Miljørisiko- (MRA) og Beredskapsanalyse (BA) for letebrønn 7219/12-2 i PL533 i Barentshavet

Transkript

1 Miljørisiko- (MRA) og Beredskapsanalyse (BA) for letebrønn 7219/12-2 i PL533 i Barentshavet Lundin Norway AS Report No.: , Rev. 00 Document No.: 11495L0K-2 Date:

2

3 Innholdsfortegnelse DEFINISJONER OG FORKORTELSER INNLEDNING Aktivitetsbeskrivelse Hensikt/formål Lundins akseptkriterier for akutt forurensning Gjeldende regelverkskrav 5 2 MILJØRISIKOANALYSE Metode referansebasert Miljørisikoanalyse Viktige parameter for å evaluere miljørisiko Lokasjon Sannsynlighet for utblåsning Utblåsningsrater og -varigheter Oljetype GOR (Gas-Oil Ratio) Oljedriftsmodellering Vurdering av miljørisiko 16 3 BEREDSKAPSANALYSE FOR LETEBRØNN 7219/ Metode for gjennomføring av miljørettet beredskapsanalyse Oljetype og forvitringsegenskaper Utblåsningsrate Beredskapsbehov åpent hav (barriere 1a og 1b) Beredskapsbehov Kyst og Strand (barriere 2 og 3) Konklusjon beredskapsanalyse 29 4 REFERANSER Appendix A Appendix B Gjeldende regelverkskrav Lysloggerdata - lomvi DNV GL Report No , Rev Page ii

4 DEFINISJONER OG FORKORTELSER Akseptkriterier Kriterier som benyttes for å uttrykke et akseptabelt risikonivå i virksomheten, uttrykt ved en grense for akseptabel frekvens for en gitt miljøskade ALARP As Low As Reasonably Practicable (så lav som det er praktisk mulig) Analyseområde Området som er basis for miljørisikoanalysen og som er større enn influensområdet. Ressursbeskrivelsen dekker analyseområde. Barriere Fellesbetegnelse for en samlet aksjon i et avgrenset område; kan inkludere ett eller flere system. Bekjempelse Alle tiltak som gjennomføres i akuttfasen av en forurensningssituasjon og som skal hindre at oljen sprer seg (strakstiltak ved å stanse lekkasjen, begrense utstrekningen, hindre spredning, samle opp fra sjøen, lede oljen forbi sensitive områder og hindre strandet olje fra å bli remobilisert) (Carroll m.fl., 1999). BOP Blowout Preventer cp Centipoise, måleenhet for viskositet Dagslys Lysforholdene fra soloppgang til solnedgang. DFU Definerte fare- og ulykkeshendelser Eksempelområde Til bruk i beredskapsplanleggingen er det definert arealer kalt eksempelområder. Disse er karakterisert ved at de ligger i ytre kystsone, har høy tetthet av miljøprioriterte lokaliteter og som også på andre måter setter strenge krav til oljevernberedskapen. Disse eksempelområdene er derfor forhåndsdefinert som dimensjonerende for oljevernberedskapen. Eksponeringsgrad Benyttes for å beskrive hvorvidt kysten er eksponert, moderat eksponert eller beskyttet mht. bølgeeksponering Forvitring Nedbrytning av olje i miljøet. Forvitringsanalysen måler fysiske og kjemiske egenskaper for oljen til stede i miljøet over tid. GOR Forkortelse for Gass/Olje forhold. Forholdet mellom produsert gass og produsert olje i brønnen. Influensområde Området med større eller lik 5 % sannsynlighet for forurensning med mer enn 1 tonn olje innenfor en km rute, iht. oljedriftsberegninger Miljødirektoratet Tidligere Klima og forurensningsdirektoratet (Klif) og direktoratet for naturforvaltning MIRA Metode for miljørettet risikoanalyse (OLF, 2007). MRA Miljørettet risikoanalyse NOFO Norsk Oljevernforening For Operatørselskap NOROG Norsk olje og gass (Tidligere Oljeindustriens landsforening (OLF)) Operasjonslys Lysforholdene under dagslys og borgerlig tussmørke, dvs. når solen står mindre enn 6 grader under horisonten. OR-fartøy Oljevernfartøy som inneholder havgående mekaniske oppsamlingssystemer (oljelenser og skimmere) samt lagringstank, og eventuelt dispergeringsmidler- og systemer. OSCAR Oil Spill Contingency Analysis and Response Persentil P-persentil betyr at p prosent av observasjoner i et utfallsrom er nedenfor verdien for p-persentilen. En 25-persentil er da slik at 25 % av data/observasjoner er under den gitte verdien. PL Utvinningstillatelse (Produksjonslisens) ppb Parts per billion / deler per milliard ppm Parts per million / deler per million Responstid Sammenlagt mobiliseringstid, gangtid og utsettelse av lenser. Restitusjonstid Restitusjonstiden er oppnådd når det opprinnelige dyre- og plantelivet i DNV GL Report No , Rev Page 1

5 Sannsynlighet for treff Systemeffektivitet THC TVD VØK det berørte samfunnet er tilstede på tilnærmet samme nivå som før utslippet (naturlig variasjon tatt i betraktning, og de biologiske prosessene fungerer normalt. Bestander anses å være restituert når bestanden er tilbake på 99 % av nivået før hendelsen. Restitusjonstiden er tiden fra et oljeutslipp skjer og til restitusjon er oppnådd. Sannsynlighet for at en 10x10 km rute treffes av olje fra et potensielt utslipp (Throughput efficiency, eng.) Prosentandel av sveipet overflateolje som samles opp av ett system. Total Hydrocarbon (totalt hydrokarbon) True Vertical Depth Verdsatt Økosystem Komponent DNV GL Report No , Rev Page 2

6 1 INNLEDNING 1.1 Aktivitetsbeskrivelse Lundin Norway AS (heretter Lundin) planlegger boring av letebrønn 7219/12-2 i PL533 i Barentshavet. Brønnen ligger ca. 173 km fra nærmeste land som er Sørøya i Finnmark (Figur 1). Vanndypet i området er ca. 340 meter. Boringen har tidligste oppstart september 2017, og brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Leiv Eiriksson. Som forberedelse til den planlagte operasjonen på brønnen er det gjennomført en referansebasert miljørisikoanalyse og en beredskapsanalyse for aktiviteten. Basisinformasjon for aktiviteten er oppsummert i Tabell 1. Det er ikke identifisert behov for en full analyse av miljørisiko for brønnen, men henvises til miljørisikoanalysen gjennomført for referansebrønn 7219/12-1 Filicudi (DNV GL, 2016), som anses som dekkende for planlagt aktivitet. Brønnen ligger 16 km sør-øst for letebrønn Filicudi (Figur 1). For beredskapsanalysen er det gjennomført beregninger av beredskapsbehov knyttet til mekanisk oppsamling av olje på åpent hav. Beregningene er i henhold til industristandarden «Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser» (Norsk olje og gass, 2013). Da det ikke er gjennomført oljedriftsmodellering for letebrønnen, er strandingsmengder og drivtider i beredskapsanalysen hentet fra modelleringene gjennomført for referansebrønn Filicudi. Figur 1 Lokasjon til letebrønn 7219/12-2 og letebrønn 7219/12-1 Filicudi i PL533 i Barentshavet. Figuren viser også avstand mellom brønnene. DNV GL Report No , Rev Page 3

