DET NORSKE VERITAS. Rapport Referansebasert Miljørisikoanalyse (MRA) og forenklet Beredskapsanalyse (BA) for letebrønn Alta i PL609 i Barentshavet

Transkript

1 Rapport Referansebasert Miljørisikoanalyse (MRA) og forenklet Beredskapsanalyse (BA) for letebrønn Alta i PL609 i Barentshavet Lundin Norway AS Rapportnr./ Rev. 00,

2

3 Innholdsfortegnelse KONKLUDERENDE SAMMENDRAG INNLEDNING Bakgrunn Lovgivning Definisjoner og forkortelser MILJØRISIKOANALYSE Metode- Miljørisiko Akseptkriterier Sannsynlighet for uhellsutslipp Rater og varigheter Viktige parametere for å evaluere miljørisiko Vurdering av oljens drift og spredning ved utblåsning Oljetype Utblåsningsrater- og varigheter Frekvens (sannsynlighet) for utblåsning Oljedriftsmodellering Vurdering av miljørisiko Utvalgte Verdifulle Økosystem Komponenter (VØK) Konsekvensvurderinger Miljørisikonivå Konklusjon miljørisikoanalyse BEREDSKAPSANALYSE Gjeldende myndighetskrav til oljevernberedskap Metode for gjennomføring av miljørettet beredskapsanalyse Effektivitet Kapasitet og dimensjonering Oljens egenskaper relevant for oppsamling, opptak og dispergering Mekanisk oppsamling Kjemisk dispergering Forutsetninger og antakelser Oljetype Utblåsningsrate Beregning av systembehov i barriere 1a og 1b Tilgjengelighet oljevernfartøy, slepefartøy og deres responstider Dato: Side ii av iii

4 3.4.2 Stranding av olje og kystnær beredskap Konklusjon beredskapsanalyse REFERANSER Dato: Side iii av iii

5 KONKLUDERENDE SAMMENDRAG Lundin Norway AS (Lundin) planlegger å bore letebrønn 7220/11-1 Alta i utvinningstillatelse (PL) 609. Brønnen ligger i den vestlige delen av Barentshavet, ca. 42 km fra letebrønn Juksa. Brønnen er lokalisert ca. 163 km fra nærmeste landområde. Brønnen har forventet oppstart juli Som en forberedelse til den planlagte boringen har Lundin gitt DNV i oppdrag å gjennomføre en referansebasert miljørisikoanalyse (MRA) og forenklet beredskapsanalyse (BA) for aktiviteten. Miljørisiko For å evaluere nivået på miljørisikoen i henhold til Norsk olje og gass sin MIRA-metode (OLF, 2007), er det kartlagt viktige parametere for beregning av miljørisiko. Resultatene av sammenlikningen mellom referanseanalyse Juksa og inngangsdata for brønn 7220/11-1 Alta er evaluert, og det konkluderes med at referanseanalysen er dekkende for den planlagte aktiviteten, og at ytterligere analyse ville vist lavere miljørisiko enn den gjeldende referanseanalysen. Dette innebærer at risikonivået ved boring av brønn 7220/11-1 Alta ligger under 14,1 % av Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier. Beredskap Som forberedelse til den planlagte boringen er det utarbeidet en forenklet beredskapsanalyse for aktiviteten. Det er gjennomført en beregning av beredskapsbehov knyttet til mekanisk oppsamling av olje på åpent hav. Beregningene er forenklet men er likevel gjort i henhold til industristandarden «Veileder for miljørettet beredskapsanalyser» (Norsk olje og gass, 2014), basert på dimensjonerende DFU, som er en overflateutblåsning fra brønnen. Beregningene gir behov for maksimalt to NOFO-systemer for å håndtere tilflyt av olje til barriere 1a og 1b. Første system vil være på plass innen 11 timer. Dette vil være et fartøy fra NOFO områdeberedskap Barentshavet (Esvagt Aurora). Datterfartøyet til Esvagt Aurora vil benyttes som slepefartøy inntil avlastning fra kystflåten med responstid på 20 timer. Fartøy nummer to og dermed fullt utbygd barriere vil være på plass senest innen 20 timer. I henhold til ytelseskravene i Norsk olje og gass veileding skal fullt utbygd barriere 1a og 1b være på plass senest innen 95 persentil av korteste drivtid til land (dvs. 23,5 døgn i henhold til laveste rate fra referanseanalysen 7120/6-3 Juksa, DNV, 2012b). Med de oppgitte responstidene for oljevernfartøy til brønn 7220/11-1 Alta er ytelseskravene tilfredsstilt med god margin. Videre er det gjort en vurdering av potensielle strandingsvolum og tilhørende behov for beredskap i kyst- og strandsone. Basert på beregnede strandingsmengder for referanseanalysen (Juksa) er det beregnet et dimensjonerende strandingsvolum på 41 tonn emulsjon. Fordelt på vektet varighet for en utblåsning, som var 7 dager for referansebrønnen Juksa, kan det beregnes et behov for en opptakskapasitet på 6 tonn emulsjon/dag i barriere 2, 3a og b. Responstiden skal være kortere enn 95 persentil av korteste drivtid til land, dvs. 23,5 døgn. De mest aktuelle områdene å prioritere beredskap i er NOFOs eksempelområder Ingøy, Hjelmsøy, og Gjesværtappan. Dato: Side 1 av 30

6 1 INNLEDNING 1.1 Bakgrunn Lundin Norway AS har gitt DNV i oppdrag å gjennomføre en referansebasert miljørisikoanalyse (MRA) og forenklet beredskapsanalyse (BA) for letebrønn 7220/11-1 Alta i utvinningstillatelse PL 609. Brønnen ligger i den vestlige delen av Barentshavet, ca. 42 km fra letebrønn Juksa (Figur 1-1). Brønnen er lokalisert ca. 163 km fra nærmeste landområde. Brønnen har forventet oppstart juli 2014 med den halvt nedsenkbare riggen Island Innovator. Basisinformasjon om brønnen er gitt i Tabell 1-1. Figur 1-1 Beliggenhet til brønn 7220/11-1 Alta og letebrønn 7120/6-3 Juksa i Barentshavet. Dato: Side 2 av 30

