Rapport OPERAto-basert Miljørisikoanalyse og forenklet Beredskapsanalyse for Lundin Norway AS Rapportnr./DNV Referansenr.: 2013-1184 / 1689ZWB-13 Rev. 0, 2013-09-17
Innholdsfortegnelse KONKLUDERENDE SAMMENDRAG... 3 DEFINISJONER OG FORKORTELSER... 5 1 INNLEDNING... 7 1.1 Bakgrunn og aktivitetsbilde... 7 1.2 Regelverkskrav... 8 2 MILJØRISIKOANALYSE... 9 2.1 Innledning... 9 2.2 Inngangsdata... 9 2.2.1 Utblåsningsrater... 9 2.2.2 Varigheter... 11 2.2.3 Frekvens... 12 2.2.4 Lundin Norway AS akseptkriterier for akutt forurensning... 12 2.3 Resultater... 12 2.3.1 Influensområder... 12 2.3.2 THC konsentrasjoner i vannmassene... 14 2.3.3 Utvalgte Ressurser (VØK)... 18 2.3.4 Miljørisiko... 19 3 BEREDSKAPSANALYSE... 22 3.1 Input data... 22 3.1.1 Effektivitet... 22 3.1.2 Kapasitet og dimensjonering... 23 3.1.3 Oljens egenskaper relevant for oppsamling, opptak og dispergering... 23 3.1.3.1 Mekanisk oppsamling... 24 3.1.3.2 Kjemisk dispergering... 24 3.2 Forutsetninger og antakelser... 25 3.2.1 Oljetype... 25 3.2.2 Utblåsningsrate... 26 3.3 Beregninger av systembehov i barriere 1 og 2... 27 3.3.1 Tilgjengelig oljevernfartøy, slepefartøy og deres responstider... 29 3.3.2 Stranding av olje og kystnær beredskap... 33 3.4 Konklusjon beredskap... 34 4 REFERANSER... 36 Dato: 2013-09-27 Side 2 av 36
KONKLUDERENDE SAMMENDRAG Lundin Norway AS (Lundin) planlegger å bore letebrønn 25/10-12 i PL 625 sentralt i Nordsjøen. Brønnen ligger ca. 17 km nord for Edvard Grieg-feltet og ca. 150 km fra nærmeste land (Utsira). Havdypet i området er 116-117 m MSL. Tidligst forventet borestart er desember 2013. Miljørisiko Miljørisikoanalysen er basert på miljørisikoverktøyet OPERAto for Edvard Grieg-feltet, som har lokasjon ca. 17 km sør for brønnen 25/10-12. OPERAto for Edvard Grieg-feltet ble etablert våren 2012 og er modellert på en rekke rater og varigheter som også dekker beregnede utblåsningsrater for 25/10-12. Analysen viser at risikonivået basert på rater og varigheter for brønnen ligger innenfor Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier. Miljørisikoanalysen beregnet med bruk av OPERAto for Edvard Grieg-feltet konkluderer med at sjøfugl i området (dvs. overvintrende bestander på åpent hav) er utsatt for høyest miljørisiko. Høyeste utslag i miljørisiko for letebrønnen 25/10-12 utgjør 37 % av Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier for moderat miljøskade for sjøfugl i vår-, høst- eller vintersesongen (Figur 0-1). Influensområdet i vannsøylen med THC konsentrasjoner >100 ppb etter overflate- eller sjøbunnsutblåsning overlapper ikke med gyteområde for makrell eller med viktige tobisområder. Boreoperasjonen vil trolig heller ikke sammenfalle i tid med gyteperioden for disse artene. Det er dermed vurdert at en utblåsning fra letebrønnen 25/10-12 ikke vil ha en signifikant påvirkning på årsklassene for verken makrell eller tobis. Figur 0-1 Miljørisiko forbundet med boring av letebrønn 25/10-12. Dato: 2013-09-27 Side 3 av 36
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. Beregningen er gjort i henhold til industristandarden «Veileder for miljørettet beredskapsanalyse» (NOFO/OLF, 2007), basert på dimensjonerende DFU, som er en overflateutblåsning med rate 7865 Sm 3 /døgn og varighet 9 dager. Beregningene gir behov for maksimalt 10 NOFO-systemer for å håndtere tilflyt av olje til barriere 1 og 2. Vintersesongen er den mest ressurskrevende sesongen. 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 de ti første NOFO-systemer til brønn 25/10-12 i PL 625. NOFO system nr. Oljevernfartøy Slepebåt Responstid (t) 1 Volve Sleipner (Esvagt Bergen) RS Haugesund 8 2 Balder (Stril Power) RS Egersund 9 3 Troll-Oseberg 2 (Havila Troll) RS Kleppestø 11 4 Troll-Oseberg 1 (Havila Runde) RS Måløy 12 5 Tampen (Stril Herkules) RS Kristiansund 17 6 Ula/Gyda/Tambar RS Rørvik 24 7 Gjøa (Normand Draupne) NOFO slepefartøy pool 24 8 Stavanger 1 NOFO slepefartøy pool 24 9 Mongstad 1 NOFO slepefartøy pool 24 10 Haltenbanken (Stril Poseidon) NOFO slepefartøy pool 32 Selv om hovedstrategien for bekjempelse av oljeutslipp er mekanisk opptak, vil bruk av kjemiske dispergeringsmidler vurderes ved en eventuell hendelse. Luno råolje har et relativt stort vindu for bruk av kjemiske dispergeringsmidler. Ved sommerforhold er oljen dispergerbar opp til fem døgn ved 5 m/s vind, og ett døgn ved 10 m/s vind. For vinterforhold er oljen dispergerbar inntil fire døgn ved 5 m/s og inntil ett døgn ved 10 m/s vind. Oljens viskositet har betydning for type oppsamlingsutstyr (skimmer) som bør benyttes for å sikre en effektiv oppsamling av olje på havoverflaten. Luno råolje forventes å være egnet for bekjempelse med lenser og vanlig overløpsskimmere i barriere 1. I barriere 2 vil Hi-Wax/Hi-Visc utstyr måtte brukes om våren, høsten og vinteren da viskositeten til råoljen overstiger 20 000 cp. Vanlig overløpsskimmer er tilstrekkelig i barriere 2 om sommeren. Videre er det gjort en vurdering av potensielle strandingsvolum og tilhørende behov for beredskap i kyst- og strandsone. Basert på beregnede strandingsmengder for OPERAto Edvard Grieg er det beregnet et dimensjonerende strandingsvolum på 967 tonn emulsjon. Fordelt på vektet varighet for en utblåsning, som er 9 dager for letebrønn 25/10-12, kan det beregnes et behov for en opptakskapasitet på 107 tonn emulsjon/dag i barriere 3/4. Dato: 2013-09-27 Side 4 av 36
