Miljørisikoanalyse (MRA) og Beredskapsanalyse (BA) for avgrensningsbrønn 16/1-28 S i PL338C

Transkript

1 Miljørisikoanalyse (MRA) og Beredskapsanalyse (BA) for avgrensningsbrønn 16/1-28 S i PL338C Lundin Norway AS Rapportnr.: , Rev. 00 Dokumentnr.: 116EU76C-4 Dato:

2

3 Innholdsfortegnelse DEFINISJONER OG FORKORTELSER INNLEDNING Aktivitetsbeskrivelse Hensikt/formål Lundins akseptkriterier for akutt forurensning Gjeldende regelverkskrav 5 2 MILJØRISIKOANALYSE Metode referansebasert Miljørisikoanalyse Viktige parametere for å evaluere miljørisiko Lokasjon Sannsynlighet for utblåsning Utblåsningsrater og -varigheter Oljetype GOR (Gas-Oil Ratio) Oljedriftsmodellering Treffsannsynlighet av olje på overflaten Stranding Vurdering av miljørisiko Utvalgte Verdifulle Økosystem Komponenter (VØK) Konsekvensberegninger Miljørisikonivå Oppsummering av miljørisiko forbundet med aktiviteten 18 3 BEREDSKAPSANALYSE FOR AVGRENSNINGSBRØNN 16/1-28 S Metode for gjennomføring av miljørettet beredskapsanalyse Effektivitet Kapasitet og dimensjonering Oljens egenskaper relevant for oppsamling, opptak og dispergering Oljetype og forvitringsegenskaper Edvard Grieg (Luno) råolje Utblåsningsrate Beredskapsbehov åpent hav (barriere 1a og 1b) Beredskapsbehov Kyst og Strand (barriere 2 og 3) Konklusjon beredskapsanalyse 27 4 REFERANSER Appendix A Gjeldende regelverkskrav DNV GL Rapportnr , 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 Rapportnr , 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 Rapportnr , Rev Page 2

6 1 INNLEDNING 1.1 Aktivitetsbeskrivelse Lundin Norway AS (heretter Lundin) planlegger boring av avgrensningsbrønn 16/1-28 S i PL338C i Nordsjøen. Brønnen ligger ca. 160 km fra nærmeste land som er Utsira i Rogaland (Figur 1). Vanndypet i området er ca. 107 meter. Boringen har tidligste oppstart 1. mars 2018, og brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen COSL Innovator. Som forberedelse til den planlagte operasjonen er det gjennomført en 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 Rovarkula som Det Norske Oljeselskap (nå Aker BP) boret i 2016 (DNV GL, 2015), som anses som dekkende for planlagt aktivitet. 16/1-28 S ligger ca. 31 km sør for brønn Rovarkula (Figur 1). Lundin har fått tillatelse fra Aker BP til å bruke analysen for Rovarkula som referanseanalyse. 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 avgrensningsbrønnen, er strandingsmengder og drivtider i beredskapsanalysen hentet fra modelleringene gjennomført for referansebrønn Rovarkula. Figur 1 Lokasjon av brønn 16/1-28 S Rolvsnes og letebrønn Rovarkula i Nordsjøen. DNV GL Rapportnr , Rev Page 3

7 Tabell 1 Basisinformasjon for brønn 16/1-28 S. Brønnlokasjon 02 16' 14,265" Ø, 58 48' 51,485" N Analyseperiode Helårlig, fordelt på 4 sesonger Vanndybde 107 meter Avstand til nærmeste kystlinje Ca. 160 km (Utsira) Oljetype Edvard Grieg (Luno) (850 kg/m 3 ) Riggtype COSL Innovator (halvt nedsenkbar borerigg) Utblåsningsrater Vektet varighet Vektet rate, overflate: 2930 Sm 3 /døgn Vektet rate, sjøbunn: 2870 Sm 3 /døgn Overflateutblåsning: 9,9 dager Sjøbunnsutblåsning: 10,3 dager GOR (Sm 3 /Sm 3 ) 177 Tid for boring av avlastningsbrønn 54 døgn Aktiviteter Avgrensningsboring Type scenarier Utblåsning (overflate/sjøbunn) VØK arter/ populasjoner vurdert Pelagisk sjøfugl, kystnær sjøfugl, marine pattedyr og strandhabitat for Nordsjøen Forventet borestart 1.mars 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 (Rovarkula) 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, 2015) 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 avgrensningsbrønn 16/1-28 S benyttes Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier for miljørisiko (Tabell 2). Disse er tilsvarende de som ble benyttet for Aker BP i referanseanalysen, Rovarkula. Akseptkriteriene angir den øvre grensen for hva Lundin har definert som en akseptabel risiko knyttet til DNV GL Rapportnr , Rev Page 4

