Stokastiskoljedriftsimulering,miljørisikoanalyseogberedskapsanalyseforproduksjonsaktivitetpåKnarr RAPPORT

(1)

RAPPORT

Stokastisk oljedriftsimulering, miljørisikoanalyse og beredskapsanalyse for produksjonsaktivitet på Knarr

En analyse for AS Norske Shell

ACONA AS Rådhusgata 17, NO-0158 Oslo Norway, T:(+47) 22 42 35 00, www.acona.com, Org. nr. NO 984 113 005 MVA

(2)

Godkjenningstabell

Rapporttittel:

Stokastisk oljedriftsimulering, miljørisikoanalyse og beredskapsanalyse for produksjonsaktivitet på Knarr

Kunde: Kundekontakt:

AS Norske Shell Ragnhild Berntsen

Utført av: Signatur:

Katrine Selsø Hellem Christophe Bernard Anja Celine Winger

Kontrollert av: Signatur:

Julie Damsgaard Jensen

Versjon: Dato:

VERSJON-02 03.09.2019

Aconas prosjektnummer:

820209

Referer til denne rapporten som:

Acona AS 2019. Stokastisk oljedriftsimulering, miljørisikoanalyse og beredskapsanalyse for produksjonsaktivitet på Knarr. En analyse for AS Norske Shell. Versjonsdato: 03.09.2019. Aconas prosjektnummer:

820209.www.acona.com.

(3)

Versjonshistorikk

Versjon / Dato Beskrivelse av endring:

VERSJON-01

26.08.2019 Utkast til kunden, for gjennomlesning og tilbakemelding

VERSJON-02

03.09.2019 Endelig versjon, små endringer

3

(4)

Sammendrag

Acona AS har gjennomført stokastiske oljedriftsimuleringer, miljørisikoanalyse og beredskapsanalyse på vegne av AS Norske Shell for Knarr i PL 373S.

Analysene er helårlige, fordelt på fire sesonger, og utført i samsvar med Styringsforskriften (paragraf 17), metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA), veiledning for miljørettede beredskapsanalyser og dokumentetBeste Praksisfor oljedriftsimuleringer.

Analysene dekker år med normal produksjonsaktivitet, samt år med høy aktivitet. Shell har identifisert tilsammen seks definerte fare- og ulykkessituasjoner (DFU), hvorav tre for normale driftsår og seks for høyaktivitetsår.

Miljørisikoanalyse

Samlet miljørisiko for alle DFU-er ved Knarrfeltet gir utslag for de samme bestandene ved begge aktivitetsnivå, og er innenfor Shells feltspesifikke akseptkriterier for alle skadekategorier og sesonger.

Den høyeste samlete miljørisikoen i år med høy aktivitet er beregnet for Norskehavsbestanden av alkekonge (8,8 % i skadekategori alvorlig om vinteren). I alvorlig og betydelig skadekategorier er det alkekonge og lomvi som har høyest miljørisiko, mens havsule og strandruter slår ut i de lavere skadekategoriene. Utblåsning ved komplettering av ny brønn, utblåsning under produksjon og skipskollisjon (DFU 1, 3 og 5) utgjør de tre største bidragene for skade i alle skadekategorier i høyaktivitetsår. De høyeste miljørisikoene for år med normal drift varierer fra 4.7 % til 1.7 % i skadekategorien betydelig. Utblåsning under produksjon og skipskollisjon (DFU 1 og 5) utgjør de to største bidragene for skade i alle skadekategorier i normalår.

Oljedriftsimulering

Av analyserte DFU-er er det boring og komplettering (DFU 2 og 3) samt brønnintervensjon (DFU 4) som gir størst influensområde på sjøoverflaten og langs kysten. De største influensområdene på sjøoverflaten er lokalisert fra kysten av Ytre Sula og til Helgelandskysten. Influensområde på strandlinje varierer fra 21 til 113 berørte kartruter.

Tap av FPSO på grunn av strukturell feil gir det største influensområdet i vannkolonnen, med opptil 92 berørte kartruter. De andre DFU-ene har influensområde fra 0-21 kartruter.

Strandingsstatistikken viser strandingssannsynligheter fra 39 - 92 %). En utblåsning ved boring og komplettering resulterer i de største strandingsmengdene av oljeemulsjon. Korteste drivtid til land, representert med 95-persentilen, varierer fra 6 til 14 døgn. Alle DFU-er har strandingssannsynlighet på over 5 % på Frøya og Froan, Smøla og Vikna vest, med størst sannsynlighet (79 %) og mengde (8 461 tonn) på Frøya og Froan.

Beredskapsbehov

Beredskapsanalysen er utført vha. barrierekalkulatoren (BarKal) lastet ned fra NOFO sitt planverk. Det er beregnet beredskapsbehov i barriere 1-5. Beregnet systembehov er syv NOFO-systemer i barriere 1 og 2, og fire kystsystem i barriere 3 og 4 for år

(5)

med normal aktivitet. Systemene skal mobiliseres raskest mulig og innen 9,3 døgn. I høy- aktivitetsår er systembehovet noe høyere. Høyeste beregnete systembehov er ni systemer på åpent hav og seks kystsystemer.

Første system i barriere 1 kan være på plass etter ni timer, mens fullt utbygde barrierer på åpent hav nås innen 24 timer. Jordbær 2010 13^◦C er egnet til mekanisk oppsamling etter noen timers forvitring på sjøen, men har problemer med lav viskositet og lenselekkasje de første timene etter et utslipp ved lave vindstyrker. Dette tidsrommet sammenfaller med vinduet for når oljen har potensiale for kjemisk dispergering.

5

(6)

Forkortelser og definisjoner

Akseptkriterier Operatørens aksepterte maksimalsannsynlighet for miljøskade i ulike skadekategorier. Benyttes for å avgjøre om en risiko akseptabel eller uakseptabel.

ALARP As low as reasonably practical: prinsipp som benyttes ved vurdering av risikore- duserende tiltak.

BA Beredskapsanalyse for oljesøl.

Barriere Tekniske, operasjonelle og organisatoriske elementer som enkeltvis eller til sammen skal redusere muligheten for at konkrete feil, fare- og ulykkessituasjoner inntreffer, eller som begrenser eller forhindrer skader/ulemper.

BP Beredskapsplan.

DFU Definerte fare- og ulykkeshendelser.

Eksempelområder for oljevern Prioriterte kystområder forhåndsdefinert som dimensjonerende for oljevernberedskapen. 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.

Felt En samling installasjoner som borer/produserer fra ett eller flere reservoarer, eller innenfor et naturlig avgrenset geologisk område.

HI Havforskningsinstituttet.

IGSA InnsatsGruppe Strand Akutt. Operativ beredskapstjeneste med spesialopplæring og utstyr til rask og effektiv oppsamling av olje i strandsone.

IUA Interkommunalt Utvalg mot Akutt forurensning. Det interkommunale beredskapsamar- beidet som er delt inn i ulike IUA-regioner.

MDir Miljødirektoratet

MEMW Marine Environmental Modelling Workbench. Programvarepakke fra SINTEF.

MIRA Metode for miljørettet risikoanalyse.

MMB Maritim Miljø-Beredskap

MRA Miljørisikoanalyse (Environmental Risk Analysis). Risikoanalyse som vurderer risiko for ytre miljø.

NEBA Netto miljøgevinstanalyse for kjemisk dispergering (Net Environmental Benefit Ana- lysis).

NOFO Norsk oljevernforening for operatørselskap.

NOROG Norsk Olje og Gass. Forkortelsen OLF benyttes fremdeles for publikasjoner utgitt da organisasjonen het Oljeindustriens Landsforening.

NORSOK Norsk sokkels konkurranseposisjon. Et samarbeidsprosjekt mellom aktørene i ol- jeindustrien og myndighetene, mest kjent for NORSOK-standardene.

ODS Oljedriftsimulering.

Oljevernsystem Sett av utstyrsenheter for å samle sammen, ta opp og oppbevare oljeforuren- sning.

(7)

OR-fartøy Oljevernfartøy (Oil spill Response vessel). Del av NOFO-system, der den andre delen er et slepefartøy.

OSCA Beredskapsanalyse (Oil spill contingency analysis).

OSCP Oljevernberedskapsplan (Oil spill contingency plan).

OSCAR Oil spill contingency and response. Modul for oljedriftsimuleringer i programvarepakken MEMW 10.0.1 fra SINTEF.

PL Produksjonslisens.

Ptil Petroleumstilsynet.

Restitusjonstid Tiden det tar fra et oljeutslipp skjer og til restitusjon er oppnådd. Restitusjon er oppnådd når bestanden eller habitatet er tilbake på tilnærmet samme nivå som før oljeutslippet. Restitusjonstiden må være lengre enn 1 måned for at den skal bli registrert som miljøskade.

Skadekategorier Kategorisering av miljøskader i hhv. mindre, moderat, betydelig eller alvorlig på grunnlag av restitusjonstid.

