 20 % av forbruket ved bruk av vannbasert borevæske. Ved sammenkobling av foringsrør planlegges det for bruk av Jet Lube Seal-Guard ECF. Dette gjengefettet er kategorisering som gult. Forbruket er estimert til 0,2 tonn under boring av brønnen og det er antatt at 10 % slippes til sjø ved boring med vannbasert borevæske. Jet Lube Alco EP-ECF (miljøkategorisering gult) planlegges brukt til smøring av stigerørskoblinger, BOP kobling og brønnhodekobling. Anslått forbruk er ca. 20 kg, anslått utslipp er 0,2 kg. BOP-væske Riggen er en halvt nedsenkbar flyterigg og vil ha BOP-enheten på sjøbunnen. BOP-væsken som skal benyttes på riggen er Pelagic 50 BOP Fluid, og er klassifisert som gul med hensyn til miljøpåvirkning. Det er estimert et forbruk og utslipp på ca. 520 liter per uke i forbindelse med trykktesting og funksjonstesting. I tillegg vil det bli benyttet og sluppet ut opptil 10 tonn Pelagic Stack Glycol V2 (frostvæske) som er klassifisert som grønn. Kjemikalier benyttet til rensning av slop Det benyttes to kjemikalier i forbindelse med rensing av oljeholdig vann på riggen. Kjemikaliene BDF-908 og DCA (klassifiserte som gule) benyttes i Halliburton BSS vannrenseanlegg. Forventet forbruk i forbindelse med omsøkt aktivitet er på ca. 500 kg per kjemikalie. Kontrollvæske til nedihullsventiler og lagringsmedium til injeksjonslinja i brønn Kontrollinjen til nedihullsventilen vil styres med hydraulikkvæsken Oceanic HW 443 (miljøkategori gul). Denne linjen er et lukket system uten utslipp til sjø eller til brønnen. Nedihulls injeksjonslinjen til avleiringshemmer som planlegges benyttet under prøveutvinningen vil installeres med Oceanic HW443 i linjen. Denne væsken vil pumpes ut til brønnstrømmen og følge formasjonsvann til tankbåt. Det vil ikke være utslipp til sjø av dette kjemikaliet. Side 18 av 57

19 brønn i lisens Borekaks En oversikt over mengden borekaks som kan genereres under boreoperasjonen er vist i Tabell 5-1. For den øverste seksjonen slippes kaks og borevæske ut fra sjøbunn. For de øvrige seksjonene slippes vannbasert borevæske fra riggen. Alt borekaks med vedheng av vannbasert borevæske er planlagt sluppet til sjø. Tabell 5-1. Planlagte utslipp av borevæske og borekaks fra boreoperasjonen på brønn. Diameter Lengde (m) Hullvolum (m 3 ) Utslipp av borekaks (tonn) Utslipp av borevæske (m 3 ) Borevæske fra sjøbunn fra rigg 42''x36'' / 365 Bentonittpiller / Fortrengningsvæske 9 7 /8'' Pilothull* KCl-GEM-Polymer * Opsjoner 26'' KCl-GEM-Polymer 17 ½''* PERFORMADRIL 13 ½" PERFORMADRIL 11 ¾" PERFORMADRIL 8 ½" BARADRIL-N P&A PERFORMADRIL Totalt Oljeholdig vann og sanitærvann Riggen har kartlagt områder hvor oljeholdig vann eller kjemikalier kan forekomme. I områder der det kan forekomme søl av olje og kjemikalier, er det lukket dren til oppsamlingstank. Herfra kan væsken renses eller sendes til land. Drensvann som ikke tilfredsstiller kravene i regelverket vil ikke slippes til sjø. Sanitærvann vil slippes ut i henhold til gjeldende regler. 5.5 Kjemikalier i lukket system Kjemikalier i lukket system vil bli rapportert i årsrapporteringen dersom årlig forbruk er større enn 3000 kg. Om bord Leiv Eiriksson benyttes det flere ulike varianter av Shell Tellus hydraulikkoljer. Erifon 818 TLP benyttes i kompensatorsystemer på riggen. Disse benyttes i lukkede system og slippes ikke til sjø. Det er kun Shell Tellus S2 V 32 og Erifon 818 TLP som har forventet årsforbruk over 3000 kg (Tabell 5-2). Side 19 av 57

20 brønn i lisens 609 Tabell 5-2. Årlig forbruk av hydraulikkoljer i lukkede systemer. Produkt Tellus S2V 32 Erifon 818 TLP Brukområde All cranes on deck; pedestal, knuckle boom, raiser gantry crane HPU ring line, Davit MOB boat, Drill-string compensator active Miljøklassifisering HOCNF Forventet årlig forbruk (kg) Forventet forbruk for operasjon (kg) Svart Ja Riser- og Top drive kompensatorsystemer Svart Ja Sporstoff Det vil installeres sporstoff i produksjonsskjermene i brønnen. Sporstoffene vil benyttes til overvåkning av dreneringen fra ulike deler av reservoaret under prøveutvinningen. Informasjonen som innhentes vil benyttes til forbedring av reservoarmodellering for prospektet og informasjon om den relative produktiviteten fra de ulike reservoarsegmentene. Dette er tiltak som vil øke utvinningsgraden av hydrokarboner og bidra til å redusere mengden produsertvann ved en feltutvikling. Sporstoffsystemene består av en polymer-matriks som er tilsatt sporstoff. Sporstoffene vil frigis over tid til omgivende væske. Matriksen er inert og vil etterlates i brønnen. Systemene installeres i ulike soner i reservoarseksjonen under komplettering av brønnen. Det vil installeres skreddersydde sporstoffsystemer i 6 soner. Sporstoffene er klassifisert som sorte (oljesporstoff) og røde (vannsporstoff). Stoffene er persistente (ikke lett biologisk nedbrytbare). Dette er en egenskap som er viktig for at systemet skal være intakt over tid og gi pålitelige måleresultater. Vannsporstoffene har lav giftighet og vil ikke bioakkumulere. Oljesporstoffene forventes ikke å bioakkumulere, men er giftige ovenfor marine organismer. Mens vannsporstoffet er vannløselig, løses oljesporstoffene kun i oljefasen. Totalt planlegges det installasjon av 4,5 kg vannsporstoff (RGTW-serie) i brønnen. Ved kontakt med formasjonsvann vil sporstoffene avgis til vannet i en konsentrasjon på 0,3-1,5 µg/l. Sporstoffene vil følge brønnstrømmen til prosessanlegget på riggen. Etter separasjon vil vannsporstoffene følge produsertvannet. Det vil maksimalt kunne tilbakeproduseres mellom 3,6 og 18 g vannsporstoff i den planlagte formasjonstesten. På grunn av den lave mengden og den lave konsentrasjonen, forventes miljøeffektene av utslipp av vannsporstoff i forbindelse med testen å være neglisjerbare. Totalt planlegges det installasjon av 3,75 kg oljesporstoff (RTGO-serie) i brønnen. Disse vil løses i oljefasen i en konsentrasjon på 2,5-4,0 µg/l og følge brønnstrømmen til riggen, totalt g Side 20 av 57