7 Tabell 1 Basisinformasjon for letebrønn 7219/12-2. Koordinater for modellerte scenarier 19 59' 4,5" Ø, 72 05' 15,5" N Analyseperiode Helårlig, fordelt på 4 sesonger Vanndybde 340 meter Avstand til nærmeste kystlinje Ca. 173 km (Sørøya) Oljetype Grane (942 kg/m 3 ) Riggtype Leiv Eiriksson (halvt nedsenkbar borerigg) Utblåsningsrater Vektet varighet Vektet rate, overflate: 40 Sm 3 /døgn Vektet rate, sjøbunn: 40 Sm 3 /døgn Overflateutblåsning: 9,9 dager Sjøbunnsutblåsning: 10,3 dager GOR (Sm 3 /Sm 3 ) 52 Tid for boring av avlastningsbrønn 54 døgn Aktiviteter Leteboring Type scenarier Utblåsning (overflate/sjøbunn) VØK arter/ populasjoner vurdert Pelagisk sjøfugl, kystnær sjøfugl, marine pattedyr, fisk og strandhabitat for Barentshavet Forventet boreperiode August/september Hensikt/formål Gjennomføring av miljørisikoanalyser (MIRA) og beredskapsanalyser (BA) for aktiviteter knyttet til leting etter og/eller produksjon av olje og gass på norsk sokkel er påkrevd i henhold til norsk lovverk (se avsnitt 1.4). Miljørisikoanalysen for referanseanalysen (7219/12-1 Filicudi) er gjennomført som en full skadebasert analyse i henhold til Norsk Olje og Gass (tidligere OLF) sin Veiledning for gjennomføring av miljørisikoanalyser for petroleumsaktiviteter på norsk sokkel (OLF, 2007). Det henvises til rapporten (DNV GL, 2016) og veiledningen for ytterligere informasjon. Miljørisikoen vurderes opp mot Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier. I en skadebasert miljørisikoanalyse blir konsekvensene av oljeutblåsning/-utslipp knyttet opp mot sannsynligheten (frekvensen) for en slik hendelse, for å tallfeste risikoen et oljesøl kan ha på ulike ressurser i området. Ressursene i området som ble benyttet i analysen omtales som Verdsatte Økosystem Komponenter (VØK) og er en sammensetning av ulike populasjoner (sjøfugl, marine pattedyr, fiskearter) og habitater (kystsonen). I beredskapsanalysen er det gjennomført en beregning av beredskapsbehov knyttet til mekanisk oppsamling av olje på åpent hav. Beregningene er forenklet, men gjort i henhold til industristandarden «Veileder for miljørettet beredskapsanalyser» (Norsk olje og gass, 2013), basert på dimensjonerende DFU, som er en utblåsning fra brønnen 1.3 Lundins akseptkriterier for akutt forurensning Lundin har som en integrert del av deres styringssystem definert akseptkriteriene for miljørisiko. For letebrønn 7219/12-2 benyttes Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier for miljørisiko (Tabell 2). Disse ble også benyttet i referanseanalysen, 7219/12-1 Filicudi. Akseptkriteriene angir den øvre grensen for hva Lundin har definert som en akseptabel risiko knyttet til egne aktiviteter (sannsynlighet for en gitt DNV GL Report No , Rev Page 4

8 konsekvens). Disse er formulert som mål på skade på naturlige ressurser (VØK), uttrykt ved varighet (restitusjonstid) og ulik alvorlighetsgrad. Lundin anvender de samme akseptkriterier i alle regioner på norsk sokkel. Miljørisikoanalysen fanger opp eventuelle forskjeller i miljøsårbarhet i ulike regioner fordi den tar hensyn til forekomst og sårbarhet (benytter en sårbarhetskategori) av miljøressursene i det enkelte analyseområdet, og fordi den beregner restitusjonstid for berørte ressurser. Dette fører til at det beregnes en høyere miljørisiko i områder der det er høy andel av berørte, sårbare bestander og ressurstyper. Akseptkriteriene setter derved strengere krav til operasjoner i denne type områder. Akseptkriteriene uttrykker Lundins holdning om at naturen i størst mulig grad skal være uberørt av selskapets aktiviteter. Kriteriene angir maksimal tillatt hyppighet av hendelser som kan forårsake skade på miljøet. Tabell 2 Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier for forurensing (Lundin Norway AS, 2012). Miljøskade Varighet av skaden (restitusjonstid) Operasjonsspesifikke akseptkriterier Mindre 1 mnd. 1 år < 1 x 10-3 Moderat 1-3 år < 2,5 x 10-4 Betydelig 3-10 år < 1 x 10-4 Alvorlig >10 år < 2,5 x Gjeldende regelverkskrav Myndighetskrav til HMS (helse, miljø og sikkerhet) for petroleumsvirksomhet til havs omfatter følgende lover og forskrifter; forurensingsloven, rammeforskriften, styringsforskriften, innretningsforskriften og aktivitetsforskriften. En nærmere beskrivelse av noen av kravene er gitt i Appendix A. DNV GL Report No , Rev Page 5

9 2 MILJØRISIKOANALYSE 2.1 Metode referansebasert Miljørisikoanalyse Det er gjennomført en referansebasert miljørisikoanalyse i henhold til MIRA-metoden (OLF, 2007). En referansebasert analyse kan gjennomføres dersom det foreligger inngangsdata som er sammenlignbare i forhold til aktiviteten det er aktuelt å gjøre en miljørisikoanalyse for. En tidligere utført analyse benyttes da som en referanseanalyse. Sentrale parametere for den aktuelle boreoperasjonen og miljøets sårbarhet gjennomgås og sammenliknes med referanseanalysen. Resultatene av sammenlikningen evalueres, og avgjør om referanseanalysen er dekkende for den planlagte aktiviteten. Referanseanalysen anses som dekkende dersom den er mer konservativ enn de detaljerte analysene en sammenlikner med, - slik at ytterligere analyse ville konkludert med tilsvarende eller lavere miljørisiko enn den gjeldende referanseanalysen. Følgende momenter inngår i evalueringen: Geografisk plassering Oljetype Sannsynlighet for utslipp Rater og varigheter Utslippspunkt (havoverflate eller sjøbunn) Type operasjon Akseptkriterier Spesielt sårbar årstid Klimatiske forhold Influensområde Brønntekniske aspekter Det henvises til veilederen for mer utfyllende informasjon (OLF, 2007). 2.2 Viktige parameter for å evaluere miljørisiko Miljørisikoen er gjennomført som en referansebasert analyse i henhold til MIRA-metoden (OLF, 2007). Viktige parametere ved brønn 7219/12-2 har blitt sammenliknet med samsvarende parametere i miljørisikoen for 7219/12-1 Filicudi (DNV GL, 2016). Tabell 3 viser sammenlikning av parametere for de to brønnene. Inngangsdata og eventuelle ulikheter i inngangsdata, og konsekvenser av disse ulikhetene er diskutert i påfølgende delkapitler. DNV GL Report No , Rev Page 6