8 egne aktiviteter (sannsynlighet for en gitt 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 Rapportnr , 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 parametere for å evaluere miljørisiko Miljørisikoen er gjennomført som en referansebasert analyse i henhold til MIRA-metoden (OLF, 2007). Viktige parametere ved brønn 16/1-28 S har blitt sammenliknet med samsvarende parametere i miljørisikoen for Rovarkula (DNV GL, 2015). 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 Rapportnr , Rev Page 6

10 Tabell 3 Sammenstilling av parametere for brønn 16/1-28 S og referansebrønn Rovarkula (AddEnergy, 2017; DNV GL, 2015). Parameter 16/1-28 S Rolvsnes Rovarkula 2015 Kriterium for sammenlikning Resultat av sammenlikning Operatør Lundin Det Norske Posisjon (Geografiske koordinater) 58 48' " N 02 16' " Ø 59º N 02º Ø Avstand til Rovarkula (km) Mindre enn 50 km avstand Ok PL 338 C Brønntype Avgrensningsbrønn Letebrønn Olje Edvard Grieg (Luno) (SINTEF, 2011) Ivar Aasen (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. 160 km til Utsira Ca. 154 km til Utsira Tilsvarende eller lengre avstand til land Ok Rater overflate (Sm 3 /d) Vektet rate overflate (Sm 3 /d) Tilsvarende eller lavere rate Se kap. 2.5 Rater sjøbunn (Sm 3 /d) Vektet rate sjøbunn (Sm 3 /d) Tilsvarende eller lavere rate na Lengste varighet (d) Tilsvarende eller kortere varighet Vektet var. top/sub 9,9/10,3* 9,4/- Tilsvarende eller kortere varighet Se kap. 2.5 Se kap. 2.5 Frekvens 2,49 x ,49 x 10-4 Tilsvarende Se kap. 2.4 Topside/subsea fordeling 20/80 % 100/0 % Tilsvarende Ok Riggtype COSL Innovator (semi sub flyter) Maersk Interceptor (Jack-up) Analyseperiode Hele året Hele året Må dekke planlagt boreperiode. Ok Seapop datasett (Åpent hav)/ 2015 (Kystnære) Akseptkriterier Lundins Operasjonsspesifikke akseptkriterier Det Norskes Operasjonsspesifikke akseptkriterier Høyeste risiko -- Høyeste utslag i miljørisiko utgjør 18 % av akseptkriteriet for moderat Miljøskade i vintersesongen Tilsvarende Ok -- Ok *vektet varighet i utblåsningsstudiet for 16/1-28 S er satt til 6 døgn overflate/20 døgn sjøbunn og dette er basert på 3 varigheter med tilhørende sannsynligheter (AddEnergy, 2017). For å få bedre resultater ved oljedriftsmodellering anbefales bruk av flere varigheter. Ved bruk av 5 varigheter blir vektet varighet for overflate 9,9 dager og for sjøbunn 10,3 dager for brønn 16/1-28 S (Lloyd s, 2017). 5 varigheter ble brukt for brønn Rovarkula. DNV GL Rapportnr , Rev Page 7

11 2.3 Lokasjon Brønn 16/1-28 S ligger ca. 160 km fra nærmeste land som er Utsira i Rogaland, og 31 km sør for referansebrønn Rovarkula (Figur 1). 2.4 Sannsynlighet for utblåsning Brønn 16/1-28 S er en avgrensningsbrønn der det forventes å finne olje. Basert på SINTEF offshore blowout database 2016, er den totale utblåsningsfrekvensen vurdert til 2,49 x 10-4 som er summen av frekvensen for komplettering og boring av en produksjonsbrønn (Lloyd s, 2017). Brønn 16/1-28 S anses for å være en mellomting mellom en lete- og produksjonsbrønn. Dersom frekvens for utblåsning for en gjennomsnittlig letebrønn konservativt blir lagt til grunn sammen med frekvens for komplettering, vil frekvensen øke til 3,52 x For Rovarkula ble den totalt utblåsningsfrekvensen vurdert til 1,49 x 10-4 for en letebrønn og denne var hentet fra Lloyd s 2015 rapporten, som var basert på SINTEF offshore blowout database Brønnen er planlagt boret med den halvt nedsenkbare riggen COSL Innovator. COSL Innovator 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). Rovarkula ble boret med Jack-up riggen Maersk Interceptor, og sannsynlighetsfordelingen for utblåsning på havbunn kontra overflate var konservativt satt til henholdvis 0 % / 100 %. 2.5 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 16/1-28 S er denne satt til 54 døgn, fordelt på mobilisering av rigg, boring inn i reservoar og dreping av utblåsningen (AddEnergy, 2017). For referansebrønn Rovarkula var lengste varighet beregnet til 52 døgn (AddEnergy, 2015). Vektet varighet for overflateutblåsning fra 16/1-28 S er 9,9 døgn, mens tilsvarende verdi for sjøbunnsutblåsning er 10,3 døgn. Den vektede varighetene Rovarkula var 9,4 døgn for overflate. Forskjellen skyldes delvis at lengste varighet er noe høyere for 16/1-28 S, og at sannsynlighetsfordelingen for varigheter er endret noe basert på SINTEF databasen (Lloyd s 2015; Lloyd s, 2017). Rate-/varighetsmatrisen som ligger til grunn for oljedriftsmodelleringen og miljørisikoanalysen for referansebrønn Rovarkula er basert på utblåsningsstudiet fra AddEnergy (2015). Vektet rate for overflateutblåsning er 4389 Sm 3 /døgn. Rate-/varighetsmatrisen er gitt i Tabell 4. DNV GL Rapportnr , Rev Page 8