21 brønn i lisens 609 sporstoff. Etter separasjon vil oljesporstoffene følge oljen. Olje/vann fordelingen er så høy at andelen oljesporstoff som kan følge vannstrømmen er neglisjerbar. Samtlige av de vannløselige og oljeløselige produktene er homologer, med identiske miljømessige egenskaper. Svarte og røde kjemikalier skal reguleres individuelt, men det er lite hensiktsmessig å regulere disse produktene hver for seg. Mengdene oljesporstoff (RGTO) og vannsporstoff (RTGW) produkter omsøkes derfor samlet (Tabell 13-12). 5.7 Oversikt over beredskapskjemikalier Av tekniske og sikkerhetsmessige grunner kan beredskapskjemikalier komme til anvendelse dersom det oppstår uventede situasjoner eller spesielle problemer. Dette er kjemikalier som ikke er planlagt brukt, men som kan bli benyttet under operasjonen. En oversikt over beredskapskjemikalier samt kriterier og mengder for bruk knyttet til boring og sementering av brønn er gitt i kapittel Eventuell bruk og utslipp av beredskapskjemikalier vil bli rapportert i den årlige utslippsrapporten fra Lundin til Miljødirektoratet. Samtlige beredskapskjemikalier er i grønn og gul kategori. Brannskumkjemikaliet som benyttes på innretningen er Arctic Foam 2AF. Side 21 av 57

22 brønn i lisens Utslipp til luft Utslipp til luft omfatter avgasser fra kraftgenerering av dieseldrevne enheter på riggen. Under prøveutvinningen på innretningen vil det også være utslipp til luft som følge av forbrenning av gass. Utslipp til luft i forbindelse med prøveutvinningen vil omsøkes i søknad om tillatelse etter forurensningsloven for prøveutvinning fra brønn 7220/11-T-5S. 6.1 Utslipp fra kraftgenerering Leiv Eiriksson har et forventet dieselforbruk på 35 m 3 /døgn, fordelt på 6 hovedmotorer, nødgenerator og motorer tilhørende dekkskraner og sementenhet. Planlagt varighet for hele bore- og brønnoperasjonen, er 74 dager. Samlet utslipp til luft fra dieselforbrenning er vist i Tabell 6-1. Diesel som leveres til riggen har lavt svovelinnhold (<0,05 %). NOx-faktor for dieselmotorene på Leiv Eiriksson er målt til 52,05 kg NOx/tonn drivstoff (Ocean Rig, 25), mens utslippsfaktoren for SOX er spesifikk for dieselkvaliteten som benyttes. For de øvrige utslippsfaktorene er Norsk olje og gass sine anbefalte utslippsfaktorer benyttet som grunnlag for beregninger (Norsk olje og gass, 27). Utslippsfaktorene er som følger: CO2: 3,17 (tonn/tonn olje) NOX: 0,05205 (tonn/tonn olje, riggspesifikt for Leiv Eiriksson) nmvoc: 0,005 (tonn/tonn olje) SOx: 0,0 (tonn/tonn olje) Tabell 6-1. Utslipp til luft fra kraftgenerering ved boring, komplettering og plugging av brønn Aktivitet Varighet (døgn) Forbruk av Utslipp i tonn diesel (tonn) CO2 NOX nmvoc SOX CH4 Boring ,6 1,5 0 Komplettering ,8 0,4 0 Plugging og forlating ,7 0,5 0 Totale utslipp ,1 2,4 0 For kaldventilering og diffuse utslipp antas det en brønnspesifikk utslippsfaktor på 0,25 tonn CH4 og 0,25 nmvoc per brønnbane (Miljødirektoratet, 26). Det antas generert lite sot fra forbrenning av diesel, anslagsvis 1,5 tonn for hele bore- og kompletteringsperioden. Side 22 av 57

23 brønn i lisens Avfall Riggen har etablert et system for innsamling, sortering og håndtering av avfall. Prinsippet om reduksjon av avfallsmengder ved kilden, både på riggen og basen, vil bli fulgt. Gjenbruk av materialer og borevæsker vil bli gjennomført for de seksjoner hvor det er mulig. Industrielt avfall generert om bord vil sorteres i containere og leveres i land for følgende typer avfall: - Papp og papir - Treverk - Glass - Hard og myk plast - EE-avfall - Metall - Matbefengt/brennbart avfall - Restavfall Farlig avfall vil bli sortert og transportert til land for forsvarlig håndtering og sluttbehandling, ihht gjeldende regler. Videre håndtering på land vil følges opp av godkjente avfallskontraktører. Lundin har en avtale med Asco Norge AS for basetjenester i Hammerfest og underleverandør av avfallstjenestene er SAR for alt avfall som ikke er borerelatert. For boreavfall er Halliburton avfallskontraktør. Side 23 av 57

