OPERAto - basert miljørisikoanalyse (MRA) og forenklet beredskapsanlayse (BA) for letebrønn 16/1-25 S i PL338C i Nordsjøen Lundin Norway AS Rapport Nr.: 2015-0579, Rev 00 Dokument Nr.: 1M306NC -6 Dato : 2015-06 -12
Innholdsfortegnelse KONKLUDERENDE SAMMENDRAG........... 1 DEFINISJON ER OG FORKORTELSER......... 3 1 IN NLEDNIN G............ 4 2 MILJØRISIKOAN ALYSE FOR LETEBRØNN 16/1-25S...... 7 2.1 Inngangsdata 7 2.2 Resultater Miljørisko 9 4 FORENKLET BEREDSKAPSANALYSE FOR LETEBRØNNEN 16/1-25 S...... 15 4.1 Metode for gjennomføring av miljørettet beredskapsanalyse 15 4.2 Forutsetninger og antakel ser 17 4.3 Beregning av systembehov i barriere 1a og 1b 21 4.4 Konklusjon beredskapsanalyse 26 DNV GL Report No. 2015-0579, Rev. 00 www.dnvgl.com Page i
KON KLUDERE N DE SAM MEN DRAG Lundin Norway AS (heretter Lundin) planlegger boring av lete brønn 16/1-25 S i PL338 C i Nordsjøen. Brønnen lig ger i den nordlige del en av Nordsjøen, ca. 162 km fra nærmeste land punkt som er Utsira. Vanndypet i området er ca. 106 meter. Boringen har tidligste oppstart i september 201 5, og brønnen skal bores med bore riggen Bredford Dolphin. Som forberedelse til den planl agte operasjonen for lete brønn 16/1-25 S er det utarbeidet en OPERAto- basert m iljørisikoanalyse og en forenklet beredskapsanalyse for aktiviteten. Miljørisiko Miljørisikoanalysen er basert på miljørisikoverktøyet OPERAto for Edvard Grieg feltet som har lokasjon ca. 7 km nord for brønn 16/1-25 S. OPERAto for Edvard Grieg feltet ble etablert våren 2012 og er modellert på en rekke rater og varigheter som også dekker beregnede utblåsningsrater for 16/1-25 S. 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 konkluderte med at kystnær e ressurser (sjøfugl og marine pattedyr) medfører høyest miljørisiko ( Figur 0-1). Høyeste utslag i miljørisiko for brønn 16/1-25 S utgjør 17 % av Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier for Alvorlig miljøskade. Figur 0-1 Milj ørisiko forbundet med boring av brønn 16/1-25 S i PL338 C, angitt som andel av Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier for hver av VØK- gruppene sjøfugl åpent hav, kystnære ressurser (sjøfugl og marine pattedyr) og strandhabitater i vinter -, vår -, og sommersesongen. Figuren viser maksimalt utslag innen hver skadekategori uavhengig av art. DNV GL Report No. 2015-0579, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 1
Beredskap Det er gjennomført en beregning av beredskapsbehov knyttet til mekanisk oppsamling av olje på åpent hav. For dimensjonerende scenario, som er en overflateut blåsning med vektet utblåsningsrate på 3072 Sm 3 /døgn og vektet varighet på 9,4 døgn, er behovet beregnet til to NOFO-systemer i barriere 1a og ett NOFO-system i barriere 1b, totalt tre NOFO-systemer, i sommersesongen. Behovet er beregnet til to NOFO- system er i barriere 1a og to NOFO systemer i barriere 1b, totalt fire NOFO- systemer, i vår - og høst sesongen. I vintersesongen, er behovet beregnet til to NOFO-systemer i barriere 1a og tre NOFOsystemer i barriere 1b, totalt fem NOFO-systemer. De fem systemene vil være operative innen 24 timer. Dette er godt innenfor tidskravet for fullt utbygde barrierer, 6 døgn for barriere 1a og 11,8 døgn for barriere 1b. DNV GL Report No. 2015-0579, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 2
DEFINISJON ER OG FORK ORTE LSE R Akseptkriterier Kriterier som benyttes for å uttrykke et akseptabelt risiko nivå i virksomheten, uttrykt ved en grense for akseptabel frekvens for en gitt miljøskade ALARP As Low As Reasonably Practicable (så lav som det er praktisk mulig) Analyseområde Området som er basis for miljørisikoanalysen og som er større enn influensom rådet. Ressursbeskrivelsen dekker analyseområde. BOP Blowout Preventer cp Centipoise, måleenhet for viskositet DFU Definerte fare - og ulykkeshendelser Eksempelområde Til bruk i beredskapsplanleggingen er det definert arealer kalt eksempelområder. Diss e 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 oljevernb eredskapen. Eksponeringsgrad Benyttes for å beskrive hvorvidt kysten er eksponert, moderat eksponert eller beskyttet mht. bølgeeksponering Forvitring Nedbrytning av olje i miljøet. Forvitringsanalysen måler fysiske og kjemiske egenskaper for oljen til st ede i miljøet over tid. GIS Geographical Information System GOR Forkortelse for Gass/Olje forhold. Forholdet mellom produsert gass og produsert olje i brønnen. Influensområde Området med større eller lik 5 % sannsynlighet for forurensning med mer enn 1 tonn olje innenfor en 10 x 10 km rute, iht. oljedriftsberegninger Miljødirektoratet Tidligere Klima og forurensningsdirektoratet (Klif) og direktoratet for naturforvaltning MIRA Metode for miljørettet risikoanalyse (OLF, 2007). M RA Miljørettet risikoan alyse M RDB Marin Ressurs Data Base NOROG Norsk Olje og Gass (Tidligere Oljeindustriens landsforening (OLF)) OPERAto Operational Environmental Risk Assessment tool PL