SVO Særlig verdifulle områder

THC Total Hydrocarbon Concentration. Total mengde hydrokarbon - inkluderer både disper- gert olje og løste komponenter.

Vektet utblåsningsrate/-varighet Sannsynlighetsvektet gjennomsnitt av hhv. utblåsningsrate og -varighet.

VØK Verdsatt økosystemkomponent. En bestand og/eller et habitat som oppfyller et sett spe- sifikke definisjoner og prioriteringskriterier.

7

(8)

Innhold

Godkjenningstabell 2

Versjonshistorikk 3

Sammendrag 4

Forkortelser og definisjoner 6

Innhold 10

1 Introduksjon 11

1.1 Planlagt aktivitet . . . 13

1.1.1 Inngangsdata forKnarr . . . 13

1.1.2 Definerte fare- og ulykkeshendelser (DFU) . . . 13

1.1.3 Statistikk for hver DFU . . . 14

1.2 Oljens forvitringsegenskaper . . . 16

1.3 Operatørens akseptkriterier for miljørisiko . . . 17

2 Områdebeskrivelse 18 3 Metoder 21 3.1 Oljedriftsimuleringer . . . 21

3.2 Miljørisikoanalyse . . . 22

3.3 Beredskapsanalyse . . . 22

4 Resultater fra oljedriftsimulering 24 4.1 Influensområder . . . 24

4.2 Strandingsstatistikk . . . 45

5 Resultater for miljørisikoanalyse 48 5.1 Miljørisiko sammenlignet med 2013. . . 48

5.2 Samlet miljørisiko for alle dfu-er . . . 50

5.3 Miljørisiko forutblåsning under produksjon . . . 52

5.3.1 Resultater for åpent hav. . . 52

5.3.2 Resultater for kyst . . . 53

5.3.3 Resultater for sel . . . 54

5.3.4 Resultater for strandhabitat . . . 54

5.4 Miljørisiko forutblåsning under boring av ny brønn . . . 56

(9)

Innhold

5.5 Miljørisiko forutblåsning under komplettering av ny brønn . . . 57

5.6 Miljørisiko forutblåsning fra lett brønnintervensjon . . . 61

5.7 Miljørisiko forskipskollisjon . . . 63

5.8 Miljørisiko fortap av FPSO . . . 66

5.8.4 Resultater for fisk . . . 66

6 Resultater for beredskapsanalyse 68 6.1 Krav til oljevernberedskap . . . 68

6.2 Dimensjonering av oljevernberedskap . . . 69

6.2.1 Oljevernberedskap for utblåsninger . . . 69

6.2.2 Uventede utslipp fra FPSO . . . 69

6.3 Oljens forvitring og egenskaper relatert til beredskap . . . 69

6.4 Beredskapsbehov på åpent hav . . . 72

6.5 Beredskapsbehov ved kyst og strand . . . 74

6.5.1 Beredskapsbehov i kystsonen (Barriere 3 og 4) . . . 74

6.5.2 Beredskapsbehov i strandsonen (Barriere 5) . . . 75

6.6 Oppsummering oljevernberedskap . . . 76

Referanseliste 79 A Vedlegg: Metoder 80 A.1 Metode for simulering av oljedrift . . . 80

9

(10)

Innhold

A.1.1 Definisjon av influensområder . . . 82

A.1.2 Beregning av persentiler. . . 83

A.2 Metode for analyse av miljørisiko . . . 84

A.2.1 Konverteringstabeller . . . 86

A.2.2 Skadelig oljekonsentrasjon for fiskelarver . . . 91

A.3 Metode for analyse av oljevernberedskap . . . 92

A.3.1 Inngangsdata . . . 93

A.3.2 Beregning av ressursbehov . . . 94

B Vedlegg: Resultater 98 B.1 Vedlegg: Resultater forutblåsning under produksjon . . . 98

B.1.1 Strandingsstatistikk for prioriterte områder . . . 98

B.1.2 Resultater miljørisikoanalyse. . . 100

B.2 Vedlegg: resultater forutblåsning under boring av ny brønn . . . 111

B.3 Vedlegg: resultater forutblåsning under komplettering av ny brønn . . . 125

B.4 Vedlegg: resultater forutblåsning fra lett brønnintervensjon . . . 137

B.5 Vedlegg: resultater forskipskollisjon . . . 151

B.6 Vedlegg: resultater fortap av FPSO . . . 160

C Vedlegg: Inngangsdata 170 C.1 Oversikt geografiske bestander. . . 170

C.2 Økosystemkomponentenes sårbarhet for olje . . . 170

(11)

1. Introduksjon

1 Introduksjon

Denne rapporten er utarbeidet av Acona AS, på vegne av AS Norske Shell (heretter referert til som Shell). Rapporten inneholder følgende tre analyser: (1) stokastiske oljedriftsimuleringer, (2) miljørisikoanalyse, og (3) beredskapsanalyse for oljevern. Analysene er utført i samsvar med Styringsforskriften (paragraf 17), metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA, OLF 2007) og dokumentet Beste Praksis for oljedriftsimuleringer utarbeidet på oppdrag fra Norsk Olje og Gass (Acona, Akvaplan-niva og DNV GL 2016) samt veiledning for miljørettede beredskapsanalyser (Norsk olje og gass 2013).

Knarr ligger i blokk 34/3 i PL373S nord for Tampenområdet nord i nordsjøen (figur1.1). Avs- tanden til kysten er omtrent 97 km, til øyer utenfor Sverlingsosen-Skorpa i Flora kommune, mens avstanden til Florø er 112 km. Vanndypet er 412 meter.

Knarrfeltet består av tre produksjonsbrønner og tre vanninjeksjonsbrønner samlet i ett pro- duksjonstemplat og ett injeksjonstemplat på sjøbunnen. Disse er knyttet til Knarr FPSO via en samlet rørledning og fleksible stigerør.

Shell skal gjennomføre to brønnintervensjoner i 2019 og bore en ny produksjonsbrønn i 2020.

Oljedriftanalysen og miljørisikoanalysen er gjennomført for perioden 2019-2023, og beregnet for hhv. høyaktivitetsår og normalår.

11

(12)

1. Introduksjon

Figur 1.1: Beliggenheten til Knarr og omkringliggende felt. Den røde firkanten markerer posisjonen til utslippspunktet.

(13)

1.1. Planlagt aktivitet

1.1 Planlagt aktivitet

1.1.1 Inngangsdata for Knarr

Tabell 1.1: Inngangsdata til de stokastiske oljedriftsimuleringene for DFU-er ved Knarr.

Parameter Verdi/Referanse

Aktivitet felt

Type hendelse 6 DFU-er, se1.1.2

Breddegrad (^◦N) 61.8115

Lengdegrad (^◦E) 2.7718

Vanndybde (m) 412

Oljetype Jordbær 2010 13^◦C

GOR (S m³/S m³) 124

Tid for boring av avlastningsbrønn (d) 75

1.1.2 Definerte fare- og ulykkeshendelser (DFU)

For de planlagte aktivitetene ved Knarr har Shell identifisert seks definerte fare- og ulykkessituasjoner (DFU). DFU-ene er presentert i tabell1.2og i påfølgende kapitler.

Tabell 1.2: Oversikt over DFU-er, planlagt aktivitetsnivå og totalfrekvenser for år med høy ak- tivitet og år med normal aktivitet ved Knarr. Stokastiske oljedriftsimuleringer og miljørisiko- analyse er utført for hver DFU. For oljevernberedskapsanalysen er utblåsning under produksjon dimensjonerende hendelse i normalår, mens utblåsning under boring og komplettering er dimen- sjonerende hendelse i høyaktivitetsår.

Nr. DFU Aktivitet Frekvens

Høy Normal Høy Normal

1 utblåsning under produksjon 4 brønner 4 brønner 1,55E-04 1,55E-04

2 utblåsning under boring av ny brønn 1 boring . . . 3,56E-05 . . . 3 utblåsning under komplettering av ny brønn 1 komplettering . . . 2,38E-04 . . .

4 utblåsning fra lett brønnintervensjon 2 . . . 1,27E-05

5 skipskollisjon 1 1 8,52E-05 8,52E-05

6 tap av FPSO 1 1 1,5E-05 1,5E-05

Sum Høyaktivitetsår . . . 5.41E-04 . . .

Sum Normalår . . . 2,55E-04

13

(14)

1.1.3 Statistikk for hver DFU

Hver DFU er karakterisert ved tre ulike statistikker: (1) sannsynligheten (frekvensen) for ut- blåsning, (2) sannsynlighetsfordelingen mellom sjøbunn- og overflateutblåsning, og (3) sannsynlighetsfordeling av utblåsningsrater og -varigheter.