24 brønn i lisens Operasjonelle miljøvurderinger 8.1 Naturressurser i influensområdet Det er i forvaltningsplanen for Barentshavet og havområdene utenfor Lofoten (Miljøverndepartementet, 21), og underliggende rapporter gitt en grundig beskrivelse av miljøressurser som finnes i regionen. Det ble gjennomført en grunnlagsundersøkelse på Alta-feltet i 23 (DNV GL, 24b), i tillegg til en visuell grunnlagsundersøkelse (DNV GL, 24). Fugro gjennomførte en borestedsundersøkelse av området rundt brønn 7220/11-4 høsten 26 (Fugro, 26), denne inkluderte en visuell undersøkelse av området rundt brønnen. Dette var på det tidspunktet den planlagte lokasjonen for prøveutvinningsbrønnen. Brønnlokasjonen ble flyttet høsten 27, men det vil gjennomføres en tilsvarende undersøkelse rundt den nåværende borelokasjonen før oppstart. En oppsummering av gjennomførte vurderinger av naturressursene i området er gitt her: Tema Bunnforhold og bunnfauna Gjenstander på bunnen Strømforhold Fisk Sjøfugl Marine pattedyr Beskrivelse Bunnen består hovedsakelig av silt og leire med spredte forekomst av stein (boulders). Sedimentundersøkelsen gjennomført i prospektet viser at bunndyrsdiversiteten er høy og viser kun mindre variasjoner. Prøvene reflekterer et sunt og uforstyrret bunndyrsamfunn (DNV GL, 24b). Den visuelle undersøkelsen gjennomført høsten 26 viser at det er kun spredte individer av bløtbunnssvamp i området. Det er ikke funnet skipsvrak eller andre kulturminner i nærområdet rundt brønnen. Strømretningene i dette området av Barentshavet påvirkes både av tilflyt av Atlantisk vann vestfra og av kyststrømmen, samt lokal vindpåvirkning Barentshavet er leve- og oppvekstområde for en rekke økologisk og kommersielt viktige fiskebestander, deriblant torsk, lodde og sild. Hysa har gyteområde i perioden mars juli vest for lisensen. Fiskelarver kan være følsomme for utslipp av olje, og det er deler av året høy forekomst av fiskelarver av artene torsk, lodde og sild i området. Miljørisoanalyser for boreaktiviteter i regionen viser at konsekvenser for viktige fiskebestander er neglisjerbare. Barentshavet er et viktig område for sjøfugl, og huser et betydelig antall individer og ulike arter sjøfugl gjennom året. Mye sjøfugl tilbringer mesteparten av året på sjøen i næringssøk, og er kun avhengige av å oppsøke land i hekketiden. Operasjonelt vil ikke sjøfugl påvirkes av aktiviteten, men de kan skades i tilfelle oljesøl. Sjøfugl er sårbare for både direkte og indirekte effekter av oljesøl. Det finnes flere hvalarter innen forventet influensområde, men mange arter er kun sporadiske gjester i norske farvann. Hval har imidlertid lav sårbarhet for oljeforurensning. Fiskerier Brønnen ligger i et område som har hatt meget lav fiskeriintensitet i perioden Spesielt SVO-området "Kystbeltet langs Finnmarkskysten" er innenfor influensområdet til brønnen. Verdifulle Dominerende strømretning for et oljeutslipp fra brønnen er østover i Barentshavet. Områder (SVO) Side 24 av 57

25 brønn i lisens 609 Figur 8-1. Fiskeriaktivitet rundt brønn i perioden Figurene viser aktiviteten for Kvartal 1 (øverst venstre) kvartal 2 (øverst høyre), kvartal 3 (nederst venstre) og kvartal 4 (nederst høyre). Kilde: Fiskeridirektoratet (27). 8.2 Miljøvurdering av utslippene De operasjonelle utslippene til sjø knyttet til boring og komplettering av brønnen vil primært være utslipp av borekaks med vedheng av vannbasert borevæske, overskudd av sementeringskjemikalier fra boring av topphullet og mindre utslipp av oljeholdig vann (regn- og vaskevann) fra boreriggen. Overskuddssement sluppet ut fra topphullet vil danne en herdet klump rundt brønnen og ikke spres mer enn ca. 10 m fra brønnlokasjonen. Vaskevann fra sementoperasjonen vil tynnes raskt ut i vannmassene, mens rester av sementen vil synke raskt ned på sjøbunn. Oljeholdig vann sluppet ut fra riggen i forbindelse med aktiviteten vil ikke overstige 30 ppm oljeinnhold, og utslippet kan ikke forventes å føre til annet enn neglisjerbare effekter på miljøet. Samtlige bore- og brønnkjemikalier som planlegges benyttet og sluppet ut er miljøklassifiserte som grønne eller gule. Kjemikaliene skal være fullstendig nedbrytbare eller brytes ned til produkter som ikke har miljøskadelige egenskaper. Kjemikaliene i borevæskene vil raskt tynnes ut til konsentrasjoner som ikke er skadelige for vannlevende organismer. Side 25 av 57

26 brønn i lisens Miljørisiko 9.1 Etablering og bruk av akseptkriterier Som inngangsdata til miljørisikovurderinger og -analyser er det etablert akseptkriterier for miljørisiko fra aktiviteten. For sårbare ressurser i området gjøres vurderinger i forhold til potensielle effekter på bestander innenfor regionen og deres påfølgende restitusjon etter en hendelse tilbake til opprinnelig nivå. Denne restitusjonstiden benyttes som mål på miljøskade. Miljøskadefrekvenser for ulike skadekategorier vurderes opp mot Lundins akseptkriterier for miljørisiko som er vist i Tabell 9-1 (Lundin Norway AS, 22). Tabell 9-1. Lundin sine akseptkriterier for akutt forurensning fra innretningen, uttrykt som akseptabel grense for miljøskade innen gitte miljøskadekategorier. Miljøskade Restitusjonstid Operasjonsspesifikk risikogrense per operasjon Mindre < 1 år < 1.0 x 10-3 Moderat 1-3 år < 2.5 x 10-4 Betydelig 3-10 år < 1.0 x 10-4 Alvorlig > 10 år < 2.5 x 10-5 For den omsøkte aktiviteten kan en boreoperasjon (inkludert plugging og forlating av brønnen) og en komplettering anses som to uavhengige operasjoner. Det er gjennomført operasjonsspesifikke frekvenser for utslipp og tilhørende utslippsvolumer fra begge operasjonene. Operasjonene gjennomføres imidlertid tett opptil hverandre og vil derfor vurderes hver for seg og samlet opp mot akseptkriteriene for akutt forurensning og dimensjonering av oljevernberedskap. 9.2 Inngangsdata for analysene Metode for miljørettet risikoanalyse Det er gjennomført en miljørettet risikoanalyse for aktiviteten tilknyttet prøveutvinning på Altafeltet (Acona, 27). Analysene er utført i samsvar med Styringsforskriften (paragraf 17), metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA, OLF 2007) og veiledning for miljørettede beredskapsanalyser (Norsk olje og gass 23), samt dokumentet Best Practice for oljedriftsimuleringer utarbeidet på oppdrag fra Norsk Olje og Gass (Acona, Akvaplan-Niva, og DNV GL, 26). Analysen er gjennomført i flere deler. - Identifisering av Dimensjonerende Fare- og Ulykkeshendelser (DFU) tilknyttet akrtiviteten. - Gjennomføring av stokastiske oljedriftssimuleringer for hver av de ulike DFUene. - Identifisering av Verdsatte Økosystemkomponenter (VØK) innenfor influensområdet til DFUene - Beregning av miljørisiko, herunder o Sannsynlighet for bestandstap gitt utslipp av olje o Beregning av miljøskade, uttrykt som restitusjonstid, gitt en bestandsreduksjon Side 26 av 57