Utvinningstillatelse (Produksjonslisens) ppb Parts per billion / deler per milliard ppm Parts per million / deler per million Sannsynlighet treff for Sannsynlighet for at en 10x10 km rute treffes av olje fra et potensielt utslipp Restitusjonstid Restitusjonstiden er oppnådd når det opprinnelige dyre - og plantelivet i det berørte samf unnet er tilstede på tilnærmet samme nivå som før utslippet (naturlig variasjon tatt i betraktning, og de biologiske prosessene fungerer normalt. Bestander anses å være restituert når bestanden er tilbake på 99 % av nivået før hendelsen. Restitusjonstiden er tiden fra et oljeutslipp skjer og til restitusjon er oppnådd. TH C Total Hydrocarbon (totalt hydrokarbon) TVD True Vertical Depth VØK Verdsatt Økosystem Komponent DNV GL Report No. 2015-0579, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 3
1 IN N LED N IN G DNV GL har på oppdrag fra Lundin gjennomført en OPERAto basert miljøris ikoanalyse for brønn 16/1-25 S ( Figur 1-1). Miljørisikoa nalysen er basert på miljørisikoverktøyet OPERAto (Operational Environmental Risk Assessment tool) for Edvard Grieg feltet som har lokasjon ca. 6,9 km fra brønn 16/1-25 S. OPERAto for Edvard Grieg feltet ble etablert våren 2012 og er modellert på en rekke rater og varigheter som også dekker utblåsningsrater for 16/1-25 S. Alle modell eringer i OPERAto er gjennomført 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 (både sannsynlighetsreduserende og konsekvensreduserende). Det modelleres med et stort spekter av rater og varigheter for å favne eventuelle endringer i rater og varigheter gjennom feltets levetid. Dersom rater på nærliggende boreope rasjoner er innenfor ratene og varighetene som er modellert, kan verktøyet også benyttes for boreoperasjoner i nærheten av feltet. Verktøyet inkluderer en dynamisk GIS løsning som gjør at vektingen av rate - og varighetsfordelinger for de gitte aktivitetene kan visualiseres i Google Earth. Boreoperasjonene for 16/1-25 S er planlagt gjennomført med bore riggen Bredford Dolphin, som er en halvt nedsenkbar borerigg (semi - sub), med BOP plassert på havbunnen. Hovedbrønnen skal bores vinklet med mulighet for en br ønntest og et sidesteg, avhengig av brønnresultatet. Brønnen skal plugges permanent. Boreaktiviteten planleg ges gjennomført i løpet av høst - og vinter sesongen 201 5, med tidligste oppstart i september 201 5. Basisinformasjon for brønnen er gitt i Tabell 1-1. DNV GL Report No. 2015-0579, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 4
Figur 1-1 Lokasjon til brønn 16/ 1-25 S i PL338 C i Nordsjøen. DNV GL Report No. 2015-0579, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 5
Tabell 1-1 Basisinformasjon for leteb rønn 16/1-25 S. 02 14 51.52 " Ø Koordinater for modellerte scenarier 58 46 52.35 " N Analyseperiode for miljørisikoanalysen Helårlig, fordelt på 4 sesonger Vanndybde 10 6 m ± 1m Avstand til nærmeste kystlinje Ca. 162 km ( Utsira ) Oljetype Luno (Edvard Grieg) olje (850 kg/m 3 ) Riggtype Bredford Dolphin ( Semi - sub ) Vektet rate, overflate: 3072 Sm 3 /døgn Utblåsningsrater Vektet rate, sjøbunn: 3035 Sm 3 /døgn Vektet varighet Overflateutblåsning: 9, 4 dager Sjøbunnsutblåsn ing: 13, 1 dager GOR (Sm 3 /Sm 3 ) 110 Tid for boring av avlastningsbrønn 54 døgn Aktiviteter Lete boring Type scenarier Utblåsning (overflate/sjøbunn) VØK arter/ populasjoner vurdert Pelagisk sjøfugl, kystnær sjøfugl, marine pattedyr, fisk og strandhabit at for Nordsjøen og Norskehavet Forventet borestart september 2015 DNV GL Report No. 2015-0579, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 6
2 MILJØRISIKOAN ALYSE FOR LETEBRØN N 16/1-2 5 S 2.1 Inngangsdata 2.1.1 Rater Rater er basert på blowout and kill study for brønn 16/1-25 S fra Add Energy (201 5), og er presentert i det følgende. Tabe llene i Figur 2-1 er kopiert direkte fra Add Energy rapporten. Figur 2-1 Rate - og varighetstabeller for overflate og sjøbunnsutblåsning fra Add Energy rapporten for brønn 16/1-25 S (Add Energy, 201 5). Ratene fra Add Energy rapporten har blitt overført til ratekategoriene i OPERAto. For hver OPERAto kategori er den korresponderende sannsynligheten blitt beregnet, basert på sannsynlighetene fra Add Energy rapporten. Resultatene er presentert i Tabell 2-1. DNV GL Report No. 2015-0579, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 7