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 Barriere Barriereeffektivitet Barrierekapasitet Barriereoppsamlingsrate Barrieretap Bekjempelse BOP Borgerlig tussmørke (BTM) DFU Eksempelområde Eksponeringsgrad Gangtid GOR Influensområde Mobiliseringstid As Low As Reasonably Practicable (så lav som det er praktisk mulig) 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. 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). 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 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. Forkortelse for Gass/Olje forhold. Forholdet mellom produsert gass og produsert olje i brønnen. Området med større eller lik 5 % sannsynlighet for forurensning med mer enn 1 tonn olje innenfor en 10 x 10 km rute, iht. oljedriftsberegninger Tiden fra varsel er gitt til personell og utstyr er klart for transport fra mobiliseringsstedet. Dato: 2013-09-27 Side 5 av 36
MIRA Metode for miljørettet risikoanalyse (OLF, 2007). MRA Miljørettet risikoanalyse NOFO NOFOs regionale planverk OLF PL ppb Responstid Restitusjonstid Sannsynlighet for treff System THC VØK Norsk Oljevernforening for Operatørselskap Nettsted som dokumenterer operatørselskapenes regionale beredskap mot akutt oljeforurensning. Inneholder for øvrig dokumentasjon av forhold relevant for beredskap mot akutt forurensning. http://planverk.nofo.no. En ny versjon er under utvikling og denne vil publiseres på http://www.oljevernportalen.no/nofo. Oljeindustriens landsforening; tidligere navn på Norske olje og gass Utvinningstillatelse (Produksjonslisens) Parts per billion / deler per milliard Sammenlagt mobiliseringstid og gangtid. Restitusjonstiden er oppnådd når det opprinnelige dyre- og plantelivet i det berørte samfunnet er tilbake 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 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. Total Hydrocarbon (total hydrokarbon) Verdsatt Økosystem Komponent Dato: 2013-09-27 Side 6 av 36
1 INNLEDNING 1.1 Bakgrunn og aktivitetsbilde Lundin Norway AS (Lundin) planlegger å bore letebrønn 25/10-12 i Nordsjøen. Tidligst forventet borestart er desember 2013. DNV har blitt forespurt om å lage en OPERAto-basert miljørisikoanalyse og en forenklet beredskapsanalyse for brønnen. OPERAto (Operational Risk Analysis tool) er et miljørisikostyringsverktøy utviklet for Edvard Grieg-feltet, som favner et stort spekter av utblåsningsrater/-varigheter og ulike aktiviteter. Brønn 25/10-12 ligger i Kopervik-prospektet i PL 625 sentralt i Nordsjøen, ca. 17 km nord for Edvard Grieg-feltet, ca.4 km fra Hanz-prospektet (Ivar Aasen), og ca. 150 km fra nærmeste land (Utsira). Havdypet i området er ca. 116-117 m MSL. Brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Island Innovator, som vil være ankret på lokasjon. Lokasjon for brønnen er vist i Figur 1-1. Basisinformasjon for letebrønnen er oppgitt i Tabell 1-1. Figur 1-1 Lokasjon av PL 625 og brønn 25/10-12, i forhold til eksisterende felt i Nordsjøen. Dato: 2013-09-27 Side 7 av 36
Tabell 1-1 Basisinformasjon for (Lundin, 2013, Add Wellflow, 2013). Posisjon for DFU 02 18' 13,01" Ø, 59 02' 36,76" N Vanndyp 116 m +/- 1m Analyseperiode Hele året, rapportert per sesong Oljetype (referanseolje) Luno råolje (SINTEF, 2011) Rigg Utblåsningsrater Vektet varighet (Scandpower, 2011/ DNV, 2013) GOR (Sm 3 /Sm 3 ) 110 Island Innovator (Semi-sub) Vektet rate, overflate: 7865 Sm 3 /døgn Vektet rate, sjøbunn: 6879 Sm 3 /døgn Overflateutblåsning: 9,4 dager Sjøbunnsutblåsning: 12,7 dager Tid for boring av avlastningsbrønn 52 dager (secondary target) Forventet borestart Vinter 2013 1.2 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 starter, normalt i forbindelse med samtykkesøknaden (jfr. Styringsforskriften 25). Regelverket for petroleumsvirksomhet finnes på: http://www.ptil.no/regelverk/category21.html Dato: 2013-09-27 Side 8 av 36
2 MILJØRISIKOANALYSE 2.1 Innledning Miljørisikoanalysen for letebrønn 25/10-12 er basert på miljørisikoverktøyet OPERAto for Edvard Grieg feltet som vil ha plattformlokasjon ca. 23 km sør for brønn 25/10-12. OPERAto for Edvard Grieg feltet ble etablert våren 2012, og er modellert på en rekke rater og varigheter som også dekker beregnede utblåsningsrater for 25/10-12. Alle modelleringer er gjort med Luno olje (SINTEF, 2011). OPERAto (Operational Environmental Risk Assessment tool) er et verktøy som gjør det mulig for operatørene selv å kontrollere og oppdatere miljørisiko for sine aktiviteter. Verktøyet gjør det mulig for operatør å endre parametere underveis i prosessene, og synliggjøre effekt på miljørisiko av tekniske og operasjonelle forbedringer som kan være med å redusere risikonivået. Det modelleres med et stort spekter av rater og varigheter for å favne eventuelle endringer i rater og varigheter gjennom feltets levetid. Verktøyet inkluderer en dynamisk GIS løsning som gjør at influensområdene for de ulike aktivitetene kan visualiseres i Google Earth. 