10 Tabell 3 Sammenstilling av parametere for letebrønn 7219/12-2 og referansebrønn 7219/12-1 Filicudi (AddEnergy, 2017; DNV GL, 2016). Parameter 7219/ /12-1 Filicudi 2016 Kriterium for sammenlikning Resultat av sammenlikning Operatør Lundin Lundin Posisjon (Geografiske koordinater) 72 05' 15.5" N 19 59' 4.5" Ø 72º N 19º Ø Avstand til Filicudi (km) Mindre enn 50 km avstand Ok PL Brønntype Letebrønn Letebrønn Olje Grane (SINTEF, 1997) Skrugard (SINTEF, 2012) -- Se kap. 2.6 Oljens tetthet Tilsvarende Se kap. 2.6 Dyp (m) Tilsvarende Ok GOR (Sm 3 /Sm 3 ) Tilsvarende Ok Avstand til land (km) Ca. 173 km til Sørøya Ca. 190 km til Sørøya Tilsvarende eller lengre avstand til land Se kap. 2.3 Rater overflate (Sm 3 /d) Vektet rate overflate (Sm 3 /d) Tilsvarende eller lavere rate Ok Rater sjøbunn (Sm 3 /d) Vektet rate sjøbunn (Sm 3 /d) Tilsvarende eller lavere rate Ok Lengste varighet (d) Tilsvarende eller kortere varighet Vektet var. top/sub 9,9/10,3 10,8/14,9 Tilsvarende eller kortere varighet Ok Ok Frekvens 1,42 x ,49 x 10-4 Tilsvarende Se kap. 2.4 Topside/subsea fordeling 20/80 % 18/82 % Tilsvarende Se kap. 2.5 Riggtype Leiv Eriksson (semi sub flyter) Leiv Eriksson (semi sub flyter) Analyseperiode Hele året Hele året Må dekke planlagt boreperiode. Ok Seapop datasett (Åpent hav)/ 2015 (Kystnære) Akseptkriterier Lundins Operasjonsspesifikke akseptkriterier Lundins Operasjonsspesifikke akseptkriterier Høyeste risiko -- Høyeste utslag i miljørisiko utgjør 20 % av akseptkriteriet for moderat Miljøskade i høstsesongen Tilsvarende Ok -- Ok DNV GL Report No , Rev Page 7

11 2.3 Lokasjon Brønn 7219/12-2 ligger ca. 173 km fra nærmeste fastland som er Sørøya i Finnmark. og 16 km sør-øst for referansebrønn 7219/12-1 Filicudi (se Figur 1). 2.4 Sannsynlighet for utblåsning Brønn 7219/12-2 er en letebrønn, men det forventes å finne olje. Basert på SINTEF offshore blowout database 2016, er den totale utblåsningsfrekvensen vurdert til 1,42 x 10-4 for en gjennomsnittsbrønn (Lloyd s, 2017). For Filicudi ble den totalt utblåsningsfrekvensen vurdert til 1,49 x 10-4 for en letebrønn og denne var hentet fra Lloyd s 2015 rapporten, som er basert på SINTEF offshore blowout database Brønnen er planlagt boret med den halvt nedsenkbare riggen Leiv Eriksson (7Figur 2). Leiv Eriksson er en halvt nedsenkbar flyter med BOP plassert på havbunnen, noe som tilsier at en utblåsning mest sannsynlig vil forekomme på havbunnen. Sannsynlighetsfordelingen mellom utblåsninger på havbunn kontra overflate under boring, er satt til henholdsvis 80 % / 20 % (Lloyd s, 2017). For Filicudi var sannsynlighetsfordelingen for utblåsninger på havbunn kontra overflate henholdvis 82 % / 18 % da denne var basert på en tidligere rapport fra Lloyd s (Lloyd s, 2015). Figur 2 Leiv Eriksson som skal brukes til boring av 7219/12-2 i PL533 (kilde: Utblåsningsrater og -varigheter De fleste former for uhellsutslipp i forbindelse med en leteboring er begrensede, med små mengder og lette forbindelser. De hendelsene som har de største potensielle miljøkonsekvensene er ukontrollerte utslipp fra brønnen under boring (utblåsning). Slike hendelser anses dimensjonerende for foreliggende analyse. Lengste utblåsningsvarighet er satt til tiden det tar å bore en avlastningsbrønn. For brønn er denne satt til 54 døgn, fordelt på mobilisering av rigg, boring inn i reservoar og dreping av utblåsningen (AddEnergy, 2017). For referansebrønn Filicudi var lengste varighet beregnet til 75 døgn (Acona, 2016). Vektet varighet for overflateutblåsning fra 7219/12-2 er 9,9 døgn, mens tilsvarende verdi for DNV GL Report No , Rev Page 8

12 sjøbunnsutblåsning er 10,3 døgn. De vektede varighetene for Filicudi var noe høyere (10,8 døgn overflate og 14,9 døgn sjøbunn), og dette skyldes at lengste varighet er høyere. Rate-/varighetsmatrisen som ligger til grunn for oljedriftsmodelleringen og miljørisikoanalysen for letebrønn 7219/12-1 Filicudi er basert på utblåsningsstudiet fra Acona (2016). Vektet rate for overflateutblåsning er 1827 Sm 3 /døgn, og 1711 Sm 3 /døgn for sjøbunnsutblåsning. Rate- /varighetsmatrisen er gitt i Tabell 4. Tabell 4 Rate- og varighetsfordeling for overflate- og sjøbunnsutblåsning for letebrønn 7219/12-1 Filicudi (Acona, 2016; Lloyd s, 2015). Open Varigheter (dager) og Fordeling Utslipps- Rate (O)/ sannsynlighetsfordeling Sannsynlighet overflate/ lokasjon Sm sjøbunn /d Restricted for raten (R) ,0 % ,0 % Overflate 18 % ,6 % 18,5 % 16,6 % 5,5 % 5,8 % 1,6 % ,2 % ,3 % 1079 R 42,0 % 1332 O 18,0 % Sjøbunn 82 % 1977 R 44,7 % 17,4 % 19,3 % 9,2 % 9,4 % 28,0 % 3773 O 9,7 % 4311 O 2,3 % Forventede utblåsningsrater for letebrønn 7219/12-2 er basert på utblåsningsstudiet fra AddEnergy (2017). Vektet rate for både overflate- og sjøbunnsutblåsning er 40 Sm 3 /døgn (Tabell 5). DNV GL Report No , Rev Page 9

13 Tabell 5 Rateberegninger for brønn 7219/12-2 gitt en overflateutblåsning (øverst) eller sjøbunnsutblåsning (nederst) (AddEnergy, 2017). 2.6 Oljetype 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 forventes å finne hydrokarboner, og det er valgt å benytte Grane olje (SINTEF, 1997) som referanseolje i analysene for miljørisiko- og beredskap. Referanseoljen har egenskaper tilsvarende den tunge oljen man forventer for denne brønnen. Grane er en svært tung råolje. Oljen har en høy tetthet på 942 kg/m 3 med høyt asfalteninnhold (1,4 %) og middels voksinnhold (3,2 %) sammenliknet med andre oljer på norsk sokkel. Avdampning vil imidlertid føre til en oppkonsentrering av voks og asfaltener og andre residuer initielt gitt et utslipp til sjø. Med tid på havoverflaten vil dette føre til dannelse av en stabil emulsjon som må kunne påregnes å ha lang levetid på sjøen (SINTEF, 1997). I analysen for letebrønn 7219/12-1 Filicudi ble Skrugard brukt som referanseolje. En sammenstilling av parametere for de to oljetypene er gitt i Tabell 6. DNV GL Report No , Rev Page 10