Tabell 2-1 OPERAto rater og sannsynligheter for brønn 16/1-25 S. OPERAto rate Overflate Sjøbunn (Sm 3 /d) sannsynlighet sannsynlighet 750 3,1 % 3,1 % 1800 12,9 % 12,6 % 2800 55,0 % 56,9 % 4200 26,0 % 25,2 % 6200 3,0 % 2,2 % SUM 100 % 100 % Vektet rate (Sm 3 /d) 3072 3035 2.1.2 Varigheter Grunnet begrenset antall varighetskategorier i AddEnergy rapporten, er det brukt varighetsstatistikk fra Scandpower 2011. Statistikken har blitt kombinert ved å bruke en modell utviklet av DNV GL. Modellen antar at det er 44 % sannsynlighet for at intervensjon operasjonene stopper utblåsningen før bridging eller depletion oppstår (basert på SINTEF, 2011). Innenfor den suksessfulle intervensjon soperasjonen er det antatt at 10 % er fra boring av en avlastningsbrønn, og de andre 90 % representerer andre operasjoner slik som dreping av brønn med heavy mud, lukking av BOP eller tildekking (capping). Det er antatt 54 dagers varighet for å bore en avlastningsbrønn (Add Energy, 201 5), og den korresponderende sannsynligheten er inkludert i 60 dagers varigheten i OPERAto ( Tabell 2-2). Tabell 2-2 OPERAto varigheter og sannsynligheter for brønn 16/ 1-25 S. Varighet (dager) Overflate Sjøbunn 1 40,2 % 33,3 % 2 13,3 % 11,4 % 5 18,5 % 17,4 % 15 16,6 % 19,3 % 35 5,5 % 9,2 % 60 5, 8 % 9,4 % Vektet varighet 9, 4 13, 1 2.1.3 Frekvens Utblåsningsfre kvensen er hentet fra Lloyd s (201 4) rapporten. Frekvens for boring av en lete oljebrønn (ikke HPHT brønn ) har blitt benyttet. Frekvensen er: 1. 55 x 10-4 per brønn. Bredford Dolphin er en semi -sub rigg med BOP plassert på havbunnen, noe som tilsier at en eventuell utblåsning me st sannsynlig vil forekomme på sjøbunnen. Sannsynlighetsfordelingen mellom utblåsninger på sjøbunn kontra overflate er satt til henholdsvis 18 % / 82 % (Lloyd s, 2014). 2.1.4 Akse ptkriterier Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier for miljørisiko er vist i Tabell 2-3 (Lundin Norway AS, 2012 ). DNV GL Report No. 2015-0579, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 8
Tabell 2-3 Lundins akseptkriterier for m iljørisiko. 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 2.2 Resultater Miljørisko 2. 2. 1 Influensområder Influe nsområder for brønn 16/ 1-25 S i sesongene : vår, sommer, høst og vinter er vist for henholdsvis overflate - og sjøbunnsutblåsning i Figur 2-2. DNV GL Report No. 2015-0579, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 9
Overflateutslipp Sjøbunnsutslipp r å V e r m m o S st ø H r te in V Figur 2-2 Resultater av spredningsmodelleringen basert på OPERAto for Edvard Grieg, for henholdsvis overflate - (venstre ) og sjøbunnsutblåsning (høyre), basert på alle rate - og varighetskombinasjoner for brønn 16/1-25 S i vår -, sommer -, høst -, og vinter sesong en. Influensområdene er vist som 5 % treffsannsynlighet av olje. DNV GL Report No. 2015-0579, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 10
2.2.2 VØK Utvalget av VØK er som er inkludert i OPERAto Edvard Grieg og dermed også i analysen for brønn 16/ 1-25 S er vist i Tabell 2-4. Tabell 2-4 Utvalgte VØK sjøfugl for miljørisikoanalysen for Edvard Grieg (Luno) (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 Havsule Morus bassanus LC Krykkje Rissa tridactyla EN Lomvi Uria aalge CR Lunde Fratercula arctica VU Polarmåke Larus hyperboreus - Svartbak Larus marinus LC Bergand Aythya marila VU Sjøfugl åpent hav Laksand Mergus merganser - Kvinand Bucephala clangula - Stellera nd Polysticta stelleri VU Siland Mergus serrator - Svartand Melanitta nigra NT Smålom Gavia stellata - Sjøfugl Sjøorre Melanitta fusca NT kystnære Havelle Clangula hyemalis - bestander Gulnebblom Gavia adamsii NT Gråstrupedykker Podiceps grisegena - Islom Gavia immer - Storskarv Phalacrocorax carbo - Toppskarv Phalacrocorax aristotelis - Teist Cepphus grylle VU Ærfugl Somateria molissima - NT nær truet, EN- sterkt truet, CR kritisk truet, VU sårbar, LC Livskraftig Havert og steinkobbe har høyest sår barhet under kaste - og hårfellingsperioden da de samler seg i kolonier i kystnære områder. Influensområdet til brønnen dekker sentrale vestlige deler av Nordsjøen, og en eventuell utblåsning har sannsynlighet for å treffe kyst. Det er derfor valgt å gjenno mføre risikoberegninger for havert og steinkobbe i denne analysen. Det er også gjennomført skadebaserte analyser for strand, med utgangspunkt i sårbare habitater langs kysten. DNV GL Report No. 2015-0579, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 11
2.2. 3 Miljørisiko OPERAto for Edvard Grieg feltet ble etablert vår 2012 og er model lert på en rekke rater og varigheter som også dekker beregnede utblåsningsrater for brønn 16/ 1-25 S. OPERAto konkluderer med at miljørisikoanalysen for Edvard Grieg er dekkende for brønnen og risikonivået ligger dermed innenfor LNAS akseptkriterier. Miljør isikoanalysen beregnet med bruk av OPERAto for Edvard Grieg - feltet konkluderer med at kystnære ressurser (sjøfugl og marine pattedyr) er utsatt for høyest miljørisiko. Høyes te utslag i miljørisiko utgjør 17 % av operasjonsspesifikke akseptkriterier for Alvorlig miljøskade for lomvi i vårse songen (gitt utblåsnings frekvens for en letebrønn: 1,55 x 10-4 per brønn). Figur 2-3 viser miljørisiko, som frekvens, for VØK gruppene sjøfugl åpent hav, kystnære ressurser (sjøf ugl og marine pattedyr) og strandhabitater for hver sesong. Figur 2-4 viser miljørisiko, som andel av akseptkriteriet, for VØK gruppene sjøfugl åpent hav, kystnære ressurser (sjøfugl og marine pattedyr) og strand habitater for hver sesong. DNV GL Report No. 2015-0579, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 12