12 Tabell 4 Rate- og varighetsfordeling for overflateutblåsning for letebrønn Rovarkula (AddEnergy, 2015). Varigheter (dager) og sannsynlighetsfordeling Utslippslokasjon Fordeling overflate/ sjøbunn Rate Sm 3 /d Sannsynlighet for raten Overflate 100 % , , ,6 % 18,5 % 16,6 % 5,5 % 5,8 % 0, , , ,015 Forventede utblåsningsrater for brønn 16/1-28 S er basert på utblåsningsstudiet fra AddEnergy (2017). Vektet rate for overflateutblåsning er 2930 Sm 3 /døgn, og 2870 Sm 3 /døgn for sjøbunnsutblåsning. (Tabell 5). Tabell 5 Rateberegninger for brønn 16/1-28 S gitt en overflateutblåsning (øverst) eller sjøbunnsutblåsning (nederst) (AddEnergy, 2017). DNV GL Rapportnr , Rev Page 9

13 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 Edvard Grieg (Luno) olje (SINTEF, 2011) som referanseolje i analysene for miljørisikoog beredskap. Referanseoljen har egenskaper tilsvarende oljen man forventer for denne brønnen. Edvard Grieg (Luno) oljen er karakterisert som en parafinsk olje med et middels voksinnhold og lavt asfalteninnhold. Hvis sluppet ut på sjø vil den initielle fordampningen forårsake en relativt rask økning i voks- og asfalteninnholdet. Når konsentrasjonen av heavy end komponenter øker, vil de fysiske egenskapene til oljen endres. Råoljen danner stabile emulsjoner med høy viskositet, både ved sommerog vinterforhold. Edvard Grieg (Luno) olje er forventet å ha en ganske lang levetid på overflaten, selv ved 10 m/s. Men ved høyere vind (15 m/s) vil kombinasjonen av fordampning og naturlig nedblanding fjerne oljen fra overflaten i løpet av få dager. Edvard Grieg (Luno) oljen har et maksimalt vannopptak ved sommerforhold på ca. 78 %, men for lavere temperaturer (vinterforhold) minker det maksimale vannopptaket til ca. 75 %. Råoljen har ganske høy viskositet når den emulgerer, og viskositeten øker betydelig med økt forvitring ved begge temperaturer (sommer og vinter). Generelt har Edvard Grieg (Luno) råolje et godt potensiale for kjemisk dispergering. Oljen er dispergerbar for viskositet lavere enn 2000 mpas, og tidsvinduet for bruk av dispergering er ca 1 døgn ved sommer- og vinterforhold med lav vindhastighet (2 m/s). I analysen for letebrønn Rovarkula ble Ivar Aasen brukt som referanseolje. En sammenstilling av parametere for de to oljetypene er gitt i Tabell 6. Tabell 6 Parametere for Edvard Grieg (Luno) olje som er valgt som referanseolje for brønn 16/1-28 S, og for Ivar Aasen olje som ble benyttet i spredningsberegningene for letebrønn Rovarkula. Parameter Ivar Aasen råolje (SINTEF, 2012) Edvard Grieg (Luno) råolje (SINTEF, 2011) Oljetetthet [kg/ m³] Maksimum vanninnhold ved 13 C [volum %] Viskositet, fersk olje ved 13 ºC (10s -1 ) [cp] Voksinnhold, fersk olje [vekt %] 4,0 3,9 Asfalteinnhold, fersk olje [vekt %] 0,1 0,2 Figur 2 viser emulsjon på overflaten for de ulike referanseoljene ved vindhastighet 10 m/s og temperatur 5 C. Figuren viser at Ivar Aasen oljen vil ha noe større emulsjonsmengde på overflaten frem til 9-12 timer på sjø, deretter vil de to oljene ha tilsvarende emulsjonsmengde frem til ca. 48 timer på sjø og etter det vil Edvard Grieg (Luno) olje ha større emulsjonsmengder på overflaten. Dette kan forklares ved at Ivar Aasen olje har høyere viskositet enn Edvard Grieg (Luno) og vil derfor ha mindre nedblanding i vannmassene etter kort tid på sjø. Edvard Grieg (Luno) olje oppnår en høy viskositet etter få timer på sjø, og det vil kunne være behov for Hi-Visc oljeopptaker ved en eventuell oljevernaksjon. DNV GL Rapportnr , Rev Page 10