2.2 Inngangsdata 2.2.1 Utblåsningsrater Utblåsningsratene benyttet i denne analysen er basert på blowout and kill simulations fra Add Wellflow (2013), og er presentert i sin helhet i Tabell 2-1 til Tabell 2-4. Tabellene er kopiert direkte fra Add Wellflow rapporten. Ratene er ulike for de to ulike formasjonene brønn 25/10-12 vil penetrere; referert til som Primary og Scondary target. Ratene for de to sonene er videre slått sammen i foreliggende analyse, der det er antatt et sannsynlighetsforhold på 2:1 mellom utblåsning fra henholdsvis Primary og Secondary target. Dette gir en samlet vektet utblåsningsrate på 7865 Sm 3 /døgn for overflateutblåsning og 6879 Sm 3 /døgn for sjøbunnsutblåsning. Tabell 2-1 Rater fra blowout and kill study fra Add Wellflow (2013) gitt en overflateutblåsning fra 25/10-12 (Secondary target). Dato: 2013-09-27 Side 9 av 36
Tabell 2-2. Rater fra blowout and kill study fra Add Wellflow (2012) gitt en sjøbunnsutblåsning fra 25/10-12 (Secondary target). Tabell 2-3 Rater fra blowout and kill study fra Add Wellflow (2013) gitt en overflateutblåsning fra 25/10-12 (Primary target). Tabell 2-4 Rater fra blowout and kill study fra Add Wellflow (2013) gitt en sjøbunnsutblåsning fra 25/10-12 (Primary target). Dato: 2013-09-27 Side 10 av 36
Ratene fra Add Wellflow rapporten har blitt overført til ratekategoriene i OPERAto. For hver OPERAto kategori er den korresponderende sannsynligheten blitt beregnet, basert på sannsynlighetene fra Add Wellflow rapporten. Resultatene er presentert i Tabell 2-5. Tabell 2-5 OPERAto rater og sannsynligheter for brønn 25/10-12. OPERAto RATE (Sm 3 /d) Overflate sannsynlighet Sjøbunn sannsynlighet 300 -- -- 750 3,0 % 2,3 % 1800 4,7 % 5,4 % 2800 3,1 % 2,7 % 4200 0,2 % 9,3 % 6200 56,9 % 52,7 % 8300 13,3 % 18,3 % 16000 18,3 % 9,0 % 20000 0,5 % 0,4 % SUM 100 % 100 % Vektet RATE (Sm 3 /d) 7862 6887 2.2.2 Varigheter Grunnet begrenset antall varighetskategorier i Add Wellflow rapporten, er det brukt varighetsstatistikk fra Scandpower 2011 1. Statistikken har blitt kombinert ved å bruke en modell utviklet av DNV. Modellen antar at det er 44 % sannsynlighet for at intervensjonoperasjonene stopper utblåsningen før bridging eller depletion oppstår (basert på SINTEF, 2011). Innenfor den suksessfulle intervensjonsoperasjonen er det antatt at 10 % er fra boring av en avlastningsbrønn, og de andre 90 % representerer andre operasjoner slik som dreping av brønn med slam, lukking av BOP eller tildekking (capping). Det er antatt 51 dagers varighet for å bore en avlastningsbrønn (Add Wellflow, 2013), og den korresponderende sannsynligheten er inkludert i 60 dagers varigheten i OPERAto (Tabell 2-6). Tabell 2-6 OPERAto varigheter og sannsynligheter for brønn 25/10-12. Varighet (dager) Overflate Sjøbunn 1 0,0 % 0,0 % 2 53,6 % 44,7 % 5 20,1 % 19,3 % 15 14,3 % 16,4 % 35 8,2 % 13,5 % 60 3,8 % 6,2 % SUM 100 % 100 % Vektet varighet 9,3 12,7 1 DNV is currently investigating the changes in duration probabilities in the Scandpower 2012 report, and is in the meantime using values from the 2011 version. Dato: 2013-09-27 Side 11 av 36
2.2.3 Frekvens Utblåsningsfrekvensen er hentet fra Scandpower-rapporten (2013). Frekvens for en leteboring i oljeførende lag (oljebrønn, -ikke HPHT brønn), har blitt brukt. Frekvensen er: 1.88 x 10-4 per brønn. 2.2.4 Lundin Norway AS akseptkriterier for akutt forurensning Lundins akseptkriterier for miljørisiko er vist i Tabell 2-7 (Lundin, 2012). Risikoreduserende tiltak skal alltid vurderes. For letebrønn 25/10-12 benyttes det operasjonsspesifikke akseptkriterier. Tabell 2-7 Lundin Norway AS sine akseptkriterier for miljørisiko. Miljøskade Restitusjonstid Operasjonsspesifikk risikogrense per operasjon Mindre < 1 år < 1.0 x 10-3 Moderat 1-3 år < 2.5 x 10-4 Betydelig 3-10 år < 1.0 x 10-4 Alvorlig > 10 år < 2.5 x 10-5 2.3 Resultater 2.3.1 Influensområder Influensområder for brønn 25/10-12 i vår-, sommer-, høst- og vintersesongen er vist i Figur 2-1 og Figur 2-2. Influensområdene er tilnærmet like gitt en overflateutblåsning og gitt en sjøbunnsutblåsning. Ved overflateutblåsning er influensområdet større om våren og sommeren enn om høsten og vinteren, men med noe større nordlig utbredelse i høst- og vintersesongen. Dette skyldes forskjeller i værforhold, med sterkere vinder og høyere bølger i høst- og vintersesongen enn i vår- og sommersesongen. Dato: 2013-09-27 Side 12 av 36
Figur 2-1 Resultater av spredningsmodelleringen basert på OPERAto for Edvard Grieg, gitt en overflateutblåsning, basert på alle rate- og varighetskombinasjoner for brønn 25/10-12 i vår-, sommer-, høst- og vintersesongen. Influensområdene er vist som 5 % treffsannsynlighet av olje. Dato: 2013-09-27 Side 13 av 36