Figur 2-3 Miljørisiko forbundet med boring av brønn en 16/ 1-25 S i PL338 C, angitt som frekvens for hver av VØK- gruppene sjøfugl åpent hav, kystnære ressurser (sjøfugl og marin e pattedyr) og strandhabitater i hver sesong. Figuren viser maksimalt utslag innen hver skadekategori uavhengig av art. DNV GL Report No. 2015-0579, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 13
Figur 2-4 Miljørisiko forbu ndet med boring av brønn 16/1-25 S i PL338 C, angitt som andel av Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier for hver av VØK- gruppene sjøfugl åpent hav, kystnære ressurser (sjøfugl og marine pattedyr) og strandhabitater i hver sesong. Figuren viser maksimalt utslag innen hver skadekategori uavhengig av art. DNV GL Report No. 2015-0579, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 14
4 FORE N KLE T BEREDSKAPS AN ALYSE FOR LETEBRØN NEN 16/1-2 5 S 4.1 Metode for gjennomføring av miljørettet beredskapsanalyse Det er gjennomført en beregning av beredskapsbehov knyttet til mekanisk oppsamling av olje på åpent hav. Beregningen er gjort i henhold til veiledningen «Veiledning for miljørett ede beredskapsanalyser» (Norsk olje og gass, 2013), basert på dimensjonerende utslippshendelse (se avsnitt 2.1.1 ), som er en overflateutblåsning. Det forventes en oljetype med liknende egen skaper som Luno, og denne benyttes som referanseolje. Forvitringsdata for Luno (SIN TEF, 2011 ) benyttes som underlag for beregning av emulsjonsvolum og vurdering av beredskapsmessig relevante egenskaper. Både emulsjonsvolum og effektivitet av barrierer bere gnes sesongvis basert på gjennomsnitt for aktuelle parametere (eksempelvis lys, vind og temperatur). 4.1.1 Effektivitet En barriere vil normalt bestå av ett eller flere oppsamlingssystemer. Figur 4-1 illustrerer et standardsystem bestående av to fartøyer, lense, oljeopptaker og lagringskapasitet. Effekten av hver enkelt barriere avhenger av vær - (lensetap øker med økende bølgehøyde) samt lysforhold (det antas en lavere effektivitet ved dårlige ly sforhold som en konsekvens av høyere sannsynlighet for at oljeflak passerer på utsiden av lensene). I mørket forventes en effektivitetsreduksjon til 65 % (Norsk olje og gass, 2013). Forventet effektivitet av en barriere er også lavere med økende avstand fr a kilden. Figur 4-1 Systemeffektiviteten tilsvarer den andelen av sveipet overflateolje som samles opp. Systemeffektivitet er et uttrykk for hvor mye olje som samles opp fra et lensesystem, og er dermed hovedsakelig relatert til lensetype, selve operasjonen, oljens egenskaper og bølge -/strømforhold. Lysforhold påvirker i liten grad systemeffektiviteten. Mange år med olje -på-vann øvelser har etablert DNV GL Report No. 2015-0579, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 15
kunnskap om hvilken oppsamlingseffektivitet som oppnås med et NOFO- system som funksjon av bøl gehøyde. For havgående NOFO-system forventes systemeffektiviteten å være lik null ved sjøtilstander over 4 meter bølgehøyde (Hs), mens tilsvarende for havgående kystvakt er forventet å være 3 meter Hs. Figur 4-2 gir en benyttet sammenheng mellom systemeffektivitet og bølgehøyde basert på dette erfaringsmaterialet for henholdsvis mellomtungt og lett lenseutstyr. Figur 4-2 Sammenhengen mellom signifikant bølge høyde (meter) og systemeffektivitet (%) (Norsk olje og gass, 2013). 4. 1.2 Kapasitet og dimensjonering Dimensjonering av oljevernberedskap gjøres som en regnearkøvelse, hvor forvitringsdata for Luno råolje, lokale klimatiske forhold (temperatur, vind, lys), oppg itt kapasitet til NOFO systemer, og lys - og bølgerelaterte effektivitetsvurderinger inngår. Standard NOFO- systemer har opptakskapasitet på 2400 Sm 3 /døgn, mens Hi-Wax/Hi -Visc har en opptakskapasitet på 1900 Sm 3 /døgn. Beredskapen dimensjoneres for tilstrekke lig kapasitet i barriere 1a (nær kilden) og 1b (langs drivbanen) til å håndtere tilflyt av emulsjon fra en hendelse tilsvarende dimensjonere nde DFU (for metodikk se Norsk olje og gass, 201 3). 4. 1.3 Oljens egenskaper relevant for oppsamling, opptak og dispergeri ng Utover dimensjoneringen av oljevernberedskapen med tanke på mekanisk opptak, vurderes også oljens egenskaper kvalitativt. Her er de sentrale parameterne viskositet og dispergerbarhet. Viskositet er viktig for mekanisk opptak, og oljens dispergerbarhet i ulike tidsvinduer avgjør når kjemisk dispergering forventes relevant som tiltak. DNV GL Report No. 2015-0579, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 16
