Rapport Forenklet beredskapsanalyse for avgrensningsbrønnene 16/4-8 og 16/4-9 i PL Lundin Norway AS DNV Rapportnr. 2013-1810 Rev.01, 2014-01-24
Innholdsfortegnelse KONKLUDERENDE SAMMENDRAG... 1 1 INNLEDNING... 4 1.1 Bakgrunn... 4 1.2 Aktivitetsbeskrivelse... 4 1.3 Regelverkskrav... 5 1.4 Metode... 6 1.4.1 Effektivitet... 6 1.4.2 Kapasitet og dimensjonering... 7 1.4.3 Oljens egenskaper relevant for oppsamling, opptak og dispergering... 7 1.4.4 Mekanisk oppsamling... 7 1.4.5 Kjemisk dispergering... 8 2 FORUTSETNINGER OG ANTAKELSER... 9 2.1 Oljetype... 9 2.2 Utblåsningsrater... 10 3 BEREGNING AV SYSTEMBEHOV I BARRIERE 1 OG 2... 10 3.1 Tilgjengelige oljevernfartøy, slepefartøy og deres responstider... 14 3.2 Stranding av olje og kystnær beredskap... 16 3.3 Konklusjon... 17 4 REFERANSER... 18 Dato: 2014-01-24 Side ii av ii
KONKLUDERENDE SAMMENDRAG Som forberedelse til boring av brønnene 16/4-8 og 16/4-9 (Luno II) er det utarbeidet en felles forenklet beredskapsanalyse for de to brønnene. Det er gjennomført en beregning av beredskapsbehov knyttet til mekanisk oppsamling av olje på åpent hav. Beregningen er gjort i henhold til industristandarden «Veileder for miljørettet beredskapsanalyser» (Norsk Olje og Gas, 2013), basert på dimensjonerende DFU, som er en overflateutblåsning med rate 1240 Sm 3 /døgn og varighet 9 dager. Beregningene gir behov for maksimalt 2 NOFO-systemer for å håndtere tilflyt av olje til barriere 1 og 2. Tabell 0-1 viser systemene som vil uttrykke og deres totale responstid basert på både responstid for oljevernfartøy og slepebåt. Tabell 0-1 Responstider for NOFO-systemer til brønnene 16/4-8 og 16/4-9 i PL. NOFO system nr. Oljevernfartøy Slepebåt Responstid (t) 1 Volve Sleipner (Esvagt Bergen) RS Haugesund 9 2 Balder (Stril Power) RS Egersund 11 Selv om hovedstrategi for bekjempelse av oljeutslipp er mekanisk opptak, vil bruk av dispergering vurderes ved en eventuell hendelse. Det er tatt prøver av Luno II oljen men forvitringsstudiet vil ikke være ferdigstilt før disse brønnene bores. Frem til denne studien foreligger benyttes Luno-oljen (fra Edvart Grieg-feltet) som referanseolje. Ved vinterforhold forventes det at Luno råolje vil være dispergerbar anslagsvis de første 2,5 timene med redusert evne til dispergering frem til 12 timer på havoverflaten. Ved sommerforhold forventes det at oljen vil være dispergerbar i de første 9 timene, og ha en redusert dispergerbarhet frem til 2 døgn på havoverflaten. Oljens viskositet er av betydning for type oppsamlingsutstyr som er nødvendig for å drive effektiv oppsamling. Luno olje forventes vinterstid å være egnet for bekjempelse med lenser og vanlige overløpsskimmer fra 2 timer gammel olje og inntil 9-10 timer gammel olje. Etter dette kan det være behov for HiWax skimmere. Ett av de to systemene (Stril Power) er utstyrt med HiWax skimmer samt dispergeringsmiddel, mens det andre systemet (Esvagt Bergen) har standardisert mekanisk oppsamlingsutstyr om bord. Dimensjonerende strandet emulsjonsmengde gitt en utblåsning fra brønnene på Luno IIer beregnet til 12 tonn. For drivtid er dimensjonerende hendelse 25 dager. Da det ikke ble sett på eksempelområder i tilknytning til miljørisikoanalysen utarbeidet for Luno feltet i 2011, er dette ikke kommentert nærmere i inneværende prosjekt. Uavhengig av eksempelområde kan ikke oljeemulsjonsmengden overstige 12 tonn under forutsetning om at det ikke gjennomføres tiltak i barriere 1 og 2. I kystsonen er, i henhold til NOFO veilederen, den nominelle opptakskapasiteten for ett system 120 m 3 /døgn og dermed dekkende for beregnet oljeemulsjonsmengde til barriere 3 (strand). Dato: 2014-01-24 Side 1 av 18