Figur 2-2 Resultater av spredningsmodelleringen basert på OPERAto for Edvard Grieg, gitt en sjøbunnsutblåsning, basert på alle rate- og varighetskombinasjoner for brønn 25/10-12 i vår-, sommer-, høst- og vintersesongen. Influensområdene er vist som 5 % treffsannsynlighet av olje. 2.3.2 THC konsentrasjoner i vannmassene Da det ikke foreligger modelleringsdata for makrell og tobis i dette havområdet, kan det ikke gjennomføres en kvantitativ analyse for disse ressursene. Dermed er det valgt å se på overlapp mellom THC konsentrasjonene og gyteområdet til makrell og tobis i Nordsjøen. Grad av overlapp av THC konsentrasjoner >100 ppb (nedre effektgrense for fisk) etter en sjøbunnsutblåsning eller en overflateutblåsning fra letebrønn 25/10-12 og Edvard Grieg er vist i Figur 2-3 og Figur 2-4. I figurene er THC konsentrasjoner vist ved bruk av OPERAto for Edvard Grieg feltet, og de er projisert til lokasjonen for letebrønnen 25/10-12. Vektet rate for letebrønnen Dato: 2013-09-27 Side 14 av 36
25/10-12 er på 7865 Sm 3 /d for overflateutslipp og 6879 Sm 3 /d for sjøbunnsutslipp, og vektet varighet er 9,4 døgn og 12,7 døgn for hhv. overflate- og sjøbunnsutslipp. OPERAto-ratene på 6200 Sm 3/ d og 8300 Sm 3 /d, og varighetene på 5 og 15 døgn ligger nærmest de faktiske inngangsdata for letebrønn 25/10-12, og brukes som sammenligning. Dette gir et underestimat og et overestimat for forventet THC konsentrasjoner etter en utblåsning fra letebrønn 25/10-12. Influensområdene i vannsøylen ved en utblåsning fra Edvard Grieg gir en liten overlapp med gyteområdet for makrell og ett av tobisområdene, forutsatt de gitte ratene og varighetene som er nærmest de vektet rate og varighet for letebrønn 25/10-12. Dersom disse områdene projiseres til lokasjonen for brønn 25/10-12 (om lag 23 km nord for Edvard Grieg) er det imidlertid ingen overlapp lenger. Dette er illustrert i Figur 2-3 for sjøbunnsutblåsning og Figur 2-4 for overflateutblåsning, med influensområder for lokasjonen til Edvard Grieg, og de samme influensområdene projisert til lokasjonen for 25/10-12. Det forventes derfor ikke at boring av brønn 25/10-12 vil ha noen effekt på makrell eller tobis i området. Merk også at makrellen gyter i mai-juni, med hovedgyting medio juni, mens boringen vil finne sted om senhøsten/vinteren. Etter at makrellen har gytt i de sørlige og vestlige gyteområdene vandrer den inn i Norskehavet for å beite, og vil dermed være utenfor influensområdet gitt en utblåsning under boring av letebrønn 25/10-12. Dato: 2013-09-27 Side 15 av 36
6200 Sm 3 /d 5 dager 6200 Sm 3 /d 15 dager 8300 Sm 3 /d 5 dager 8300 Sm 3 /d 15 dager Figur 2-3 THC konsentrasjoner gitt en sjøbunnsutblåsning med en rate på 6200 eller 8300 Sm 3 /d og varighet på 5 eller 15 døgn produsert fra OPERAto resultater for Edvard Grieg, og projisert til lokasjonen for letebrønn 25/10-12. Dato: 2013-09-27 Side 16 av 36
6200 Sm 3 /d 5 dager 6200 Sm 3 /d 15 dager 8300 Sm 3 /d 5 dager 8300 Sm 3 /d 15 dager Figur 2-4 THC konsentrasjoner gitt en overflateutblåsning med en rate på 6200 eller 8300 Sm 3 /d og varighet på 5 eller 15 døgn produsert fra OPERAto resultater for Edvard Grieg, og projisert til lokasjonen for letebrønn 25/10-12. Dato: 2013-09-27 Side 17 av 36
2.3.3 Utvalgte Ressurser (VØK) Utvalget av miljøressurser (VØK) som er inkludert i OPERAto for Edvard Grieg, og dermed også i analysen for brønn 25/10-12, er vist i Tabell 2-8. Tabell 2-8 Utvalgte VØK sjøfugl i miljørisikoanalysen for Edvard Grieg feltet og i OPERAto (Seapop, 2011 & 2012; 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 Sjøfugl åpent Havsule Morus bassanus LC hav Krykkje Rissa tridactyla EN Lomvi Uria aalge CR Lunde Fratercula arctica VU Polarmåke Larus hyperboreus - Svartbak Larus marinus LC Alke Alca torda VU Fiskemåke Larus canus NT Gråmåke Larus argentatus LC Gråstrupedykker Podiceps grisegena - Havelle Clangula hyemalis - Havhest Fulmarus glacialis NT Havsule Morus bassanus LC Islom Gavia immer - Krykkje Rissa tridactyla EN Laksand Mergus merganser - Lomvi Uria aalge CR Sjøfugl Lunde Fratercula arctica VU kystnære Polarmåke Larus hyperboreus - bestander Praktærfugl Somateria spectabilis - Siland Mergus serrator - Sjøorre Melanitta fusca NT Smålom Gavia stellata - Stellerand Polysticta stelleri VU Storskarv Phalacrocorax carbo - Svartand Melanitta nigra NT Teist Cepphus grylle VU Toppskarv Phalacrocorax aristotelis - Ærfugl Somateria molissima - NT nær truet, EN- sterkt truet, CR kritisk truet, VU sårbar, LC Livskraftig Havert og steinkobbe har høyest sårbarhet under kaste- og hårfellingsperioden da de samler seg i kolonier i kystnære områder. Influensområdet til Edvard Grieg dekker sentrale vestlige deler av Nordsjøen, og en eventuell utblåsning har sannsynlighet for å treffe kyst. Det er derfor valgt å gjennomføre risikoberegninger for havert og steinkobbe i denne analysen. Det er også gjennomført skadebaserte analyser for strand, med utgangspunkt i sårbare habitater langs kysten. Dato: 2013-09-27 Side 18 av 36