7 Tabell 1-1 Basisinformasjon for avgrensningsbrønn 7220/11-1 Alta i PL609 (Acona, 2014). Posisjon for DFU 20 32' 45.71" Ø, 72 03' 26.84" N Vanndyp 388 m +/- 1m Analyseperiode Hele året Oljetype (referanseolje) Skrugard råolje (SINTEF, 2012) Rigg Utblåsningsrater Vektet varighet GOR (Sm 3 /Sm 3 ) 139,6 Island Innovator (Semi-sub) Vektet rate, overflate: 258 Sm 3 /døgn Vektet rate, sjøbunn: 219 Sm 3 /døgn Overflateutblåsning: 12,5 dager (Acona, 2014) Sjøbunnsutblåsning: 16,5 dager (Acona, 2014) Tid for boring av avlastningsbrønn 75 dager Forventet borestart Brønnen har forventet oppstart juli Lovgivning Forurensningsloven formulerer plikten om å unngå forurensning. Rammeforskriften stiller krav til bruk av ALARP-prinsippet og prinsipper for risikoreduksjon, med forbehold om at kostnadene ved tiltakene ikke står i vesentlig misforhold til den oppnådde risikoreduksjonen. Forskrift om styring og opplysningsplikt i petroleumsvirksomheten (Styringsforskriften) krever at det søkes om samtykke fra norske myndigheter i forbindelse med all type aktivitet relatert til leting etter og/eller produksjon av olje og gass i norsk sektor. Ifølge Styringsforskriften skal det utarbeides en miljørettet risikoanalyse og en miljørettet beredskapsanalyse i forbindelse med aktiviteten. Regelverket for petroleumsvirksomhet finnes på: Definisjoner og forkortelser Akseptkriterier Barriere Barriereeffektivitet Barrierekapasitet Kriterier som benyttes for å uttrykke et akseptabelt risikonivå i virksomheten, uttrykt ved en grense for akseptabel frekvens for en gitt miljøskade Fellesbetegnelse for en samlet aksjon i et avgrenset område; kan inkludere ett eller flere system. Prosentandel av overflateolje som passerer en linje som samles opp av en barriere. Ved sidestilte system (bredt flak) vil barriereeffektiviteten maksimalt være lik systemeffektiviteten. Ved system etter hverandre (konsentrert flak) vil barriereeffektiviteten kunne overstige systemeffektiviteten. Summen av systemkapasitetene i en barriere. På samme måte som for systemkapasitet vil oppnåelse av barrierekapasiteten forutsette at tilgangen til olje (mengde og tykkelse av flak) er tilstrekkelig til at systemets kapasitet kan utnyttes fullt. Dato: Side 3 av 30

8 Barriereoppsamlingsrate Barrieretap Bekjempelse Bestand BOP Borgerlig tussmørke (BTM) DFU Effektnøkkel Eksempelområde Eksponeringsgrad Gangtid GIS GOR Influensområde Miljødirektoratet Miljøskade Mobiliseringstid MRA MRABA NOFO NOROG PL Responstid Reelt forventet oppsamlet volum i m3/døgn for barrieren som helhet. Ved rikelig tilgang på olje skal denne være lik barrierekapasiteten. Reduksjonsfaktor i barriereeffektivitet fra en barriere til etterfølgende barriere, grunnet spredning av olje. 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 re-mobilisert). Gruppe individer innen en art som er reproduktivt isolert innen et bestemt geografisk område. Blowout Preventor (eng.) Lysforholdene fra solen står 6 grader under horisonten til soloppgang (demring), samt fra solnedgang til solen står 6 grader under horisonten (skumring). Definerte fare- og ulykkeshendelser For VØK bestander (sjøfugl, sjøpattedyr, fisk) benyttes en effektnøkkel for relasjon mellom oljemengde i en 10 x 10 km rute og akutte effekter (dødelighet) i den samme ruten for de bestandsandeler som er tilknyttet ruten. 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. Benyttes for å beskrive hvorvidt kysten er eksponert, moderat eksponert eller beskyttet mht. bølgeeksponering Tiden det tar å frakte personell og utstyr med fartøy fra hentested (base) til stedet der aksjonen skal gjennomføres. Geografisk informasjonssystem Gas to Oil Ratio Området med større eller lik 5 % sannsynlighet for forurensning med mer enn 1 tonn olje innenfor en 10 x 10 km rute, iht. oljedriftsberegninger Tidligere KLIF, Klima- og forurensningsdirektoratet Miljøskade kategoriseres i hhv. mindre, moderat, betydelig eller alvorlig, med utgangspunkt i restitusjonstid. Mindre miljøskade betyr restitusjonstid fra 1 mnd til 1 år, moderat miljøskade betyr restitusjonstid fra 1 til 3 år, betydelig miljøskade betyr restitusjonstid fra 3 til 5 år, og alvorlig miljøskade betyr restitusjonstid over 10 år. Tiden fra varsel er gitt til personell og utstyr er klart for transport fra mobiliseringsstedet. Miljørettet risikoanalyse Miljørettet risiko- og beredskapsanalyse Norsk Oljevernforening for Operatørselskap Norsk Olje og Gass (tidligere Oljeindustriens landsforening, OLF) Utvinningstillatelse (Production License) Sammenlagt mobiliseringstid og gangtid. Dato: Side 4 av 30

9 Restitusjonstid Sannsynlighet for treff Skadenøkkel System Sårbarhet THC Ubetydelig skade VØK Restitusjon er oppnådd når det opprinnelige dyre- og plantelivet i det berørte samfunnet er tilstede på tilnærmet samme nivå som før utslippet (naturlig variasjon tatt i betraktning), og de biologiske prosessene fungerer normalt. Bestander anses å være restituert når bestanden er tilbake på 99 % av nivået før hendelsen. Restitusjonstiden er tiden fra et oljeutslipp skjer og til restitusjon er oppnådd. Sannsynlighet for at en 10x10 km rute treffes av olje fra et potensielt utslipp. En fordelingsnøkkel for å fastsette restitusjonstid som funksjon av skadegrad for VØK bestander og VØK habitater. Skadenøkkelen for bestander gir relasjoner mellom akutt bestandsreduksjon og restitusjonstid, mens skadenøkkelen for habitater gir relasjoner mellom strandet oljemengde og restitusjonstid. Det er i prinsippet separate skadenøkler for bestand og habitat for ulike sårbarheter. Fellesbetegnelse for et komplett oppsamlingssystem. For et NOFO system inkluderer dette to fartøy, 400 m lense, Transrec oljeopptager og lagringskapasitet på ca 1000 m3. I et system kan også inngå en HiWax opptager for opptak av høyviskøse oljer. For alle potensielt berørte ressurser er sårbarhet for akutt oljeforurensning klassifisert ut fra anerkjente modeller for sårbarhetsinndeling. Total Hydrocarbon Concentration (total hydrokarbonkonsentrasjon) Negative effekter som gir beregnet miljøskade for identifiserte ressurser, som medfører mindre enn 1 mnd restitusjonstid. Verdsatt Økosystem Komponent (VEC, Valued Ecosystem Component) Dato: Side 5 av 30