Statistikkene er hentet fra risikorapport for feltet utført av Ranold AS (Ranold AS 2019) basert på oppdaterte data for frekvenser og utblåsninger i SINTEFs offshore utblåsningsdatabase.

utblåsning under produksjon

Knarrfeltet består av tre produserende oljebrønner, som i løpet av 2020 skal utvides med en ny produksjonsbrønn. Utblåsning under produksjon dekker derfor totalt fire produserende brønner. Brønnen Knarr Central B 34/3-A-4-H er valgt som representativ for feltet og ratematrisen fra denne brønnen anses å dekke alle fire produserende brønner i perioden 2019-2023. Frekvensen, basert på fire produksjonsbrønner, for utblåsning under produksjon er 1.55E-04 per år.

Ettersom Knarr er utbygget med sjøbunnstemplater, er det kun sjøbunn som er aktuelt utslippsdyp for produksjonsutblåsninger (tabell1.3). Vektet utblåsningsrate og -varighet er hhv.

2684 S m³/d og 20.7 dager.

Vanninjeksjonsbrønnene er ikke omfattet av analysen ettersom et utslipp fra vanninjeksjons- brønnen vil bestå av formasjonsvann (Ranold AS 2019).

Tabell 1.3: Rate- og varighetsmatrisen for en utblåsning under produksjon og komplettering ved Knarr. Dataene er aggregert fra rate- og varighetsmatrisen oppgitt iRanold AS(2019). Scenarioer modellert med restriksjon (utslippsdiameter på 2,38 cm) er merket med en stjerne.

Utslippspunkt Rater Sannsynlighet for varighet

Dybde Sanns. (%) S m³/døgn Sanns. (%) 2 dager 15 dager 25 dager 75 dager

Sjøbunn 100 2211 13 36 35 14 15

Sjøbunn 100 4587 17 36 35 14 15

Sjøbunn* 100 1755 29 36 35 14 15

Sjøbunn* 100 2689 41 36 35 14 15

Utblåsning fra boring og komplettering av ny brønn

Shell planlegger boring av en ny produksjonsbrønn (DFU-2) og vanninjeksjonsbrønn på Knarrfeltet i 2020. Sannsyn- lighetene for utblåsning under boring er 3.56E-05. Komplettering av den nye brønnen (DFU-3) har sannsynlighet for utblåsning på 2.38E-04. Begge DFU-ene er kjørt med samme rate- og varighetsmatrise i oljedriftsimuleringene (tabell 1.4), men på grunn av ulik frekvens er miljørisiko beregnet og presentert i separate kapitler.

Ved en utblåsning under boring og komplettering er sannsynligheten for sjøbunns- og overfla- teutblåsninger hhv. 0.90 og 0.10,

(15)

Vektet utblåsningsrate og -varighet for boring og komplettering av ny brønn er på hhv. 3238 S m³/d og 20.7 dager for sjøbunnsutblåsning og 3279 S m³/d og 19.4 dager for overflateutblåsning.

Tabell 1.4: Rate- og varighetsmatrisen for en utblåsning under boring av ny brønn og komplet- tering ved Knarr. Dataene er aggregert fra rate- og varighetsmatrisen oppgitt iRanold AS(2019).

Scenarioer modellert med restriksjon (utslippsdiameter på 2,38 cm) er merket med en stjerne.

Overflate 10 1802 8 47 33 3 17

Overflate 10 2365 50 47 33 3 17

Overflate 10 2574 11 47 33 3 17

Overflate 10 2663 4 47 33 3 17

Overflate 10 5455 22 47 33 3 17

Overflate 10 7781 5 47 33 3 17

Sjøbunn 90 2727 4 36 35 14 15

Sjøbunn 90 4643 22 36 35 14 15

Sjøbunn 90 5937 5 36 35 14 15

Sjøbunn* 90 2086 8 36 35 14 15

Sjøbunn* 90 2695 50 36 35 14 15

Sjøbunn* 90 2844 11 36 35 14 15

utblåsning fra lett brønnintervensjon

Shell planlegger å utføre to lette brønninter- vensjoner på Knarr i løpet av 2019, installasjon av et retrofit gassløftsystem og vannavstengn- ing av nedre reservoarsone. Risikoen for disse operasjonene anses å være tilsvarende som for wireline-operasjoner, og sannsynligheten for en utblåsning for to operasjoner er 1.27E-05.

Sannsynligheten for sjøbunns- og overflateutblåsninger er hhv. 0.90 og 0.10,

Vektet utblåsningsrate og -varighet for lette brønnintervensjoner er på hhv. 2388 S m³/d og 20.7 dager for sjøbunnsutblåsning og 2256 S m³/d og 19.4 dager for overflateutblåsning.

15

(16)

1.2. Oljens forvitringsegenskaper

Tabell 1.5: Rate- og varighetsmatrisen for en utblåsning fra lett brønnintervensjon og komplet- tering ved Knarr. Dataene er aggregert fra rate- og varighetsmatrisen oppgitt iRanold AS(2019).

Scenarioer modellert med restriksjon (utslippsdiameter på 2,38 cm) er merket med en stjerne.

Overflate 10 717 12 47 33 3 17

Overflate 10 781 5 47 33 3 17

Overflate 10 1574 23 47 33 3 17

Overflate 10 2316 35 47 33 3 17

Overflate 10 2472 10 47 33 3 17

Overflate 10 4748 15 47 33 3 17

Sjøbunn 90 807 5 36 35 14 15

Sjøbunn 90 2211 10 36 35 14 15

Sjøbunn 90 4587 15 36 35 14 15

Sjøbunn* 90 783 12 36 35 14 15

Sjøbunn* 90 1755 23 36 35 14 15

Sjøbunn* 90 2689 35 36 35 14 15

skipskollisjon

Sannsynligheten for en kollisjon der to lagertanker skades er 8.52E-05 per år. Hver lagertank kan romme 9 600m³. Det er konservativt antatt at begge lagertankene er fylt og at totalutslippet er på 19 200m³ fordelt på 2 dagers varighet.

Tap av fpso

Knarr FPSO har 12 lagertanker på 9 600m³ hver. Sannsynligheten for et tap av FPSO-en på grunn av struktursvikt (general structural failure) er 1.50E-05 per år. Total mengde olje som maks kan slippes ut ved en slik hendelse er 57 600m³. Dette tilsvarer 50 % av totalvolument FPSO-en kan lagre. Utslippet er i oljedriftsimuleringen fordelt på 2 dagers varighet, men i realiteten vil utslippet antagelig foregå raskere, på den tiden det tar oljen å strømme ut fra lagertankene. Tap av FPSO pga. struktursvikt er en svært lite sannsynlig hendelse som kan skje grunnet kombinasjonen av ekstremt ujevn vektfordeling av lagertankene og påvirkning fra vind og bølger.

1.2 Oljens forvitringsegenskaper

Forvitringsgenskapene til oljen fra Knarr har blitt beskrevet av SINTEF (2011). Disse egen- skapene er brukt i oljedriftsimuleringene som er utført for prospektet. I rapporten fra SINTEF er oljen navngitt som Jordbær 2010.

Jordbær 2010 13^◦C er en parafinsk råolje (0.802 g/ml) med lavt asfalten- og voksinnhold. De lette komponentene i oljen fordamper raskt ved et utslipp. De første timene etter et oljeutslipp

(17)

1.3. Operatørens akseptkriterier for miljørisiko

vil emulsjonen ha relativt lav viskositet, men vil så rask forme en stabil emulsjon med høyt vanninhold, noe som øker volum og viskositet på utslippet betraktelig.

Se kapittel6.3i beredskapsanalysen for en beskrivelse av oljens egenskaper relatert til beredskap.

1.3 Operatørens akseptkriterier for miljørisiko

Operatørens akseptkriterier for miljøskade i ulike kategorier er gitt i tabell1.6 og er definert i AS Norske Shell(2016). Verdiene er feltspesifikke og angir høyeste sannsynlighet som op- eratøren aksepterer for miljøskade av ulik varighet (skadekategorier). Shells akseptkriterier er fastsatt på grunnlag av hovedprinsippet om at "restitusjonstiden etter en miljøskade for den mest sårbare naturressursen skal være ubetydelig i forhold til forventet tid mellom slike miljøskader".

Akseptkriteriene benyttes i beregningen av relativ miljørisiko for å avgjøre om miljørisikoen er akseptabel eller ikke. Dersom relativ miljørisiko er under 100 % er risikoen lavere enn operatørens akseptkriterie og anses som akseptabel. Rammeforskriftens §11 "Prinsipper for risikoreduksjon" (www.ptil.no) pålegger i tillegg operatører å vurdere miljørisikoen i forhold til ALARP-prinsippet.

Tabell 1.6: Shells feltspesifikke akseptkriterier for miljøskade i de ulike skadekategoriene. Sannsynligheten er oppgitt i enheten pr. driftsår.

Skadeklasse Restitusjonstid (år) Maks. sanns.