2.3.4 Miljørisiko Miljørisikoanalysen for brønn 25/10-12, basert på OPERAto for Edvard Grieg-feltet, viser at sjøfugl i området (dvs. overvintrende bestander på åpent hav) er utsatt for høyest miljørisiko. Høyeste utslag i miljørisiko for letebrønn 25/10-12 utgjør 37,0 % av Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier for moderat miljøskade for sjøfugl i åpent hav. Sjøfugl i åpent hav har tilnærmet lik risiko i vår-, høst-, og vintersesongen (36-37 % av akseptkriteriet). Det er alkekonge og havhest som gir høyest utslag i miljørisiko i disse periodene. Figur 2-5 til Figur 2-7 viser miljørisiko for VØK gruppene sjøfugl åpent hav, kystnære ressurser (sjøfugl og marine pattedyr) og strandhabitater for hhv. vår-, sommer-, høst og vintersesongen. Figur 2-5 Miljørisiko forbundet med boring av brønn 25/10-12 i PL625, angitt som andel av akseptkriteriet for VØK-gruppe sjøfugl åpent hav i vår-, sommer-, høst og vintersesongen. Figuren viser maksimalt utslag innen hver skadekategori uavhengig av art. Dato: 2013-09-27 Side 19 av 36
Figur 2-6 Miljørisiko forbundet med boring av brønn 25/10-12 i PL625, angitt som andel av akseptkriteriet for VØK-gruppe sjøfugl kystnært i vår-, sommer-, høst og vintersesongen. Figuren viser maksimalt utslag innen hver skadekategori uavhengig av art. Figur 2-7 Miljørisiko forbundet med boring av brønn 25/10-12 i PL625, angitt som andel av akseptkriteriet for VØK-gruppe strandhabitater i vår-, sommer-, høst og vintersesongen. Figuren viser maksimalt utslag innen hver skadekategori. Dato: 2013-09-27 Side 20 av 36
Figur 2-8 viser miljørisiko for VØK gruppene sjøfugl åpent hav, kystnære ressurser (sjøfugl og marine pattedyr) og strandhabitater for hhv. vår-, sommer-, høst og vintersesongen. Analysen viser at miljørisiko forbundet med boring av letebrønn 25/10-12 ligger innenfor Lundin sine operasjonsspesifikke akseptkriterier. Figur 2-8 Miljørisiko forbundet med boring av brønn 25/10-12 i PL625, angitt som andel av akseptkriteriet for hver av VØK-gruppene sjøfugl åpent hav, kystnære ressurser (sjøfugl og marine pattedyr) og strandhabitater i vår-, sommer-, høst og vintersesongen. Figuren viser maksimalt utslag innen hver skadekategori uavhengig av art. Dato: 2013-09-27 Side 21 av 36
3 BEREDSKAPSANALYSE 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» (NOFO/OLF, 2007), basert på dimensjonerende DFU, som er en overflateutblåsning (Add Wellflow, 2013). Forventet oljetype er Luno råolje, 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.). 3.1 Input data 3.1.1 Effektivitet En barriere vil normalt bestå av ett eller flere oppsamlings- og opptakssystemer. Figur 3-1 illustrerer et standardsystem 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), i mørket forventes en effektivitetsreduksjon til 65 % (NOFO/OLF, 2007). 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 3-1 Systemeffektiviteten tilsvarer den andelen av sveipet overflateolje som samles opp. Dato: 2013-09-27 Side 22 av 36
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. 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 (%). 3.1.2 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 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 1 og 2 til å håndtere tilflyt av emulsjon fra en hendelse tilsvarende dimensjonerende DFU (for metodikk se NOFO/OLF, 2007). 3.1.3 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 for mekanisk opptak, og oljens dispergerbarhet i ulike tidsvinduer avgjør når kjemisk dispergering forventes relevant som tiltak. Dato: 2013-09-27 Side 23 av 36
3.1.3.1 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 vanlig overløpsskimmer med Hi-Wax/Hi-Visc utstyr for å optimalisere opptakseffektiviteten. Nedre viskositetsgrense for mekanisk oppsamling regnes som 1000 cp, grunnet lensetap ved lavere viskositeter. 3.1.3.2 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. Opp til 6000 cp vil kjemisk dispergering potensielt ha god effekt, mens det forventes at emulsjoner med viskositet over 25 000 cp ikke vil være dispergerbare. Når oljeemulsjonen ligger i området for «redusert evne til kjemisk dispergering» (viskositet mellom 6000 cp og 25 000 cp) kan dispergering likevel 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 gjennom emulsjonen. Dato: 2013-09-27 Side 24 av 36
3.2 Forutsetninger og antakelser 3.2.1 Oljetype Luno råolje er brukt som referanseolje i beredskapsberegningene. Bakgrunnsinformasjonen er hentet fra et forvitringsstudium gjennomført i 2011 av SINTEF (2011), se Tabell 3-1. Sammenliknet med andre norske råoljer er Luno en tung råolje med 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). Tabell 3-1 Forvitringsdata for Luno råolje (SINTEF, 2011). Parameter Verdi Oljetetthet 850 kg/m 3 Maksimalt vanninnhold (sommer/vinter) 78/75 vol. % Voksinnhold 3,9 vekt % Asfalteninnhold 0,18 vekt % Viskositet, fersk olje (13 C) Viskositet, fersk olje (5 C) 30 cp 138 cp Luno råolje har et relativt stort vindu for bruk av kjemiske dispergeringsmidler. Ved sommerforhold er oljen dispergerbar opp til fem døgn ved 5 m/s vind, og to døgn ved 10 m/s vind. Ved vinterforhold er oljen dispergerbar inntil fire døgn ved 5 m/s og inntil ett døgn ved 10 m/s vind (Tabell 3-2). Dato: 2013-09-27 Side 25 av 36