14 Figur 2 Emulsjon på overflaten for Ivar Aasen olje og Edvard Grieg (Luno) olje etter timer på sjø, ved vindhastighet 10 m/s og temperatur 5 C (SINTEF, 2011; 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. 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. Sjøbunnsutslipp er ikke inkludert i analysen, da referansebrønn Rovarkula konservativt var modellert med 100 % sannsynlighet for overflateutblåsning. 2.8 Oljedriftsmodellering Treffsannsynlighet av olje på overflaten For modellerte overflateutblåsninger fra Rovarkula er det generert oljedriftsstatistikk på rutenivå (10 10 km ruter) for fire sesonger; vår (mars-mai), sommer (juni-august), høst (september-november) og vinter (desember-februar). Influensområdene ( 5 % treff av olje over 1 tonn i km ruter) gitt en utblåsning fra overflate fra brønnen i de ulike sesongene er presentert i Figur 3. 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 at oljen etter utblåsning spres i både nordlig og sørlig-østlig retning med Atlanterhavsstrømmen, og med kyststrømmen langs land, fra Rogaland i sør til Sør-Trøndelag i nord. Treffsannsynligheten langs land er størst rundt Sognefjorden i vintersesongen. Sesongvariasjonen er markant, med størst nord-/sørlig utstrekning i høst- og vintersesongen, og størst øst-vestlig utstrekning i sommersesongen. Treffsannsynlighet av ulike oljemengder på havoverflaten viste at områdene potensielt berørt gitt en utblåsning fra Rovarkula hovedsaklig har sannsynlighet for treff av oljemengder i kategori tonn per km rute, men det er også et betydelig område med treffsannsynlighet for tonn per rute rundt brønnlokasjonen. DNV GL Rapportnr , Rev Page 11

15 Figur 3 Sesongvise sannsynligheter for treff av mer enn 1 tonn olje i km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra letebrønn Rovarkula. 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 Rapportnr , Rev Page 12

16 2.8.2 Stranding Korteste ankomsttid til land og største strandingsmengder av emulsjon fra modelleringene av Rovarkula 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 for overflateutblåsning ligger til grunn for resultatene. 95 persentil av scenarioene gir stranding av 2368 tonn oljeemulsjon langs kystlinjen i sommersesongen. 95 persentil av korteste drivtid er 12,9 døgn i vintersesongen. Tabell 7 Strandingsmengder av emulsjon og korteste drivtid til den norske kystlinje gitt en utblåsning fra letebrønn Rovarkula (95- og 100-persentiler) oppgitt for hver sesong. Alle simuleringer for en overflateutblåsning er lagt til grunn for tallene vist under. Persentil Strandet emulsjon (tonn) Drivtid (døgn) Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Vinter ,1 15,1 15,0 12, ,4 7,4 10,0 7,6 Tabell 8 angir 95 persentil av korteste drivtid til land og strandingsmengde inn i de definerte eksempelområdene. Lokasjon av eksempelområdene er gitt i Figur 4. Av eksempelområdene er det størst strandingsmengde på Ytre Sula, med 203 tonn oljeemulsjon i vintersesongen. Korteste drivtid til eksempelområdet er 15,9 døgn (vintersesongen). Tabell 8 Strandingsmengder av emulsjon og korteste drivtid til de definerte eksempelområdene gitt en utblåsning fra letebrønn Rovarkula (95-persentiler) oppgitt for hver sesong. Alle simuleringer for en overflateutblåsning er lagt til grunn for tallene vist under. Eksempelområde Strandet emulsjon (tonn) Drivtid (døgn) Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Vinter Stadtlandet ,3 30,0 44,0 41,5 Runde n/a 40,3 47,3 47,2 Sverslingsosen/Skorpa ,9 28,5 41,9 27,0 Ytre Sula ,0 24,7 21,2 15,9 Onøy/Øygarden ,7 31,2 31,5 18,9 Atløy/Værlandet ,6 29,6 31,1 19,1 Utsira n/a 48,4 47,4 n/a Sandøy n/a 59,0 53,1 51,5 Austevoll ,5 n/a 45,8 34,4 Smøla n/a n/a 51,2 50,4 Frøya og Froan n/a n/a 48,6 48,2 DNV GL Rapportnr , Rev Page 13