Dato: 2014-01-24 Side 2 av 18
DEFINISJONER OG FORKORTELSER Barriere Barriereeffektivitet Barrierekapasitet Bekjempelse DFU Eksempelområde Influensområde IUA Minste drivtid Mobiliseringstid NOFO 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. Alle tiltak som gjennomføres i akuttfasen av en forurensningssituasjon og som skal hindre at oljen sprer seg (strakstiltak ved å stanse lekkasje, begrense utstrekningen, hindre spredning, samle opp fra sjøen, lede oljen forbi sensitive områder og hindre strandet olje fra å bli re-mobilisert. Definerte fare- og ulykkeshendelse(r). 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. Området med større eller lik 5 % sannsynlighet for forurensning med mer enn 1 tonn olje innenfor en 10x10 km rute, iht. oljedriftsberegninger. Interkommunalt utvalg mot akutt forurensning Tiden det tar fra utslippets start til den første oljen når kyst- og strandsonen. Tiden fra varsel er gitt til personell og utstyr er klart for transport fra mobiliseringsstedet. Norsk Oljevernforening for Operatørselskap Nominell Forventet oppsamlingsrate i m 3 /d for et NOFO system; medregnet lossetid, ineffektiv tid, fritt vann, osv. For Transrec er denne normalt satt til 2400 m 3 /d, mens for HiWax systemkapasitet er kapasiteten satt til 1900 m 3 /d. Systemkapasiteten forutsetter tilstrekkelig tilgang på olje (i praksis overskudd av olje). Nominell systemkapasitet tar ikke hensyn til operasjonelle kapasitetsbegrensninger som lysforhold og bølgehøyde. Operasjonslys Lysforholdene under dagslys og borgerlig tussmørke, dvs. når solen står mindre enn 6 grader under horisonten. Persentil p % persentil betyr at p prosent av observasjoner er nedenfor. En 25 % persentil er da slik at 25 % av data/observasjoner er under den gitte verdien, mens 75 % er over. PL Utvinningstillatelse (Production Licence, eng.) Responstid System Systemeffektivitet Sårbarhet Sammenlagt mobiliseringstid og gangtid. Fellesbetegnelse for et komplett oppsamlingssystem. For et NOFO system inkluderer dette to fartøy, 400 m lense, Transrec oljeopptager og lagringskapasitet på minst 1000 m 3. I et system kan også inngå en HiWax opptager for opptak av høyviskøse oljer. (Through put efficiency, eng.) Prosentandel av sveipet overflateolje som samles opp av ett system. For alle potensielt berørte ressurser er sårbarhet for akutt oljeforurensning klassifisert ut fra anerkjente modeller for sårbarhetsinndeling Dato: 2014-01-24 Side 3 av 18
1 INNLEDNING 1.1 Bakgrunn Lundin Norway AS (LNAS) planlegger boring av to avgrensningsbrønner i PL (Luno II) i Nordsjøen, henholdsvis 16/4-8 og 16/4-9. Boreoperasjonene planlegges gjennomført med de halvt nedsenkbare boreriggene Bredford Dolphin og Island Innovator. Tidligst forventet borestart er april 2014 for 16/4-8 og august 2014 for 16/4-9, men denne analysen er gjennomført for hele året. For dimensjonering av oljevernberedskap oppsummerer inneværende rapport resultatene fra en forenklet beredskapsanalyse som dekker begge brønnene. 1.2 Aktivitetsbeskrivelse Grunnet tilsvarende reservoaregenskaper og brønndesign samt konservative inngangsparametre er beregnede utblåsningsrater for brønn 16/4-6S dekkende også for brønnene på Luno II. Utblåsningsstudiet for brønn 16/4-6S er derfor benyttet i dimensjoneringen av oljevernberedskap for begge brønnene (Add Energy, 2012). Begge brønnene vil bli boret ca. 165 km fra nærmeste land (Figur 1-1), og lokasjonene har omtrent likt vanndyp på ca. 100 meter. Basisinformasjon for brønnene er gitt i Tabell 1-1. Figur 1-1 Oversikt over brønnlokasjon 16/4-8 og 16/4-9 i forhold til land og Edvard Grieg. Dato: 2014-01-24 Side 4 av 18