Tabell 3-2 Tidsvindu for kjemisk dispergering angitt for vinter- og sommerforhold (ved hhv. 5 C og 15 C) for ulike vindhastigheter. Grønn farge indikerer at oljen er dispergerbar*, gul indikerer redusert kjemisk dispergerbarhet, mens rød indikerer dårlig dispergerbarhet (SINTEF, 2011) Sesong Tidsvindu dispergering (temp.) Timer 1 2 3 6 9 12 24 48 72 96 120 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 *Gitt at viskositeten overskrider minimumsgrensen på 6000 cp. 3.2.2 Utblåsningsrate Vektet rate er beregnet til 7865 Sm 3 /d for en overflateutblåsning og 6879 Sm 3 /d for en sjøbunnsutblåsning (Add Wellflow, 2013). Da et overflateutslipp har høyere rate og større utstrekning enn en sjøbunnsutblåsning, vil denne være dimensjonerende rate som brukes videre i analysen for beregning av systembehov. Dato: 2013-09-27 Side 26 av 36
3.3 Beregninger av systembehov i barriere 1 og 2 For å beregne systembehov for mekanisk opptak i barriere 1 og 2, er det tatt utgangspunkt i lokal vind- og temperaturstatistikk for utvalg av verdier fra forvitringsstudiet til Luno råolje (Tabell 3-3) (SINTEF, 2011). Verdier innsamlet ved Sleipner A er lagt til grunn for sjøtemperatur og vindstyrke (Figur 3-3) (eklima, 2013). 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 presentert i Tabell 3-4. Bølgehøydeobservasjoner er innhentet fra Metrologisk Institutts nærmeste observasjonspunkt til den aktuelle brønnen (hsmd1362) (Figur 3-3). Figur 3-3 Oversikt over stasjoner for innsamling av data for vindstyrke, sjøtemperatur og bølgehøyder, samt illustrasjon av lokale strømforhold. Posisjon for brønn 25/10-12 er illustrert med en stjerne. Dato: 2013-09-27 Side 27 av 36
Tabell 3-3 Vindhastigheter og sjøtemperaturer målt ved Sleipner A. 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 66,6 Sommer juni-august 6,5 5 13,6 15 19,5 81,2 Høst sept.-nov. 9,2 10 11,8 15 11,8 49,1 Vinter des.-feb. 9,9 10 8,4 5 9,1 38,0 Tabell 3-4 Effektivitet av mekanisk oppsamling som funksjon av bølgehøyde for nærmeste målepunkt (hsmd1362) til. Sesong Effektivitet som en funksjon av bølgehøyde (%) Vår 59,4 Sommer 68,9 Høst 55,8 Vinter 47,6 Forvitringsegenskapene til oljen, gitt disse klimatiske forholdene, er oppsummert i Tabell 3-5. Med basis i forvitringsdata og den beregnede vektede utblåsningsraten (Add Wellflow, 2013) er emulsjonsvolum tilgjengelig for mekanisk opptak på åpent hav beregnet. For 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 fire system i barriere 1 i vår-, høst- og vintersesongen, mens det er behov for tre system i barriere 1 i sommersesongen. I barriere 2 er det behov for inntil seks system (vinter). Totalt er det behov for 10 systemer i den mest ressurskrevende sesongen; vinteren. 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: 2013-09-27 Side 28 av 36
Tabell 3-5 Beregnet systembehov for overflateutblåsning fra letebrønn 25/10-12. 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) 7865 7865 7865 7865 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) 5505,5 6135 5191 5505,5 Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 38 14 38 38 Viskositet etter 2 timer på sjø (cp) 1390 190 1080 1390 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm 3 /d) 8880 7133 8372 8880 Opptakskapasitet (Sm 3 /d) 2400 2400 2400 2400 Effektivitet av Barriere 1 (%) 52 64 46 37 Behov for NOFO-systemer i barriere 1 3,70 (4) 2,97 (3) 3,49 (4) 3,70 (4) 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 (%) 23700 3630 20000 23700 Emulsjonsmengde til barriere 2 (Sm3/d) 7905 4294 9056 10436 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 4,16 (5) 2,26 (3) 3,77 (4) 5,49 (6) Totalbehov for NOFO-systemer i sjøgående barrierer 9 6 8 10 3.3.1 Tilgjengelig oljevernfartøy, slepefartøy og deres responstider NOFO disponerer oljevernfartøy både som del av områdeberedskapen på norsk sokkel og tilknyttet landbaser langs kysten (se Figur 3-4). Responstid til hvert enkelt system avhenger av seilingstid (avstand til lokasjon og hastighet), tid for 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 (Tabell 3-6). Underlaget for beregning av responstider er gitt i Tabell 3-7 og Tabell 3-8 for henholdsvis oljevernfartøy og slepefartøy. Dato: 2013-09-27 Side 29 av 36
RS Måløy NOFO Tampen NOFO Gjøa NOFO Troll 1 (Havilla Runde) NOFO Troll 2 (Havilla Troll) NOFO Mongstad RS Kleppestø ^_ NOFO Balder RS Haugesund NOFO Stavanger NOFO Sleipner RS Egersund Ula-Gyda-Tambar - "Prosper" 0 37,5 75 150 Kilometers RS fartøy OR fartøy ^_ Lokasjon_brønn 25/10-12 Figur 3-4 Lokalisering av OR-fartøy (røde punkter) og redningsskøyter (gule punkter), med lokasjonen for brønn 25/10-12 (stjerne). Dato: 2013-09-27 Side 30 av 36