10 2 MILJØRISIKOANALYSE 2.1 Metode- Miljørisiko Det er gjennomført en referansebasert miljørisikoanalyse i henhold til MIRA-metoden (OLF, 2007). En referansebasert analyse kan gjennomføres dersom det foreligger resultater som kan sidestilles med 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 lavere miljørisiko enn den gjeldende referanseanalysen. Følgende momenter inngår i evalueringen: Geografisk plassering Oljetype Sannsynlighet for utslipp Rate og varighet 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). Dato: Side 6 av 30

11 2.2 Akseptkriterier Lundins akseptkriterier for miljørisiko er vist i Tabell 2-1. For brønn 7220/11-1 Alta benyttes det operasjonsspesifikke akseptkriterier tilsvarende benyttet for Juksa (Lundin Norway AS, 2014). Tabell 2-1 Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier for forurensning. Miljøskade Varighet av skaden (restitusjonstid) Operasjonsspesifikk risiko Mindre 1mnd -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 Sannsynlighet for uhellsutslipp Hendelsene som har de største potensielle miljøkonsekvenser, er ukontrollerte utslipp fra brønnen under boring (utblåsning) til overflate, sjøbunn eller formasjon, som ikke lar seg stoppe med forhåndsdefinerte barrierer. Slike hendelser anses dimensjonerende for foreliggende analyse. Det tas utgangspunkt i utblåsning ved vurdering av miljørisiko forbundet med den planlagte brønnen. Sannsynlighet for hendelse forbundet med planlagte aktivitet er hentet fra Scandpower (2013) basert på hendelses- og aktivitetsdata fra SINTEF Offshore Blowout Database (2012). Sannsynlighet for utblåsning fra boreaktiviteten er 1,26 x Sannsynligheten for overflateversus sjøbunnsutblåsning er også beregnet ut fra data i SINTEF Offshore Blowout Database (2012) til 18 % for overflateutblåsning og 82 % for sjøbunnsutblåsning. 2.4 Rater og varigheter Rater og varigheter for en utblåsning er beregnet av Acona (2014). Ratene det tas utgangspunkt i for foreliggende analyse er beregnet for Gohta-olje. Skrugard er valgt som referanseolje da det ikke foreligger forvitringsstudie for Gohta-oljen. Vektet rate for hhv. overflate- og sjøbunnsutblåsning er 258 Sm 3 /d og 219 Sm 3 /d. Lengste beregnede varighet av utblåsningen er avhengig av tiden det tar å bore en avlastningsbrønn. Lengste beregnede varighet er satt til 75 døgn, fordelt på mobilisering, boring, styring inn i og dreping av brønnen. Vektet varighet er beregnet til 12,5 døgn for overflateutblåsning og 16,5 dager for sjøbunnsutblåsning (Acona, 2014). Dato: Side 7 av 30

12 Tabell 2-2 Rateberegninger for brønn 7220/11-1 Alta gitt en overflate eller sjøbunnsutblåsning (Acona, 2014). Risked blowout rates - Alta - Surface release point Scenario Flowpath BOP Status Total Risk Oil blowout potential Risked Oil blowout rate Risked Gas blowout rate Prob. % Exposure Prob. % Status Prob. % Status [%] [Sm³/day] [Sm³/day] [MSm³/day] Partial reservoir exposure Full reservoir exposure 0 Open hole 84 Annulus 16 Drill pipe 19 Open hole 68 Annulus 13 Drill pipe Risked blowout rates - Alta - Seabed release point Scenario Flowpath BOP Status Total Risk 30 Open Restricted Open Restricted Open Restricted Open Restricted Open Restricted Open Restricted Total sum: Oil blowout potential Risked Oil blowout rate Risked Gas blowout rate Prob. % Exposure Prob. % Status Prob. % Status [%] [Sm³/day] [Sm³/day] [MSm³/day] Partial reservoir exposure Full reservoir exposure 0 Open hole 84 Annulus 16 Drill pipe 19 Open hole 68 Annulus 13 Drill pipe 30 Open Restricted Open Restricted Open Restricted Open Restricted Open Restricted Open Restricted Total sum: Viktige parametere for å evaluere miljørisiko Miljørisikoanalysen er gjennomført som en referansebasert analyse i henhold til MIRA-metoden (OLF, 2007). Viktige parametere ved brønn 7220/11-1 har blitt sammenliknet med samsvarende parametere i gjennomført miljørisikoanalyse for 7120/6-3 Juksa (DNV, 2012). Tabell 2-3 viser sammenlikningen av parametere for brønnene. Ulikheter i inngangsdata, og konsekvensene av disse ulikhetene er diskutert i påfølgende delkapitler. Dato: Side 8 av 30

13 Tabell 2-3 Sammenlikning av parametere for brønn 7220/11-1 Alta og parametere for letebrønn 7120/6-3 Juksa (Acona, 2013; DNV, 2012). Parameter 7220/11-1 Alta 7120/6-3 Juksa 2012 Kriterium for sammenlikning Resultat av sammenlikning Operatør Lundin Lundin Posisjon (Geografiske koordinater) Avstand til Juksa (km) 72 03' 26.84" N 20 32' 45.71" Ø 71º 41 08,44 N 20º 43 05,90 Ø 42 km -- Mindre enn 50 km avstand PL Olje Skrugard Tordis -- Ok Oljens tetthet Tilsvarende Se kap Dyp (m) Tilsvarende Ok GOR (Sm 3 /Sm 3 ) 139,6 157 Tilsvarende eller lavere Ok Avstand til land (km) Rater overflate (Sm 3 /d) Vektet rate overflate (Sm 3 /d) Rater sjøbunn (Sm 3 /d) Vektet rate sjøbunn (Sm 3 /d) Ca. 163 km (Bondøya, Hammerfest kommune) Ca. 122 km (Trombåk, Hasvik kommune) Tilsvarende eller lengre avstand til land Tilsvarende eller lavere rate Tilsvarende eller lavere rate Lengste varighet (d) Tilsvarende eller kortere varighet Vektet var. top/sub 12,5/16,5 6,8/21,5 Tilsvarende eller kortere varighet Ok Ok Ok Ok Se kap Se kap Frekvens 1,26 x ,12 x 10-4 Tilsvarende Se kap Topside/subsea fordeling Riggtype 18/82 % 18/82 % Tilsvarende eller lavere sannsynlighet for overflateutslipp. Island Innovator (semi sub flyter) Transocean Arctic (semi sub flyter) Analyseperiode Hele året Hele året Må dekke planlagt boreperiode Seapop datasett Ok Dato: Side 9 av 30