14 Tabell 6 Parametere for Grane olje som er valgt som referanseolje for brønn 7219/12-2, og for Skrugard olje som ble benyttet i spredningsberegningene for letebrønn 7219/12-1 Filicudi. Parameter Skrugard råolje (SINTEF, 2012) Grane råolje (SINTEF, 1997) Oljetetthet [kg/ m³] Maksimum vanninnhold ved 5 C [volum %] Viskositet, fersk olje ved 5 ºC (10s -1 ) [cp] Voksinnhold, fersk olje [vekt %] 1,89 3,2 Asfalteinnhold, fersk olje [vekt %] 0,05 1,4 Figur 3 viser emulsjon på overflaten for Skrugard olje og Grane olje ved vindhastighet 10 m/s og temperatur 5 C. Skrugard olje tar opp mer vann enn Grane olje, og vil derfor har større volumer på overflaten de første døgnene etter et utslipp. Figur 3 Emulsjon på overflaten for Skrugard olje og Grane olje ved vindhastighet 10 m/s og temperatur 5 C (SINTEF, 1997; SINTEF, 2012). 2.7 GOR (Gas-Oil Ratio) GOR (gas-oil-ratio) gir en indikasjon på hvor mye gass den forventede oljen i brønnen inneholder. For letebrønn 7219/12-2 er GOR 52 Sm 3 /Sm 3 (AddEnergy, 2017), og for referansebrønn Filicudi var GOR 61 Sm 3 /Sm 3 (Acona, 2016). En høyere GOR kan gi tynnere oljefilm på overflaten fordi oljen fra sjøbunnsutslipp vil få mindre dråpestørrelser i vannsøylen, men dette er også avhengig av oljetype og dens forvitringsegenskaper. DNV GL Report No , Rev Page 11

15 2.8 Oljedriftsmodellering Treffsannsynlighet av olje på overflaten For modellerte overflate- og sjøbunnsutblåsninger fra 7219/12-1 Filicudi er det generert oljedriftsstatistikk på rutenivå (10 10 km ruter) for fire sesonger; vår (mars-mai), sommer (juniaugust), høst (september-november) og vinter (desember-februar). Influensområdene ( 5 % treff av olje over 1 tonn i km ruter) gitt en utblåsning fra henholdsvis overflate og sjøbunn fra brønnen i de ulike sesongene er presentert i hhv. Figur 4 og Figur 5. Merk imidlertid at influensområdene er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter, og 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. Resultatene viser oljen etter utblåsning i stor grad spres i sørøstlig retning inn mot Finnmarkskysten. Treffsannsynlighethen langs Finnmarkskysten ligger i området 5-35 %. Influensområdene er tilnærmet like for sjøbunnsutblåsning sammenliknet med overflateutblåsning. Sesongvariasjonen er markant, med størst østlig utstrekning i sommersesongen. Resultatene, som viser treffsannsynlighet av ulike oljemengder på overflaten, viser at de fleste områder kun har sannsynlighet for treff av oljemengder i kategori tonn per km rute, men med noe sannsynlighet for større oljemengder i områdene rundt brønnlokasjonen. DNV GL Report No , Rev Page 12

16 Figur 4 Sesongvise sannsynligheter for treff av mer enn 1 tonn olje i km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra letebrønn 7219/12-1 Filicudi. 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. DNV GL Report No , Rev Page 13

17 Figur 5 Sesongvise sannsynligheter for treff av mer enn 1 tonn olje i km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra letebrønn 7219/12-1 Filicudi. 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. DNV GL Report No , Rev Page 14

18 2.8.2 Stranding Korteste ankomsttid til land og største strandingsmengder av emulsjon fra modelleringene av 7219/12-1 Filicudi er vist i Tabell 7 (95- og 100-persentiler). Resultatene for forventet strandet emulsjon og drivtid presentert stammer ikke nødvendigvis fra samme simulering. Alle simuleringer, både for overflate- og sjøbunnsutblåsning ligger til grunn for resultatene. 95 persentil av scenarioene gir stranding av 576 tonn oljeemulsjon langs kystlinjen i sommersesongen. 95 persentil av korteste drivtid er 16,2 døgn i høstsesongen. Tabell 7 Strandingsmengder av oljeemulsjon og korteste drivtid til den norske kystlinje gitt en utblåsning fra letebrønn 7219/12-1 Filicudi (95- og 100-persentiler) oppgitt for hver sesong. Alle simuleringene for overflate- og sjøbunnsutblåsning er lagt til grunn for tallene presentert. Persentil Strandet oljeemulsjon (tonn) Drivtid (døgn) Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Vinter ,8 19,0 16,2 18, ,9 8,9 4,9 8,7 Tabell 8 angir 95 persentil av korteste drivtid til land og strandingsmengde inn i de definerte eksempelområdene. Lokasjon av eksempelområdene er gitt i Figur 6. Av eksempelområdene er det størst strandingsmengde på Ingøya, med 145 tonn oljeemulsjon i vårsesongen. Korteste drivtid til eksempelområdet er 18,2 døgn (i høstsesongen). Tabell 8 Strandingsmengder av emulsjon og korteste drivtid til de definerte eksempelområdene gitt en utblåsning fra letebrønn 7219/12-1 Filicudi (95-persentiler) oppgitt for hver sesong. Alle simuleringer for overflate- og sjøbunnsutblåsning er lagt til grunn for tallene vist under. Strandet emulsjon (tonn) Drivtid (døgn) Eksempelområde Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Vinter Sørøya Nordvest ,9 29,7 94,0 94,9 Ingøya ,7 21,1 18,2 21,3 Hjelmsøy ,5 29,1 32,4 51,7 Gjesværstappen ,8 23,2 28,6 29,8 Nordkinn ,9 36,4 29,2 65,9 Kongsfjord n/a 76,6 n/a n/a DNV GL Report No , Rev Page 15

19 Figur 6 Lokasjon av eksempelområdene langs Finnmarkskysten. 2.9 Vurdering av miljørisiko Utvalgte Verdifulle Økosystem Komponenter (VØK) Tabell 9 viser utvalgte VØK inkludert i analysen for referansebrønn Filicudi. Flere av de pelagiske sjøfuglene inngår også i datasettene for kystnære sjøfugl, da det benyttes ulike datasett for disse etter tilholdssted i ulike deler av året. For disse artene dreier det seg i all hovedsak om hekkebestanden som oppholder seg rundt hekkekoloniene i en begrenset periode av året (vår/sommer). Det er ikke tatt hensyn til svømmetrekk for sjøfugl i datasettene. Det er benyttet de mest oppdaterte sjøfugl-datasettene for region Barentshavet. Havert og steinkobbe har høyest sårbarhet under kaste- og hårfellingsperioden da de samler seg i kolonier i kystnære områder. Influensområdet til letebrønn Filicudi strekker seg sørover mot Finnmarkskysten. Det er derfor valgt å gjennomføre risikoberegninger for havert, steinkobbe og oter i analysen. I tillegg ble det for 7219/12-1 Filicudi valgt å inkludere fisk (torsk og lodde), samt strandhabitat i miljørisikoanalysen. DNV GL Report No , Rev Page 16