Tabell 1-1 Basisinformasjon for brønnene 16/4-8 og 16/4-9. Posisjon for DFU Vanndyp Analyseperiode 16/4-8: 58 39' 53.32" N, 02 16' 24.76" E 16/4-9: 58 44' 30.78" N, 02 10' 38.96" E 16/4-8: 100 m 16/4-9: ca. 100m Hele året Oljetype (referanseolje) Luno råolje (SINTEF, 2011) Rigg Utblåsningsrater Vektet varighet Bredford Dolphin / Island Innovator Vektet rate, overflate: 1240 Sm 3 /døgn Vektet rate, sjøbunn: 1180 Sm 3 /døgn Overflateutblåsning: 9,5 dager (Scandpower, 2011/ DNV, 2012) Sjøbunnsutblåsning: 13,2 dager (Scandpower, 2011/ DNV, 2012) GOR (Sm 3 /Sm 3 ) 110 Tid for boring av avlastningsbrønn Forventet borestart 57 døgn 16/4-8: april 2014 16/4-9: august 2014 1.3 Regelverkskrav 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 uvesentlig misforhold til den oppnådde risikoreduksjonen. Styringsforskriften 25 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 17 skal det utarbeides en miljørettet risikoanalyse og en miljørettet beredskapsanalyse, i forbindelse med aktiviteten. Aktivitetsforskriften 73 stiller krav til beredskapsetablering og krav til etablering av beredskapsstrategi. Beredskapen skal etableres basert på miljørettede risiko- og beredskapsanalyser og det skal være en sammenheng mellom miljørisiko og beredskapsnivå. Beredskapen skal ivareta hav, kyst- og strandsone. Videre stiller Rammeforskriften krav til at operatørene skal samarbeide om beredskap mot akutt forurensning, gjennom regioner med felles beredskapsplaner og beredskapsressurser. Styringsforskriften stiller krav til etablering av barrierer både for å hindre en hendelse i å oppstå, samt konsekvensreduserende tiltak. Et sammendrag av ovennevnte analyser samt en beskrivelse av hvordan den planlagte beredskapen mot akutt forurensning er ivaretatt, skal sendes myndighetene i tilstrekkelig tid før aktiviteten Dato: 2014-01-24 Side 5 av 18
starter, normalt i forbindelse med samtykkesøknaden (jfr. Styringsforskriften 25). Regelverket for petroleumsvirksomhet finnes på: http://www.ptil.no/regelverk/category21.html 1.4 Metode Det er gjennomført en beregning av beredskapsbehov knyttet til mekanisk oppsamling av olje på åpent hav. Beregningen er basert på dimensjonerende DFU, som er en utblåsning (Add Wellflow, 2012). Luno råolje benyttes som referanseolje, og det foreligger forvitringsdata (SINTEF, 2011) 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.). 1.4.1 Effektivitet En barriere vil normalt bestå av ett eller flere oppsamlings- og opptakssystemer. Figur 1-2 illustrerer et standard NOFO-system bestående av to fartøy, lense, oljeopptager 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). Forventet effektivitet av en barriere er også lavere med økende avstand fra kilden. Innstrømmende Oppsamlet Systemeffektivitet = oppsamlet/innstrømmende *100% Systemkapasitet = f(naturgitte, tekniske, operasjonelle faktorer) Lensetap Figur 1-2 Systemeffektiviteten tilsvarer den andel 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. Dato: 2014-01-24 Side 6 av 18