14 Høyeste risiko -- Høyeste utslag i miljørisiko utgjør 14,1 % av akseptkriteriet for moderat miljøskade, og er beregnet for alke i åpent hav om våren -- Ok 2.6 Vurdering av oljens drift og spredning ved utblåsning Oljetype Det er forventet å finne olje med egenskaper tilsvarende Skrugard olje (SINTEF, 2012) i brønn 7220/11-1 Alta. For referansebrønnen Juksa ble det forventet å finne en olje med egenskaper tilsvarende Tordisoljen (SINTEF, 2002). Skrugardoljen har en noe høyere tetthet enn Tordisoljen (hhv. 871 kg/m 3 vs. 840 kg/m 3 ), men et lavere asfalten- og voksinnhold. Tabell 2-4 angir viktige parametere for Tordisoljen og for Skrugardoljen. Tabell 2-4 Oljeparametere for Tordisoljen (SINTEF, 2002) og for Skrugardoljen (SINTEF, 2012). Parameter Tordis olje (brukt i modellering for Juksa 2012) Skrugard olje (nytt forvitringsstudie 2012) Oljetetthet 840 kg/m kg/m 3 Maksimalt vanninnhold sommer/vinter 80 % /80 % 80 % /80 % Voksinnhold 3.5 vekt % 1.89 vekt % Asfalteninnhold (harde) 0.2 vekt % 0.05 vekt % Viskositet, fersk olje 16 cp (13 C) 32 cp (5 C) Med basis i oljedriftsmodelleringene utført med Tordis oljen i 2012 og massebalansen for de to ulike oljetypene Tordis og Skrugard er det gjort en vurdering hvorvidt Skrugardoljen ville gitt relativt tilsvarende influensområder som Tordisoljen. Ut fra massebalansen for Tordis oljen og Skrugard oljen (hhv. Figur 2-1 og Figur 2-2) for like vindhastigheter kan det forventes at influensområdene vil være like i utstrekning (SINTEF, 2002; SINTEF, 2012). Fordampningstapet er noe høyere for Tordis enn for Skrugard, mens det forventes noe større nedblanding av olje i vannsøylen for Skrugard olje. Dato: Side 10 av 30

15 Figur 2-1 Massebalansen for Tordisoljen for en sommerperiode ved 10 m/s vindhastighet (SINTEF, 2002). Figur 2-2 Massebalansen for Skrugardoljen for en sommerperiode ved 10 m/s vindhastighet (SINTEF, 2012). Dato: Side 11 av 30

16 2.6.2 Utblåsningsrater- og varigheter Vektet rate for både overflate- og sjøbunnsutslipp er betydelig lavere for brønn 7220/11-1 Alta enn for Juksa (overflate 258 Sm 3 /d vs Sm 3 /d, sjøbunn 219 Sm 3 /d vs Sm 3 /d). De høyeste ratene beregnet for Alta (se Tabell 2-2) er på samme nivå som de laveste ratene beregnet for letebrønn Juksa. Lengste varighet er høyere for brønn 7220/11-1 Alta enn for Juksa (75 dager vs. 60 dager). Vektet varighet er betydelig lenger gitt en overflateutblåsning for Alta enn for Juksa (12,5 dager vs. 6,8 dager), mens det gitt en sjøbunnsutblåsning er kortere vektet varighet for Alta enn for Juksa (16,5 dager vs. 21,5 dager). Det er større sannsynlighet for sjøbunnsutblåsning enn overflateutblåsning, dvs. mindre olje når havoverflaten og mindre olje strander. De lave ratene for brønn 7220/11-1 Alta vil gi langt mindre totalvolum av olje på sjø enn det som er tilfelle for Juksa til tross for en lengre lengste varighet for Alta, og det er derfor ikke forventet at den lengste varigheten for Alta vil ha innvirkning på risikonivået beregnet for Juksa Frekvens (sannsynlighet) for utblåsning Brønn 7220/11-1 Alta vurderes som en gjennomsnittlig letebrønn der det forventes å finne olje. For en gjennomsnittsbrønn brukes en frekvens anbefalt av Scandpower på 1,26 x 10-4 per operasjon (Scandpower, 2013). For letebrønn Juksa ble det brukt den generiske frekvensen for en gjennomsnittlig oljebrønn fra Scandpower rapporten for 2011 på 1,12 x 10-4 pr. operasjon (Scandpower, 2011). Riggen Island Innovator er en oppankret 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 82 % / 18 % (havbunn/ overflate) basert på historiske data (Scandpower, 2011; Scandpower, 2012) Oljedriftsmodellering Influensområdene ( 5 % treffsannsynlighet av 1 tonn olje per km grid rute) gitt overflate- eller sjøbunnsutblåsning fra letebrønn Juksa er vist i Figur 2-3 gitt en overflateutblåsning og i Figur 2-4 gitt en sjøbunnsutblåsning. Sett i forhold til oljetypene og massebalanse kan det forventes at influensområdene vil være like i utstrekning for de to brønnene. Men i og med at brønn 7220/11-1 Alta har betraktelig lavere rater (som gir mindre totalvolum på sjø selv med lengre varighet) kan det forventes at influensområdene for Alta vil ha mindre utstrekning enn det som er vist for Juksa. Dato: Side 12 av 30

17 Figur 2-3 Sannsynligheten for treff av over 1 tonn olje i 10 x 10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra letebrønn 7120/6-3 Juksa i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Dato: Side 13 av 30

18 Figur 2-4 Sannsynligheten for treff av over 1 tonn olje i 10 x 10 km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra letebrønn 7120/6-3 Juksa i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Dato: Side 14 av 30

19 2.7 Vurdering av miljørisiko Vurderingen av de ulike parameterne med betydning for miljørisiko viser at analysen for Juksa er dekkende for brønn 7220/11-1 Alta. Konsekvensvurderinger og miljørisikonivå for brønnen er presentert nedenfor. Det er ikke identifisert noen faktorer som trekker i retning av at det vil forventes en høyere miljørisiko for brønnen Utvalgte Verdifulle Økosystem Komponenter (VØK) Verdsatt Økosystem Komponent (VØK) er definert i veiledningen for gjennomføring av miljørisikoanalyser (OLF 2007), som en ressurs eller miljøegenskap som: er viktig (ikke bare økonomisk) for lokalbefolkningen, eller har en nasjonal eller internasjonal interesse, eller hvis den endres fra sin nåværende tilstand, vil ha betydning for hvordan miljøvirkningene av et tiltak vurderes, og for hvilke avbøtende tiltak som velges. Basert på resultatene fra oljedriftsmodelleringen fra Juksa ble både sjøfugl i åpent hav, ressurser i kystnære områder (sjøfugl og marine pattedyr), fisk og strandhabitat valgt ut som VØK-er (Verdsatte Økosystem Komponenter) i miljørisikoanalysen (DNV, 2012). Tabell 2-5 viser naturressursene som ble inkludert i miljørisikoanalysen for Juksa. Dato: Side 15 av 30