20 Tabell 9 Utvalgte VØKer sjøfugl for miljørisikoanalysen for letebrønn 7219/12-1 (Seapop, 2013; Seapop, 2015; Artsdatabanken (rødliste), 2015). Navn Latinsk navn Rødlista Tilhørighet Alke Alca torda EN Alkekonge Alle alle - Gråmåke Larus argentatus LC Havhest Fulmarus glacialis EN Havsule Morus bassanus LC Pelagisk sjøfugl Krykkje Rissa tridactyla EN (åpent hav) Lomvi Uria aalge CR Lunde Fratercula arctica VU Polarlomvi Uria lomvia EN Polarmåke Larus hyperboreus - Svartbak Larus marinus LC Alke Alca torda EN Fiskemåke Larus canus NT Gråmåke Podiceps grisegena LC Havhest Fulmarus glacialis EN Havsule Morus bassanus LC Islom Gava immer - Krykkje Rissa tridactyla EN Laksand Mergus merganser LC Lomvi Uria aalge CR Lunde Fratercula arctica VU Makrellterne Sterna hirundo EN Polarlomvi Uria lomvia EN Kystnær sjøfugl Polarmåke Larus hyperboreus - Praktærfugl Somateria spectabilis - Rødnebbterne Sterna paradisaea LC Siland Mergus serrator LC Smålom Gavia stellata LC Stellerand Pollysticta stelleri VU Storskarv Phalacrocorax carbo LC Svartbak Larus marinus LC Teist Cepphus grylle VU Toppskarv Phalacrocorax aristotelis LC Ærfugl Somateria molissima NT Havert Halichoerus grypus LC Marine pattedyr Steinkobbe Phoca vitulina LC Oter Lutra lutra VU Torsk Gadus morhua LC Fisk Lodde Mallotus villosus LC Strandhabitat - - Strand NT Nær Truet, EN Sterkt Truet, CR Kritisk Truet, VU Sårbar, LC Livskraftig DNV GL Report No , Rev Page 17

21 2.9.2 Konsekvensberegninger I henhold til standard MIRA-metodikk (OLF, 2007) ble det beregnet sannsynlighet for bestandstap av ulike sjøfuglarter og marine pattedyr som følge av en utblåsning fra 7219/12-1 Filicudi. For strandhabitat er det beregnet sannsynlighet for treff av ulike oljemengdekategorier (1-100 tonn, tonn, tonn og > 1000 tonn per km strandrute) og medfølgende sannsynlighet for miljøskade. Største sannsynligheter for bestandstap av sjøfugl og marine pattedyr ble i alle sesonger funnet å være: 1-5 % bestandstap: 65 % sannsynlighet (lunde, pelagisk sjøfugl i høstsesongen, overflateutblåsning) 5-10 % bestandstap: 18 % sannsynlighet (alke, pelagisk sjøfugl i vintersesongen, sjøbunnsutblåsning) % bestandstap: 7 % sannsynlighet (alke, pelagisk sjøfugl i sommersesongen, overflateutblåsning) % bestandstap: <0,5 % sannsynlighet (alke, pelagisk sjøfugl i sommersesongen, overflateutblåsning) Det er ikke beregnet tapsandeler > 30 %. For strandhabitat ble treffsannsynligheten av olje i km strandhabitater langs kysten maksimalt funnet å være henholdsvis: 22 % sannsynlighet for treff av tonn olje per rute (vår, overflateutblåsning). 4 % sannsynlighet for treff av tonn olje per rute (høst, overflateutblåsning). Det er ingen sannsynlighet for treff av > 500 tonn olje i habitatene Miljørisikonivå Tabell 10 og Figur 7 viser sesongvis høyeste miljørisiko for hver av VØK-kategoriene; pelagisk og kystnær sjøfugl, marine pattedyr og strandhabitat, uavhengig av art. Miljørisikoen er presentert som prosentandel av Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier. Det er viktig å merke seg at pelagisk og kystnær sjøfugl i utgangspunktet kan tilhøre samme bestand, men at analysene er basert på to ulike datasett etter sjøfuglenes tilholdssted i ulike perioder av året. I vår-/ sommersesongen vil hekkebestandene av de pelagiske artene trekke inn mot kysten (hekkekoloniene), og inngår i denne perioden i datasettet for kystnær sjøfugl. Pelagisk sjøfugl (lunde) er dimensjonerende for risikonivået med 20 % av akseptkriteriet for Moderat miljøskade i høstsesongen (september-november), se Figur 7. Det høyeste risikonivået for kystnær sjøfugl er 9 % (alke, sommer) for Moderat miljøskade. Det høyeste beregnede risikonivået for strandhabitat og marine pattedyr er henholdsvis 3 % (vår) og 5 % (høst) for Moderat miljøskade. DNV GL Report No , Rev Page 18

22 Tabell 10 Beregnet sesongvis miljørisiko for alle VØK-kategoriene lagt til grunn i analysen for letebrønn 7219/12-1 Filicudi i Barentshavet. For sjøfugl og pattedyr er den månedlige verdien som gir høyest utslag innenfor de ulike skadekategoriene presentert, uavhengig art. For strandhabitat er risikoen presentert for den km kystruten (strand) som viser høyest utslag. Verdiene er oppgitt som prosent av Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier. Sesong VØK Mindre (< 1 år) Moderat (1-3 år) Betydelig (3-10 år) Alvorlig (> 10 år) Vår Sommer Høst Vinter Pelagisk sjøfugl 3,3 % 15,6 % 11,9 % 13,7 % Kystnær sjøfugl 1,5 % 7,8 % 4,8 % 1,1 % Marine pattedyr 0,7 % 2,7 % 0,0 % 0,0 % Strandhabitat 2,5 % 3,1 % 1,1 % 0,0 % Pelagisk sjøfugl 3,2 % 15,5 % 11,8 % 12,7 % Kystnær sjøfugl 1,9 % 8,9 % 4,0 % 1,7 % Marine pattedyr 0,6 % 2,2 % 0,7 % 0,0 % Strandhabitat 2,1 % 2,5 % 0,7 % 0,0 % Pelagisk sjøfugl 4,2 % 19,7 % 9,9 % 8,6 % Kystnær sjøfugl 0,0 % 0,0 % 0,0 % 0,0 % Marine pattedyr 1,1 % 4,7 % 1,1 % 0,0 % Strandhabitat 1,7 % 2,1 % 0,0 % 0,0 % Pelagisk sjøfugl 3,4 % 16,3 % 7,1 % 3,9 % Kystnær sjøfugl 0,1 % 0,3 % 0,0 % 0,0 % Marine pattedyr 0,6 % 2,5 % 0,1 % 0,0 % Strandhabitat 1,4 % 1,4 % 0,2 % 0,0 % DNV GL Report No , Rev Page 19