17 Figur 4 Lokasjon av eksempelområdene langs norskekysten. 2.9 Vurdering av miljørisiko Utvalgte Verdifulle Økosystem Komponenter (VØK) Tabell 9 viser utvalgte VØK inkludert i analysen for referansebrønn Rovarkula. 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 ble benyttet de mest oppdaterte sjøfugl-datasettene for region Nordsjøen/Norskehavet. Havert og steinkobbe har høyest sårbarhet under kaste- og hårfellingsperioden da de samler seg i kolonier i kystnære områder. Influensområdet til brønn Rovarkula strekker seg østover mot Vestlandskysten, og det er derfor valgt å gjennomføre risikoberegninger for havert, steinkobbe og oter i analysen. I tillegg ble det for Rovarkula valgt å inkludere fisk (torsk og sild) da influensområdet strakk seg noe innover i Norskehavet. Strandhabitater ble også inkludert i miljørisikoanalysen. DNV GL Rapportnr , Rev Page 14

18 Tabell 9 Utvalgte VØKer sjøfugl for miljørisikoanalysen for letebrønn Rovarkula (SEAPOP, 2013; SEAPOP, 2015; Artsdatabanken (rødliste), 2010). Navn Latinsk navn Rødlista Tilhørighet Alke Alca torda VU Alkekonge Alle alle - Fiskemåke Larus canus LC Gråmåke Larus argentatus LC Havhest Fulmarus glacialis NT Pelagisk sjøfugl Havsule Morus bassanus LC datasett Krykkje Rissa tridactyla EN Nordsjøen/Norskehavet Lomvi Uria aalge CR Lunde Fratercula arctica VU Polarlomvi Uria lomvia VU Polarmåke Larus hyperboreus - Svartbak Larus marinus LC Alke Alca torda VU Fiskemåke Larus canus NT Gråmåke Larus argentatus LC Havhest Fulmarus glacialis NT Havsule Morus bassanus LC Krykkje Rissa tridactyla EN Lomvi Uria aalge CR Lunde Fratercula arctica VU Makrellterne Sterna hirundo VU Kystnær sjøfugl Rødnebbterne Sterna paradisaea LC datasett Praktærfugl Somateria spectabilis - Nordsjøen/Norskehavet Siland Mergus serrator LC Sildemåke Larus fuscus LC Smålom Gavia stellata LC Storskarv Phalacrocorax carbo LC Svartbak Larus marinus LC Teist Cepphus grylle VU Toppskarv Phalacrocorax aristotelis LC Ærfugl Somateria molissima LC Havert Halichoerus grypus LC Marine pattedyr Steinkobbe Phoca vitulina VU Nordsjøen/Norskehavet Oter Lutra lutra VU Torsk Gadhus morhua LC Fisk - Norskehavet Sild Clupea harengus LC Strandhabitat - - Strand LC Livskraftig, VU Sårbar, NT Nær Truet, EN Sterkt Truet, CR Kritisk Truet. DNV GL Rapportnr , Rev Page 15

19 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 overflateutblåsning fra Rovarkula. 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: 51 % sannsynlighet (havsule, pelagisk sjøfugl, i vintersesongen) 5-10 % bestandstap: 10 % sannsynlighet (havsule, pelagisk sjøfugl, i vinter- og vårsesongen) % bestandstap: <0,5 % sannsynlighet (havsule, pelagisk sjøfugl, i høst-, vinter- og vårsesongen) Det er ingen sannsynlighet for bestandstap >20 %. 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 (vinter). 2 % sannsynlighet for treff av tonn olje per rute (vår). Det er ingen sannsynlighet for treff av > 500 tonn olje i habitatene. Torsk og sild ble definert som verdsatte økosystem komponenter (VØK) i miljørisikoanalysen for Rovarkula. Modellering av oljedrift etter utblåsning for referansebrønnen viste små influensområder i vannsøylen med lave THC-konsentrasjoner. Miljørisikoanalysen viser ingen sannsynlighet for tapsandeler over 0,5 % i noen av sesongene. Mulige konsekvenser for torsk og sild anses derfor som neglisjerbare Miljørisikonivå Tabell 10 og Figur 5 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 Lundin/Aker BPs 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 (havsule) er dimensjonerende for risikonivået med 18 % av akseptkriteriet for moderat miljøskade i vintersesongen (desember-februar), se Figur 5. Det høyeste risikonivået for kystnær sjøfugl er 3 % (havhest - sommer) for Moderat miljøskade. Det høyeste beregnede risikonivået for strandhabitat er 3 % av akseptkriteriet for Moderat miljøskade, mens det for marine pattedyr er 1 % av akseptkriteriet for Moderat miljøskade, begge i vintersesongen. Sannsynligheten for utblåsning for 16/1-28 S er 60 % høyere enn den var for Rovarkula (hhv. 2,49 x 10-4 og 1,49 x 10-4 ). Basert på dette vil en forvente en risiko på 30 % for 16/1-28 S, men da vektet rate for 1/16-28 S er 66 % lavere enn vektet rate for Rovarkula vil det forventes et risikonivå tilsvarende som for Rovarkula. DNV GL Rapportnr , Rev Page 16