4.1.3.1 Mekanisk oppsamling Studier utført av SIN TEF på oljevernutstyr har vist at overløpsskimmere (TransRec) kan ha redusert systemeffektivitet ved viskositeter over 20 000 cp. Ved viskositet over 20 000 cp er det anbefalt å bytte ut vanlige overløpsskimmer med Hi-Wax/Hi -Visc utsyr for å optimalisere opptakseffektiviteten (Leirvik et al., 2001 ). Nedre viskositetsgrense for effektiv mekanisk oppsamling regnes som 1000 cp, grunnet lensetap ved lavere viskositeter (Nordvik et al., 1992 ). 4.1.3.2 Kjemisk dispergering Kjemisk dispergering skal vurderes som et supplement til mekanisk oppsamling, eller som et alternativ til mekanisk oppsamling dersom det foreligger dokumentasjon på at bruk av dis pergeringsmiddel reduserer miljøpåvirkningen mest i den spesifikke forurensningssituasjonen (Norsk olje og gass, 2013, Miljøverndepartementet, 2001). Dokumentasjonen skal gi beslutningstaker tilstrekkelig grunnlag for å avgjøre hvilke tiltak og bekjempelse sstrategi som totalt sett gir minst belastning på naturen i berørt område. I forbindelse med en eventuell aksjon der kjemisk dispergering inngår skal det fylles ut et Kontroll - og Beslutningsskjema for dispergering (se www.kystverket.no ) som sendes myndighetene. Hvor lenge oljen er dispergerbar avhenger blant annet av endring i viskositet over tid. 4.2 Forutsetninger og antakelser 4. 2. 1 Oljetype Luno råoljen er brukt som referanse i beregningene. Bakgrunnsinformasjonen er hen tet fra et forvitringsstudium gjennomført av SIN TEF (2011). Luno råoljen forventes å være egnet for bekjempelse med lenser og ordinære overløpsskimmere i barriere 1a og 1b i alle sesonger, gitt at oljen har forvitret mer enn 6 timer ved sommerforhold (vin dstyrke: 5 m/s, sjøtemperatur 15 C), og mer enn 1-2 timer ved vinterforhold (vindstyrke: 10 m/s, sjøtemperatur 5 C) for optimal mekanisk oppsamling av olje (viskositet > 1000 cp) (SIN TEF, 2011). Se Figur 4-3. Emulsjoner av Luno olje vil videre oppnå viskositeter som reduserer oppsamlingseffektivitet (>20 000 cp) etter mindre enn ett døgns forvitring ved vintertemperatur. Figur 4-3 viser en nedsatt oppsamlingseff ektivitet ca. 6-12 timer ved 10 m/s vindhastighet. Ved sommertemperatur vil viskositeten overskride den satte grensen først etter ca. 1-2 døgn ved 5 m/s vindhastighet, se Figur 4-4. DNV GL Report No. 2015-0579, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 17
Figur 4-3 Predikert viskositet for Luno ved vintertemperatur (5 C) plottet sammen med antatte grenser for stor lenselekkasje og nedsatt mekanisk oppsamlingseffektivitet (SINTEF, 2011) Figur 4-4 Predikert viskositet for Luno ved sommertemperatur (15 C) plottet sammen med antatte grenser for stor lenselekkasje og nedsatt mekanisk oppsamlingseffektivitet (SINTEF, 2011) DNV GL Report No. 2015-0579, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 18
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 (30 000cP) vil dispergeringsmidlet ikke nå inn og blandes i flaket. Ved 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 sjø forhold, for å øke effektiviteten. Forvitringsstudiet til Luno olje angir tidsvindu for når kjemisk dispergering er mulig som bekjempelsesstrategi. Dispergerbarh eten til oljetypen er vist i Figur 4-5 for vintertemperatur (5 C), og i Figur 4-6 for sommertemperatur (15 C). Tidsvinduet for dispergerbarhet for både sommer - og vinterforhold er oppsummert i Tabell 4-1 og representerer predikerte verdier basert på oljens viskositet (SIN TEF, 2011). 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 9-12 timer og med lav/ dårlig dispergerbarhet etter dette. Ved sommertemperatur (15 C) og rolige vindforhold (5 m/s) forventes det at oljen på havoverflaten er kjemisk dispergerbar frem til ca. 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 allere de etter 3 timer (SIN TEF, 2011). Luno råolje er lett dispergerbar ved en viskositet lave re enn 2000 m Pas og med en avtakende/redusert dispergerbarhet for viskositet er opp til 30 000 mpas. Ved viskositeter over 30 000 cp forventes dårlig/ingen dispergering av oljeemulsjonen. DNV GL Report No. 2015-0579, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 19
Figur 4-5 Predikert viskositet ved 5 C plottet sammen med satte grenser for potensiale for bruk av kjemiske dispergeringsmidler (SINTEF, 2011) Figur 4-6 Predikert viskositet ved 15 C plottet sammen med satte grenser for potensiale for bruk av kjemiske dispergeringsmidler (SINTEF, 2011) DNV GL Report No. 2015-0579, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 20
Tabell 4-1 Tidsvindu for kjemisk dispergering angitt for vinter - og sommerforhold (ved henholdsvis 5 C og 15 C) for ulike vindhastigheter. Grønn farge indikerer at oljen er dispergerbar, gul indikerer redusert kjemisk dispergerbarhet, mens rød indikerer lav/dårl ig dispergerbarhet (SINTEF, 2011 ) Sesong Tidsvindu dispergering (temp.) Timer 1 2 3 6 9 12 24 48 72 96 120 Dager 0,04 0,08 0,13 0,25 0,38 0,50 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 Vind Vinter (5 C) 2 m/s 5 m/s 10 m/s 15 m/s Vind 2 m/s Sommer (15 C) 5 m/s 10 m/s 15 m/s 4. 2. 