20 Tabell 2-5 Utvalgte VØK for miljørisikoanalysen for letebrønn 7120/6-3 Juksa (Seapop, 2011; Moe et.al. 1999; Artsdatabanken, 2010). Navn Latinsk navn Rødlista Tilhørighet Alke Alca torda VU Alkekonge Alle alle - Fiskemåke Larus canus NT Gråmåke Larus argentatus LC Havhest Fulmarus glacialis NT Havsule Morus bassanus LC Krykkje Rissa tridactyla EN Lomvi Uria aalge CR Lunde Fratercula arctica VU Polarmåke Larus hyperboreus - Polarlomvi Uria lomvia VU Svartbak Larus marinus LC Alke Alca torda VU Storskarv Phalacrocorax carbo LC Toppskarv Phalacrocorax aristotelis LC Teist Cepphus grylle VU Havert Halichoerus grypus LC Steinkobbe Phoca vitulina VU Oter Lutra lutra VU Torsk Gadus Morhua LC Sild Clupea harengus LC Lodde Mallotus villosus LC Sjøfugl åpent hav, datasett Barentshavet Sjøfugl kystnære bestander Sjøpattedyr kystnært Habitat - - Strand NT nær truet, EN- sterkt truet, CR kritisk truet, VU sårbar, LC - Livskraftig Fisk Konsekvensvurderinger 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 Juksa. 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. Høyeste sannsynligheter for tapsandeler av en bestand er funnet for alke, med 58,6 % sannsynlighet for 1-5 % bestandstap i vårsesongen og 9,8 % sannsynlighet for 5-10 % Dato: Side 16 av 30

21 bestandstap i høstsesongen, som følge av et sjøbunnsutslipp. Videre ble det beregnet høyest sannsynlighet for % og % bestandstap av lunde med henholdsvis 2,1 % (gitt en sjøbunnsutblåsning i høstsesongen) og 0,2 % sannsynlighet (gitt en overflateutblåsning i vårsesongen). For kystnære arter ble det funnet at toppskarv og alke slo høyest ut med 15 % sannsynlighet for 1-5 % bestandstap i sommersesongen for toppskarv gitt en overflateutblåsning og i høstsesongen for alke gitt en sjøbunnsutblåsning. Videre ble det beregnet størst sannsynlighet for et bestandstap tilsvarende 5-10 %, % og % av alke med hhv. 3,9 % (sommer), 1,7 % (vår) og 0,3 % (sommer). For strandhabitat er det beregnet størst sannsynlighet for treff i oljemengdekategori tonn per km rute gitt en sjøbunnsutblåsning med 16,4 % i vintersesongen. Det er imidlertid høyere sannsynlighet for treff av større oljemengder gitt en overflateutblåsning enn gitt en sjøbunnsutblåsning, med henholdsvis 4 % sannsynlighet for tonn olje og 0,5 % sannsynlighet for tonn olje. For fisk er det høyest sannsynlighet for 0-1/2 % tapsandeler av egg og larver med 56 % gitt en sjøbunnsutblåsning i vårsesongen (mars) Miljørisikonivå Følgende parametere taler for et lavere miljørisikonivå ved brønn 7220/11-1 Alta enn for Juksa: Betydelig lavere rater som gir mindre olje på havoverflaten og i strandsonen o Lengste varighet for utblåsning er noe høyere for Alta enn for Juksa, grunnet de lave ratene for Alta vil del likevel forventes betydelig mindre olje på havoverflaten og i strandsonen gitt en utblåsning fra Alta sammenliknet med Juksa. Lengre avstand til land Liknende oljetyper med tilsvarende egenskaper Utblåsningsfrekvensen for Alta er 12,5 % høyere enn for Juksa (grunnet endring i det statistiske grunnlaget siden analysen for Juksa ble gjennomført i 2011). Basert på de overnevnte vurderingene forventes det allikevel at risikonivået beregnet for Juksa er betydelig høyere enn tilsvarende modellering og beregning ville vært for Alta. De resterende sammenlikningsparameterne er mer eller mindre like for brønn 7220/11-1 Alta og Juksa. Brønnene bores på sammenliknbart dyp og bores med tilsvarende borerigger. En samlet vurdering tyder derfor på at miljørisikonivået vil være lavere for brønn 7220/11-1 Alta enn det beregnede nivået for Juksa. Miljørisikoen for Juksa innen de forskjellige VØK-gruppene er vist i Figur 2-5. Sjøfugl på åpent hav er dimensjonerende for miljørisikonivået for Juksa. Her utgjør høyeste identifiserte miljørisiko 14,1 % av akseptkriteriet for alke i vårsesongen i kategori moderat miljøskade (dvs. 1-3 års restitusjonstid). Miljørisiko for sjøfugl kystnært utgjør maksimalt 3,5 % av akseptkriteriet (for alke i høstsesongen), mens miljørisiko for marine pattedyr utgjør maksimalt 0,4 % av akseptkriteriet (for havert i høstsesongen), begge i kategori moderat miljøskade. For strandhabitater, utgjør miljørisikoen maksimalt 2,0 % av akseptkriteriet for moderat miljøskade i vintersesongen. For fisk utgjør miljørisikoen maksimalt 1,5 % av akseptkriteriet for betydelig miljøskade i vårsesongen. Dato: Side 17 av 30

22 DET NORSKEVERITAS Rapportfor LundinNorwayAS Referansebasert Miljørisikoanalyse(MRA) og forenkletberedskapsanalyse (BA) for letebrønnalta i PL609i Barentshavet Figur 2-5 Miljørisiko forbundetmedletebrønn7120/6-3 Juksa,angitt somandelav akseptkriterietfor hvervøk-gruppeuavhengigav sesong.figurenvisermaksimaltutslaginnen hverskadekategoriuavhengigav art. 2.8 Konklusjon miljørisikoanalyse Resultateneav sammenlikningenmellom referanseanalysejuksa(dnv, 2012) og inngangsdata for brønn7220/11-1 Alta er evaluert,og det konkluderesmed at referanseanalysener dekkende for den planlagte aktiviteten, og at ytterligere analyse høyst sannsynlig ville vist lavere miljørisiko enn den gjeldendereferanseanalysen.dette innebærerat risikonivået ved brønn 7220/11-1 Alta ligger under14,1% av Lundinsoperasjonsspesifikkeakseptkriterier. DNV Referansenr.: / 18PY8ZP-2 Revisjonnr.: 00 Dato: Side18 av 30