20 Tabell 10 Beregnet sesongvis miljørisiko for alle VØK-kategoriene lagt til grunn i analysen for letebrønn Rovarkula i Nordsjøen. For sjøfugl og pattedyr er den månedlige verdien som gir høyest utslag innenfor de ulike skadekategoriene presentert, uavhengig av art. For strandhabitat er risikoen presentert for den km kystruten (strand) som viser høyest utslag. Verdiene er oppgitt som prosent av Det Norskes (Aker BP) 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 % 14,8 % 4,1 % 3,0 % Kystnær sjøfugl 0,5 % 2,0 % 1,6 % 0,2 % Marine pattedyr 0,1 % 0,2 % 0,0 % 0,0 % Strandhabitat 2,1 % 2,4 % 0,0 % 0,0 % Pelagisk sjøfugl 1,5 % 6,2 % 0,2 % 0,1 % Kystnær sjøfugl 0,6 % 3,4 % 2,2 % 0,4 % Marine pattedyr 0,2 % 0,6 % 0,2 % 0,0 % Strandhabitat 2,2 % 2,5 % 0,1 % 0,0 % Pelagisk sjøfugl 3,4 % 14,8 % 7,1 % 5,6 % Kystnær sjøfugl 0,0 % 0,0 % 0,0 % 0,0 % Marine pattedyr 0,3 % 1,2 % 0,9 % 0,1 % Strandhabitat 2,2 % 2,3 % 0,0 % 0,0 % Pelagisk sjøfugl 4,2 % 18,3 % 4,4 % 4,1 % Kystnær sjøfugl 0,1 % 0,2 % 0,0 % 0,0 % Marine pattedyr 0,3 % 1,2 % 0,1 % 0,0 % Strandhabitat 2,8 % 2,9 % 0,0 % 0,0 % Figur 5 Beregnet miljørisiko for alle VØK-kategoriene lagt til grunn i analysen for de ulike sesongene, for letebrønn Rovarkula i Nordsjøen. Verdiene er oppgitt som prosent av Det Norskes (Aker BP) operasjonsspesifikke akseptkriterier (Grafisk fremstilling av resultatene presentert i Tabell 10). DNV GL Rapportnr , Rev Page 17

21 2.9.4 Oppsummering av miljørisiko forbundet med aktiviteten I den referansebaserte analysen er miljørisikoanalysen gjennomført for Rovarkula sammenliknet med inngangsdata for brønn 16/1-28 S. Alle inngangsdata som vil ha innvirkning på miljørisikonivået er evaluert, og det konkluderes med at referanseanalysen er dekkende for den planlagte aktiviteten på brønn 16/1-28 S. Det forventes tilsvarende brønntekniske forhold i de to brønnene, varighetene er vurdert som tilsvarende og utblåsningsratene er vurdert som lavere enn i referanseanalysen. Brønnen ligger 6 km lenger fra land enn Rovarkula, og det forventes tilsvarende eller mindre mengder strandet olje. For Ivar Aasen olje forventes høyere emulsjonsmengder på overflaten enn det som er forventet for referanseolje Edvard Grieg (Luno) frem til 9-12 timer etter utslippet, deretter vil de to oljene ha tilsvarende emulsjonsmengde frem til ca. 48 timer på sjø og etter det vil Edvard Grieg (Luno) olje ha større emulsjonsmengder på overflaten. Ivar Aasen olje har høyere viskositet som gir mindre nedblanding i vannsøylen i begynnelsen av utslippet. Brønn 16/1-28 S skal bores med den halvt nedsenkbare riggen COSL Innovator, og ved en utblåsning forventes 80 % av utblåsningen å skje på sjøbunn. Det forventes derfor mindre olje på overflaten enn for Rovarkula som ble boret med en jack-up rigg med 100 % sannsynlighet for overflateutblåsning. For 16/1-28 S forventes lavere rater enn for Rovarkula, og det forventes tilsvarende eller lavere emulsjonsmengder på overflaten etter en eventuell utblåsning fra brønn 16/1-28 S. Høyeste miljørisikonivå for Rovarkula var 18 % av Aker BPs operasjonsspesifikke akseptkriterier for pelagiske sjøfugl. Sannsynligheten for utblåsning fra 16/1-28 S er 40 % høyere enn den var for Rovarkula med en total utblåsningsfrekvens på 2,49 x 10-4 som er summen av frekvensen for komplettering og boring av en produksjonsbrønn, og 58 % høyere enn den var for Rovarkula med en total utblåsningsfrekvens på 3,52 x 10-4 som er summen av frekvensen for komplettering og boring av en letebrønn (konservativt anslag). Basert på frekvensene vil en forvente en risiko på 26 % -29 % for 16/1-28 S, men da vektet rate for 1/16-28 S er langt lavere enn vektet rate for Rovarkula vil det forventes et risikonivå tilsvarende som for Rovarkula. Basert på vurderinger av alle inngangsparametere for de to brønnene forventes det at risikonivået ved boring av brønn 16/1-28 S er tilsvarende som for brønn Rovarkula og innenfor Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier i alle sesonger, og er vurdert å være akseptabelt. DNV GL Rapportnr , Rev Page 18