Tabell 3-6 Responstider for NOFO-systemer til brønn 25/10-12 i PL 625. Responstid er fremkommet basert på resultatene i Tabell 3-7 og Tabell 3-8. NOFO system nr. Oljevernfartøy Slepebåt Responstid (t) 1 Volve Sleipner (Esvagt Bergen) RS Haugesund 8 2 Balder (Stril Power) RS Egersund 9 3 Troll-Oseberg 2 (Havila Troll) RS Kleppestø 11 4 Troll-Oseberg 1 (Havila Runde) RS Måløy 12 5 Tampen (Stril Herkules) RS Kristiansund 17 6 Ula/Gyda/Tambar RS Rørvik 24 7 Gjøa (Normand Draupne) NOFO slepefartøy pool 24 8 Stavanger 1 NOFO slepefartøy pool 24 9 Mongstad 1 NOFO slepefartøy pool 24 10 Haltenbanken (Stril Poseidon) NOFO slepefartøy pool 32 Tabell 3-7 Beregninger av responstid for oljevernfartøy til brønn 25/10-12 i PL 625 uavhengig av slepefartøy. Tiden det tar for utsetting av lense innebærer at både OR-fartøy og slepebåt er på plass. NOFO-område Avstand (km) Hastighet (km/t) Seilingstid (t) Frigivelsestid* (t) Utsetting av lense (t) Total responstid (t) Volve Sleipner 73 26 2,8 4 1 8 Balder 25 26 1,0 7 1 9 Troll-Oseberg 2 188 26 7,2 2 1 11 Troll-Oseberg 1 217 26 8,4 2 1 12 Tampen 247 26 9,5 2 1 13 Ula/Gyda/Tambar 227 26 8,8 7 1 17 Gjøa 276 26 10,6 5 1 17 Stavanger 1 197 26 7,6 11 1 20 Mongstad 1 250 26 9,6 11 1 22 Haltenbanken 732 26 28,2 2 1 32 *frigivelsestid inkluderer frigivelse av fartøy og mobilisering av NOFO beredskapsteam. Dato: 2013-09-27 Side 31 av 36
Tabell 3-8 Beregning av responstider for slepefartøy til brønn 25/10-12 i PL 625. Fartøy Avstand (km) Hastighet (km/t) Seilingstid (t) Frigivelsestid** (t) Utsetting av lense (t) Total responstid (t) RS Haugesund 174 37 4,7 2 1 6 RS Egersund 221 37 6,0 3 1 8 RS Kleppestø 217 37 5,9 3 1 8 RS Måløy 358 37 9,7 3 1 12 RS Kristiansund 538 37 14,5 3 1 17 RS Rørvik 798 37 21,5 3 1 24 NOFO slepefartøy pool - - - - - 24 **frigivelsestid inkluderer frigivelse av fartøy og mobilisering av NOFO beredskapsmannaskaper, samt en ekstra time dersom avstanden er stor og RS trolig må innom base for å bunkre. Det først ankommende beredskapsfartøyet vil komme fra Volve-Sleipner området med responstid på 8 timer, dette inkluderer iverksettelse av beredskapsplan (1 time), frigivelsestid (3 timer), gangtid (2,8 timer), og utsetting av lense (1 time). Her vil RS Haugesund fungere som slepefartøy med responstid på 6 timer. Dette innebærer at total responstid for første NOFO system er 8 timer. Fartøy nummer to kommer fra Balder området, og har responstid på 9 timer, inkludert iverksettelse av beredskapsplan (1 time), frigivelsestid (6 timer), gangtid (1 time) og utsetting av lense (1 time). Her vil RS Egersund fungere som slepefartøy med responstid på 8 timer. Dette innebærer at total responstid for 2. NOFO-system er 9 timer. Siste fartøy (fartøy nummer ti) kommer fra Haltenbanken, og har responstid på 32 timer, inkludert iverksettelse av beredskapsplan (1 time), frigivelsestid (2 timer), gangtid (28 timer) og utsetting av lense (1 time). Her vil et fartøy fra NOFO slepefartøy pool fungere som slepefartøy med responstid på 8 timer. Dette innebærer at total responstid for 10. NOFO-system er 32 timer. Dato: 2013-09-27 Side 32 av 36
3.3.2 Stranding av olje og kystnær beredskap Basert på oljedriftsberegninger fra OPERAto for Edvard Grieg feltet og forventet effektivitet av en fullt mobilisert barriere 1 og 2 med tilstrekkelig kapasitet (se Tabell 3-9) fremkommer den mengde emulsjon som må håndteres i barriere 3. Tabell 3-9 Beregnede emulsjonsmengder til barriere 3 for brønn 25/10-12 basert på resultat av OPERAto for Edvard Grieg og effekt av barriere 1. 95 % persentil for strandet mengde emulsjon (tonn), uten effekt av beredskap Vår Sommer Høst Vinter 1498 3781 1874 1895 Samlet effekt av barriere 1 og 2 (%) 65 75,9 58,2 49 Dimensjonerende strandingsmengde gitt effekt av barriere 1 og 2 (tonn emulsjon) 525 913 783 967 I forhold til forventet influensområde for olje fra en eventuell utblåsning, vises det til resultatet fra OPERAto for Edvard Grieg feltet (se seksjon 2.3.1). Med hensyn til emulsjonsmengder, benyttes 95 % persentil av det statistiske utfallsrommet av oljedrift fra OPERAto Edvard Grieg. Man kan forvente størst strandet mengde inn til kysten om sommeren, i denne sesongen er imidlertid også effekten av barriere 1 og 2 størst. Det dimensjonerende strandingsvolumet med emulsjon er beregnet vinterstid til 967 tonn (Tabell 3-9). Fordelt på vektet varighet for en utblåsning, som var 9 dager for brønn 25/10-12, kan det beregnes et behov for en opptakskapasitet på 107 tonn emulsjon/dag i barriere 3. Ettersom det ikke ble sett på eksempelområder i Luno analysen fra 2011, eller beredskapsanalysen for Edvard Grieg-feltet fra 2013 (DNV, 2013b), er eksempelområder ikke behandlet i denne analysen. Beregningene gir en maksimum forventet oljeemulsjon til strandsonen lik 967 tonn (forutsatt effekt av barriere 1 og 2), og dette innebærer da at forventet oljeemulsjon til et gitt eksempelområde konservativt sett kan være maksimum 967 tonn. Tabell 3-10 angir 95 persentil og 100 persentil av korteste ankomsttid av olje inn til kysten. Ankomsttiden er kortest i vintersesongen med 8,2 døgn (100 persentil), mens 95 persentilen er kortest i høstsesongen med 16,8 døgn. Tabell 3-10 Oppsummering av 95- og 100 persentil av ankomsttid av olje til kysten. Ankomsstid til land (døgn) Vår Sommer Høst Vinter 100 persentil ankomsttid til land 9,3 9,7 10,7 8,2 95 persentil ankomsttid til land 22,5 22,0 16,8 16,9 Dato: 2013-09-27 Side 33 av 36