23 Figur 7 Beregnet miljørisiko for alle VØK-kategoriene lagt til grunn i analysen for de ulike sesongene, for letebrønn 7219/12-1 Filicudi i Barentshavet. Verdiene er oppgitt som prosent av Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier (Grafisk fremstilling av resultatene er presentert i Tabell 10) Oppsummering av miljørisiko forbundet med aktiviteten I den referansebaserte analysen er miljørisikoanalysen gjennomført for 7219/12-1 Filicudi sammenliknet med inngangsdata for brønn 7219/12-2. Alle inngangsdata som vil ha innvirkning på miljørisikonivået er evaluert, og det konkluderes med at referanseanalysen er dekkende for den planlagte aktiviteten på brønn 7219/12-2. Det forventes tilsvarende brønntekniske forhold i de to brønnene, det skal benyttes samme borerigg og varighetene og utblåsningsratene er vurdert som langt lavere enn i referanseanalysen. Brønnen ligger 16 km nærmere land enn Filicudi, men da ratene for brønn 7219/12-2 er mye lavere forventes ikke større mengder strandet olje, og dermed heller ikke høyere miljørisiko for kystartene. For Filicudibrønnen var referanseolje Skrugard. Grane-olje har en høyere tetthet enn Skrugard-olje, men samtidig har Grane-olje et vannopptak som er lavere enn Skrugard. Ved en eventuell utblåsning med tilsvarende utblåsningsrater og varigheter forventes et lavere volum av oljeemulsjon på overflaten for Grane-olje. Høyeste miljørisikonivå for Filicudi var 20 % av Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier for pelagiske sjøfugl. Basert på vurderinger av alle inngangsparametere for de to brønnene forventes det at risikonivået ved boring av brønn 7219/12-2 ligger innenfor Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier i alle sesonger, og er vurdert å være akseptabel. DNV GL Report No , Rev Page 20

24 3 BEREDSKAPSANALYSE FOR LETEBRØNN 7219/ Metode for gjennomføring av miljørettet beredskapsanalyse Det er gjennomført beregninger av beredskapsbehov knyttet til et utslipp fra brønn 7219/12-2. Beregningen er gjort i henhold til veiledningen «Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser» (Norsk olje og gass, 2013), basert på dimensjonerende utslippshendelse (DFU, se avsnitt 2.5), som er en overflateutblåsning. Det forventes en oljetype med liknende egenskaper som Grane, og denne benyttes som referanseolje. Forvitringsdata for Grane (SINTEF, 1997) benyttes som underlag for beregning av emulsjonsvolum og vurdering av beredskapsmessig relevante egenskaper. Både emulsjonsvolum og effektivitet av barrierer beregnes sesongvis basert på gjennomsnitt for aktuelle parametere (eksempelvis lys, vind og temperatur) Effektivitet En barriere vil normalt bestå av ett eller flere oppsamlingssystemer. Figur 8 illustrerer et standardsystem bestående av to fartøyer, lense, oljeopptaker og lagringskapasitet. Effekten av hver enkelt barriere avhenger av vær- (lensetap øker med økende bølgehøyde) samt lysforhold (det antas en lavere effektivitet ved dårlige lysforhold som en konsekvens av høyere sannsynlighet for at oljeflak passerer på utsiden av lensene). I mørket forventes en effektivitetsreduksjon til 65 % (Norsk olje og gass, 2013). Forventet effektivitet av en barriere er også lavere med økende avstand fra kilden. Figur 8 Systemeffektiviteten tilsvarer den andelen av sveipet overflateolje som samles opp. Systemeffektivitet er et uttrykk for hvor mye olje som samles opp fra et lensesystem og er dermed hovedsakelig relatert til lensetype, selve operasjonen, oljens egenskaper og bølge-/strømforhold. Lysforhold påvirker i liten grad systemeffektiviteten. Mange år med olje-på-vann øvelser har etablert kunnskap om hvilken oppsamlingseffektivitet som oppnås med et NOFO-system som funksjon av DNV GL Report No , Rev Page 21

25 bølgehøyde. For havgående NOFO-system forventes systemeffektiviteten å være lik null ved sjøtilstander over 4 meter signifikant bølgehøyde (Hs), mens tilsvarende for havgående kystvakt er forventet å være 3 meter Hs. Figur 9 gir en benyttet sammenheng mellom systemeffektivitet og bølgehøyde basert på dette erfaringsmaterialet for henholdsvis mellomtungt og lett lenseutstyr. Figur 9 Sammenhengen mellom signifikant bølgehøyde (meter) og systemeffektivitet (%) (Norsk olje og gass, 2013) Kapasitet og dimensjonering Dimensjonering av oljevernberedskap gjøres som en regnearkøvelse, hvor forvitringsdata for Skrugard råolje, lokale klimatiske forhold (temperatur, vind, lys), oppgitt kapasitet til NOFO systemer, og lys- og bølgerelaterte effektivitetsvurderinger inngår. Standard NOFO-systemer har opptakskapasitet på 2400 Sm 3 /døgn, mens Hi-Wax/Hi-Visc skimmersystemer har en opptakskapasitet på 1900 Sm 3 /døgn. Beredskapen dimensjoneres for tilstrekkelig kapasitet i barriere 1a (nær kilden) og 1b (langs drivbanen) til å håndtere tilflyt av emulsjon fra en hendelse tilsvarende dimensjonerende DFU (for metodikk se Norsk olje og gass, 2014) Oljens egenskaper relevant for oppsamling, opptak og dispergering Utover dimensjoneringen av oljevernberedskapen med tanke på mekanisk opptak, vurderes også oljens egenskaper kvalitativt. Her er de sentrale parameterne viskositet og dispergerbarhet. Viskositet er viktig for mekanisk opptak, og oljens dispergerbarhet i ulike tidsvinduer avgjør når kjemisk dispergering forventes relevant som tiltak. DNV GL Report No , Rev Page 22

26 Mekanisk oppsamling Studier utført av SINTEF på oljevernutstyr har vist at overløpsskimmere (TransRec) kan ha redusert systemeffektivitet ved viskositeter over cp. Ved viskositet over cp er det anbefalt å bytte ut vanlige overløpsskimmer med Hi-Wax/Hi-Visc utstyr for å optimalisere opptakseffektiviteten (Leirvik et al., 2001). Nedre viskositetsgrense for effektiv mekanisk oppsamling regnes som 1000 cp, grunnet lensetap ved lavere viskositeter (Nordvik et al., 1992) Kjemisk dispergering Kjemisk dispergering skal vurderes som et supplement til mekanisk oppsamling, eller som et alternativ til mekanisk oppsamling dersom det foreligger dokumentasjon på at bruk av dispergeringsmiddel reduserer miljøpåvirkningen mest i den spesifikke forurensningssituasjonen (Norsk olje og gass, 2013/Miljøverndepartementet, 2001). Dokumentasjonen skal gi beslutningstaker tilstrekkelig grunnlag for å avgjøre hvilke tiltak og bekjempelsesstrategi som totalt sett gir minst belastning på naturen i berørt område. I forbindelse med en eventuell aksjon der kjemisk dispergering inngår skal det fylles ut et Kontroll- og Beslutningsskjema for dispergering (se som sendes myndighetene. Hvor lenge oljen er dispergerbar avhenger blant annet av endring i viskositet over tid av oljeemulsjonen, lokalisert på havoverflaten. 3.2 Oljetype og forvitringsegenskaper Grane råolje Grane olje er brukt som referanseolje i beregningene. Bakgrunnsinformasjonen er hentet fra et forvitringsstudium gjennomført av SINTEF (1997). Se avsnitt 2.6 for oljespesifikke parametere. Ved vintertemperatur (5 C) og moderate vindforhold (10 m/s) forventes det at Grane-oljen vil være dispergerbar i 3 timer med redusert dispergeringsevne frem til 24 timer og med lav/ dårlig dispergerbarhet etter dette (SINTEF, 1997). Ved sommertemperatur (15 C) og rolige vindforhold (5 m/s) forventes det at referanseoljen på havoverflaten er kjemisk dispergerbar frem til 12 timer etter utslippstart med redusert evne i resten av studiens varighet (5 døgn). Figur 10 viser at Graneolje vil være egnet for mekanisk oppsamling, og nedre viskositetsgrense (1000 cp) for mekanisk oppsamling oppnås etter ca 1 time på sjøen (SINTEF, 1997). DNV GL Report No , Rev Page 23