22 3 BEREDSKAPSANALYSE FOR AVGRENSNINGSBRØNN 16/1-28 S 3.1 Metode for gjennomføring av miljørettet beredskapsanalyse Det er gjennomført beregninger av beredskapsbehov knyttet til en utblåsning fra brønn 16/1-28 S. 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 Edvard Grieg (Luno), og denne benyttes som referanseolje. Forvitringsdata for Edvard Grieg (Luno) (SINTEF, 2011) 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 6 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 6 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 Rapportnr , Rev Page 19

23 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 7 gir en benyttet sammenheng mellom systemeffektivitet og bølgehøyde basert på dette erfaringsmaterialet for henholdsvis mellomtungt og lett lenseutstyr. Figur 7 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 Edvard Grieg (Luno) 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, 2013) 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 Rapportnr , Rev Page 20

24 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 Edvard Grieg (Luno) råolje Edvard Grieg (Luno) olje er brukt som referanseolje i beregningene. Bakgrunnsinformasjonen er hentet fra et forvitringsstudium gjennomført av SINTEF (2011). Se avsnitt 2.6 for oljespesifikke parametere. Figur 8 viser at Edvard Grieg (Luno) olje vil være egnet for mekanisk oppsamling, og nedre viskositetsgrense (1000 cp) for mekanisk oppsamling oppnås etter <1-6 timer på sjøen (SINTEF, 2011). DNV GL Rapportnr , Rev Page 21

25 Figur 8 Predikert viskositet for emulsjon av Edvard Grieg (Luno) olje ved ulike vindsituasjoner for vinterforhold øverst, og for sommerforhold nederst (SINTEF, 2011). Edvard Grieg (Luno) olje har et relativt godt potensiale for kjemisk dispergering, både ved sommer- og vinterforhold. Ved sommertemperatur og 5 m/s vindstyrke vil oljen være godt dispergerbar de første 6 timene på sjøen. Også ved vindstyrke 10 m/s vil Edvard Grieg (Luno) olje la seg dispergere inntil 2 timer på sjø. Ved vintertemperatur og 5 m/s vindstyrke vil den være dispergerbar inntil 6 timer på sjø. Ved høyere vindhastigheter har oljen dårligere potensiale for dispergering. DNV GL Rapportnr , Rev Page 22

26 Tidsvinduet for dispergerbarhet for både sommer- og vinterforhold er vist i Tabell 11 og representerer predikerte verdier basert på oljens viskositet (SINTEF, 2011). Tabell 11 Tidsvindu for kjemisk dispergering angitt for vinter- og sommerforhold (ved henholdsvis 5 C og 15 C) for ulike vindhastigheter. Grønn farge indikerer at oljen er dispergerbar, gul indikerer redusert kjemisk dispergerbarhet, mens rød indikerer lav/dårlig dispergerbarhet (SINTEF, 2011). Sesong (temp.) Vinter (5 C) Sommer (15 C) Tidsvindu dispergering 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 2 m/s 5 m/s 10 m/s 15 m/s Vind 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 2930 Sm 3 /d ved en overflateutblåsning og 2870 Sm 3 /d ved en sjøbunnsutblåsning (AddEnergy, 2017). Det er dimensjonert for overflateutblåsning da dette scenariet har høyest vektet utblåsningsrate (2930 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 Edvard Grieg (Luno) råoljen (Tabell 6) (SINTEF, 2011). Data innsamlet ved Sleipner A er lagt til grunn for både sjøtemperatur og vindstyrke (Figur 9) (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. Effektivitet som funksjon av bølgehøyde er også presentert i Tabell 12. Bølgehøydeobservasjoner er innhentet fra Meteorologisk Institutts nærmeste observasjonspunkt til den aktuelle brønnen (hsmd 1362) (eklima, 2016) (Figur 9). DNV GL Rapportnr , Rev Page 23