Mindre 0.1–1 2.00E-02

Moderat 1–3 5.00E-03

Betydelig 3–10 2.00E-03

Alvorlig >10 5.00E-04

17

(18)

2. Områdebeskrivelse

2 Områdebeskrivelse

I dette kapittelet følger en beskrivelse av viktige områder for verdsatte økosystemkomponenter (VØK) som kan være sårbare ved et oljeutslipp ved Knarr, samt en presentasjon av områdene i figur2.1. Økosystemkomponentenes sårbarhet er beskrevet i vedleggC.2.

Bremanger til Ytre Sula (1)

Området er viktig for sjøfugl som hekke-, beite-, myte-, trekk- og overvintringsområde samt kasteområder for steinkobbe. Området inneholder fu- glereservater (Frøyskjæra, Ytterøyane, Kvalsteinane, Håsteinen, Gåsvær, Indrevær, Utvær og Smelvær) som omfatter viktige hekkelokaliteter og kolonier for mange kystbundne og pelagiske arter. Området anses som sårbart gjennom hele året og er av NINA vurdert som spesielt sår- bart for sjøfugl om vinteren. Askvoll og Solund kommune har flere kasteplasser for steinkobbe.

Bremanger-Ytre Sula er definert som SVO-område i forvaltningsplanen for Nordsjøen.

Mørekysten (2)

Mørebankene er hovedgyteområde for norsk vårgytende sild og svært viktig gyteområde for nordøstarktisk torsk og nordøstarktisk sei. Om våren og sommeren er det stor tetthet av fiskelarver og -yngel på bankene noe som er avgjørende for hekkesuksessen til sjøfuglarter som lunde, lomvi og krykkje da disse artene i liten grad kan nyttiggjøre seg voksen fisk som matkilde. Spekkhogger er tilknyttet Mørebankene tidlig på våren, når silden gyter, og området er et viktig beiteområde for sjøfugl som beiter på pelagiske fiskearter. Mørebankene er vurdert som et SVO-område i forvaltningsplanen for Norskehavet.

Runde er det sørligste store fuglefjellet i Norge og i Skandinavia med store hekkekolonier av pelagiske arter som lunde, havsule, krykkje, alke, lomvi og havhest, men er også et viktig hekkeområde for kystbundne sjøfuglarter som for eksempel toppskarv Mørekysten i sin helhet, og spesielt området fra Stadlandet til Sandøy, er et viktig kaste- og leveområde for steinkobbe.

Frøya, Froan og Smøla (3)

Øygruppen Froan er et av de viktigste marine verneom- rådene i Norge. Øygruppen består av Froan naturreservat og landskapsvernområde med tilhørende dyrelivsfredning. Området er svært viktig som hekke- og overvintringsområde for kystbundne sjøfuglarter, med blant annet flere store hekkekolonier av storskarv og teist. Både steinkobbe og havert har betydelige kastekolonier på øygruppa, og mer enn halvparten av Norges havertpopulasjon kaster ungene sine her. SVO-området inkluderer sokkelområdet, fra kysten og ut til og med Sularevet (Froan-Sularevet). Området er kandidatområde for nasjonal marin verneplan med formål å ta vare på verneverdier som er representative for den indre del av midtnorsk sokkel. Det er utarbeidet en egen forvaltningsplan for Froan. Området rundt Smøla inneholder flere viktige hekke- og overvintringsområder for kystbunden sjøfugl som toppskarv, storskarv, ærfugl og sildemåke. Smøla inneholder også flere viktige kasteområder for steinkobbe og området er spesielt viktig i vinter- og vårsesongen.

(19)

Haltenbanken, Sklinnabanken og Iverryggen (4)

Haltenbanken og Sklinnabanken vest for Vikna i Nord-Trøndelag er spesielt viktige som gyte- og tidlig oppvekstområdet for norsk vårgytende sild og sei. Hele området er et høyproduktivt retensjonsområde (oppsamlingsom- råde) for drivende fiskeegg og -larver. Bankområdene er også viktige beiteområde for fugl som beiter på pelagiske fiskearter og danner derfor grunnlaget for et rikt fugleliv.

Iverryggen ligger i sokkelskråningen vest for Vikna i Nord-Trøndelag og er et viktig område for Lophelia-korallrev. Området kjennetegnes av stort artsmangfold og høye fisketettheter med brosme, lange og uer som de vanligste fiskeartene. Bunntråling er forbudt i området for å beskytte revene som er sårbare for fysisk påvirkning av sjøbunnen. Haltenbanken, Sklinna- banken og Iverryggen er vurdert som SVO-områder i forvaltningsplanen for Norskehavet og Iverryggen er i tillegg kandidatområde for nasjonal marin verneplan.

Kystsonen (5)

Kystsonen er i sin helhet definert som SVO-område i forvaltningsplanen for Norskehavet. Dette er på grunn av kystsonens betydning for overvintrende og hekkende sjøfugl og for sjøpattedyr. Området er karakterisert av mange holmer og skjær som gir grunnlag for et rikt fugleliv, der spesielt kystbundne arter er avhengig av gruntvannsområder for næringssøk.

Eggakanten (6)

Eggakanten angir grensen mellom kontinentalsokkelen og dyphavet og inkluderer kontinentalskråningen. Avstanden til kysten varierer betraktelig, og Eggakanten ligger nærmest norskehavskysten i Sunnmøre og utenfor kysten av Vesterålen/Lofoten og Andøya.

Atlanterhavsstrømmen og kyststrømmen bringer opp næringsrikt vann fra dyphavet langs kan- ten, noe som gir høy produksjon av plante- og dyreplankton. Området fungerer som trans- portområde for gyteprodukter og er et viktig beiteområde for bardehval, spermhval og pelagisk sjøfugl som alkefugl, havhest og krykkje. Dypvannsfisk som uer, snabeluer, blåkveite og vas- sild har gyteområder langs ulike deler av Eggakanten. Området har også høy tetthet av korallrev og svampsamfunn og kartlegging av havbunnen har avdekket at det kan finnes flere potensielt nye naturtyper og kandidater til ansvarsarter for Norge i området. Eggakanten er definert som SVO-område i forvaltningsplanen for Norskehavet.

Røst (7)

Røst er et av de viktigste fuglefjellene i Norskehavet, med mer enn 500 000 hekkende par lunde. Området er også viktig for kystbundne arter som storskarv, toppskarv, teist og ærfugl. De pelagiske artene bruker havområdet opptil 100 km utenfor kolonien som beiteom- råde i hekketiden, og området har høy tetthet av mytende alkefugl i perioden august - oktober.

Området har også betydning som overvintringsområde, men har høyere verdi i vårsesongen da hekkefuglene ankommer øya. Røstområdet har også kasteplasser for steinkobbe, og torsk og sild gyter på Røstbanken.

Fuglenyken (8)

Hekkekoloniene på Fuglenyken og Måsnyken i Vesterålen er en av de viktigste fuglekoloniene i sommerhalvåret. Kolonien er spesielt viktig for lundefugl, men også andre pelagisk dykkende arter, for eksempel lomvi, hekker her. Fuglene i denne kolonien

19

(20)

benytter et havområde på opptil 100 km ut fra fuglefjellet i hekkeperioden.

Sør-Fugløya (9)

Sør- og Nord-Fugløya er begge svært viktige fuglefjell for kolonier av pelagisk dykkende og overflatebeitende arter om våren og sommeren. Områdene er viktige for artene alke, lomvi, lunde, krykkje og havsule. Nord-Fugløya har den høyeste forekomsten av alke i det sørlige Barentshavet med 10 000 hekkende par. Om våren kan flere 100 000 alkefugl oppholde seg i grunne farvann utenfor kysten i forbindelse med innsig av bytteemner som lodde. Av kystbundne arter har nordlig sildemåse tidligere vært viktig på Nord-Fugløy, mens gråmåke og svartbak hekker langs hele kysten av Troms og Finnmark.

Figur 2.1: Viktige områder for verdsatte økosystemkomponenter som kan være sårbare ved utslipp av olje fra DFU-er ved Knarr.

(1) Bremanger til Ytre Sula (2) Mørekysten (3) Frøya, Froan og Smøla (4) Haltenbanken, Sklinna- banken og Iverryggen (5) Kystsonen (6) Eggakanten (7) Røst (8) Fuglenyken (9) Sør-Fugløya .

(21)

3. Metoder

3 Metoder

Analysene er utført i samsvar med Styringsforskriften (paragraf 17), metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA, OLF 2007) og dokumentet Beste Praksis for oljedriftsimuleringer utarbeidet på oppdrag fra Norsk Olje og Gass (Acona, Akvaplan-niva og DNV GL 2016). Bered- skapsanalysen er utført etter veiledning for miljørettede beredskapsanalyser (Norsk olje og gass 2013) vha. Excelverktøyet BarKal, tilgjengelig fra NOFO planverk.

Påfølgende kapitler gir en oversikt over metodene og utvalgte inngangsdata. En mer utfyllende beskrivelse er gitt i følgende vedlegg: (1) Oljedriftsimuleringer i vedleggA.1 og (2) Miljørisiko- analyse i vedleggA.2.