2 Utblåsningsrate I henhold til eksisterende industristandard (Norsk olje og gass, 2013) benyttes vektet utblåsningsrate som dimensjonerende når beredskapsbehovet for leteboring beregnes. Vektet utblåsningsrate er ber egnet til 3072 Sm 3 /d ved overflate - og 3035 Sm 3 /d ved sjøbunnsutblåsning og er basert på AddEnergy (2015). For å beregne systembehovet er det dimensjonert for overflateutblåsning da dette scenariet har høyest vektet utblåsningsrate (3072 Sm 3 /d), og er det scenarioet som forventes å medføre størst oljemengder på havoverflaten. 4.3 Beregning av systembehov i barriere 1a og 1 b For å beregne systembehov for mekanisk opptak i barriere 1a og 1b, er det tatt utgangspunkt i lokal vind - og temperaturstatistikk for et utvalg av parametere fra forvitringsstudien til Luno råoljen (Tabell 4-2) (SIN TEF, 2011). Data innsamlet ved Sleipner A er lagt til grunn for sjøtemperatur og vindstyrke ( Figur 4-7) (eklima, 2015). For den aktuelle brønnen er det beregnet operasjonslys for boreoperasjonen ved å benytte geografiske koordinater til brønnlokasjonen. Timer med dagslys og dagslysandelen er presentert i Tabell 4-2. DNV GL Report No. 2015-0579, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 21
Effektivitet som funksjon av bølgehøyde er presentert i Tabell 4-2. Bølgehøydeobservasjoner er innhentet fra Meteorologisk Institutts nærmeste observasjonspunkt til den aktuelle brønnen (hsmd 1362) (eklima, 2015) (Figur 4-7). Figur 4-7 Oversikt over stasjoner for innsamling av data for vindstyrke, sjøtemperatur (eksempel: Sleipner A) og bølgehøyder (eksempel: hsmd 1362). Lokasjon for letebrønn 16/1-25 S Rolvsnes i PL338C er vist. DNV GL Report No. 2015-0579, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 22
Tabell 4-2 Vindhastigheter og sjøtemperaturer er målt ved Sleipner A. Avrundet verdi refererer til valg av datasett i forvitringsstudiet. Andel dagslys er oppgitt som timer dagslys og prosent (%) og er beregnet for planlagt borelokasjon. Siste kolonne viser effekti viteten av mekanisk oppsamling som en funksjon av bølgehøyde for nærmeste målepunkt, hsmd 1362. Data er hentet fra eklima (2015). Sesong Målt vind (m/s) dagslys Målt sjø - temperatur ( C) Timer Snitt Avrundet Snitt Avrundet (t) Dagslys - andel (%) Effektivitet som en f unksjon av bølgehøyde (%) Vår (mars - mai) 7, 9 10 7,5 5 15,9 66 59,4 Sommer (juni - august) Høst (september - november) Vinter (desember - februar) 6,7 5 13,6 15 19,5 81 68,9 9,0 10 11,8 15 12,1 50 55,8 9,8 10 8,4 5 9,1 38 47,6 Forvitringsegenskapene til oljen, gitt de klimatiske forholdene presentert i tabellen over, er oppsummert i Tabell 4-3 sammen med beregnet beredskapsbehov i barrierene 1a og 1b. Med utgangspunkt i forvitringsdataene og vektet utblåsningsrate (AddEnergy, 2015) er emulsjonsmengden tilgjengelig for mekanisk opptak på åpent hav beregnet. For systembehovene i barriere 1a og 1b er forvitringsdata for henholdsvis 2 og 12 timer forvitret olje lagt til grunn for vår -, høst - og vintersesongen. I sommersesongen er det benyttet 6 timer gammel olje i beregningene for barriere 1a, da det kan forventes lave viskositeter de første 6-9 timene etter utslipp av Luno råolje i denne sesongen, som igjen kan medføre lensetap og vanskeligheter med oppsamlingen (viskositeter < 1000 cp). I andre sesonger forventes oljen å være godt egnet for mekanisk oppsamling etter om lag 2 timers forvitring. For en overflateutblåsning er behovet beregnet til to NOFO-systemer i barriere 1a og ett NOFO-system i barriere 1b, totalt tre NOFO-systemer, i sommersesongen. Behovet er beregnet til to NOFO-systemer i barriere 1a og to NOFO systemer i barriere 1b, tota lt fire NOFO- systemer, i vår - og høstsesongen. I vintersesongen, er behovet beregnet til to NOFO-systemer i barriere 1a og tre NOFO-systemer i barriere 1b, totalt fem NOFO-systemer (Tabell 4-3). DNV GL Report No. 2015-0579, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 23
Tabell 4-3 Beregnet systembehov for overflateutblåsning fra letebrønn 16/1-2 5 S. Beregningene for barriere 1a er basert på den oljemengden som, basert på forvitringsegenskapene til Luno råolje, til flyter barrieren. For barriere 1b er det beregnet systembehov på samme måte, men gitt at barriere 1a er operativ. Parameter Vår Sommer *** Høst* Vinter Vektet utblåsningsrate (Sm 3 /d) 3072 3072 3072 3072 Fordampning etter 2 timer på sjø (%) 24 27 27 24 Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 6 1 7 6 Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm 3 /d) 2150 2212 2028 2150 Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 38 35 38 38 Viskositet etter 2 timer på sjø (cp) 1390 930 1080 1390 Emulsjonsmengde for opptak i barrier e 1a (Sm 3 /d) 3468 3403 3270 3468 Opptakskapasitet (Sm 3 /d) 2400 2400 2400 2400 Behov for NOFO - systemer i barriere 1a 1,4 (2) 1,4 (2) 1,4 (2) 1,4 (2) Effektivitet av barriere 1 (%) 52 64 46 37 Olje ut B1a 1023 787 1094 1349 Fordampning etter 12 t (%) 31 31 16 31 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 ** Olje inn B 1b 859 755 1116 1133 Emulsjonsmengde til barriere 1b (Sm 3 /d) 3304 1678 4648 43 57 Opptakskapasitet (Sm 3 /d) 1900 2400 2400 1900 Effektivitet Barriere 1a og 1b (%) 64,9 75,9 58,5 49,0 Behov for NOFO - systemer i barriere 1b 1,7 (2) 0,7 (1) 1,9 (2) 2,3 (3) Totalt behov barriere 1a og 1b 4 3 4 5 * Forventet boreperiode. ** I vår - og vintersesongen, vil Luno olje oppnå viskositeter som reduserer oppsamlingseffektivitet (>20 000 cp). Opptakskapasitet er derfor redusert til 1900 Sm 3 /d. *** i sommersesongen er det benyttet 6 timer gammel olje i barriere 1a, da det ved de gitte værbetingels ene i denne sesongen (15 C og 5 m/s) forventes lav viskositet de første 6 timene etter utslipp, som kan begrense en effektiv mekanisk oppsamling av oljen. 