27 Figur 9 Oversikt over stasjoner for innsamling av data for vindstyrke (Sleipner A), sjøtemperatur (Sleipner A) og bølgehøyder (hsmd 1362). Lokasjon for brønn 16/1-28 S Rolvsnes og brønn Rovarkula er vist. Tabell 12 Vindhastigheter og sjøtemperaturer er begge målt ved Sleipner A. 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 Data er hentet fra eklima (2016). Målt sjø- Effektivitet Målt vind (m/s) Timer temperatur Dagslys- som en Sesong ( C) dagslys andel funksjon av Snitt Avrundet Snitt Avrundet (t) (%) bølgehøyde (%) Vår (mars-mai) 7,8 10 6, Sommer (juni-august) 6,8 5 12, Høst (september-november) 9, , Vinter (desember-februar) 9,8 10 8, 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, 2011) og vektet utblåsningsrate (AddEnergy, 2017) er emulsjonsmengden tilgjengelig for mekanisk opptak på åpent hav beregnet. For systembehovene i DNV GL Rapportnr , Rev Page 24

28 barriere 1a og 1b er forvitringsdata for henholdsvis 2 og 12 timer forvitret olje lagt til grunn for alle sesonger. For en overflateutblåsning fra 16/1-28 S er behovet beregnet til to NOFO-system i barriere 1a og ett NOFO system i barriere 1b, totalt tre NOFO-system i sommersesongen, til to NOFO-system i barriere 1a og to NOFO system i barriere 1b, totalt fire NOFO-system i vår- og høstsesongen og til to NOFO-system i barriere 1a og tre NOFO system i barriere 1b, totalt fem NOFO-system i vintersesongen. Tabell 13 Beregnet systembehov for overflateutblåsning fra avgrensningsbrønn 16/1-28 S. Beregningene for barriere 1a er basert på den oljemengden som, basert på forvitringsegenskapene til Edvard Grieg (Luno) 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 24 % 22 % 27 % 24 % Nedblanding etter 2 timer på sjø 6 % 0 % 7 % 6 % Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3/d) Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 38 % 14 % 38 % 38 % 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 1,4 (2) 1,1 (2) 1,3 (2) 1,4 (2) Effektivitet av barriere 1a 52 % 64 % 46 % 37 % Olje ut av barriere 1a Fordampning etter 12 t (%) 30 % 30 % 33 % 30 % Nedblanding etter 12 t (%) 15 % 1 % 16 % 15 % Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) 74 % 55 % 76 % 74 % 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 1,7 (2) 0,7 (1) 1,9 (2) 2,2 (3) Effektivitet av barriere 1a+1b 65 % 76 % 58 % 49 % Totalt for barriere 1a + 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 NOFO-systemer til den aktuelle lokasjonen. Responstider avspeiler garanterte maksimale responstider for tilgjengelige NOFO-fartøy og slepebåter på norsk sokkel. DNV GL Rapportnr , Rev Page 25

29 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 Utsira Sør og har RS Egersund som slepefartøy, systemet vil være operativt innen 10 timer. Andre system benytter OR-fartøy Utsira Nord og RS Haugesund som slepefartøy, systemet vil være operativt innen 12 timer. Tredje system benytter OR-fartøy fra Troll/Oseberg og RS Måløy som slepefartøy, systemet vil være operativt innen 16 timer. Fjerde system benytter OR-fartøy fra Ula/Gyda/Tambar og RS Kristiansund som slepefartøy, systemet vil være operativt innen 19 timer. Femte system benytter OR-fartøy fra Gjøa og slepefartøy fra NOFO pool, systemet vil være operativt innen 24 timer. Systemer fra henholdsvis Stavanger og Mongstad er også tilgjengelige innenfor den totale responstiden på 24 timer. Ved en oljevernaksjon kan det vurderes å inkludere ett eller flere av disse fartøyene i systemoppsettet for da blir miljøundersøkelser, ILS og aerostat fra basene med, og dette gir en lengre utholdenhet på systemene. De 5 systemene vil være operative innen 24 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 16/1-28 S i PL338C for OR- og slepefartøy. System Seilingstid (t) Tidstillegg (t) 1) Samlet responstid NOFOfartøy (t) Slepefartøy Samlet responstid Slepefartøy (t) Total responstid for komplett system (t) Utsira Sør 2, RS Egersund Utsira Nord 2, RS Haugesund Troll/Oseberg 7, RS Måløy Ula/Gyda/Tambar 7, RS Kristiansund Gjøa 10, NOFO pool ) 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 lagt til grunn resultatene fra oljedriftsmodelleringen gjennomført for Rovarkula (DNV GL, 2015). Brønn 16/1-28 S ligger 31 km sør for Rovarkula og 6 km lenger fra kysten. Basert på lokasjon vil en kunne forvente tilsvarende stranding av olje etter en utblåsning fra brønnen. Men ratene beregnet for brønn 16/1-28 S er langt lavere enn ratene for DNV GL Rapportnr , Rev Page 26