23 3 BEREDSKAPSANALYSE 3.1 Gjeldende myndighetskrav til oljevernberedskap Myndighetskrav omfatter regelverk både i forhold til forurensingsloven, rammeforskriften, styringsforskriften, aktivitetsforskriften og opplysningspliktforskriften. En nærmere beskrivelse av noen av kravene er gitt nedenfor: Lov om vern mot forurensning og om avfall Formålet med loven om vern mot forurensning og om avfall (Forurensningsloven 1) er å verne det ytre miljø mot forurensning og å redusere eksisterende forurensning, redusere mengden av avfall og å fremme en bedre behandling av avfall. I 7 beskrives det at når det er fare for forurensning i strid med loven, eller vedtak i medhold av loven skal den ansvarlige for forurensning sørge for tiltak for å hindre at den inntrer. Har forurensningen inntrådt skal vedkomne sørge for tiltak for å stanse, fjerne eller begrense virkningen av den. Den ansvarlige plikter også å treffe tiltak for å avbøte skader og ulemper som følge av forurensningen eller av tiltakene for å motvirke den. Plikten etter dette ledd gjelder tiltak som står i et rimelig forhold til de skader og ulemper som skal unngås. Forskrift om helse, miljø og sikkerhet i Petroleumsvirksomheten Forskrift om helse, miljø og sikkerhet i Petroleumsvirksomheten (Rammeforskriften) er en overordnet forskrift som gir overordnede føringer for helse-, miljø- og sikkerhet i petroleumsindustrien. I 11 presenteres prinsipper for risikoreduksjon. Foruten en pålagt minstestandard identifisert i regelverket, skal risikoen reduseres ytterligere så langt det er mulig. Ved reduksjon av risiko skal den ansvarlige velge de tekniske, operasjonelle eller organisatoriske løsningene som etter en enkeltvis eller samlet vurdering av skadepotensialet og nåværende og fremtidig bruk gir de beste resultater, så sant kostnadene ikke står i et vesentlig misforhold til den risikoreduksjonen som oppnås. I 26 og 27 henvises det til når en skal søke om samtykke og hva en slik søknad skal inneholde (herunder miljørisiko- og beredskapsanalyser). 20 poengterer at en operatør skal sikre at beredskapen er samordnet når det brukes flere innretninger eller fartøy samtidig. Operatørens beredskapstiltak skal også være egnet til å samordnes med offentlige beredskapsressurser. Det er operatøren som skal lede og koordinere innsatsen av beredskapsressursene ved fare og ulykkessituasjoner. Samarbeid om beredskap er temaet for 21. Operatørene skal samarbeide om beredskapen mot akutt forurensning. Det skal etableres regioner med felles beredskapsplaner og felles beredskapsressurser. Forskrift om styring i petroleumsvirksomheten I Forskrift om styring i petroleumsvirksomheten (Styringsforskriften) 4 beskrives det hvordan en skal redusere sannsynligheten for at det oppstår feil- og ulykkessituasjoner. Ved reduksjon av risiko skal den ansvarlige velge tekniske, operasjonelle og organisatoriske løsninger som reduserer sannsynligheten for at det oppstår feil, fare- og ulykkessituasjoner. I tillegg skal det etableres barrierer som reduserer sannsynligheten for at slike feil og fare- og ulykkessituasjoner Dato: Side 19 av 30

24 utvikler seg, og som begrenser mulige skader og ulemper. Der det er nødvendig med flere barrierer, skal det være tilstrekkelig uavhengighet mellom barrierene. De løsningene og barrierene som har størst risikoreduserende effekt, skal velges ut fra en enkeltvis og samlet vurdering. I 5 stilles krav til barrierer. Operatøren eller den som står for driften av en innretning, skal fastsette de strategiene og prinsippene som skal legges til grunn for utforming, bruk og vedlikehold av barrierer, slik at barrierenes funksjon blir ivaretatt gjennom hele innretningens levetid. Det skal være kjent hvilke barrierer som er etablert og hvilken funksjon de skal ivareta, samt hvilke krav til ytelse som er satt til de tekniske, operasjonelle eller organisatoriske elementene som er nødvendige for at den enkelte barrieren skal være effektiv. Det skal være kjent hvilke barrierer som er ute av funksjon eller er svekket. Den ansvarlige skal sette i verk nødvendige tiltak for å rette opp eller kompensere for manglende eller svekkede barrierer. Forskrift om utføring av aktiviteter i petroleumsvirksomheten Forskrift om styring i petroleumsvirksomheten og på enkelte landanlegg (Aktivitetsforskriften) 73 stiller krav til beredskapsetablering og krav til etablering av beredskapsstrategi. Der fremgår blant annet at beredskapen skal etableres på bakgrunn av miljørettede risiko- og beredskapsanalyser og ivareta hav, kyst og strandsone. Paragrafen innebærer en sammenheng mellom miljørisiko og beredskapsnivå, høy miljørisiko tilsier høyere beredskapsnivå enn lav miljørisiko. ( 3.2 Metode for gjennomføring av miljørettet beredskapsanalyse Det er gjennomført en beregning av beredskapsbehov knyttet til mekanisk oppsamling av olje på åpent hav. Beregningen er gjort i henhold til veiledningen «Veileder for miljørettede beredskapsanalyser» (Norsk olje og gass, 2014), basert på dimensjonerende DFU, som er en overflateutblåsning. Forventet oljetype er Skrugard råolje, og det foreligger forvitringsdata (SINTEF, 2012) 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 (lys, vind, temperatur etc.) Effektivitet En barriere vil normalt bestå av ett eller flere oppsamlings- og opptakssystemer. Figur 3-1 illustrerer et standardsystem bestående av to fartøyer, lenser, oljeopptagere og lagringskapasitet. Effekten av hver enkelt barriere avhenger av værforhold (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, 2014). Forventet effektivitet av en barriere er også lavere med økende avstand fra kilden. Dato: Side 20 av 30