4. 3. 1 Tilgjengelighet oljevernfartøy, slepefartøy og tilhørende responstider NOFO disponerer oljevernfar tøy både som del av områdeberedskapen på norsk sokkel og tilknyttet landbaser langs kysten. Respon stid til hvert enkelt system avhenger av seilingstid (avstand til lokasjon og hastighet), frigivelsestid, samt tid for utsetting av lense, for både OR-fartøy og slepebåt. Oljevernfartøyene er utstyrt med lenser og oljeopptakere. For å operere behøver de et slepefartøy som trekker i den andre enden av lensen. NOFO-fartøy inkludert slepebåt kalles et NOFO-system. Responstider er beregnet for identifiserte oljevernfartøy og slepefartøy, som sammen gir responstid for NOFO-systemer til den aktuelle lokasjonen. Responstider avspeiler garanterte maksimale responstider for tilgjengelige NOFO-fartøy og slepebåter på norsk sokkel. DNV GL Report No. 2015-0579, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 24
Responstidene for oljevernfartøy er beregnet ut fra følgende antagelser (fra NOFO, 2014): 1) 14 knop transitthastighet. 2) 1 time for utset ting av lense. 3) 1-6 timers frigivelsestid for områdefartøy. 4) 10 timer mobiliseringstid for første fartøy fra NOFO baser, 30 timer mobiliseringstid for andre fartøy fra NOFO baser. Tabell 4-4 gir en oppsummering av responstidene som søkes benyttet for brønnoperasjonen. Første system benytter OR-fartøy fra Sleipner/Volve og har RS Haugesund som slepefartøy, systemet vil være operativt innen sju timer. Andre system har OR- fartøy fra Balder og benytter RS Egersund som slepefartøy, responstid for systemet er elleve timer. System tre består av OR- fartøy Troll 2 og slepefartøy fra Kleppestø, total responstid for systemet er tolv timer. OR-fartøy fra Troll 1 med RS Måløy som slepefartøy utgjør fjerde system og har 15 timers responstid. System fem benytter OR- fartøy fra Tampen og slepefartøy fra NOFO pool, systemet har total responstid på 24 timer. Tabell 4-4 Beregninger av responstid for oljevernfartøy til brønn 16/1-25S i PL338C for OR- og slepefartøy. System Seilingstid (t) Tids - tillegg (t) 1) Samlet responstid NOFO - fartøy (t) Slepefartøy Samlet responstid Slepef a r tøy ( t) 2) Total responstid komplett system (t) for Sleipner/Volve 1,7 5 7 RS Haugesund 7 7 Balder 2,1 8 11 RS Egersund 9 11 Troll 2 8,4 3 12 RS Kleppestø 10 12 Troll 1 9,5 3 13 RS Måløy 15 15 Tampen 10,7 3 14 NOFO Pool 24 24 1) Spesifikk mobiliseringstid for områdefartøy og basefartøy inkluderer mobiliseringstid for NOFO (1 time), frigivelsestid fra operatør (1-10 timer), og tid for utsetting av lense (1 time). 2) Mobiliseringstid for slepefartøy inkluderer mobiliseringstid (2 time), og tid for utsetting av lense (1 time). I henhold til ytelseskravene til Lundin Norway AS og veiledningen til Norsk olje og gass skal fullt utbygd barriere 1a være på plass senest innen korteste drivtid til land (6 døgn 100 persentil, se Tabell 4-5), mens barriere 1b skal være på plass innen 95 persentil av korteste drivtid til land (dvs. 11,8 døgn). Med de oppgitte responstidene for oljevernfartøy til letebrønn 16/1-25 S i PL338C er ytelseskravene tilfredsstilt med god margin. Kystnære system er og strandrensesystemer skal videre innen 95 persentil av korteste drivtid til land være i stand til å håndtere 95 persentil av tilflytende mengde oljeemulsjon, etter at effekten av forutgående barrierer er trukket fra. Det er benyttet fullt utfallsrom, dvs. alle simuleringer for både overflate - og sjøbunnsutblåsning, som beskrevet i kapittel 2.1.1, for å beregne strandet emulsjon smengde og drivtid til land. Effektivitetstallene for barriere 1a og 1b er imidlertid beregnet på bakgrunn av dimensjonerende scenario for beredskap, som er en overflateutblåsning med vektet rate og varighet (ref. Tabell 1-1). DNV GL Report No. 2015-0579, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 25
