Rapport Forenklet beredskapsanalyse for brønn 16/1-18 i PL338 Lundin Norway AS Rapportnr./ Rev. 00, 2013-05-29
Innholdsfortegnelse KONKLUDERENDE SAMMENDRAG... 1 1 INNLEDNING... 2 1.1 Bakgrunn... 2 1.2 Aktivitetsbeskrivelse... 2 1.3 Regelverkskrav... 3 1.4 Metode... 3 1.4.1 Effektivitet... 4 1.4.2 Kapasitet og dimensjonering... 5 1.4.3 Oljens egenskaper relevant for oppsamling, opptak og dispergering... 5 2 DEFINISJONER OG FORKORTELSER... 6 3 FORUTSETNINGER OG ANTAKELSER... 7 3.1 Oljetype... 7 3.2 Utblåsningsrater... 7 4 BEREDSKAPSANALYSE OLJEVERN... 8 4.1 Beregninger av systembehov i barriere 1 og 2... 8 4.2 Oljens egenskaper relevant for beredskap... 11 4.2.1 Mekanisk oppsamling... 12 4.2.2 Dispergering... 12 4.3 Tilgjengelig oljevernfartøy, slepefartøy og deres responstider... 13 4.4 Stranding av olje... 15 4.5 Konklusjon... 16 5 REFERANSER... 18 Dato: 2013-05-30 Side ii av ii
KONKLUDERENDE SAMMENDRAG Det er gjennomført en forenklet beredskapsanalyse for boring av brønn 16/1-18 i lisens PL 338. For dimensjonerende DFU (utblåsning) ved boring av brønnen er det beregnet behov for maksimalt 1 NOFO system i barriere 1 og 2 NOFO system i barriere 2 uavhengig av årstid. Det første ankomne beredskapsfartøyet vil utrykke fra området Sleipner/Volve (fartøy Esvagt Bergen) med responstid 8 timer, inkludert mobiliseringstid (1 time), frigivelsestid (3 timer), gangtid og tid for utsetting av lenser (1 time). RS Haugesund vil fungere som slepebåt med en total responstid på 8 timer (1 time mobiliseringstid, 5 timer gangtid, 1 time frigivelsestid og 1 time for utsetting av lense). Dette innebærer at total responstid for 1. NOFO system er 8 timer. Fartøy nummer 2 kommer fra Jotun/Balder (fartøy Stril Power), og har responstid på 10 timer, inkludert mobiliseringstid (1 time), frigivelsestid (6 timer), gangtid og tid for utsetting av lenser (1 time). Her vil RS Egerstø fungere som slepefartøy. Et tredje fartøy ankommer etter 11 timer (inkludert mobiliseringstid 1 time, frigivelsestid 1 time, seilingstid 8 timer og 1 time for utsetting av lense) fra Troll/Oseberg 2 (Havilia Troll). RS Kleppstø vil fungere som slepefartøy med total responstid på 10 t. Dette medfører at total responstid for det 3. NOFO-systemet er 11 timer. Selv om hovedstrategi for bekjempelse av oljeutslipp er mekanisk opptak, vil bruk av dispergering vurderes ved en eventuell hendelse. 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 7-8 timer gammel olje. Etter dette kan det være behov for HiWax skimmere. To av de tre systemene (Stril Power og Havilia Troll) er utstyrt med HiWax skimmer samt dispergeringsmiddel, mens det andre systemet (Esvagt Bergen) har standardisert mekanisk oppsamlingsutstyr om bord. Beregnet emulsjonsmengde til strand gitt en utblåsning fra brønn 16/1-18 er beregnet til 11 tonn for 95 persentil av maksimal mengde uten tiltak i barriere 1 og 2. 95 persentil av korteste drivtid er 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 11 tonn. I kystsonen er, i henhold til OLF og NOFO veilederen for beredskapsanalyser (2007), den nominelle opptakskapasiteten for ett system 120 m 3 /døgn, og ett kystsystem vil dermed ha tilstrekkelig kapasitet for beregnet oljeemulsjonsmengde til barriere 3. Dato: 2013-05-30 Side 1 av 18