27 brønn i lisens 609 o Kvantifisering av miljørisiko, uttrykt som frekvens for en gitt miljøskade (mindre, moderat, betydelig og alvorlig) Lokasjon og tidsperiode Miljørisikoanalysen er gjennomført helårlig, og vurderer risikobildet for hver av deloperasjonene (boring, komplettering og prøveutvinning) hver for seg og samlet. Analysen er gjennomført på lokasjonen til brønn 7220/11-4, som opprinnelig var tiltenkt brønn og lokasjon for prøveutvinningen. Den nåværende brønnlokasjonen ligger 3,0 km sør for brønn 7220/ Oljens egenskaper Både levetid til olje på sjø, grad av nedblanding i vannmassene og de tilhørende potensielle miljøeffektene vil avhenge av oljetype. Det samme gjelder egnetheten til og effekten av ulike typer oljevernberedskap (mekanisk og kjemisk bekjempelse). Det er gjennomført et forvitringsstudie av Alta-oljen (SINTEF, 26). Altaoljen er en paraffinsk råolje med tetthet på 827 kg/m 3, lavt asfalteninnhold (0,03%) og middels voksinnhold (3,1%). Den initielle avdampingen etter et utslipp vil raskt medføre en oppkonsentrering av voks og asfaltener ved utslipp, som med tid vil medføre dannelse av stabile emulsjoner med lang levetid på havoverflaten. Maksimalt vannopptak er om lag 80 % ved temperaturer rundt 5 C. Figur 9-1. Massebalansen for Alta råolje vinterstid med 5 m/s vind (venstre) og sommerstid med 10 m/s vindhastighet (høyre) Definerte fare og ulykkessituasjoner Den planlagte prøveutvinningen på feltet har tre delaktiviteter av betydning for risikobildet: - Boring - Komplettering - Prøveutvinning Side 27 av 57

28 brønn i lisens 609 Til disse aktivitetene er det identifisert seks definerte fare- og ulykkeshendelser (DFU); utblåsning under hver av de tre delaktivitetene samt tre ulike uhellsutslipp under prøveutvinningen. Det er gjennomført stokastiske oljedriftssimuleringer og miljørisikoanalyse for hver DFU. Hver DFU er karakterisert ved tre ulike statistikker: (1) sannsynligheten (frekvensen) for utslipp, (2) sannsynlighetsfordelingen mellom sjøbunn- og overflateutslipp, og (3) sannsynlighetsfordeling av utslippssrater og -varigheter. Utblåsningsratene er beregnet av Add Energy (27), mens frekvenser og sannsynlighetsfordelinger er beregnet av Acona (27), basert bl.a. på Lloyds (27). Tabell 9-2. Sannsynlighetsfordeling for utblåsninger, sannsynlighetsfordeling for ulike utslippspunkt og sannsynligheter for ulike varigheter for DFU boring (fra Acona, 27). Sannsynlighet for utblåsning Utslippspunkt Fordeling Rate (Sm 3 /dag) Varigheter (dager) og sannsynlighetsfordeling ,19 x 10-4 Overflate 20% % 6% 4% 6% 8% % % % % % Sjøbunn 80% % 13% 13% 28% 8% % % % % % Sannsynlighet for raten Tabell 9-3. Sannsynlighetsfordeling for utblåsninger, sannsynlighetsfordeling for ulike utslippspunkt og sannsynligheter for ulike varigheter for DFU komplettering (fra Acona, 27). Sannsynlighet for utblåsning Utslippspunkt Fordeling Rate (Sm 3 /dag) Varigheter (dager) og sannsynlighetsfordeling ,38 x 10-4 Overflate 24% % 3% 3% 5% 54% % % % Sjøbunn 76% % 13% 13% 25% 54% % % % Sannsynlighet for raten 9.3 Drift og spredning av olje Det er gjennomført stokastiske oljedriftssimuleringer for utblåsninger for hver DFU. Simuleringene er gjennomført med SINTEFs OSCAR modell (MEMW , SINTEF, 25). Dette er en tredimensjonal oljedriftsmodell som beregner oljemengde på havoverflaten, strandet og sedimentert olje, samt olje nedblandet i vannsøylen. Modellen tar hensyn til oljens egenskaper, forvitringsmekanismer og meteorologiske data og brukes til å gi en statistisk oversikt over hvor Side 28 av 57