95 -, og 100 -persentil av drivtider og strandet oljeemulsjon, med og uten effekt av barrierer 1a og 1b, er presentert i Tabell 4-5. For den aktuelle boreperiode n (høst) utgjør dette 22 tonn emulsjon per dag basert på varighet på 9,4 dager. Ytterligere detaljering av systemer og ressurser vil fremgå av oljevernplanen som ferdigstilles før oppstart. Tabell 4-5 Stran det emulsjon i tonn og drivtider til land i dager (95 - og 100 -persentil) gitt en utblåsning i henholdsvis vår -, sommer -, høst - og vintersesongen, basert på oljedriftsmodelleringen presentert i kapittel 2.2.1. De beregnede stra ndingsmengdene og drivtidene for sesongene (vår, sommer, høst og vinter) representerer forskjellige simuleringer. Alle simuleringer for overflate - og sjøbnnutblåsningen er lagt til grunn for tallene vist under. Strandet emulsjon (tonn), Tilflyt til barriere 2 Sesong uten effekt av barriere 1a og 1b Drivtid til land (døgn) Persentil (tonn/døgn), forutsatt effekt av barriere 1a og 1b 95 100 95 100 95 100 Vår 553 54 254 15,4 7,7 21 2025 Sommer 567 86 184 18 7,3 15 2210 Høst 494 26 739 13,9 6,3 22 1181 Vinter 633 26 522 11,8 6 34 1440 4.4 Konklusjon beredskapsanalyse Med basis i forvitringsdataene (SIN TEF, 2011) og den beregnede vektede utblåsningsraten (AddEnergy, 2015) er emulsjonsvolum tilgjengelig for mekanisk opptak på åpent hav beregnet. Luno råoljen forventes å være egnet for bekjempelse med lenser og ordinære overløpsskimmere i barriere 1a og 1b i alle sesonger, gitt at oljen har forvitret mer enn 6-9 timer ved sommerforhold (vindstyrke: 5 m/s, sjøtemperatur 15 C), og mer enn 2 timer ved vinterforh old (vindstyrke: 10 m/s, sjøtemperatur 5 C) for optimal mekanisk oppsamling av olje (viskositet > 1000 cp) (SIN TEF, 2011). For beregning av systembehov i barriere 1a og 1b er forvitringsdata for henholdsvis 2 og 12 timer gammel olje lagt til grunn for vå r-, høst - og vintersesongen. For sommersesongen er forvitringsdata for henholdsvis 6 og 12 timer gammel olje lagt til grunn. For dimensjonerende scenario, som er en overflateutblåsning med vektet utblåsningsrate på 3072 Sm 3 /døgn og vektet varighet på 9,4 døgn, er behovet beregnet til to NOFO-systemer i barriere 1a og ett NOFO-system i barriere 1b, totalt tre NOFO-systemer, i sommersesongen. Behovet er beregnet til to NOFO- systemer i barriere 1a og to NOFO systemer i barriere 1b, totalt fire NOFO- systemer, i vår - og høst sesongen. I vintersesongen, er behovet beregnet til to NOFO-systemer i barriere 1a og tre NOFOsystemer i barriere 1b, totalt fem NOFO-systemer. De fem systemene vil være operative innen 24 timer. Dette er godt innenfor tidskravet for fullt ut bygde barrierer, 6 døgn for barriere 1a og 11,8 døgn for barriere 1b. DNV GL Report No. 2015-0579, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 26
Refer anser AddEnergy, 201 5. Blowout and kill Simulation s 16/1 -X (16/1-25 S) Rolvsnes. Lundin Norway AS. Artsdatabanken 2010; http: //www.artsdatabanken.no. Nasjonal kunnskapskilde for biologisk mangfold. Norske Rødliste for arter 2010. DN & HI, 2010. Faglig grunnlag for en forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak: Arealrapport. Fisken og havet nr. 6/2010. TA- nr. 2681 /2010. DNV GL, 2012. OPERAto Edvard Grieg. DNV referanse nr. 2013-1737, Rev.05. e- klima, 2015. www.eklima.no Måleverdier for sjøtemperatur/vind ved Sleipner. Lloyd s, 2014. Blowout and well release frequencies base d on SINTEF offshore blowout database 2013. Report no: 19101001-8/2014/R3. Rev: Final. Dated 22 May 2014. Leirvik, F., Moldestad, M., Johansen, Ø., 2001: Kartlegging av voksrike råoljers tilflytsevn til skimmere. Lundin Norway AS, 2012. Risk Acceptance criteria for Operations on the Norwegian Continental Shelf, 9000 0-LUNAS-S- FD- 0001. Miljøverndepartementet, 2001. Forskrift om sammensetning og bruk av dispergeringsmidler og strandrensemidler for bekjempelse av olje forurensning. https: //lovdata.no/dokument/lti/forskrift/2001-10 -10-1207 Norsk olje og gass, 2013. Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser, datert 16.08.2013. NOFO, 2014. Planf orutsetninger barriere 1. Datert 03.09.2014 Norvik, A.B., Daling, P., and Engelhardt, F.R, 1992: Problems in inerpretation of spill response technology studies. In: Proceedings of the 15th AMPO Technical Seminar, June 10-12, Edmonton, Alberta, Canada, pp 211-217. OLF, 2007. Metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA) revisjon 2007. OLF rapport, 2007. Scandpower, 2011. Blowout and well release frequencies based on SINTEF Offshore Blowout Database, 2010 (revised). Report no. 19.101.001-3009/2011/R3 (5 April 2011). SEAPOP 2011 og 2012. www.seapop.no SINTEF, 2011. Weathering properties of Luno crude oil related to oil spill response. SINTEF Draft report dated 2011-02 - 09. DNV GL Report No. 2015-0579, Rev. 00 www.dnvgl.com Page 27
A BOUT DN V GL Driven by our purpose of safeguardi ng life, property and the environment, DNV GL enables organizations to advance the safety and sustainability of their business. We provide classification and technical assurance along with software and independent expert advisory services to the maritime, oil and gas, and energy industries. We also provide certification services to customers across a wide range of industries. Operating in more than 100 countries, our 16,000 professionals are dedicated to helping our customers make the world safer, smarter and greener.