1 INNLEDNING 1.1 Bakgrunn Lundin Norway ASA (LNAS) planlegger boring av brønn 16/1-18 i lisens PL338 i Nordsjøen. Boringen planlegges gjennomført med den halvt nedsenkbare riggen Island Innovator. Tidligst forventet borestart er august 2013. For dimensjonering av oljevernberedskap oppsummerer inneværende rapport resultatene fra en forenklet beredskapsanalyse. 1.2 Aktivitetsbeskrivelse Utblåsningsratene for brønnlokasjonen er beregnet basert på reservoaregenskaper og planlagt brønndesign (Add Wellflow, 2012). Ratene er opprinnelig beregnet for brønn 16/1-18, men er også gyldige for brønn 16/1-18 (< 2 km unna). Brønnen vil bli boret ca. 165 km fra nærmeste land (Figur 1-1), og lokasjonen har et vanndyp på ca. 110 meter. Basisinformasjon for brønnen er gitt i Tabell 1-1. Figur 1-1 Oversikt over brønnlokasjon 16/1-18 i PL 338 i forhold til land. Dato: 2013-05-30 Side 2 av 18
Tabell 1-1 Basisinformasjon for avgrensningsbrønn 16/1-18. Posisjon for DFU 58 50 28.11 N, 2 17 21.97 Ø Vanndyp Analyseperiode 110 m Hele året, fordelt på to sesonger Oljetype (referanseolje) Luno råolje (SINTEF, 2011) Rigg Utblåsningsrater Vektet varighet Island Innovator Vektet rate, overflate: 1499 Sm 3 /døgn Vektet rate, sjøbunn: 1421 Sm 3 /døgn Overflateutblåsning: 9,9 dager (Scandpower, 2011/ DNV, 2012) Sjøbunnsutblåsning: 13,5 dager (Scandpower, 2011/ DNV, 2012) GOR (Sm 3 /Sm 3 ) 110 Tid for boring av avlastningsbrønn 60 Forventet borestart August 2013 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 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). Forventet oljetype er Luno råolje, og det foreligger forvitringsdata (SINTEF, 2011) som underlag for beregning av emulsjonsvolum og vurdering av beredskapsmessig relevante Dato: 2013-05-30 Side 3 av 18
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 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). 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 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 1-3 gir en omtrentlig sammenheng mellom systemeffektivitet og bølgehøyde basert på dette erfaringsmaterialet. Dato: 2013-05-30 Side 4 av 18
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 1900 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 NOFO, 2007a). 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. Dato: 2013-05-30 Side 5 av 18
2 DEFINISJONER OG FORKORTELSER Barriere Barriereeffektivitet Barrierekapasitet Bekjempelse DFU Eksempelområde Influensområde KLIF 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. Klima og forurensningsdirektoratet (tidl. SFT) 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: 2013-05-30 Side 6 av 18
3 FORUTSETNINGER OG ANTAKELSER 3.1 Oljetype Luno er en råolje med lavt innhold av asfaltener (0,2 %), medium tetthet (850 kg/m 3 ) og et medium voksinnhold (3,9 %). Dette bidrar til at oljen har et lavt stivnepunkt (6 C for fersk olje). Luno råolje danner stabile emulsjoner ved både sommer- (15 C) og vintertemperaturer (5 C). Levetiden for Luno råolje på havoverflaten avtar med økende vindhastighet men har mer enn 5 dagers levetid selv ved 10 m/s. I høyere sjø (15 m/s) forventes det at kombinasjonen av fordampning og naturlig dispergering vil fjerne olje fra havoverflaten innen 5 dager (SINTEF, 2011). Viktige parametere for Luno råolje er gitt i Tabell 3-1. Tabell 3-1 Sentrale parameter for Luno råolje (SINTEF, 2011) Parameter Luno råolje Oljetetthet 850 kg/m 3 Maksimalt vanninnhold Sommer/Vinter 77 % / 74 % Voksinnhold 3,9 vekt % Asfalteninnhold (harde) 0,2 vekt % Viskositet, fersk olje (5 o C) (10 s -1 ) 436 cp GOR 110 Sm 3 / Sm 3 3.2 Utblåsningsrater Vektet rate for overflateutslipp beregnet til 1499 Sm 3 /d og for sjøbunnsutslipp 1421 Sm 3 /d (Add Wellflow, 2012). Overflateutslipp anses dimensjonerende for oljevernberedskapen. Dato: 2013-05-30 Side 7 av 18