29 brønn i lisens 609 oljen kan forventes å spres. Inngangsdata benyttet i modelleringen av de stokastiske oljedriftssimuleringene er vist i Tabell 9-4. Tabell 9-4. Inngangsdata til de stokastiske oljedriftsimuleringene for utslipp fra brønn (fra Acona, 27). Parameter Verdi/Referanse Vinddata NORA10 ( ) Havstrømdata SVIM ( ) Isdata SVIM ( ) Oljetype Alta Vanndyp (m) 400 Breddegrad (_N) 72, Lengdegrad (_E) 20, Geodetisk system WGS 84 Oljetetthet (kg/m3) 827 Gasstetthet (kg/m3) 1,040 Gass-til-olje ratio 130 Influensområdet for DFU boring ved ulike sesonger er vist i Figur 9-2 for overflateutblåsning og i Figur 9-3 for sjøbunnsutblåsning. Influensområdet for DFU komplettering for de mest aktuelle sesongene er vist i Figur 9-4 for overflateutblåsning og i Figur 9-5 for sjøbunnsutblåsning. Influensområdene er noe mindre for sjøbunnsutblåsning sammenliknet med overflateutblåsning. Figurene viser < 5 % sannsynlighet for stranding av olje. Figur 9-2. Influensområdet etter utblåsning i borefasen fra brønn gitt en overflateutblåsning, basert på alle rate- og varighets-kombinasjoner, for vår-og sommersesongen. Hvert område består av alle 10x10km kartruter som har mer olje på overflaten enn 0, tonn/km 2 i mer enn 5, 25, 50 eller 75% av enkeltsimuleringene, gjengitt med ulike fargekoder. Side 29 av 57

30 brønn i lisens 609 Figur 9-3. Influensområdet etter utblåsning i borefasen fra brønn gitt en sjøbunnsutblåsning, basert på alle rate- og varighets-kombinasjoner, for vår- og sommersesongen. Hvert område består av alle 10x10km kartruter som har mer olje på overflaten enn 0, tonn/km2 i mer enn 5, 25, 50 eller 75% av enkeltsimuleringene, gjengitt med ulike fargekoder. Figur 9-4. Influensområdet etter utblåsning i kompletteringsfasen fra brønn / 7220/11-5S gitt en overflateutblåsning, basert på alle rate- og varighets-kombinasjoner, for vår- og sommersesongen. Hvert område består av alle 10x10km kartruter som har mer olje på overflaten enn 0, tonn/km 2 i mer enn 5, 25, 50 eller 75% av enkeltsimuleringene, gjengitt med ulike fargekoder. Side 30 av 57

31 brønn i lisens 609 Figur 9-5. Influensområdet etter utblåsning i kompletteringsfasen fra brønn 7220/11- -5S gitt en sjøbunnsutblåsning, basert på alle rate- og varighets-kombinasjoner, for vår- og sommersesongen. Hvert område består av alle 10x10km kartruter som har mer olje på overflaten enn 0, tonn/km 2 i mer enn 5, 25, 50 eller 75% av enkeltsimuleringene, gjengitt med ulike fargekoder. Strandingsstatistikken fra oljedriftssimuleringene er vist i Tabell 9-5. Tabell 9-5. Strandingsstatistikk fra oljedriftssimuleringene gitt en utblåsning for boring og komplettering av brønn. Aktivitet Utslipps- Periode Utslippspunkt Sannsynlighet for stranding (%) Drivtid (døgn) Strandet mengde (tonn) P100 P95 P100 P95 Boring Vinter Overflate 10,3 7,2 21, Sjøbunn 10,7 8, Vår Overflate 9,8 9,8 30, Sjøbunn 20,2 6,2 32, Sommer Overflate 13,2 7,6 17, Sjøbunn 24,1 7,4 19, Høst Overflate 10,3 4,4 19, Sjøbunn 15 4,4 24, Komplettering Vinter Overflate 6,6 7,9 45, Sjøbunn 14,1 8,2 42, Vår Overflate 6,7 12,7 44, Sjøbunn 20,4 8,5 33, Sommer Overflate 11 7,5 19, Sjøbunn 25 7,3 20, Høst Overflate 8,5 4, Sjøbunn 15,9 4,5 27, Side 31 av 57

32 brønn i lisens 609 Det er sommersesongen som har størst sannsynlighet for stranding av olje. 95-persentilen for strandet mengde olje i sommersesongen er 809 tonn emulsjon. Laveste sesongmessige 95-persentil for drivtid til land er på 17,2 døgn. Områder med forhøyet forekomst av VØK er langs polarfronten og iskanten (den marginale issonen) eller funksjonsområder (leve- og beiteområder) til sjøfugl og andre VØK er utenfor Bjørnøya har svært lav sannsynlighet for å bli berørt av et utslipp knyttet til boring eller komplettering av brønnen. Influensområdet for nedblandet olje i vannsøylen som et resultat av utblåsning fra borefasen for vårog sommersesongen er vist i Figur 9-6. Det er liten grad av overlapp mellom området med potensielt skadelige konsentrasjoner av olje i vannsøylen og sårbare pelagiske ressurser. Figur 9-6. Influensområdene for olje i vannkolonnen, beregnet fra oljedriftssimuleringene for overflateutblåsninger (øverst) og sjøbunnsutblåsninger (nederst) for borefasen knyttet til brønn. Hvert område består av alle 10x10km kartruter som har har høyere oljekonsentrasjon i vannsøylen enn 100 µg/l, i mer enn 5, 25, 50 eller 75% av enkeltsimuleringene, gjengitt med ulike fargekoder. Side 32 av 57