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 1-3 gir en omtrentlig sammenheng mellom systemeffektivitet og bølgehøyde basert på dette erfaringsmaterialet. Figur 1-3 Sammenheng mellom signifikant bølgehøyde (meter) og systemeffektivitet (%). 1.4.2 Kapasitet og dimensjonering Dimensjonering av beredskapen gjøres med bruk av NOFOs kalkulator, hvor forvitringsdata for Luno råolje, lokale klimatiske forhold (temperatur, vind, lys), oppgitt kapasitet til NOFO systemer (2400 m 3 /d) og lys- og bølgerelaterte effektivitetsvurderinger inngår. Beredskapen er dimensjonert for tilstrekkelig kapasitet i barriere 1 og 2 til å håndtere tilflyt av emulsjon fra en hendelse tilsvarende dimensjonerende DFU (for metodikk se OLF/NOFO, 2007). 1.4.3 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 i forhold til mekanisk opptak, og oljens dispergerbarhet i ulike tidsvinduer avgjør når kjemisk dispergering forventes relevant som tiltak. 1.4.4 Mekanisk oppsamling Studier utført av SINTEF på oljevernutstyr har vist at overløpsskimmere (Transrec) og adsorpsjonsskimmere (Foxtail) kan ha redusert systemeffektivitet ved viskositeter over 20 000 cp. Ved viskositet over 15 000 cp er det anbefalt å bytte ut vanlige overløpsskimmer med Dato: 2014-01-24 Side 7 av 18
Hi-Wax/Hi-Visc utsyr for å optimalisere opptakseffektiviteten. Nedre viskositetsgrense for mekanisk oppsamling regnes som 1000 cp, grunnet lensetap ved lavere viskositeter. 1.4.5 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 i stor grad av viskositeten av oljeemulsjonen på havoverflaten. Ved viskositet opp til 2 000 cp forventes det at kjemisk dispergering potensielt ha god effekt for Luno råolje, og det kan forventes «redusert evne til kjemisk dispergering» ved viskositeter helt opp til 30 000 cp. Over denne grensen forventes det dårlig effekt ved påføring av dispergeringsmiddel. Når oljeemulsjonen ligger i området for «redusert evne til kjemisk dispergering» (viskositet mellom 2 000 cp og 30 000 cp) kan dispergering være aktuelt, men krever ytterligere energi eller bruk av høyere dose dispergeringsmiddel/gjentatt påføring, særlig ved rolige vind- og bølgeforhold, for å øke effektiviteten. For emulsjoner med tykkelse under 0,1 mm vil bruk av dispergeringsmidler ha liten effekt da dispergeringsmiddelet vil slå igjennom emulsjonen. Dato: 2014-01-24 Side 8 av 18
2 FORUTSETNINGER OG ANTAKELSER 2.1 Oljetype Luno råolje er brukt beredskapsberegningene. Bakgrunnsinformasjonen er hentet fra et forvitringsstudium gjennomført i 2011 av SINTEF (2011). Sammenliknet med andre norske råoljer har Luno en medium tetthet på 850 kg/m 3, den har et medium innhold av voks (3,9 vekt %) og lavt innhold av asfaltener (0,18 vekt %). Råoljen er definert som en parafinsk olje og har initialt i forvitringsfasen en hurtig fordampning av lette komponenter. Dette fører til en økning i konsentrasjonen av tunge komponenter, noe som gir forandringer i råoljens fysiske egenskaper. Luno råolje når et maksimalt vannopptak på 78 vol. % ved sommertemperaturer etter omtrent tolv timer forvitring på sjøen, den har da dannet en stabil vann-i-olje emulsjon (SINTEF, 2011). Viktige parametere for Luno råolje er gitt i Tabell 2-1. Tabell 2-1 Sentrale parametere for Luno råolje (SINTEF, 2011) Parameter Luno råolje Oljetetthet 850 kg/m 3 Maksimalt vanninnhold Sommer/Vinter 78 % / 75 % Voksinnhold 3,9 vekt % Asfalteninnhold (harde) 0,18 vekt % Viskositet, fersk olje (13 o C) 30 cp Viskositet, fersk olje (5 o C) 436 cp GOR 110 Sm 3 / Sm 3 Forvitringsstudiet til