4 BEREDSKAPSANALYSE OLJEVERN Beredskapen er dimensjonert for tilstrekkelig kapasitet i barriere 1 og 2 til å håndtere tilflyt av emulsjon fra en hendelse tilsvarende dimensjonerende DFU (en overflateutblåsning) for brønnen 16/1-18 (for metodikk se NOFO, 2007a). 4.1 Beregninger av systembehov i barriere 1 og 2 For å dokumentere beredskapsbehovet knyttet til mekanisk opptak nær kilden, er det tatt utgangspunkt i lokal vindstatistikk og temperatur for utvalg av verdier fra forvitringsstudiet til Luno råolje (SINTEF, 2011). For vind og sjøtemperaturer er det lagt til grunn verdier for Heimdal målestasjon (Tabell 4-1 og Tabell 4-2) som er den nærmeste målestasjonen til brønn 16/1-18 (Figur 4-1). Tabell 4-1 Målte vindhastigheter for Heimdal, nærmeste målestasjon til planlagt avgrensningsbrønn 16/1-18 i PL 338. Avrundet verdi refererer til valg av datasett i forvitringsstudiet. Sesong Måneder Målt vind (m/s) 2005-2009 Snitt Avrundet vår mars-april-mai 7,7 5 sommer juni-juli-august 6,4 5 høst september-oktober-november 8,7 10 vinter desember-januar-februar 9,5 10 Tabell 4-2 Målt sjøtemperatur for Heimdal, nærmeste målestasjon til planlagt avgrensningsbrønn 16/1-18 i PL 338. Avrundet verdi refererer til valg av datasett i forvitringsstudiet (eklima, 2011). Sesong Måneder Målt sjøtemperatur ( C) Snitt Avrundet vår mars-april-mai 7,5 C vinter, 5 C sommer juni-juli-august 13,1 C sommer, 15 C høst september-oktober-november 11,6 C sommer, 15 C vinter desember-januar-februar 8,1 C vinter, 5 C Dato: 2013-05-30 Side 8 av 18
Figur 4-1 Posisjon for avgrensningsbrønn 16/1-18 i forhold til omliggende observasjonsposter for vindhastighet, sjøtemperatur og bølgedata. Forvitringsegenskapene til oljen, gitt disse klimatiske forholdene, er oppsummert i Tabell 4-3. Med basis i forvitringsdataene og de beregnede vektede utblåsningsrater (Add Wellflow, 2012) 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. Dato: 2013-05-30 Side 9 av 18
Tabell 4-3 Forvitringsegenskaper for Luno råolje (SINTEF, 2011) relatert til mekanisk opptak på åpent hav ved vær- og vindbetingelser relevant for PL338. Parameter enhet Vår Sommer Høst Vinter Barriere 1 opererer på 2 t gammel olje Vanninnhold, 2t % 14 14 38 38 Viskositet (emulsjon), 2t cp 249 190 1080 1390 Fordampet % 20 22 27 24 Nedblandet % 0 0 7 6 Barriere 2 opererer på 12 t gammel olje Vanninnhold, 12t % 53 55 76 74 Viskositet (emulsjon), 12t cp 4540 3630 20000 23700 Fordampet % 27 30 33 30 Nedblandet % 1 1 16 15 Sjøtemperatur for uttak av verdier i ºC forvitringsstudiet for Luno råolje 5 15 15 5 Vindhastighet for uttak av verdier i m/s forvitringsstudiet for Luno råolje 5 5 10 10 Effekten av mekanisk oppsamling avhenger av en kombinasjon av den andel olje som samles i lensene relativt til det som går utenfor, og lensetap det som går gjennom/under lensene under trekk av disse. Effekten (effektiviteten) reduseres med økende bølgehøyde, og er lavere i mørke enn på dagtid/ tid med operasjonslys. For den aktuelle brønnen i PL 338 er det beregnet operasjonslys for boreposisjonen ved å benytte programmet ActLog (Tabell 4-4). Beregnet lensetap som funksjon av bølgehøyde er presentert i Tabell 4-5. Bølgehøyde observasjonene er innhentet fra Metrologisk Institutts nærmeste observasjonspunkt til den aktuelle brønnen (hsmd 1362) (Figur 4-1). Totalt sett gir dette en forventet sesongvis effektivitet av mekanisk oppsamling i barriere 1 og 2 som vist i Tabell 4-6. Beregnet systembehov for leteboringen 16/1-18 er gitt i Tabell 4-7. Tabell 4-4 Andel operasjonslys gjennom årets fire sesonger beregnet for brønnlokasjonen 16/1-18 (ActLog). Antall timer med Sesong Andel operasjonslys (%) operasjonslys Vår 66,7 16,0 Sommer 80,4 19,3 Høst 48,8 11,7 Vinter 38,1 9,2 Dato: 2013-05-30 Side 10 av 18