3.4 Konklusjon beredskap For overflateutblåsning er det behov for inntil 4 system i barriere 1 og seks system i barriere 2, der den mest ressurskrevende sesongen er om vinteren. Totalt er det dermed behov for 10 systemer (Tabell 3-5). Tabell 3-11 viser de ti systemene som vil uttrykke og deres totale responstid basert på responstid for oljevernfartøy og slepebåt. I henhold til NOFO/OLF veiledning (2007) skal barriere 1 være fullt utbygd senest innen korteste drivtid til land. Korteste drivtid til land (100 persentil) er 8,2 døgn, mens fire systemer i barriere 1 er operative innen 12 timer. Veiledningens krav til responstid er således oppfylt. I henhold til veilederen skal videre barriere 2 være fullt utbygd senest innen 95 persentil av korteste drivtid til land. 95 persentil av korteste drivtid til land er 16,8 døgn, mens ti opptakssystemer i barriere 1 og 2 er mobilisert innen 32 timer, og veiledningens krav til responstid er således oppfylt. Tabell 3-11 Responstider for NOFO-systemer til brønn 25/10-12 i PL 625. Responstid er fremkommet basert på resultatene i Tabell 3-7 og Tabell 3-8. NOFO system nr. Oljevernfartøy Slepebåt Responstid (t) 1 Volve Sleipner (Esvagt Bergen) RS Haugesund 8 2 Balder (Stril Power) RS Egersund 9 3 Troll-Oseberg 2 (Havila Troll) RS Kleppestø 11 4 Troll-Oseberg 1 (Havila Runde) RS Måløy 12 5 Tampen (Stril Herkules) RS Kristiansund 17 6 Ula/Gyda/Tambar RS Rørvik 24 7 Gjøa (Normand Draupne) NOFO slepefartøy pool 24 8 Stavanger 1 NOFO slepefartøy pool 24 9 Mongstad 1 NOFO slepefartøy pool 24 10 Haltenbanken (Stril Poseidon) NOFO slepefartøy pool 32 Selv om hovedstrategien for bekjempelse av oljeutslipp er mekanisk opptak, vil bruk av kjemiske dispergeringsmidler vurderes ved en eventuell hendelse. Luno råolje har et relativt stort vindu for bruk av kjemiske dispergeringsmidler. Ved sommerforhold er oljen dispergerbar opp til fem døgn ved 5 m/s vind, og ett døgn ved 10 m/s vind. For vinterforhold er oljen dispergerbar inntil fire døgn ved 5 m/s og inntil ett døgn ved 10 m/s vind (Tabell 3-2). Oljens viskositet har betydning for type oppsamlingsutstyr (skimmer) som bør benyttes for å sikre en effektiv oppsamling av olje på havoverflaten. Luno råolje forventes å være egnet for bekjempelse med lenser og vanlig overløpsskimmere i barriere 1. I barriere 2 vil Hi-Wax/Hi-Visc Dato: 2013-09-27 Side 34 av 36
utstyr måtte brukes om våren, høsten og vinteren da viskositeten til råoljen overstiger 20 000 cp. Vanlig overløpsskimmer er tilstrekkelig i barriere 2 om sommeren. Videre er det gjort en vurdering av potensielle strandingsvolum og tilhørende behov for beredskap i kyst- og strandsone. Basert på beregnede strandingsmengder for OPERAto Edvard Grieg er det beregnet et dimensjonerende strandingsvolum på 967 tonn emulsjon. Fordelt på vektet varighet for en utblåsning, som var 9 dager for letebrønn 25/10-12, kan det beregnes et behov for en opptakskapasitet på 107 tonn emulsjon/dag i barriere 3. Dato: 2013-09-27 Side 35 av 36
4 REFERANSER Add Wellflow, 2013: Blowout and Kill Simulation Study, Kopervik 25/10-12, Lundin Norway. Datert 2013-09-06. Rev 0. Artsdatabanken, 2010. http://www.artsdatabanken.no/frontpagealt.aspx?m=2 Nasjonal kunnskapskilde for biologisk mangfold. Norsk rødliste for arter 2010. DN og HI. (2010). Faglig grunnlag for en forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak: Arealrapport. Nr.6/2010. TA-nummer: 2681/2010. DNV, 2011. Miljørisikoanalyse for utbygging og drift av Luno-feltet I PL338 i Nordsjøen. DNV 2011-0536. DNV, 2012. Excel spreadsheet model developed by Valentin Vandenbussche. Model is based on SINTEF database (2011). DNV, 2013. OPERAto for Edvard Grieg (tidligere Luno) feltet i Nordsjøen, DNV 2011-0536/ 138W2ZG-3, rev.03 DNV, 2013 b. Beredskapsanalyse (BA) for Edvard Grieg feltet i PL338 i Nordsjøen. DNV 2012-1487. Lundin Norway AS, 2012. Risk Acceptance Criteria for Operations on the Norwegian Continental Shelf, 90000-LUNAS-S-FD-0001 Lundin Norway AS, 2013. Drilling Program 25/10-12, P625-LUN-D-TF-4001 OLF (2007). Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser, datert 01.07.2007. Scandpower, 2011. Blowout and well release frequencies based on SINTEF offshore blowout database 2010. Report no. 19.101.001-3009/2011/R3 Scandpower, 2013. Blowout and well release frequencies based on SINTEF offshore blowout database 2012. Report no. 19.101.001-8/2013/R3 SEAPOP 2011 og 2012. www.seapop.no SINTEF (2011). Weathering properties of Luno crude oil related to oil spill response. Weathering study, dispersibility testing and chemical characterization. Report nr. SINTEF A18427. Dato: 2013-09-27 Side 36 av 36
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