3.1 Oljedriftsimuleringer

Oljens fysiske utbredelse er estimert vha. stokastiske oljedriftsimuleringer (ODS) med pro- gramvaren Oil Spill Contingency And Response (OSCAR), en del av programvarepakken MEMW 10.0.1 fra SINTEF. Modellen er satt opp i henhold tilBeste Praksisfor oljedriftmodellering for standard miljørisikoanalyser (Acona, Akvaplan-Niva, og DNV GL 2016).

De viktigste inngangsdataene er listet opp i tabell3.1.

Tabell 3.1: Inngangsdata til de stokastiske oljedriftsimuleringene for DFU-er ved Knarr.

Parameter Verdi/Referanse

Vinddata NORA10 (2007-2016)

Havstrømdata SVIM (2007-2016) Oljetype Jordbær 2010 13^◦C

Vanndyp (m) 412

Breddegrad (^◦N) 61.8115 Lengdegrad (^◦E) 2.7718 Geodetisk system WGS 84 Oljetetthet (kg/m³) 802 Gasstetthet (kg/m³) 1.47 Gass-til-olje ratio 124

Den aggregerte rate- og varighetsmatrisen består 114 scenarier med unike kombinasjoner av utslippsdyp, -rate og -varigheter. Disse er fordelt på 16 scenarier for utblåsning under produksjon, 48 scenarier for hver av DFU-ene boring av ny brønn (og komplettering), samt brøn- nintervensjon, og en for hver av DFU-ene skipskollisjon og tap av FPSO. Totalt er det simulert 24 240 enkeltsimuleringer. For sjøbunn er det modellert scenarier med og uten restriksjon i

21

(22)

3.2. Miljørisikoanalyse

strømningsvei. Å skille på scenarier med ulik diameter på utslippspunktet gir en bedre gjen- givelse av utblåsningspotensialet, og er i henhold til Beste Praksis for oppsett av stokastiske oljedriftsimuleringer for bruk i miljørisikoanalyser (Acona, Akvaplan-niva og DNV GL 2016).

3.2 Miljørisikoanalyse

Miljørisikoanalysen er utført i henhold til Norsk Olje og Gass sin veiledning for gjennomføring av miljørisikoanalyser for petroleumsaktiviteten på norsk sokkel, MIRA (Metode for miljørettet risikoanalyse, OLF 2007, 2008). For sjøfugl, sjøpattedyr, norsk-vårgytende sild og nordøs- tarktisk torsk og strandhabitat er det utført en skadebasert MIRA. Dette er den mest omfat- tende metoden og benytter detaljerte ressursdatasett sammen med effekt- og skadenøkler for å beregne sannsynlighet for bestandstap, miljøskade og miljørisiko. For fiskebestander der detaljerte ressursdata mangler er det utført en eksponeringsbasert MIRA.

Viktige inngangsdata til miljørisikoanalysen er verdsatte økosystemkomponenter (VØK) (OLF 2007). Det er benyttet siste oppdaterte datasett for alle VØK-grupper i analysen:

• Sjøfugl - Åpent hav: SEAPOP, 01.09.2013, re-publisert i 2015

• Sjøfugl - Kyst: NINA, 26.11.2018

• Gyteområder: HI, 18.05.2018

• Fiskelarver og -egg: HI, 2005

• Sjøpattedyr (sel): MRDB, 02.09.2010

• Strandhabitat: MRDB, 02.09.2010

Bestandsdataene anvendt for denne rapporten omfatter 12 arter sjøfugl i åpent hav datasett, 41 sjøfuglarter i kystdatasett, to arter sjøpattedyr (sel) og 13 fiskebestander. Habitatdataene omfatter 12 ulike strandhabitater. En art består av forskjellige bestander basert på inndeling i ulike geografiske regioner (se vedleggC.1). Planktonorganismer med unntak av fiskeegg og -larver er ikke tatt med pga. deres lave sensitivitet for olje, noe som skyldes stor geografisk fordeling av de enkelte artene og kort restitusjonstid.

3.3 Beredskapsanalyse

Beredskapsanalysen er utført i henhold tilveiledning for miljørettede beredskapsanalyser(NOFO

& OLF 2007; Norsk olje og gass 2013) og NOFOs planforutsetninger for oljevernberedskap (NOFO 2019) og ved hjelp av Barkal-versjonen datert 05.06.2019. Mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering er iht den nye veilederen for oljevernberedskap likeverdige tiltaksalter- nativer, og den ansvarlige for petroleumsaktiviteten skal vurdere begge alternativer når de planlegger oljevernberedskap.

Behov for resurser for oljevern (ressursbehov) er beregnet for følgende barrierer:

• Barriere 1: Bekjempelse nær utslippskilden

(23)

3.3. Beredskapsanalyse

• Barriere 2: Bekjempelse på åpent hav langs drivbanen mellom kilden og kysten

• Barriere 3: Bekjempelse i kystsonen

• Barriere 4: Bekjempelse og beskyttelse av strandsonen ovenfor mobil olje

• Barriere 5: Oppsamling og strandrensning av ikke mobil olje på land

Resultatene fra beredskapsanalysen danner beslutningsgrunnlag for operatørens valg av av- talefestet stående beredskapsløsning.

23

(24)

4. Resultater fra oljedriftsimulering

4 Resultater fra oljedriftsimulering

Resultatene fra de stokastiske oljedriftsimuleringene presenteres som influensområder og strandingsstatistikk for hhv. sjøbunns- og overflateutblåsning og -utslipp ved Knarr. Resultatene fra de helårlige stokastiske oljedriftsimuleringene presenteres for sesongene vinter (desember–februar), vår (mars–mai), sommer (juni–august) og høst (september–november).

4.1 Influensområder

Influensområdene for olje på sjøoverflaten, i vannkolonnen og akkumulert på strandlinjen består av alle 10×10 km kartruter som har mer olje enn en viss grenseverdi i mer enn 5 % enkeltsimuleringene. Grenseverdien er 0,01 tonn/km² for sjøoverflaten, 100 ppb THC (Total Hydrocarbon Concentration, oppløst og i dråpeform) for vannkolonnen, og 0,01 tonn/km for strandlinjen. Størrelsen til influensområdene er presentert i tabell 4.1og i figurene4.1-4.19 Merk at influensområdene ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er en statistisk stør- relse som er beregnet fra enkeltsimuleringer og som angir sannsynligheten for at en kartrute vil bli berørt av mer olje enn grenseverdienforutsatt at en utblåsning/utslipp finner sted (vedlegg A.1.1).

Boring og komplettering (DFU2 og 3), samt brønnintervensjon (DFU 4) gir de største influen- sområdene på sjøoverflaten og langs kysten. Mens kollisjon (DFU 5) og tap av FPSO (DFU 6) gir de minste influensområdene på overflaten. Tap av FPSO gir det største influensområde i vannkolonnen. De største influensområdene på sjøoverflaten er lokalisert fra kysten av Ytre Sula og til Helgelandskysten. Vinter og høst strekker området seg forbi Lofoten til Andøya og sommer og vår, sørvest til Shetland. Utblåsninger fra brønnintervensjon sjøbunn strekker til Andøya vinter og høst. For DFU 1-5 er influensområdene i vannkolonnen små, mens det ved tap av FPSO er relativt stort med 4-6 ganger så mange kartruter.

Alle DFU-ene resulterer i influensområder langs kysten (se tabell4.1). Størrelsene på områ- dene varierer noe, fra 21 strandruter for kollisjon om sommeren til 113 strandruter gitt en lekkasje fra boring og komplettering om høsten. Hendelsene med størst influensområde for strandlinjen har kartruter lokalisert på Smøla, Frøya og Froan og langs deler av Helgeland- skysten. Det mest utsatte kystområdet totalt sett er Frøya og Froan verneområde.

(25)

4.1. Influensområder

Tabell 4.1: Størrelsen av influensområder for olje på sjøoverflaten, i vannkolonnen og akku- mulert på strandlinjen, definert i vedleggA.1.1, og vist som antall 10×10 km kartruter. Influen- sområdene er beregnet fra de stokastiske oljedriftsimuleringene for Knarr.

DFU

Sesong Antall kartruter (10 x10 km)

Nr. Navn Vannkolonne Overflate Strandlinje

1 Utblåsning fra produksjon

Vinter 10 2203 39

Vår 14 2487 36

Sommer 18 2229 49

Høst 13 2268 55

2 og 3

Boring og komplettering - overflate

Vinter 6 3348 102

Vår 1 3584 77

Sommer 1 3406 90

Høst 6 3305 113

Boring og komplettering - sjøbunn

Vinter 12 2182 42

Vår 17 2417 32

Sommer 21 2212 48

Høst 17 2241 57

4

Brønnintervensjon - overflate

Vinter 1 3177 78

Vår 0 3426 62

Sommer 0 3186 76

Høst 1 3089 99

Brønnintervensjon - sjøbunn

Vinter 8 2245 38

Vår 13 2537 31

Sommer 16 2270 49

Høst 12 2299 57

5 Kollisjon

Vinter 20 1510 23

Vår 12 1391 24

Sommer 9 1407 21

Høst 17 1425 47

6 Tap av FPSO

Vinter 63 1641 29

Vår 68 1529 35

Sommer 83 1507 30

Høst 92 1571 66

25

(26)

Figur 4.1:Influensområdene for olje på sjøoverflaten for utblåsning under produksjon (sjøbunn) ved Knarr.