Tabell 4-5 Effektivitet av mekanisk oppsamling som en funksjon av bølgehøyde for nærmeste målepunkt til lokasjonene i PL 338 (MI, 2008). Sesong Effektivitet som en funksjon av bølgehøyde (%) Vår 59 Sommer 69 Høst 56 Vinter 48 Tabell 4-6 Effektivitetsberegninger for mekanisk oppsamling av olje på åpent hav gitt en utblåsning fra avgrensningsbrønnen 16/1-18 i PL 338. Parameter Vår Sommer Høst Vinter Dagslysandel (%) 67 80 49 38 Bølgehøydebasert effektivitet (%) 59 69 56 48 Barriere 1 effektivitet (%) 53 64 46 37 Barriere 2 effektivitet (%) 26 32 23 19 Forventet samlet effekt av barriere 1 og 2 (%) 65 76 58 49 Tabell 4-7 Beregnet systembehov for avgrensingsboringen 16/1-18 i PL 338. 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) 1500 1500 1500 1500 Fordampning etter 2 timer på sjø (%) 20 22 27 24 Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 0 0 7 6 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) 1200 1170 990 1050 Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 14 14 38 38 Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm 3 /d) 1395 1360 1597 1694 Behov for NOFO-systemer i barriere 1 0,73 (1) 0,72 (1) 0,84 (1) 0,89 (1) Effektivitet av barriere 1 52,5 64,2 45,8 37,3 Fordampning etter 12 t (%) 27 30 33 30 Nedblanding etter 12 t (%) 1 1 16 15 Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) 53 55 76 74 Emulsjonsmengde til barriere 2 (Sm3/d) 1091 823 1729 1989 Oljemengde til barriere 2 (Sm3/d) 513 371 415 517 Behov for NOFO-systemer i barriere 2 0,57 (1) 0,43 (1) 0,91 (1) 1,05 (2) 4.2 Oljens egenskaper relevant for beredskap Ved utslipp på havoverflaten vil de lettere komponenter fordampe, mens den relative konsentrasjonen av tyngre komponenter øker, og de fysiske egenskapene ved oljetypen forandres. Luno råolje emulgerer hurtig på havoverflaten både om sommeren og vinteren og danner emulsjoner med relativt høyt vanninnhold. Maksimalt vannopptak er ved sommerforhold 77 %, Dato: 2013-05-30 Side 11 av 18
og ved vinterforhold 74 %. Emulsjonene er stabile grunnet et balansert voks- og asfalteninnhold (SINTEF, 2011). 4.2.1 Mekanisk oppsamling Nedre viskositetsgrense for mekanisk oppsamling regnes som 1000 cp, grunnet lensetap ved lavere viskositeter. Basert på viskositetsprediksjoner kan det forventes lensetap ved oljeoppsamling de første 6 timene av operasjonen ved sommerforhold (13 C og 5 m/s), og de første 1,5 timene ved vinterforhold (5 C og 10 m/s). Studier utført av SINTEF på oljevernutstyr har vist at overløpsskimmere (Transrec) kan ha redusert systemeffektivitet ved viskositeter over 15 000 cp. Denne viskositetsgrensen oppnås for Luno råolje etter 7-8 timers forvitring på havoverflaten om vinteren (10 m/s vind) og ca. 1,5 døgn om sommeren (5 m/s vind). Det anbefales derfor å ha HiWax-skimmere tilgjengelig for å ivareta mulighet for høyviskøs olje på overflaten. I henhold til systembehovet for barriere 1 og 2 (Tabell 4-7) har to av de tre påkrevde systemene montert HiWax-skimmer om bord (Stril Power og Havilia Troll). 