33 brønn i lisens Naturressurser inkludert i miljørisikoanalysen Bestandsdataene anvendt for denne rapporten omfatter to arter sjøpattedyr (sel), 29 arter sjøfugl (17 kystbundne og 12 pelagiske), og seks arter fisk. I tillegg er det analysert 35 sjøfuglarter i det nye "kystdatasettet Alt5" og lomvi fra fire ulike hekkekolonier. Habitatdataene omfatter 12 ulike strandhabitater og datasett for månedsvis isutbredelse (se Acona, 27). Planktonorganismer med unntak av fiskeegg og -larver er ikke tatt med pga. deres lave populasjonsmessige sensitivitet for oljeforurensning, noe som skyldes stor geografisk fordeling av de enkelte artene kombinert med kort restitusjonstid. Følgende datasett er benyttet for de ulike VØK-gruppene: Pelagisk sjøfugl: SEAPOP,.09.23, republisert i 25 Kystbunden sjøfugl: SEAPOP, Kystdatasett Alt5: NINA, Lyslogger-datasett for lomvi: NINA, Gyteområder: HI, nedlastet Fiskelarver og -egg: HI, 2005 Sjøpattedyr (sel): MRDB, Sjøpattedyr (utbredelse av sirkumpolare sel- og hvalarter): HI, nedlastet Strand: MRDB, Isutbredelse og isfrekvens: Norsk Polarinstitutt, For sjøfugl er det benyttet tilrettelagte data fra SEAPOP (NINA). Miljøskade og risiko for pelagiske arter i hekkeperioden er beregnet på bakgrunn av åpent hav-datasettet fra NINA/SEAPOP og rapportert i resultater for pelagisk sjøfugl. Datasettet gir en god representasjon av forekomsten av pelagiske arter i hekkeperioden. Det er i tillegg analysert på tilrettelagt kystdatabestander av sjøfugl anbefalt av en nasjonal arbeidsgruppe som jobber med standardisering av bestandsdata. Arbeidet med standardisering av bestandsdatasettene pågår og vil pågå ut 27, men de anbefalte datasettene fra dette arbeidet er analysert i miljørisikoanalysen (Acona, 27). SeaTrack (Seabird Tracking) er et internasjonalt samarbeid om kartlegging av sjøfuglers vandringer med fokus på arealbruk utenfor hekkesesongen, deriblant bestandstilhørighet, trekkruter og vinterområder for bestander som Norge har forvaltningsansvar for utenfor hekketiden. Datasettet er basert på lysloggerdata (GLS fra engelsk "global location sensor") som er en liten elektronisk enhet som festes til fuglen med en fotring. Sensoren logger lysintensitet og klokkeslett som deretter kan benyttes for grove beregninger av lengde- og breddegrad for fuglens posisjoner. Dataene som opparbeides vil bla. benyttes til å gi bedre prediksjoner for utbredelsen av sjøfugl i åpent hav og da spesielt utenfor hekkeperioden, ved at man kombinerer dataene fra telletoktene med dataene fra SeaTrack (Fauchald 26). Lysloggerdataene som har blitt generert frem til i dag er ikke spesielt godt egnet til kvantitative miljørisikoanalyser da de ikke er ferdig harmonisert. Loggerdata er imidlertid allerede benyttet i flere miljørisikoanalyser i Barentshavet, delvis som følge av krav fra Miljødirektoratet. Det er pr. i dag opparbeidet data for bl.a. lomvi fra fire ulike hekkekolonier (Sklinna, Hornøya, Hjelmsøya og Bjørnøya) og et datasett som inkluderer alle koloniene. De fire koloniene inneholder ca. 90% av den norske populasjonen i hekkeperioden. Dataene er tilrettelagt av NINA og Norsk Polarinstitutt Side 33 av 57

34 brønn i lisens 609 gjennom SeaTrack-programmet og gjort tilgjengelig for bruk i miljørisikoanalyser av NINA og Norsk olje og gass. Datasettet omfatter 3 år med sporingsdata for 300 individer for to ulike perioder: høst (august til oktober) og vinter (november til januar). Dataene er filtrert med 50% kernel og viser således kjerneområdet til de merkede fuglene. Andelen av fugl i hver rute er normalisert slik at summen over alle rutene blir 100% for hver koloni. Lomvi-bestandene ifra Sea Track er også analysert i miljørisikoanalysen (Acona, 27). VØK-bestandene som benyttes i miljørisikoanalysen er vist i Tabell 9-6. Side 34 av 57

35 brønn i lisens 609 Tabell 9-6 Verdsatte Økosystemkomponenter (VØK) benyttet i miljørisikoanalysen for brønn (Acona, 27). Gruppe Art Rødlistestatus Alkekonge LC* Alke EN Lunde VU Havhest EN Fiskemåke NT Pelagisk Polarmåke NT* sjøfugl Svartbak LC Gråmåke LC Krykkje EN Havsule LC Polarlomvi EN Lomvi CR Grågås LC Gråstrupedykker NA Gulnebblom NT Havelle NT Islom NA Laksand LC Lappfiskand VU Praktærfugl NA Kystbundne Siland LC sjøfugl Sjøorre VU Smålom LC Stellerand VU Storskarv LC Svartand NT Teist VU Toppskarv LC Ærfugl NT Sjøpattedyr Havert LC Steinkobbe LC Norsk LC Nordøstarktisk sei LC Nordøstarktisk torsk LC Nordøstarktisk hyse LC Nordsjømakrell LC Nordsjøtorsk LC Fisk Nordsjøsild LC Nordsjøsei LC Nordsjøhyse LC Havsil LC Snabeluer VU Lodde LC Blåkveite LC Polartorsk NT Strandhabitat - - CR = Akutt truet, EN = Sterkt Truet, VU = Sårbar, NT = Nær truet, LC = Livskraftig, NA = ikke egnet. * angir deres rødlistestatus på Svalbard. Fra Artsdatabanken (20). Side 35 av 57

36 brønn i lisens Miljørisiko knyttet til aktiviteten Miljørisikoanalysen for brønn konkluderer med at pelagisk sjøfugl er utsatt for høyest miljørisiko (Acona, 27). Høyeste miljørisiko for borefasen utgjør 12 % av akseptkriteriet for alvorlig miljøskade, for alke i vintersesongen (Figur 9-7). Risikoen for øvrig sjøfugl, marine pattedyr, fisk og strandhabitat er vesentlig lavere. Figur 9-7. Høyeste skadesannsynlighet og miljørisiko i prosent for pelagisk sjøfugl, beregnet for kombinasjonen av sjøbunns- og overflateutblåsninger under boring av brønn. (fra Acona, 27. BH = Barentshavet). Side 36 av 57

37 brønn i lisens 609 Figur 9-8. Høyeste skadesannsynlighet og miljørisiko i prosent for pelagisk sjøfugl, beregnet for kombinasjonen av sjøbunns- og overflateutblåsninger under komplettering av brønn. (fra Acona, 27. BH = Barentshavet). Dersom man slår sammen miljørisikoen for de to delaktivitetene og vurderer risikobildet opp mot akseptkriteriene for en operasjon, vil fremdeles miljørisikoen være lav og akseptabel, som vist i Figur 9-9. Side 37 av 57