Hvert område består av alle 10×10 km kartruter som har mer olje på overflaten enn 0,01 tonn/km² i mer enn 5, 25, 50 eller 75 % av enkeltsimuleringene, gjengitt med ulike fargekoder.

(27)

Figur 4.2: Influensområdene for olje på sjøoverflaten for utblåsning under boring eller komplettering av ny brønn (sjøbunn) ved Knarr. Hvert område består av alle 10×10 km kartruter som har mer olje på overflaten enn 0,01 tonn/km²i mer enn 5, 25, 50 eller 75 % av enkeltsimuleringene, gjengitt med ulike fargekoder.

27

(28)

Figur 4.3: Influensområdene for olje på sjøoverflaten for utblåsning under boring eller komplettering av ny brønn (overflate) ved Knarr. Hvert område består av alle 10×10 km kartruter som har mer olje på overflaten enn 0,01 tonn/km²i mer enn 5, 25, 50 eller 75 % av enkeltsimuleringene, gjengitt med ulike fargekoder.

(29)

Figur 4.4: Influensområdene for olje på sjøoverflaten for utblåsning fra lett brønnintervensjon (sjøbunn) ved Knarr. Hvert område består av alle 10×10 km kartruter som har mer olje på overflaten enn 0,01 tonn/km²i mer enn 5, 25, 50 eller 75 % av enkeltsimuleringene, gjengitt med ulike fargekoder.

29

(30)

Figur 4.5: Influensområdene for olje på sjøoverflaten for utblåsning fra lett brønnintervensjon (over- flate) ved Knarr. Hvert område består av alle 10×10 km kartruter som har mer olje på overflaten enn 0,01 tonn/km²i mer enn 5, 25, 50 eller 75 % av enkeltsimuleringene, gjengitt med ulike fargekoder.

(31)

Figur 4.6: Influensområdene for olje på sjøoverflaten for skipskollisjon (overflate) ved Knarr. Hvert område består av alle 10×10 km kartruter som har mer olje på overflaten enn 0,01 tonn/km² i mer enn 5, 25, 50 eller 75 % av enkeltsimuleringene, gjengitt med ulike fargekoder.

31

(32)

Figur 4.7: Influensområdene for olje på sjøoverflaten for tap av FPSO (overflate) ved Knarr. Hvert område består av alle 10×10 km kartruter som har mer olje på overflaten enn 0,01 tonn/km² i mer enn 5, 25, 50 eller 75 % av enkeltsimuleringene, gjengitt med ulike fargekoder.

(33)

Figur 4.8:Influensområdene for olje i vannkolonnen for utblåsning under produksjon (sjøbunn) ved Knarr.

Hvert område består av alle 10×10 km kartruter som har har høyere oljekonsentrasjon i vannsøylen enn 100 ppb, i mer enn 5, 25, 50 eller 75 % av enkeltsimuleringene, gjengitt med ulike fargekoder.

33

(34)

Figur 4.9: Influensområdene for olje i vannkolonnen for utblåsning under boring eller komplettering av ny brønn (overflate) ved Knarr. Hvert område består av alle 10×10 km kartruter som har har høyere oljekon- sentrasjon i vannsøylen enn 100 ppb, i mer enn 5, 25, 50 eller 75 % av enkeltsimuleringene, gjengitt med ulike fargekoder.

(35)

Figur 4.10: Influensområdene for olje i vannkolonnen for utblåsning fra lett brønnintervensjon (sjøbunn) ved Knarr. Hvert område består av alle 10×10 km kartruter som har har høyere oljekonsentrasjon i vannsøylen enn 100 ppb, i mer enn 5, 25, 50 eller 75 % av enkeltsimuleringene, gjengitt med ulike fargekoder.

35

(36)

Figur 4.11: Influensområdene for olje i vannkolonnen for utblåsning fra lett brønnintervensjon (over- flate) ved Knarr. Hvert område består av alle 10×10 km kartruter som har har høyere oljekonsentrasjon i vannsøylen enn 100 ppb, i mer enn 5, 25, 50 eller 75 % av enkeltsimuleringene, gjengitt med ulike fargekoder.

(37)

Figur 4.12:Influensområdene for olje i vannkolonnen for skipskollisjon (overflate) ved Knarr. Hvert område består av alle 10×10 km kartruter som har har høyere oljekonsentrasjon i vannsøylen enn 100 ppb, i mer enn 5, 25, 50 eller 75 % av enkeltsimuleringene, gjengitt med ulike fargekoder.

37

(38)

Figur 4.13: Influensområdene for olje i vannkolonnen for tap av FPSO (overflate) ved Knarr. Hvert område består av alle 10×10 km kartruter som har har høyere oljekonsentrasjon i vannsøylen enn 100 ppb, i mer enn 5, 25, 50 eller 75 % av enkeltsimuleringene, gjengitt med ulike fargekoder.

(39)

Figur 4.14: Influensområdene for olje akkumulert på strandlinjen for utblåsning under produksjon (sjøbunn) ved Knarr. Hvert område består av alle 10×10 km kyststripe-kartruter med mer akkumulert olje enn 0,01 tonn/km i mer enn 5, 25, 50 eller 75 % av enkeltsimuleringene, gjengitt med ulike fargekoder.

39

(40)

Figur 4.15: Influensområdene for olje akkumulert på strandlinjen for utblåsning under boring eller kom- plettering av ny brønn (overflate) ved Knarr. Hvert område består av alle 10×10 km kyststripe-kartruter med mer akkumulert olje enn 0,01 tonn/km i mer enn 5, 25, 50 eller 75 % av enkeltsimuleringene, gjengitt med ulike fargekoder.

(41)

Figur 4.16: Influensområdene for olje akkumulert på strandlinjen for utblåsning fra lett brønnintervensjon (sjøbunn) ved Knarr. Hvert område består av alle 10×10 km kyststripe-kartruter med mer akkumulert olje enn 0,01 tonn/km i mer enn 5, 25, 50 eller 75 % av enkeltsimuleringene, gjengitt med ulike fargekoder.

41

(42)

Figur 4.17: Influensområdene for olje akkumulert på strandlinjen for utblåsning fra lett brønnintervensjon (overflate) ved Knarr. Hvert område består av alle 10×10 km kyststripe-kartruter med mer akkumulert olje enn 0,01 tonn/km i mer enn 5, 25, 50 eller 75 % av enkeltsimuleringene, gjengitt med ulike fargekoder.

(43)

Figur 4.18: Influensområdene for olje akkumulert på strandlinjen for skipskollisjon (overflate) ved Knarr.

Hvert område består av alle 10×10 km kyststripe-kartruter med mer akkumulert olje enn 0,01 tonn/km i mer enn 5, 25, 50 eller 75 % av enkeltsimuleringene, gjengitt med ulike fargekoder.

43

(44)

Figur 4.19: Influensområdene for olje akkumulert på strandlinjen for tap av FPSO (overflate) ved Knarr.

Hvert område består av alle 10×10 km kyststripe-kartruter med mer akkumulert olje enn 0,01 tonn/km i mer enn 5, 25, 50 eller 75 % av enkeltsimuleringene, gjengitt med ulike fargekoder.

(45)

4.2. Strandingsstatistikk

4.2 Strandingsstatistikk

Strandingsstatistikk er presentert for all oljeberørt kystlinje og og i prioriterte kystområder for oljevern (NOFO eksempelområder). Strandingsstatistikken for emulsjon er basert på bruk av persentiler (se vedlegg A.1.2 for en beskrivelse av dette begrepet). Merk at persentiler er en statistisk størrelse som beskriver variasjonen (spredningen) i drivtid og strandingsmengde for alle simuleringene og ikke en enkelt hendelse.

Erfaring fra enkeltsimuleringer viser at det ikke er noen korrelasjon mellom drivtid til land og strandingsmengder. Det vil si at simuleringer som gir korte drivtider kan gi både små og store strandingsmengder, og simuleringer som gir store strandingsmengder kan ha lange drivtider sammenliknet med korteste drivtid til land. Det kan forklares med at enkeltsimuleringer som gir kort drivtid til land ofte er forbundet med andre værforhold enn enkeltsimuleringer som gir store strandingsmengder.