4.2.2 Dispergering Kjemisk dispergering skal vurderes som et supplement til mekanisk oppsamling, eller som et alternativ til mekanisk oppsamling ved mindre oljeutslipp. Oljens dispergerbarhet avhenger blant annet av viskositet. Ved for lav viskositet vil dråper med kjemiske dispergeringsmidler dryppe rett igjennom oljeflaket og blir viskositeten for høy vil dispergeringsmidlet ikke nå inn og blandes i flaket. Når oljeemulsjonen ligger i området for «redusert evne til kjemisk dispergering» kan dispergering likevel være aktuelt, men krever ytterligere energi eller bruk av høyere dose dispergeringsmiddel/gjentatt påføring, særlig ved rolige sjøforhold, for å øke effektiviteten. Forvitringsstudiet til Luno olje angir tidsvindu for når kjemisk dispergering er mulig som bekjempelsesstrategi. Dispergerbarheten til oljetypen er oppsummert i Tabell 4-8. 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 en viskositet lavere enn 2000 mpas og med en avtakende/ redusert dispergerbarhet for en viskositet opp til 30 000 mpas. Stril Power og Havila Troll er utstyrt med både standard mekanisk oppsamlingssystem og dispergeringsmiddel, mens Esvagt Bergen er utstyrt med mekanisk oppsamlingssystem. Dato: 2013-05-30 Side 12 av 18
Tabell 4-8 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 4.3 Tilgjengelig 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 mobiliseringstid, 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. Dato: 2013-05-30 Side 13 av 18
Figur 4-2 Lokalisering av NOFOs OR-fartøy oppdatert mai 2013. 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, og responstid for NOFOsystem til de aktuelle lokasjoner i PL 338 avspeiler derfor garanterte responstider for tilgjengelige NOFO-fartøy på norsk sokkel (Tabell 4-9). Responstidene inkluderer 1 time mobiliseringstid (maksimal tid før NOFO får mobilisert beredskapsplanen), fartøysspesifikk frigivelsestid, 1 time for utsetting av lenser, og responstid for slepefartøy. De to første systemene som vil kunne ankomme 16/1-18 lokasjonen er begge en del av områdeberedskapen. Underlaget for beregning av totale responstider er gitt i Tabell 4-10 og Tabell 4-11 for henholdsvis oljevernfartøy og slepefartøy. Dato: 2013-05-30 Side 14 av 18
Tabell 4-9 Responstider for NOFO-systemer til området som defineres av den planlagte brønnen i PL338. Dimensjonerende DFU gir et systembehov på totalt to uavhengig av sesong. Total responstid er fremkommet basert på resultatene i Tabell 4-10 og Tabell 4-11. NOFO system nr. Oljevernfartøy Slepebåt Responstid (t) 1 Esvagt Bergen RS Haugesund 8 2 Stril Power RS Egersund 10 3 Havilia Troll RS Kleppestø 11 Tabell 4-10 Beregning av responstider for oljevernfartøy til lokasjonen 16/1-18 i PL338, uavhengig av slepefartøy. Tiden det tar for utsetting av lense innebærer at både OR-fartøy og slepebåt er på plass. Fartøy Base Avstand til 16/1-18 Fart (km/t) Seilingstid (t) Mobilisering av beredskapsplan Avgivelsestid i fartøysavtalen (t) Utsetting av lense (t) Total beregnet responstid for OR-fartøyet (t) Esvagt Sleipner Bergen /Volve 54 26 2,1 1 3 1 8 Stril Power Balder 45 26 1,7 1 6 1 10 Havilia Troll Troll 2 207 26 8 1 1 1 11 Tabell 4-11 Beregning av responstider for slepefartøy til lokasjonen for 16/1-18 i PL338. Mobilisering Slepefartøy av Frigivelsestid Utsetting Total Avstand til Fart Seilingstid 16/1-18 (km/t) (t) beredskapsplan (t) av lense (t) responstid (t) RS Haugesund 182 37 4,9 1 1 1 8 RS Egersund 219 37 5,9 1 1 1 9 RS Kleppestø 233 37 6,3 1 1 1 10 4.4 Stranding av olje Strandingstid og strandingsmengde definerer behovet (ytelseskravet) til den kystnære beredskapen. Med bakgrunn i miljørisikoanalysen gjennomført for Luno feltet (DNV, 2011) ble strandmasse og drivtid filene fra denne studien tilrettelagt og benyttet for brønn 16/1-18. Drivtid og strandmasse er justert i henhold til den kombinerte rate og varighetsfordelingen for overflateog sjøbunnutblåsning for 16/1-18. Forventet strandet oljeemulsjon og drivtid er oppgitt i Tabell 4-12. Dato: 2013-05-30 Side 15 av 18