Luno olje angir tidsvindu for når kjemisk dispergering er mulig som bekjempelsesstrategi. Dispergerbarheten til oljetypen er oppsummert i Tabell 2-2. Ved sommertemperatur (15 C) og rolige vindforhold (5 m/s) forventes det at oljen på havoverflaten er kjemisk dispergerbar frem til 8-9 timer etter utslippstart med redusert evne frem til ca. 2 døgn og med lav/dårlig dispergerbarhet i resten av studiens varighet (5 døgn). Økt vindstyrke kan bidra til emulsjonsviskositeten blir en begrensende faktor allerede etter 3 timer. Ved vintertemperatur (5 C) og moderate vindforhold (10 m/s) forventes det at olje på havoverflaten vil være dispergerbar i ca. 2,5 time med redusert dispergeringsevne frem til 12 timer og med lav/ dårlig dispergerbarhet etter dette (SINTEF, 2011). Luno råolje er lett dispergerbar ved viskositet lavere enn 2000 mpas og med en avtakende/ redusert dispergerbarhet for viskositet opp til 30 000 mpas. Dato: 2014-01-24 Side 9 av 18
Tabell 2-2 Tidsvindu for bruk av kjemisk dispergering som bekjempelsesstrategi i en oljevernaksjon for Luno råolje under værforhold relevant for 16/1-18. Luno råolje Sommer Vinter Tidsvindu 15 C, 5 m/s 5 C, 10 m/s < 2,5 timer Dispergerbar Dispergerbar 2,5 timer - 9 timer Dispergerbar Redusert evne 9 timer - 12 timer Redusert evne Redusert evne 12 timer 2 døgn Redusert evne Ikke dispergerbar 2 døgn- 5 døgn Ikke dispergerbar Ikke dispergerbar 2.2 Utblåsningsrater Vektet rate for overflateutslipp beregnet til 1240 Sm 3 /d og for sjøbunnsutslipp 1180 Sm 3 /d (Add Energy, 2012). Da et overflateutslipp har høyere rate og således trolig vil ha større utstrekning (influensområde) på havoverflaten enn en sjøbunnsutblåsning, vil denne være dimensjonerende rate som brukes videre i analysen for beregning av systembehov. 3 BEREGNING AV SYSTEMBEHOV I BARRIERE 1 OG 2 For å beregne systembehovet for mekanisk opptak i barriere 1 og 2, er det tatt utgangspunkt i lokal vind- og temperaturstatistikk for et utvalg av verdier fra forvitringsstudiet til Luno råolje (SINTEF, 2011). For vind og sjøtemperatur er det lagt til grunn verdier fra målestasjon Sleipner (E-klima, 2012, Tabell 3-1). For de aktuelle brønnene 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 3-1. Effektivitet som funksjon av bølgehøyde er presentert i Tabell 3-2. Bølgehøydeobservasjoner er innhentet fra Metrologisk Institutts nærmeste observasjonspunkt til den aktuelle brønnen (hsmd1362) (Figur 3-1). Dato: 2014-01-24 Side 10 av 18
Figur 3-1 Oversikt over stasjoner for innsamling av data for vindstyrke, sjøtemperatur og bølgehøyder, samt illustrasjon av lokale strømforhold. Posisjon for brønnen 16/4-8 og 16/4-9 samt Edvard Grieg plattformlokasjon er representert, samt produksjonslisens. Tabell 3-1 Vindhastigheter og sjøtemperaturer målt ved Sleipner A (E-klima, 2012). Avrundet verdi referer til valg av datasett i forvitringsstudiet. Andel dagslys oppgitt som timer dagslys og prosent (%), beregnet for planlagt borelokasjon. Sesong Måneder Målt vind (m/s) Målt temperatur ( C) Timer dagslys Snitt Avrundet Snitt Avrundet (t) Dagslysandel (%) Vår mars-mai 8,0 10 7,5 5 16,0 66,7 Sommer juni-august 6,5 5 13,6 15 19,3 80,4 Høst sept.-nov. 9,2 10 11,8 15 11,7 48,8 Vinter des.-feb. 9,9 10 8,4 5 9,2 38,1 Dato: 2014-01-24 Side 11 av 18