All oljeberørt kyst

Strandingsstatistikken for all oljeberørt kyst er presentert i tabell 4.2. Sannsynlighet for stranding av olje gitt et utslipp varierer fra 39 til 92 %. Det er tap av FPSO (DFU 6) og kollisjon (DFU 5) som har høyest strandingssannsynlighet på vinter og høst, mens det er relativt likt for samtlige DFU-er sommer og vår. En lekkasje fra boring og komplettering (DFU 2 og 3) resulterer i de klart største strandingsmengdene av oljeemulsjon, etterfulgt av tap av FPSO. Korteste drivtid til land, representert med 95-persentilen, varierer fra 6,1 til 14 døgn. Korteste drivtid for det dimensjonerende scenarioet for oljevernberedskap, utblåsning under produksjon, er 9,3 døgn.

Eksempelområder for oljevern

Strandingsstatistikken for NOFOs eksempelområder for oljevern er presentert i tabell4.3. Det er størst sannsynlighet for stranding på Frøya, Froan og Smøla i alle DFU-er. Drivtiden til disse områdene varierer fra 7,4 døgn (Smøla DFU-6, høst ) til 18,3 døgn (Smøla DFU-1, sommer) og mengdene varier fra 8 641 tonn (Frøya, Froan, DFU-2 og 3, høst) til 209 tonn (Smøla, DFU-5, sommer). De øvrige områder har lav sannsynlighet i alle DFU-er.

Fullstendige resultater for strandingsstatistikk i NOFOs eksempelområder er presentert i ved- leggB.6.1

45

(46)

4.2. Strandingsstatistikk

Tabell 4.2: Strandingsstatistikk for all oljeberørt kyst, beregnet fra de stokastiske oljedrift- simuleringene. Kolonnene dekker sannsynlighet for stranding, korteste drivtid til land og størst mengde strandet mengde oljeemulsjon. Drivtid og mengde oljeemulsjon er oppgitt som to ulike persentiler fra deres respektive sannsynlighetsfordelinger. Persentiler er definert i vedleggA.1.2.

DFU Nr. Sesong Sanns. (%) Drivtid (d) Mengde (tonn)

P100 P95 P95 P100

1

Vinter 62.2 4.2 9.6 7 292 52 393

Vår 54.0 5.2 10.7 7 740 66 199

Sommer 49.2 7.6 14.0 7 356 87 887

Høst 70.7 5.5 9.3 10 822 50 593

2 og 3

Vinter 61.5 4.2 9.0 13 215 105 920

Vår 53.7 6.1 10.2 11 555 11 450

Sommer 48.5 6.4 12.9 13 780 150 647

Høst 71.3 4.6 8.9 15 297 81 642

4

Vinter 63.8 4.2 9.6 7 186 52 393

Vår 54.0 5.2 10.4 6 156 66 199

Sommer 49.0 7.6 12.8 7 219 87 887

Høst 72.0 4.5 9.0 10 246 50 593

5

Vinter 70.9 4.3 7.9 1 980 3 742

Vår 51.1 7.3 8.6 2 751 5 381

Sommer 39.1 6.6 11.1 1 662 3 050

Høst 85.9 4.3 6.5 2 606 4 957

6

Vinter 77.9 4.2 7.1 7 222 17 394

Vår 52.2 6.2 8.2 12 557 17 671

Sommer 42.4 6.2 10.1 6 749 14 936

Høst 92.4 4.9 6.1 11 550 22 814

(47)

Tabell 4.3: Strandingstatistikk for eksempelområder for oljevern med strandingsannsynlighet større enn 5 % og drivtid kortere enn 20 dager Kolonnene dekker strandingsannsynlighet, 95-persentil av korteste drivtid til land og 95-persentil av mengde strandet oljeemulsjon.

Utslipp Sanns. (%) Drivtid (d) Mengde (t)

DFU Nr. Område Vinter Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst

1 Frøya og Froan 57 41 41 66 12.4 14.4 17.8 11.1 3693 1996 3179 6075

Smøla 44 40 35 53 12.1 13.3 18.3 11 1726 1494 1024 1631

Vikna vest 11 6 14 25 32.3 66.4 34 19.2 43 9 61 159

2,3 Frøya og Froan 55 40 40 65 12.1 13.6 16.9 10.5 5646 3756 4913 8641

Smøla 42 40 35 50 12.2 11.6 17.8 10.5 2792 2687 1961 2485

Vikna vest 12 6 14 25 29.1 69.1 33.1 18.5 76 15 163 301

4 Frøya og Froan 58 42 41 67 12.3 13.9 17.1 10.5 3205 1913 2947 5278

Smøla 46 42 36 55 12 12.4 17.4 10.7 1648 1291 1004 1496

Vikna vest 12 7 15 28 31.8 60.3 34 19 39 9 72 156

5 Frøya og Froan 61 31 22 75 9.9 10.5 13.9 8.5 1138 1495 676 1875

Smøla 54 40 23 69 8.9 9.5 13.8 7.6 517 729 209 870

Vikna vest 5 3 2 25 - - - 15.3 0 0 0 87

Runde 5 10 5 14 - 15.1 21.8 9.5 0 18 10 39

Sandøy 6 6 4 5 21.9 19.7 - 17.4 8 9 0 9

6 Frøya og Froan 67 36 23 79 9.6 10.2 13.4 7.5 3945 4786 2948 7335

Smøla 67 41 27 75 8.2 9.5 12.6 7.4 2301 3217 1150 3244

Vikna vest 11 6 4 29 21.1 21.8 - 14.2 28 9 0 320

Runde 6 16 14 23 17.6 12.3 12.9 10.3 9 249 120 264

Sandøy 9 10 9 13 13.4 13.8 20.3 11.7 24 88 14 44

Sverslingsosen - Skorpa 4 3 1 5 - - - 14.2 0 0 0 58

Vega 0 1 1 8 - - - 19.8 0 0 0 21

(48)

5. Resultater for miljørisikoanalyse

5 Resultater for miljørisikoanalyse

I dette kapitlet vises miljøskade og miljørisiko for hver av DFU-ene på Knarr. Resultater presenteres for (1) sjøfugl fra datasett for åpent hav, (2) sjøfugl fra datasett for kyst, (3) sel, (4) fisk og (5) strandhabitat.

I miljørisikoanalysen beregnes sannsynlighet for skade for hver skadekategori og vurderes mot de feltspesifikke akseptkriteriene (jf. tabell1.6). Skadekategoriene som benyttes er:

• Alvorlig (restitusjonstid >10 år)

• Betydelig (restitusjonstid 3–10 år)

• Moderat (restitusjonstid 1–3 år)

• Mindre (restitusjonstid 0,1–1 år)

Resultatene er presentert for følgende sesonger: Vinter (desember–februar), vår (mars–mai), sommer (juni–august) og høst (september–november).

Presentasjon av resultatene fra miljørisikoanalysen er delt opp i to deler. Første del viser den samlede miljørisikoen for all aktivitet på feltet delt opp i år med høy og normal aktivitet. Hvis man kun er interessert i risikonivået for feltet som helhet er det tilstrekkelig å lese denne delen. Første del gir også en beskrivelse av endring i risikonivået ved feltet sammenlignet med miljørisikoen som ble beregnet i 2013.

Andre del presenterer VØK-ene med høyest sannsynlighet for miljøskade og høyest miljørisiko for hver VØK-gruppe separat for hver DFU. Merk at resultatene for de ulike DFU-ene kun presenteres som søylediagram med sannsynlighet for skade og miljørisiko i de tilfellene der miljørisikoen overstiger 0,5 %. Fullstendige resultater for alle VØK-er og DFU-er er gitt i vedlegg B. Analysen viser at det ikke er beregnet miljørisiko for fisk i noen DFU-er. Fisk presenteres derfor kun i DFU-6, der det er noe overlapp med gyteområder for viktige fiskebestander.

5.1 Miljørisiko sammenlignet med 2013

Miljørisikoen ved Knarr er noe redusert fra analysen utført i 2013 (Acona AS 2013b), der høyeste miljørisiko for undersøkte VØK-er var 10 % for pelagisk sjøfugl, mens den for dagens analyse er 8,8 %. Spesielt er miljørisiko for VØK-bestandene for DFU-1 utblåsning under produksjon lavere enn i 2013.

Oljedriftsmodellen OSCAR er oppdatert flere ganger i perioden fra 2011 til i dag, der de viktigste endringene er implementering av en ny og forbedret dråpestørrelsemodell, samt oppdaterte metoder for inngangsdata til OSCAR-modellen (Acona, Akvaplan-niva og DNV GL 2016). Anal- ysen fra 2013 er analysert med oljedriftsmodellen OSCAR 6.2, mens analysen i denne rapporten er utført med OSCAR 10.0.1. Testing i Beste praksis-gruppen har vist at nyere OSCAR- modeller gir større influensområder på overflaten, mer stranding av olje og høyere miljørisiko,

(49)

5.1. Miljørisiko sammenlignet med 2013

men også at omfang av endringer vil variere med lokasjon, oljetype, GOR, sannsynlighets- bidrag fra sjøbunnsutslipp, samt utslippsrater og deres sannsynlighetsfordeling. Oljedriften for Knarr viser også at det er større sannsynlighet for stranding og kortere drivtid i dagens analyse. Dette sammenfaller med forventningene etter endringen i OSCAR-modellen.