25 Innstrømmende Oppsamlet Systemeffektivitet = oppsamlet/innstrømmende *100% Systemkapasitet = f(naturgitte, tekniske, operasjonelle faktorer) Lensetap Figur 3-1 Systemeffektiviteten tilsvarer den andelen av sveipet overflateolje som samles opp. Systemeffektivitet er et uttrykk for hvor mye olje som lekker fra et lensesystem og er dermed hovedsakelig relatert til lensetype, selve operasjonen, oljens egenskaper og bølge-/strømforhold. Lysforhold påvirker i liten grad systemeffektiviteten. Mange år med olje-på-vann øvelser har etablert kunnskap om hvilken oppsamlingseffektivitet som oppnås med et NOFO-system som funksjon av bølgehøyde. Figur 3-2 gir en omtrentlig sammenheng mellom systemeffektivitet og bølgehøyde basert på dette erfaringsmaterialet. Figur 3-2 Sammenhengen mellom signifikant bølgehøyde (meter) og systemeffektivitet (%). Dato: Side 21 av 30

26 3.2.2 Kapasitet og dimensjonering Dimensjonering av beredskapen 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 har en opptakskapasitet på 1900 Sm 3 /døgn. Beredskapen dimensjoneres for tilstrekkelig kapasitet i barriere 1a og 1b til å håndtere tilflyt av emulsjon fra en hendelse tilsvarende dimensjonerende DFU (for metodikk se Norsk olje og gass, 2014) Oljens egenskaper relevant for oppsamling, opptak og dispergering Utover dimensjoneringen av oljevernberedskapen i forhold til 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 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 utsyr for å optimalisere opptakseffektiviteten. Nedre viskositetsgrense for mekanisk oppsamling regnes som 1000 cp, grunnet lensetap ved lavere viskositeter Kjemisk dispergering Kjemisk dispergering skal vurderes som et supplement til mekanisk oppsamling, eller som et alternativ til mekanisk oppsamling ved mindre oljeutslipp. Hvor lenge oljen er dispergerbar avhenger av viskositeten av oljeemulsjonen på havoverflaten. 3.3 Forutsetninger og antakelser Oljetype Skrugard råolje er brukt som referanseolje i beregningene. Bakgrunnsinformasjonen er hentet fra et forvitringsstudium gjennomført av SINTEF (2012). Skrugard råolje er en middels lett råolje med tetthet 871 kg/sm 3 og et lavt asfalteninnhold (0,05 vektprosent) og voksinnhold (1,9 vektprosent). Ved olje på havoverflaten vil den innledende fordampningen føre til økning i voks- og asfalteninnhold (SINTEF, 2012). Maksimalt vannopptak er 80 %, og Skrugard råolje danner stabile vann i olje emulsjoner. Dato: Side 22 av 30

27 Viktige oljeparametere for modellering med Skrugard råolje er gitt i Tabell 3-1. Tabell 3-1 Sammenstilling av oljeparametere (for fersk olje) for oljetype Skrugard (SINTEF, 2012). Parameter Skrugard råolje Tetthet 871 kg/m 3 Maksimalt vanninnhold 80 % Voksinnhold 1,89 vekt % Asfalteninnhold 0,05 vekt % Viskositet 32 cp Skrugard råolje har et relativt stort vindu for bruk av kjemiske dispergeringsmidler som styres av oljens viskositet, både ved vintertemperaturer (5 ºC) og ved sommertemperaturer (10 ºC). Oljen er dispergerbar opp til fem døgn ved 5 m/s vind, og to døgn ved 10 m/s vind (Tabell 3-2). Ved større vindstyrke (15 m/s) reduseres tidsvinduet for bruk av kjemisk dispergeringsmiddel ytterligere til 1 døgn. Eksempelvis vil Skrugard råolje ha et godt potensiale for kjemisk dispergering ved viskositet opp til nærmere 3000 cp, mens det forventes at emulsjoner med viskositet over 7200 cp i liten grad vil være dispergerbare. Når oljeemulsjonen ligger i området for «redusert evne til kjemisk dispergering» (viskositet mellom 2750 cp og 7200 cp) kan dispergering likevel være aktuelt, men krever ytterligere energi eller bruk av høyere dose dispergeringsmiddel/gjentatt påføring, særlig ved rolige vindforhold uten brytende bølger, for å øke effektiviteten (SINTEF, 2012). For emulsjoner med tykkelse under 0,1 mm vil bruk av dispergeringsmidler ha liten effekt da dispergeringsmiddelet vil slå igjennom emulsjonen. Dato: Side 23 av 30

28 Tabell 3-2 Tidsvindu for kjemisk dispergering angitt for vinter- og sommerforhold (ved hhv. 5 C og 10 C) for ulike vindhastigheter. Grønn farge indikerer at oljen er dispergerbar, gul indikerer redusert kjemisk dispergerbarhet, mens rød indikerer dårlig dispergerbarhet (SINTEF, 2012) Sesong Tidsvindu dispergering (temp.) Timer Vinter (5 C) Sommer (10 C) 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 Olje fra et eventuelt utslipp fra feltet må imidlertid prøvetas og egnetheten til dispergering vurderes in situ før en søknad om tillatelse til dispergering sendes til kystverket Utblåsningsrate Vektet utblåsningsrate er beregnet til 258 Sm 3 /døgn ved overflateutslipp og 219 Sm 3 /døgn ved sjøbunnsutslipp (Acona, 2014). 3.4 Beregning av systembehov i 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 utvalg av verdier fra forvitringsstudiet til Skrugard råolje (Tabell 3-3) (SINTEF, 2012). Verdier innsamlet ved Slettnes Fyr er lagt til grunn for sjøtemperatur og verdier innsamlet ved Furuholmen Fyr er lagt til grunn for vindstyrke (Figur 3-3) (eklima, 2012). For den aktuelle brønnen er det beregnet operasjonslys for boreoperasjonen ved å benytte programmet ActLog. Programmet beregner operasjonslys for den aktuelle lokasjonen. Timer med dagslys og dagslysandelen er presentert i Tabell 3-3. Effektivitet som funksjon av bølgehøyde er også presentert i Tabell 3-3. Bølgehøydeobservasjoner er innhentet fra Metrologisk Institutts nærmeste observasjonspunkt til den aktuelle brønnen (hsmd884) (Figur 3-3). Dato: Side 24 av 30