38 brønn i lisens 609 Figur 9-9. Sesongmessig miljørisiko for hver miljøkomponent, målt som andel (i %) av operasjonsspesifikke akseptkriterier, for kombinasjonen av boring og komplettering. Miljørisikoen som analysert med de tilrettelagte kystdatasettene hvor standardiseringsarbeidet pågår er betydelig lavere enn for Seapop datasettene vist over. Høyeste miljørisiko for disse datasettene utgjør 4.7% av Lundin s operasjonsspesifikke akseptkriterie for moderat skade (komplettering, sommer).årsaken til at risikoen er lavere er at datasettet er standardisert mot nasjonale bestander og ikke regioner, samt at oljesøl som ikke driver inn i funksjonsområdene ("bufferområdene") til fuglene ikke gir skade. Miljørisikoen som målt på lysloggerdatasettene viser noe høyere miljørisiko enn Seapopdatasettene. Antatt at de merkede fuglene på Hjelmsøya representerer en egen bestand er det ca. 65% sannsynlighet for et bestandstap på mer enn 1% gitt en utblåsning under komplettering; fordelt på 56% for tapsandler mellom 1-5 %, 7% mellom 5-10% og 1% mellom %. Det var ingen sannsynlighet for tapsandler over 20 %. Høyeste miljørisiko er 17.5% av Lundin s operasjonspesifikke akseptkriterier for moderat skade (komplettering, sommer). Side 38 av 57

39 brønn i lisens Beredskap mot akutt forurensning 10.1 Krav til oljevernberedskap Lundin sine krav til oljevernberedskap er nedfelt i selskapets styrende dokumentasjon, APOS. Hovedmålet for selskapet er å hindre negativ påvirkning/innvirkning på mennesker, miljø og økonomi som følge av oljeutslipp. Dette oppnås ved å benytte definerte strategier, tilgjengelig utstyr og personell fra private og offentlige ressurser på en best mulig måte. Alt arbeid med å bekjempe oljesøl skal gjennomføres på en måte som hindrer skade på personell eller tredjeparts eiendeler. Dimensjoneringen av oljevernberedskapen gjøres basert på de mengder olje/emulsjon som kan forventes ved en eventuell utblåsning som følge av beregnede utslippsrater for olje, og de ulike forvitringsprosessene som påvirker den. Bekjempelsesfasen i en oljevernaksjon vil kunne bestå av ulike tiltak, hvor de vanligste er mekanisk opptak og kjemisk dispergering. Dimensjoneringen av beredskapen skal følge NOFO (27) og NOROGs anbefalte retningslinjer (Norsk olje og Gass, 23). Det vil bli utarbeidet en spesifikk oljevernberedskapsplan for brønnen før borestart Analyse av dimensjoneringsbehov Det er gjennomført en beredskapsanalyse for prøveutvinningsfasen (Acona, 27). Dimensjonerende hendelse for boreoperasjonen er et overflateutslipp på 5344 Sm 3 olje/døgn, med en varighet på 5,5 døgn. Dimensjonerende hendelse for komplettering er et overflateutslipp på 3378 Sm 3 olje/døgn, med en varighet på 5,0 døgn. Hendelsen er beregnet fra vektet rate og vektet varighet. Ut fra oljens forvitringsegenskaper (SINTEF, 26), vær- og vindforhold i de ulike årstidene, og krav til oljevernfartøy på norsk sokkel er det beregnet et beredskapsbehov som vist i Tabell Analysen viser at for borefasen er systembehovet tre NOFO-system i barriere 1a og to NOFO system i barriere 1b i vinter-, vår og høstsesongen (totalt 5 systemer), og tre NOFO-system i barriere 1a og ett NOFO system i barriere 1b i sommersesongen (totalt 4 systemer). For kompletteringsfasen er systembehovet på to NOFO-system i barriere 1a og ett NOFO system i barriere 1b i vår-, sommer- og høstsesongen (totalt 3 systemer), og to NOFO-system i barriere 1a og to NOFO system i barriere 1b i vintersesongen (totalt 4 systemer). Side 39 av 57

40 brønn i lisens 609 Tabell Vurdering av systembehov for oljevernberedskap for boring av brønn i PL609. Parameter Vår Sommer Høst Vinter Vektet utblåsningsrate (Sm3/d) Fordampning etter 6 timer på sjø 27 % 26 % 27 % 28 % Nedblanding etter 6 timer på sjø 14 % 7 % 15 % 20 % Vannopptak etter 6 timer på sjø (%) 55 % 46 % 55 % 61 % Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1a (Sm3/d) Opptakskapasitet (Sm 3 /d) Behov for NOFO-systemer i barriere 1a 2,9 2,8 2,9 3,0 Effektivitet av barriere 1 58 % 71 % 52 % 39 % Fordampning etter 12 t (%) 29 % 28 % 29 % 30 % Nedblanding etter 12 t (%) 20 % 11 % 21 % 27 % Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) 66 % 59 % 66 % 70 % Opptakskapasitet (Sm3/d) Emulsjonsmengde til barriere 1b (Sm3/d) Behov for NOFO-systemer i barriere 1b 1,4 1,0 1,4 1,9 Totalt behov barriere 1a og 1b Tabell Vurdering av systembehov for oljevernberedskap for komplettering av brønn 7220/11-T-5 S i PL609. Parameter Vår Sommer Høst Vinter Vektet utblåsningsrate (Sm3/d) Fordampning etter 6 timer på sjø 27 % 26 % 27 % 28 % Nedblanding etter 6 timer på sjø 14 % 7 % 15 % 20 % Vannopptak etter 6 timer på sjø (%) 55 % 46 % 55 % 61 % Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1a (Sm3/d) Opptakskapasitet (Sm3/d) Behov for NOFO-systemer i barriere 1a 1,8 1,7 1,8 1,9 Effektivitet av barriere 1 58 % 71 % 52 % 39 % Fordampning etter 12 t (%) 29 % 28 % 29 % 30 % Nedblanding etter 12 t (%) 20 % 11 % 21 % 27 % Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) 66 % 59 % 66 % 70 % Opptakskapasitet (Sm3/d) Emulsjonsmengde til barriere 1b (Sm3/d) Behov for NOFO-systemer i barriere 1b 0,9 0,6 1,0 1,2 Totalt behov barriere 1a og 1b NOFO-systemene skal mobiliseres raskest mulig og senest innen minste drivtid til land eller til sårbare miljøressurser. Første system vil være på lokasjon, ha en dedikert slepebåt, og være operativt innen to timer. Beredskapsanalysen viser at fem NOFO-systemer, med slepebåter, kan være operative innen 44 timer (Acona, 27). De tre første fartøyene kommer fra feltberedskap (første system) og fra stående beredskap i Barentshavet. Dersom det under operasjonsperioden er andre fartøy mobiliserte med NOFO-systemer om bord i Barentshavet vil disse bidra til å redusere responstiden for fullt utbygd barriere betydelig. Det er imidlertid ikke mulig å benytte disse i beregningene på det nåværende tidspunkt. Det søkes om unntak i responstid for første system ved mannskapsskifte (ca ett døgn hver femte uke), hvor responstiden for første system vil være 11 timer. Det vil vurderes å implementere Side 40 av 57