Tabell 4-12 Beregnede emulsjonsmengder til barriere 3 /strand gitt en utblåsning for brønn 16/1-18, uten tiltak i barriere 1 og 2. Emulsjonsmengde til barriere 3/strand 95 persentil for strandet mengde emulsjon (tonn), uten effekt av beredskap 11 Drivtid døgn (95 persentil) 25 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 25 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 11 tonn (uten beredskap i barrierene 1 og 2), og dette innebærer da at forventet oljeemulsjon til et gitt eksempelområde konservativt sett kan være maksimum 11 tonn. 4.5 Konklusjon For dimensjonerende DFU (utblåsning) ved boring av avgrensningsbrønnen 16/1-18 i PL338 er det beregnet behov for maksimalt 1 NOFO system i barriere 1 og 2 NOFO system i barriere 2 uavhengig av årstid. Systembehovet er godt innenfor det NOFOs region 2 er dimensjonert for. Det første ankomne beredskapsfartøyet vil utrykke fra området Sleipner/Volve med responstid 8 timer, inkludert mobiliseringstid (1 time), frigivelsestid (3 timer), gangtid og tid for utsetting av lenser (1 time). RS Haugesund vil fungere som slepebåt med en total responstid på 8 timer, inkludert 1t mobiliseringstid, 5t gangtid, 1t frigivelsestid og 1t for utsetting av lense. Dette innebærer at total responstid for 1. NOFO system er 8 timer. Fartøy nummer 2 kommer fra Jotun/Balder, og har responstid på 10 timer, inkludert mobiliseringstid (1 time), frigivelsestid (6 timer), gangtid og tid for utsetting av lenser (1 time). Her vil RS Egersund fungere som slepefartøy med en total responstid på 9 timer. Et tredje fartøy ankommer etter 11 (inkludert mobiliseringstid 1t, avgivelsestid 1t, seilingstid 8 t og 1t for utsetting av lense) fra Troll/Oseberg 2 (Havilia Troll). RS Kleppstø vil fungere som slepefartøy med total responstid på 10 t. Dette medfører at total responstid for det 3. NOFO-systemet er 11 timer. 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 (15 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. Luno olje forventes vinterstid å være egnet for bekjempelse med lenser og vanlige overløpsskimmer fra 2 timer gammel olje og inntil 7-8 timer gammel olje. Etter dette kan det være behov for HiWax skimmere. Ett av beredskapsfartøyene (Stril Power) er utstyrt med denne typen skimmer. Dato: 2013-05-30 Side 16 av 18
Basert på strandingsdata fremkommet i forbindelse med Luno felt prosjektet er forventet oljeemulsjonsmengde til strand ved en utblåsning fra brønn 16/1-18 11 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 NOFO veilederen (2007c) er 120 m 3 /døgn. Uten oljevernberedskap i barrierene 1 og 2 er det beregnet en oljeemulsjonsmengde til land på 11 tonn. Dette innebærer at mengde oljeemulsjon kan maksimalt være på 11 tonn inn til et eksempelområde Dato: 2013-05-30 Side 17 av 18
5 REFERANSER Add Wellflow, 2012. Blowout and Kill Simulations, Well 16/4-6S. Rapport 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, 2011. http://www.eklima.no MI, 2008. Frekvensfordeling for bølgehøyder fra Metrologisk Institutt v/ Magnar Reistad. NOFO, 2007a. Metode for gjennomføring av gapanalyse (planverket): http://planverk.nofo.no/gapanalyse_metode2.htm NOFO, 2007b. NOFO delregion 2 (planverket): http://planverk.nofo.no/gapanalyse_metode2.htm NOFO, 2007c. http://www.oljevernportalen.no/nofo/plangrunnlag/teknisk/systemtyper.htm NOFO/OLF, 2007. Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser. DNV-rapport nr. 2007-0934. (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: 2013-05-30 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