Tabell 3-2 Effektivitet av mekanisk oppsamling som en funksjon av bølgehøyde for nærmeste målepunkt til lokasjonene 16/4-8 og 16/4-9 i PL (MI, 2008). Sesong Effektivitet som en funksjon av bølgehøyde (%) Vår 59 Sommer 69 Høst 56 Vinter 48 Forvitringsegenskapene til oljen, gitt disse klimatiske forholdene, er oppsummert i Tabell 3-3. Med basis i forvitringsdataene og de beregnede vektede utblåsningsrater (Add Energy, 2012) er emulsjonsvolum tilgjengelig for mekanisk opptak på åpent hav beregnet. For beregning av systembehov i barriere 1 og 2 er forvitringsdata for henholdsvis 2 og 12 timer gammel olje lagt til grunn. For overflateutblåsning er det behov for ett system i barriere 1 i alle sesongene for å håndtere oljemengden som tilflyter barrieren. I barriere 2 er det også behov for bare ett system i alle sesongene. Totalt er det behov for 2 systemer. Det anbefales å ha Hi-Wax/Hi-Visc utstyr tilgjengelig på NOFO-systemer i barriere 2 da viskositeten til råoljen kan overstige 20 000 cp etter omlag 9 timer på sjøen i vår - og vintersesongen, etter 12 timer i høstsesongen, og etter om lag 2 døgn på sjøen i sommersesongen (SINTEF, 2011). Dato: 2014-01-24 Side 12 av 18
Tabell 3-3 Beregnet systembehov for overflateutblåsning fra letebrønnene 16/4-8 og 16/4-9. Beregningen for barriere 1 er basert på det emulsjonsvolum som, basert på forvitringsegenskapene til Luno råolje, tilflyter barrieren. For barriere 2 er det beregnet systembehov på samme måte, men gitt at barriere 1 er operativ. Parameter Vår Sommer Høst Vinter Vektet utblåsningsrate (Sm 3 /d) 1240 1240 1240 1240 Fordampning etter 2 timer på sjø (%) 24 22 27 24 Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 6 0 7 6 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) 868 967 818 868 Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 38 14 2 38 Viskositet etter 2 timer på sjø (cp) 1390 190 1080 1390 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm 3 /d) 1400 1125 835 1400 Opptakskapasitet (Sm 3 /d) 2400 2400 2400 2400 Effektivitet av Barriere 1 (%) 53 64 46 37 Behov for NOFO-systemer i barriere 1 0,58 (1) 0,47 (1) 0,35 (1) 0,58 (1) 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) 23700 3630 20000 23700 Emulsjonsmengde til barriere 2 (Sm 3 /d) 1245 681 1429 1645 Opptakskapasitet (Sm 3 /d) 1900 2400 1900 1900 Effektivitet av Barriere 1 og 2 (%) 65 76 58 49 Behov for NOFO-systemer i barriere 2 0,66 (1) 0,28 (1) 0,75 (1) 0,87 (1) Totalbehov for NOFO-systemer i sjøgående barrierer 2 2 2 2 Dato: 2014-01-24 Side 13 av 18
3.1 Tilgjengelige 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, fart), tid før avgivelse (som er regulert i den nylig oppdaterte fartøysavtalen), samt tid for utsetting av lense, for både OR-fartøyet 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 (Figur 3-2 og Tabell 3-6). Underlaget for beregning av responstider er gitt i Tabell 3-4 og Tabell 3-5 for henholdsvis oljevernfartøy og slepefartøy. Figur 3-2 Lokalisering av NOFOs OR-fartøy i forhold til 16/4-8 og 16/4-9. Dato: 2014-01-24 Side 14 av 18
Tabell 3-4 Beregning av responstider for oljevernfartøy til lokasjonene 16/4-8 og 16/4-9 i PL, uavhengig av slepefartøy. Tiden det tar for utsetting av lense innebærer at både ORfartøy og slepebåt er på plass. Fartøy Esvagt Bergen (Sleipner) Stril Power (Balder) Avstand til 16/4-8 og 16/4-9 (km) (km/t) Seilingstid (t) Frigivelsestid* (t) Utsetting av lense (t) Total beregnet responstid for OR-fartøyet (t) 36-39 26 1,4-1,5 4 1 7 60-68 26 2,3-2,6 7 1 11 *frigivelsestid inkluderer frigivelse av fartøy og mobilisering av NOFO beredskapsteam. Tabell 3-5 Beregning av responstider for