41 brønn i lisens 609 kompenserende tiltak, som for eksempel redusert frigivelsestid eller forflytning av ressurser, ved mannskapsskiftene. Fullt utbygd barriere vil fremdeles være operativt innen 44 timer. I henhold til Lundin sine ytelseskrav og veiledningen til Norsk olje og gass skal fullt utbygd barriere 1a være på plass senest innen korteste drivtid til land (4,4 døgn 100 persentil), mens barriere 1b skal være på plass innen 95 persentil av korteste drivtid til land (dvs. 17,2 døgn). Med de oppgitte responstidene er ytelseskravene tilfredsstilt med god margin. For kystnær beredskap er det, basert på oljedriftsmodelleringene, beregnet et dimensjonerende totalt strandingsvolum (95 persentil) på 290 tonn emulsjon (forutsatt effekt av barriere 1a og 1b). Dette gir en midlet døgnrate på 10 tonn emulsjon/døgn. For dette scenariet er det tilstrekkelig med ett kystsystem, med nominell opptakskapasitet på 120 m 3 /døgn (tradisjonelt kystsystem, Norsk olje og gass, 23) og med en responstid på 17,2 døgn Dispergering Hovedstrategi for bekjempelse av et eventuelt oljeutslipp fra brønn er mekanisk opptak. Oljen fra Alta-feltet er relativt lett og har et operasjonsvindu som kan være egnet for dispergering. Det er derfor gjennomført en stokastisk beredskapsmodellering av det dimensjonerende utslippet (overflateutblåsning av 5344 Sm3/d i 5,5 døgn) på åpent hav. Hovedformålet med modelleringen er å undersøke og sammenligne effekten av mekanisk oppsamling mot økende bruk av kjemisk dispergering. Det er tatt utgangspunkt i et systembehov på seks NOFO-systemer (fire NOFO-systemer i barriere 1A og to NOFO-systemer i barriere 1B). En oversikt over de ulike bekjempelsesmetodene er presentert i Tabell For å kunne identifisere bekjempelsesmetoden (tiltaksalternativ for bekjempelse) som gir mest miljøgevinst er effekten av de ulike bekjempelsesmetodene vurdert mot følgende endepunkter. Massebalanse Strandingsstatistikk Bestandstap og miljørisiko Tabell Oversikt over bekjempelsesmetodene som er modellert i OSCAR. Tallene i kolonnen Navn angir antall systemer i barriere 1A og 1B. Navn Dispergeringsmiddel Beskrivelse (volum) 0:0 0 Ingen beredskap. Respons 4:2 (0 t) 0 Mekanisk oppsamling. Respons 4:2 (25 t) 50 m 3 Kjemisk dispergering med System #2 til tanken er tom (25 timer), deretter mekanisk oppsamling. Respons 4:2 (63 t) 125 m 3 Kjemisk dispergering med System #2 til tanken er tomme (63 timer), deretter mekanisk oppsamling. Inkluderer bruk av dispergeringsmiddel fra System #3. Respons 4:2 (125 t) 250 m 3 Kjemisk dispergering med System #2 til tanken er tomme (125 timer), deretter mekanisk oppsamling. Inkluderer bruk av dispergeringsmiddel fra System #3, #4 og #5. Side 41 av 57

42 brønn i lisens 609 Gjennomsnittlig massebalanse for de ulike bekjempelsesmetodene er gitt i Figur Uten beredskapstiltak (respons 0:0) vil det meste av utslippet fordampe, nedblandes naturlig i vannmassene eller brytes ned. Ved endt simulering er det 1% eller mindre igjen av utslippet på overflaten. Gjennomsnitlig vil mellom 0,004 % og 0,11% av utslippet strande. Figur Gjennomsnittlig massebalanse ved endt simulering for de modellerte bekjempelsesmetodene (fra Acona, 27). Hvert responsalternativ er simulert med 357 simuleringer (ca. 90 per sesong). Gjennomsnittlig andel oppsamlet olje av totalutslippet varierer med sesong og er høyest i sommersesongen (47 %) og lavest i vintersesongen (17 %). Effektiviteten av kjemisk dispergering vises i kategoriene dispergert, oppløst og nedbrutt (økt mikrobiell nedbryting). Det er stor variasjon i hvordan oljeutslippet fordeler seg i massebalansekategoriene pga. variasjon i modelleringen og ulike værforhold. Strandingsstatistikk for hele kystlinjen for de ulike bekjempelsesmetodene er vist i Tabell Alle tiltaksalternativene reduserer sannsynlighet for stranding og strandingsmengde, og generelt øker også drivtiden til land gitt tilstedeværelse av oljevernberedskap sammenlignet med fravær av denne. Effekten av beredskap på strandingssannsynlighet og strandingsmengde er størst i sommersesongen (fra 246 tonn til mellom 0 og 7 tonn) og minst i vintersesongen (fra 24 tonn til mellom 9 og 20 tonn). Forskjellen mellom de ulike bekjempelsesmetodene er relativ små og det er ingen av alternativene som entydig skiller seg ut som det beste alternativet. Beredskapen gir tilsvarende Side 42 av 57