27 Figur 10 Predikert viskositet for emulsjon av Grane olje ved ulike vindsituasjoner for vinterforhold øverst, og for sommerforhold nederst (SINTEF, 1997). Graneoljen har et godt potensiale for kjemisk dispergering. Ved sommertemperatur og 5 m/s vindstyrke vil oljen være meget godt dispergerbar de første timene etter at sølet har skjedd. Også ved vindstyrke 10 m/s vil Graneoljen la seg dispergere inntil 3 døgn etter at den er sølt. Ved vintertemperatur og 5 m/s vindstyrke vil den være meget godt dispergerbar det første døgnet etter at sølet har skjedd. De følgende 4-5 dagene vil den fortsatt være rimelig godt dispergerbar. Tidsvinduet for dispergerbarhet for både sommer- og vinterforhold er vist i Tabell 11 og representerer predikerte verdier basert på oljens viskositet (SINTEF, 1997). DNV GL Report No , Rev Page 24

28 Tabell 11 Tidsvindu for kjemisk dispergering angitt for vinter- og sommerforhold (ved henholdsvis 5 C og 10 C) for ulike vindhastigheter. Grønn farge indikerer at oljen er dispergerbar, gul indikerer redusert kjemisk dispergerbarhet, mens rød indikerer lav/dårlig dispergerbarhet (SINTEF, 1997). Tidsvindu dispergering Sesong (temp.) Timer Dager 0,04 0,08 0,13 0,25 0,38 0,50 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 Vind Vinter (5 C) 2 m/s 5 m/s 10 m/s 15 m/s Vind Sommer (15 C) 2 m/s 5 m/s 10 m/s 15 m/s 3.3 Utblåsningsrate I henhold til eksisterende industristandard (Norsk olje og gass, 2013) skal vektet utblåsningsrate være dimensjonerende når beredskapsbehovet for leteboring beregnes. Vektet utblåsningsrate er beregnet til 40 Sm 3 /d ved både overflate- og sjøbunnsutblåsning (AddEnergy, 2017). Da den vektede raten er svært lav, er det valgt å legge til grunn den maksimale utblåsningsraten for å beregne systembehovet for brønnen. Det er dimensjonert for overflateutblåsning da dette scenariet har høyest maksimal utblåsningsrate (317 Sm 3 /d), og er det scenarioet som forventes å medføre størst oljemengder på havoverflaten. 3.4 Beredskapsbehov åpent hav (barriere 1a og 1b) For å beregne systembehov for mekanisk opptak i barriere 1a og 1b, er det tatt utgangspunkt i lokal vind- og temperaturstatistikk for et utvalg av parametere fra forvitringsstudien til Grane råoljen (Tabell 6) (SINTEF, 1997). Data innsamlet ved Bjørnøya er lagt til grunn for sjøtemperatur, og data innsamlet ved Fruholmen fyr er lagt til grunn for vindstyrke (Figur 11) (eklima, 2016). For den aktuelle brønnen er det beregnet operasjonslys for boreoperasjonen ved å benytte geografiske koordinater til brønnlokasjonen. Timer med dagslys og dagslysandelen er presentert i Tabell 12. DNV GL Report No , Rev Page 25

29 Effektivitet som funksjon av bølgehøyde er også presentert i Tabell 12. Bølgehøydeobservasjoner er innhentet fra Meteorologisk Institutts nærmeste observasjonspunkt til den aktuelle brønnen (hsmd 982) (eklima, 2016) (Figur 11). Figur 11 Oversikt over stasjoner for innsamling av data for vindstyrke (Fruholmen fyr), sjøtemperatur (Bjørnøya) og bølgehøyder (hsmd 982). Lokasjon for letebrønn 7219/12-2 og letebrønn 7219/12-1 Filicudi i PL533 er vist. Tabell 12 Vindhastigheter og sjøtemperaturer er målt ved hhv. Fruholmen fyr og Bjørnøya. Avrundet verdi refererer til valg av datasett i forvitringsstudiet. Andel dagslys er oppgitt som timer dagslys og prosent (%), og er beregnet for planlagt borelokasjon. Siste kolonne viser effektiviteten av mekanisk oppsamling som en funksjon av bølgehøyde for nærmeste målepunkt, hsmd 982. Data er hentet fra eklima (2016). Sesong Timer dagslys (t) Målt sjøtemperatur Målt vind (m/s) ( C) Snitt Avrundet Snitt Avrundet Dagslysandel (%) Effektivitet som en funksjon av bølgehøyde (%) Vår (mars-mai) 8,3 10 0, Sommer (juni-august) 6,6 5 3, Høst (september-november) 8,2 10 3, Vinter (desember-februar) 8,8 10-1, DNV GL Report No , Rev Page 26

30 Forvitringsegenskapene til oljen, gitt de klimatiske forholdene presentert i tabellen over, er oppsummert i Tabell 13 sammen med beregnet beredskapsbehov i barrierene 1a og 1b. Med utgangspunkt i forvitringsdataene (SINTEF, 1997) og maksimal utblåsningsrate (AddEnergy, 2017) er emulsjonsmengden tilgjengelig for mekanisk opptak på åpent hav beregnet. For systembehovene i barriere 1a og 1b er forvitringsdata for henholdsvis 2 og 12 timer forvitret olje lagt til grunn for alle sesonger. For en overflateutblåsning er behovet beregnet til ett NOFO-system i barriere 1a og ett NOFO system i barriere 1b, totalt to NOFO-system i alle fire sesonger. Tabell 13 Beregnet systembehov for overflateutblåsning fra letebrønn 7219/12-2. Beregningene for barriere 1a er basert på den oljemengden som, basert på forvitringsegenskapene til Grane råolje, tilflyter barrieren. For barriere 1b er det beregnet systembehov på samme måte, men gitt at barriere 1a er operativ. Parameter Vår Sommer Høst Vinter Vektet utblåsningsrate (Sm3/d) Fordampning etter 2 timer på sjø 5 % 4 % 5 % 5 % Nedblanding etter 2 timer på sjø 3 % 0 % 3 % 3 % Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3/d) Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 36 % 16 % 36 % 36 % Viskositet etter 2 timer på sjø (cp) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1a (Sm3/d) Opptakskapasitet (Sm 3 /d) Behov for NOFO-systemer i barriere 1a 0,2 (1) 0,2 (1) 0,2 (1) 0,2 (1) Effektivitet av barriere 1a 57 % 70 % 48 % 35 % Olje ut av barriere 1a Fordampning etter 12 t (%) 8 % 6 % 8 % 8 % Nedblanding etter 12 t (%) 12 % 1 % 12 % 12 % Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) 54 % 46 % 54 % 54 % Viskositet etter 12 timer på sjø (cp) Olje inn i barriere 1b Opptakskapasitet (Sm3/d) Emulsjonsmengde til barriere 1b (Sm3/d) Behov for NOFO-systemer i barriere 1b 0,1 (1) 0,1 (1) 0,1 (1) 0,2 (1) Effektivitet av barriere 1a+1b 69 % 81 % 60 % 46 % Totalt systembehov for barriere 1a og 1b NOFO disponerer oljevernfartøy både som del av områdeberedskapen på norsk sokkel og tilknyttet landbaser langs kysten. Responstid til hvert enkelt system avhenger av seilingstid (avstand til lokasjon og hastighet), frigivelsestid, samt tid for utsetting av lense, for både OR-fartøy og slepebåt. Oljevernfartøyene er utstyrt med lenser og oljeopptakere. For å operere behøver de et slepefartøy som trekker i den andre enden av lensen. NOFO-fartøy inkludert slepebåt kalles et NOFO-system. Responstider er beregnet for identifiserte oljevernfartøy og slepefartøy, som sammen gir responstid for DNV GL Report No , Rev Page 27