slepefartøy til lokasjonene for 16/4-8 og 16/4-9 i PL. Slepefartøy Avstand til 16/4-8 og 16/4-9 (km) Hastighet (km/t) Seilingstid (t) Frigivelsestid** (t) Utsetting av lense (t) Total responstid (t) RS Haugesund 191-192 37 5,2 2 1 9 RS Egersund 215-222 37 5,8-5,9 2 1 9 **frigivelsestid inkluderer frigivelse av fartøy og mobilisering av NOFO beredskapsmannaskaper. Tabell 3-6 Responstider for NOFO-systemer til området som defineres av de planlagte brønnene i PL. Dimensjonerende DFU gir et systembehov på totalt to systemer uavhengig av sesong. Total responstid er fremkommet basert på resultatene i Tabell 3-4 og Tabell 3-5. NOFO system nr. Oljevernfartøy Slepebåt Responstid (t) 1 Esvagt Bergen RS Haugesund 9 2 Stril Power RS Egersund 11 Det først ankommende beredskapsfartøyet vil komme fra Volve-Sleipner området med responstid på 7 timer, dette inkluderer iverksettelse av beredskapsplan (1 time), frigivelsestid (3 timer), gangtid (1,4-1,5 timer), og utsetting av lense (1 time). Her vil RS Haugesund fungere som slepefartøy med responstid på 9 timer. Dette innebærer at total responstid for første NOFO system er 9 timer. Fartøy nummer to kommer fra Balder området, og har responstid på 11 timer, inkludert iverksettelse av beredskapsplan (1 time), frigivelsestid (6 timer), gangtid (2,3-2,6 timer) og Dato: 2014-01-24 Side 15 av 18
utsetting av lense (1 time). Her vil RS Egersund fungere som slepefartøy med responstid på 9 timer. Dette innebærer at total responstid for 2. NOFO-system er 11 timer. 3.2 Stranding av olje og kystnær beredskap Drivtid til land og strandingsmengde definerer behovet (ytelseskravet) til den kystnære beredskapen. Med bakgrunn i miljørisikoanalysen gjennomført for Edvard Grieg-feltet (DNV, 2011) ble strandingsdata fra denne studien tilrettelagt og benyttet for brønnene 16/4-8 og 16/4-9. Drivtid og strandmasse er justert i henhold til den kombinerte rate- og varighetsfordelingen for overflate- og sjøbunnutblåsning for 16/4-8 og 16/4-9. Forventet strandet oljeemulsjon og drivtid er oppgitt i Tabell 3-7. Tabell 3-7 Beregnede emulsjonsmengder til barriere 3 /strand gitt en utblåsning for brønnene 16/4-8 og 16/4-9, uten tiltak i barriere 1 og 2. Parameter 95 persentil for strandet mengde emulsjon, uten effekt av beredskap Drivtid (95 persentil) Emulsjonsmengde til barriere 3 (strand) 61 tonn 23 døgn Basert på beregnet emulsjonsmengde til strand, uten beredskap, er det tilstrekkelig med ett kystsystem, med nominell opptakskapasitet på 120 m 3 /døgn og med en responstid på 23 dager. Ettersom det ikke ble sett på eksempelområder i Luno analysen fra 2011, er eksempelområder ikke behandlet i denne analysen. Beregningene gir forventet oljeemulsjon til strandsonen lik 61 tonn (uten beredskap i barrierene 1 og 2), og dette innebærer da at forventet oljeemulsjon til et gitt eksempelområde konservativt sett kan være maksimum 61 tonn. Dato: 2014-01-24 Side 16 av 18
3.3 Konklusjon For dimensjonerende DFU (overflateutblåsning) ved boring av letebrønnene 16/4-8 og 16/4-9 i PL (Luno II) er det beregnet behov for maksimalt 1 NOFO system i barriere 1 og 1 NOFO system i barriere 2 uavhengig av årstid. Tabell 3-8 viser de to systemene som vil uttrykke og deres totale responstid basert på responstid for oljevernfartøy og slepebåt. Tabell 3-8 Responstider for NOFO-systemer til brønnene 16/4-8 og 16/4-9 i PL. Responstid er fremkommet basert på resultatene i Tabell 3-4 og Tabell 3-5. NOFO system nr. Oljevernfartøy