29 Figur 3-3 Oversikt over stasjoner for innsamling av data for vindstyrke, sjøtemperatur og bølgehøyder. Posisjon for Alta brønnen er representert. Tabell 3-3 Vindhastigheter er målt ved Fruholmen Fyr, og sjøtemperaturer er målt ved Slettnes Fyr. Avrundet verdi referer til valg av datasett i forvitringsstudiet. Andel dagslys oppgitt som timer dagslys og prosent (%), beregnet for planlagt borelokasjon. Og siste kolonne viser effektiviteten av mekanisk oppsamling som en funksjon av bølgehøyde for nærmeste målepunkt. Sesong Målt vind (m/s) Målt temperatur ( C) Timer dagslys Snitt Avrundet Snitt Avrundet (t) Dagslysandel (%) Effektivitet som en funksjon av bølgehøyde (%) Vår (mars-mai) 8,5 10 3,3 5 19,3 80,6 61,0 Sommer (juniaugust) Høst (septembernovember) Vinter (desemberfebruar) 6,7 5 8, ,0 100,0 69,7 8,2 10 6,9 5 11,2 46,7 58,2 9,4 10 2,6 5 5,3 22,1 47,9 Dato: Side 25 av 30

30 Forvitringsegenskapene til oljen, gitt disse klimatiske forholdene, er oppsummert i Tabell 3-4. Med basis i forvitringsdataen og den beregnede vektede utblåsningsraten (Acona, 2013) er emulsjonsvolum tilgjengelig for mekanisk opptak på åpent hav beregnet. For systembehov i barriere 1a og 1b er forvitringsdata for henholdsvis 3 og 12 timer gammel olje lagt til grunn for vår, høst- og vintersesongen. Om sommeren er det brukt forvitringsdata for 9 og 12 timer gammel olje i barriere 1a og 1b henholdsvis. Grunnen til dette er fordi oljen ikke danner høy nok viskositet for bruk av mekanisk bekjempelse (> 1000 cp) før det har gått 3 eller 9 timer for de forskjellige sesongene. For overflateutblåsning er det behov for ett system i barriere 1a og ett system i barriere 1b i alle sesongene. Tabell 3-4 Beregnet systembehov for overflateutblåsning fra letebrønnen 7220/11-1 Alta. Beregningen for barriere 1a er basert på det emulsjonsvolum som, basert på forvitringsegenskapene til Skrugard råolje, tilflyter barrieren. For barriere 1b er det beregnet systembehov på samme måte, men gitt at barriere 1a er operativ. Parmeter Vår Sommer* Høst Vinter Vektet utblåsningsrate (Sm 3 /d) Fordampning etter 3 timer på sjø (%) Nedblanding etter 3 timer på sjø (%) Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) Vannopptak etter 3 timer på sjø (%) Viskositet etter 3 timer på sjø (cp) Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1a (Sm 3 /d) Opptakskapasitet (Sm 3 /d) Behov for NOFO-systemer i barriere 1a 0,26 (1) 0,25 (1) 0,26 (1) 0,26 (1) Effektivitet av barriere 1 (%) Fordampning etter 12 t (%) Nedblanding etter 12 t (%) Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) Viskositet etter 12 timer på sjø (cp) Olje inn i barriere 1b Emulsjonsmengde til barriere 1b (Sm 3 /d) Opptakskapasitet (Sm 3 /d) Effektivitet Barriere 1a og 1b (%) Behov for NOFO-systemer i barriere 1b 0,16 (1) 0,09 (1) 0,19 (1) 0,24 (1) *I sommersesongen er det brukt 9 timer gammel olje i barriere 1a. I de resterende sesongene er det brukt 3 timer gammel olje. Beregninger viser at beredskap med to NOFO-systemer totalt for barriere 1a og 1b skal være tilstrekkelig. Metodikk (Norsk olje og gass, 2014) for beregning av beredskapsbehov viser at 2 NOFO-system skal være tilstrekkelig til å kunne håndtere en utslippsrate på inntil 950 Sm 3 /døgn med Skrugard råolje på denne lokasjon. Dato: Side 26 av 30

31 3.4.1 Tilgjengelighet oljevernfartøy, slepefartøy og deres responstider NOFO disponerer oljevernfartøy både som del av områdeberedskapen på norsk sokkel og tilknyttet landbaser langs kysten. Responstid til hvert enkelt system avhenger av seilingstid (avstand til lokasjon og hastighet), frigivelsestid, NOFO forutsetnigner, samt tid for utsetting av lense, for både OR-fartøy og slepebåt. Oljevernfartøy har lenser og oljeopptagere om bord. 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. Responstidene for oljevernfartøy er beregnet ut i fra disse antagelsene: 1) 14 knop transitthastighet. 2) 1 time for mobilisering av NOFO beredskapsteam for alle fartøy. 3) 1 time for utsetting av lense. 4) 4 timers frigivelsestid for Esvagt Aurora, stasjonert ved Goliat. 5) 10 timer mobiliseringstid for fartøy fra base Hammerfest. Første system kommer fra Goliat og vil kunne være operativt innen 10 timer. Esvagt Aurora sitt datterfartøy vil fungere som slepefartøy inntil det erstattes av slepefartøy fra kystflåten (innen 24 timer). For fartøy nr. to hentes fra Polarbase i Hammerfest. Responstiden for dette fartøyet vil være 20 timer og ha slepefartøy fra NOFO-pool med responstid innen 20 timer (se Tabell 3-5). Tabell 3-5 gir en oppsummering av responstidene som søkes benyttet for brønnoperasjonen. Tabell 3-5 Beregninger av responstid for oljevernfartøy til brønnen 7220/11-1 Alta i PL 609 uavhengig av slepefartøy. Responstid * Slepefartøy Total Operatør OR-fartøy lokasjon respomstid Goliat (NOFO Eni Norge AS 11t Datterfartøy/NOFO-pool 11 t områdeberedskap Barentshavet) Esvagt Aurora Base Hammerfest NOFO 20 t NOFO-pool 20 t * Responstiden inkluderer mobiliseringstid for NOFO (1 time), frigivelsestid fra operatørene (4 timer) og fra base Hammerfest (10 timer), seilingstid og tid for utsetting av lense (1 time). I henhold til ytelseskravene i NOFO veileding skal fullt utbygd barriere 1a være på plass senest innen korteste drivtid til land (6,7 døgn 100 persentil for laveste rate fra (1440 Sm 3 /døgn) referanseanalysen 7120/6-3 Juksa, DNV, 2012b) eller til sårbare miljøressurser, mens barriere 1b skal være på plass innen 95 persentil av korteste drivtid til land (dvs. 23,5 døgn i henhold til laveste rate fra referanseanalysen 7120/6-3 Juksa, DNV, 2012b). Med de oppgitte responstidene for oljevernfartøy til brønn 7220/11-1 Alta er ytelseskravene tilfredsstilt med god margin. Dato: Side 27 av 30