31 NOFO-systemer til den aktuelle lokasjonen. Responstider avspeiler garanterte maksimale responstider for tilgjengelige NOFO-fartøy og slepebåter på norsk sokkel. Responstidene for oljevernfartøy er beregnet ut fra følgende antagelser (fra NOFO, 2017): 1) 14 knop transitthastighet. 2) 1 time for utsetting av lense. 3) 4-6 timers frigivelsestid for områdefartøy. 4) 10 timer mobiliseringstid for første fartøy fra NOFO baser (20 timer mobiliseringstid for system fra Sandnessjøen) og 30 timer mobiliseringstid for andre fartøy fra NOFO baser. Tabell 14 gir en oppsummering av responstidene som søkes benyttet for brønnoperasjonen. Første system benytter OR-fartøy fra Goliat (Esvagt Aurora) og har RS Sørvær som slepefartøy, systemet vil være operativt innen 11 timer. Andre system er Goliat (Stril Barents) og benytter RS Båtsfjord som slepefartøy, systemet vil være operativt innen 14 timer. De 2 systemene vil være operative innen 14 timer i alle sesonger. Dersom andre fartøy er i området samtidig med denne boreaktiviteten vil disse kunne benyttes i en eventuell boreoperasjon. Tabell 14 Beregninger av responstid for oljevernfartøy til brønn 7219/12-2 i PL533 for OR- og slepefartøy. System Seilings - tid (t) Tidstillegg (t) 1) Samlet responstid NOFOfartøy (t) Slepefartøy Samlet responstid Slepefartøy (t) Total responstid for komplett system (t) Goliat (Esvagt Aurora) 4, RS Sørvær 8 11 Goliat (Stril Barents) RS Båtsfjord ) Spesifikk mobiliseringstid for områdefartøy og basefartøy inkluderer mobiliseringstid for NOFO (1 time), frigivelsestid fra operatør (2-6 timer), og tid for utsetting av lense (1 time). 3.5 Beredskapsbehov Kyst og Strand (barriere 2 og 3) For strandingsresultatene nedenfor er det derfor lagt til grunn resultatene fra oljedriftsmodelleringen gjennomført for 7219/12-1 Filicudi (DNV GL, 2016). Brønn 7219/12-2 ligger 16 km sør-øst for Filicudi og tilsvarende nærmere kysten. Basert på lokasjon vil en kunne forvente noe mer stranding av olje etter en utblåsning fra brønnen. Men ratene beregnet for brønn 7219/12-2 er langt lavere enn ratene for Filicudi (vektet rate hhv. 40 Sm3/d og 1827 Sm3/d). Det vil derfor forventes langt lavere strandingsmengder etter en eventuell utblåsning fra brønn 7219/12-2. I henhold til ytelseskravene til Lundin Norway AS og veiledningen til Norsk olje og gass skal fullt utbygd barriere 1a være på plass senest innen korteste drivtid til land (4,9 døgn 100 persentil), mens barriere 1b skal være på plass innen 95 persentil av korteste drivtid til land (dvs. 16,0 døgn). Kystnære systemer og strandrensesystemer skal videre innen 95 persentil av korteste drivtid til land være i stand til å håndtere 95 persentil av tilflytende mengde oljeemulsjon, etter at effekten av forutgående barrierer er trukket fra. DNV GL Report No , Rev Page 28

32 95-persentil av drivtider og strandet oljeemulsjon, med og uten effekt av barrierer 1a og 1b, er presentert i Tabell 15. For den aktuelle boreperioden (høst) utgjør dette 6 tonn emulsjon per dag forutsatt en varighet på 10,8 dager (vektet varighet) og effekt av beredskap. 100 persentil av strandet oljeemulsjonsmengde i den mest ressurskrevende sesongen (sommer) er på 37 tonn per døgn, forutsatt en utslippsperiode på 9,3 døgn (vektet varighet), fratrukket effektiviteten av barriere 1a og 1b. For å håndtere denne emulsjonsmengden vil det være tilstrekkelig med ett kystsystem. Av de definerte eksempelområdene er det størst strandingsmengde på Ingøya, med 95 persentil strandingsmengde på 145 tonn oljeemulsjon i vårsesongen, uten effekt av beredskapstiltak. Dette gir en innkommende strandingsrate på 4 tonn/døgn forutsatt effektivitet av barriere 1a og 1b og vektet varighet. Korteste drivtid til eksempelområdet er 18,2 døgn (høst). Med de oppgitte responstidene for oljevernfartøy til letebrønn 7219/12-2 er ytelseskravene tilfredsstilt med god margin. Ytterligere detaljering av systemer og ressurser vil fremgå av oljevernplanen som ferdigstilles før oppstart. Tabell 15 Strandet emulsjon i tonn og drivtider til land i dager (95- og 100-persentil) gitt et overflateutslipp for vår-, sommer-, høst- og vintersesongen, basert på oljedriftsmodelleringen for letebrønn Filicudi. De beregnede strandingsmengdene og drivtidene for sesongene (vår, sommer, høst og vinter) representerer forskjellige simuleringer. Alle simuleringer for overflateutblåsningen er lagt til grunn for tallene vist under. Tilflyt til barriere 2 Strandet emulsjon (tonn/døgn), forutsatt Sesong (tonn), uten effekt av Drivtid til land (døgn) effekt av barriere 1a og barriere 1a og 1b 1b Vår ,8 15 Sommer ,0 10 Høst ,2 6 Vinter , Konklusjon beredskapsanalyse Med basis i forvitringsdataene (SINTEF, 1997) og den beregnede maksimale utblåsningsraten for 7219/12-2 (AddEnergy, 2017) er emulsjonsvolum tilgjengelig for mekanisk opptak på åpent hav beregnet. Graneolje vil være egnet for mekanisk oppsamling, og nedre viskositetsgrense (1000 cp) for mekanisk oppsamling oppnås etter ca 1 time på sjøen. Ved vintertemperatur (5 C) og moderate vindforhold (10 m/s) forventes det at Grane-oljen vil være dispergerbar i 3 timer med redusert dispergeringsevne frem til 24 timer og med lav/ dårlig dispergerbarhet etter dette. For beregning av systembehov i barriere 1a og 1b er forvitringsdata for henholdsvis 2 timer og 12 timer gammel olje lagt til grunn for alle sesonger. For dimensjonerende scenario, som er en overflateutblåsning med maksimal utblåsningsrate på 317 Sm 3 /døgn og vektet varighet på 9,9 døgn, er behovet beregnet til ett NOFO-system i barriere 1a og ett NOFO system i barriere 1b, totalt to NOFO-system i alle fire sesonger. DNV GL Report No , Rev Page 29