Slepebåt Responstid (t) 1 Volve Sleipner (Esvagt Bergen) RS Haugesund 9 2 Balder (Stril Power) RS Egersund 11 Selv om hovedstrategi for bekjempelse av oljeutslipp er mekanisk opptak, vil bruk av dispergering vurderes ved en eventuell hendelse. Ved vintertemperatur (5 C) og moderate vindforhold (10 m/s) forventes det at Luno råolje vil være dispergerbar anslagsvis de første 2,5 timene med redusert evne til dispergering frem til 12 timer på havoverflaten. Ved sommerforhold (5 C) og moderate vindforhold (5 m/s) forventes det at oljen vil være dispergerbar i de første 9 timene, og ha en redusert dispergerbarhet frem til 2 døgn på havoverflaten. Oljens viskositet er av betydning for type oppsamlingsutstyr som er nødvendig for å drive effektiv oppsamling. Referanseoljen forventes vinterstid å være egnet for bekjempelse med lenser og vanlige overløpsskimmer fra 2 timer gammel olje og inntil 9-10 timer gammel olje. Etter dette kan det være behov for HiWax skimmere. Ett av beredskapsfartøyene (Stril Power) er utstyrt med denne typen skimmer. Basert på strandingsdata fremkommet i forbindelse med Luno felt prosjektet er forventet oljeemulsjonsmengde til strand ved en utblåsning fra brønnene 16/4-8 og 16/4-9 12 tonn ved 95 persentil. Drivtiden er beregnet til 25 dager. For å dekke kapasitetsbehovet er det tilstrekkelig med ett kystsystem da den nominelle opptakskapasiteten for et slikt system i henhold til OLF/NOFO veilederen (2007) er 120 m 3 /døgn. Uten oljevernberedskap i barrierene 1 og 2 er det beregnet en oljeemulsjonsmengde til land på 12 tonn. Dette innebærer at mengde oljeemulsjon kan maksimalt være på 12 tonn inn til et eksempelområde. Dato: 2014-01-24 Side 17 av 18
4 REFERANSER Add Energy, 2012. Blowout and Kill Simulations, Well 16/4-6S. Rapport datert 29. august 2012. 33 sider. DNV, 2012. Excel spreadsheet model developed by Valentin Vandenbussche. Model is based on SINTEF database (2011). DNV 2011. Miljørisikoanalyse for utbygging og drift av Lunofeltet i PL338 i Nordsjøen. Rapportnr. 2011-0536. E-klima, 2012. http://www.eklima.no MI, 2008. Frekvensfordeling for bølgehøyder fra Metrologisk Institutt v/ Magnar Reistad. Norsk Olje og Gas, 2013. Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser. Rev. 04 (Veileder for miljørettede beredskapsanalyser.pdf) Scandpower, 2011. Blowout and well release frequencies based on SINTEF offshore blowout database 2010. Report no. 19.101.001-3009/2011/R3. SINTEF 2011.Weathering properties of Luno crude oil related to oil spill response. Report no. SINTEF A18427. Dato: 2014-01-24 Side 18 av 18
Det Norske Veritas: Det Norske Veritas (DNV) er en ledende, uavhengig leverandør av tjenester for risikostyring, med global virksomhet gjennom et nettverk av 300 kontorer i 100 ulike land. DNVs formål er å arbeide for sikring av liv, verdier og miljø. DNV bistår sine kunder med risikostyring gjennom tre typer tjenester: klassifisering, sertifisering og konsulentvirksomhet. Siden etableringen som en uavhengig stiftelse i 1864 har DNV blitt en internasjonalt anerkjent leverandør av ledelsestjenester og tekniske konsulent- og rådgivningstjenester, og er et av verdens ledende klassifiseringsselskaper. Dette innebærer kontinuerlig utvikling av ny tilnærming til helse-, miljø- og sikkerhetsledelse, slik at bedrifter kan fungere effektivt under alle forhold. Global impact for a safe and sustainable future: Besøk vår internettside for mer informasjon: www.dnv.com