For Knarr er den reduserte miljørisikoen trolig en konsekvens av flere faktorer: (1) Vektet rate for utblåsning under produksjon er redusert fra 6 168S m³/d til 2 684S m³/d. (2) To av ratene i ratematrisen for 2019 er modellert med restriksjon i utslippsdiameter, noe som bidrar til mindre olje til overflate og mengde strandet oljeemulsjon etter en utblåsning. Dette er spesielt relevant for DFU-1, der alle fire rater er sjøbunnsutblåsninger. (3) Dagens analyse er kjørt med strøm- og vinddata med en langt bedre oppløsning, både i geografisk spredning og antall timer enn foregående analyse, i tillegg til oppdatert tidsperiode. Dette gir et mer representativt uttrykk for hvor oljen driver etter en utblåsning. (4) Oppdaterte inngangsdata, spesielt VØK- bestandene, til miljørisikoanalysen. Se seksjon 3.2 og appendix A.2 for en beskrivelse av inngangsdata.

49

(50)

5.2. Samlet miljørisiko for alle dfu-er

5.2 Samlet miljørisiko for alle dfu-er

Samlet miljørisiko for Knarrfeltet gir utslag for de samme bestandene ved begge aktivitetsnivå, og er innenfor Shells feltfeltspesifikke akseptkriterier for alle skadekategorier og sesonger.

Miljørisiko i høyaktivitetsår, i analyserte DFU-er for Knarr er presentert i figur5.1, mens figur 5.2 viser samlet miljørisiko på feltet for normalår. Figurene viser høyeste miljørisiko i de fire skadekategoriene per sesong som andeler av Shells feltspesifikke akseptkriterier, og bidraget til den samlede miljørisikoen fra de ulike DFU-ene er vist med fargekoder. Den høyeste samlete miljørisikoen i år med høy aktivitet er beregnet for Norskehavsbestanden av alkekonge (8,8 % i skadekategori alvorlig om vinteren). I alvorlig og betydelig skadekategorier er det alkekonge og lomvi som har høyest miljørisiko, mens havsule og strandruter slår ut i de lavere skadekategoriene. Berørte strandruter for alle DFU-er på feltet er illustrert i figur5.3.

De høyeste miljørisikoene for år med normal drift, vist i figur5.2, varierer fra 4.7 % til 1.7 % i skadekategorien betydelig.

Utblåsning ved komplettering av ny brønn, utblåsning under produksjon og skipskollisjon (DFU 1, 3 og 5) utgjør de tre største bidragene for skade (i stigende rekkefølge) i alle skadekategorier i høyaktivitetsår. Sannsynlighet for bestandstap over 5 % gitt en hendelse lik DFU 1 og/eller 3 er lav (< 5 %) og det er ingen sannsynlighet for bestandstap over 10 %. Utblåsning fra boring av ny brønn , lett brønnintervensjon og tap av FPSO (DFU 2, 4 og 6) bidrar lite til den totale miljørisikoen for feltet i høyaktivitetsår.

Utblåsning under produksjon og skipskollisjon (DFU 1 og 5) utgjør de to største bidragene for skade (i stigende rekkefølge) i alle skadekategorier i normalår.

Sannsynlighet for bestandstap over 5 % gitt en hendelse lik DFU 5 er høy >60 % for lomvi og det er > 50 % sannsynlighet for bestandstap over 10 % for alkekonge. Det er ingen sannsynlighet for bestandstap over 20 % for noen av de undersøkte VØK-bestandene. Tap av FPSO (DFU 6) bidrar lite til den totale miljørisikoen for feltet i normalår.

(51)

5.2. Samlet miljørisiko for alle dfu-er

Figur 5.1: Miljørisiko for Knarr i år med høy aktivitet, presentert som andeler av Shells feltspesifikke aspektkriterier for miljøskade. Bidrag fra de ulike DFU-ene er vist med ulike fargekoder. I raden med be- standsnavn angir kodene i parentes den geografiske regionen som bestandene tilhører. NH = Norskehavet.

Miljørisiko er beregnet uten konsekvensreduserende tiltak. Merk at y-skalaen går til 10%.

Figur 5.2: Miljørisiko for Knarr i år med normal aktivitet, presentert som andeler av Shells feltspesifikke aspektkriterier for miljøskade. Bidrag fra de ulike DFU-ene er vist med ulike fargekoder. I raden med be- standsnavn angir kodene i parentes den geografiske regionen som bestandene tilhører. NH = Norskehavet.

Miljørisiko er beregnet uten konsekvensreduserende tiltak. Merk at y-skalaen går til 10%.

51

(52)

5.3. Miljørisiko for utblåsning under produksjon

Figur 5.3: Den geografiske lokasjonen til alle strandruter med høyest miljørisiko for alle DFU-er ved Knarr. Ikke alle kartruter berøres av utslipp fra alle DFU-er, se de enkelte seksjonene for detaljer, og kommuner de berørte rutene ligger i.

5.3 Miljørisiko for utblåsning under produksjon 5.3.1 Resultater for åpent hav

Høyeste skadesannsynlighet og høyeste miljørisiko for sjøfugl beregnet på datasett for åpent hav, for utblåsning under produksjon, er presentert for hver av de fire skadekategoriene i figur5.4, mens de fullstendige resultatene er vist i tabellB.2i vedleggB.1.2.

For sjøfugl på åpent hav er skadesannsynligheten 3-7 % ved alvorlig skade (>10 år) og 12-19

% ved betydelig skade (3-10 år). Sannsynligheten for mindre (0,1-1 år) og moderat (1-3 år) skade er høyere, og er i størrelseorden 26 - 36 %.

(53)

Miljørisikoen liten, mindre enn 2 % av Shells feltspesifikke akseptkriterier, uavhengig av skadekategori (restitusjonstid). Alkefugl er mest utsatt for alvorlig skade i alle sesonger.

0 50 100

0.1-1 år3-10 år>10 år1-3 år

26 32 19 7

Betinget sanns. (%) Rest. tid

Vinter Periode

0 50 100

Krykkje (NH) Havsule (NH) Alkekonge (NH) Alkekonge (NH)

verdi under 0,5 %1 1

2

Rel. miljørisiko (%) Bestand

0.1-1 år3-10 år>10 år1-3 år

28 35 15 4 Vår

Havsule (NH) Lomvi (NH) Lomvi (NH) Lomvi (NH)

1

0.1-1 år3-10 år>10 år1-3 år

29 36 12 3 Sommer

Havsule (NH) Lomvi (NH) Lomvi (NH) Lomvi (NH)

1

0.1-1 år3-10 år>10 år1-3 år

29 33 12 3 Høst

Havhest (NH) Lomvi (NH) Lomvi (NH) Lomvi (NH)

1

Figur 5.4: Høyeste skadesannsynlighet gitt hendelsen utblåsning under produksjon og miljørisiko i prosent av akseptkriteriet for sjøfugl på åpent hav ved Knarr. Bestandskode: NH = Norskehavet, NS = Nordsjøen,

5.3.2 Resultater for kyst

Høyeste skadesannsynlighet og høyeste miljørisiko for sjøfugl beregnet på datasett for kyst er presentert for hver av de fire skadekategoriene i figur5.5, mens de fullstendige resultatene er vist i tabellB.3i vedleggB.1.2.

For sjøfugl ved kyst er skadesannsynligheten ved alvorlig (>10 år) og betydelig (3-10 år) skade mindre eller lik 1 %. Sannsynligheten for mindre (0,1-1 år) og moderat (1-3 år) skade er høyere, men lav og er i størrelsesorden 7-22 %.

Tilsvarende er miljørisikoen liten, mindre eller lik 1 % av Shells feltspesifikke akseptkriterier, uavhengig av skadekategori (restitusjonstid).

53

(54)

0 50 100

0.1-1 år3-10 år>10 år1-3 år 7 7

verdi under 0,5 % Betinget sanns. (%) Rest. tid

Vinter Periode

0 50 100

Toppskarv (NO) Toppskarv (NO) Svartand (NO) Ingen bestand

verdi under 0,5 %verdi under 0,5 % verdi under 0,5 %

0.1-1 år3-10 år>10 år1-3 år

15 15

verdi under 0,5 % Vår

Havhest-N (NO) Havhest-N (NO) Havhest-N (NO) Ingen bestand

0.1-1 år3-10 år>10 år1-3 år

21 22 1

verdi under 0,5 % Sommer

Havhest-N (NO) Havhest-N (NO) Ærfugl (NO) Lunde (NO)

verdi under 0,5 % 1

verdi under 0,5 % verdi under 0,5 %

0.1-1 år3-10 år>10 år1-3 år 9 10 Høst 1

Ærfugl (NO) Ærfugl (NO) Ærfugl (NO) Ingen bestand

Figur 5.5: Høyeste skadesannsynlighet gitt hendelsen utblåsning under produksjon og miljørisiko i prosent av akseptkriteriet for sjøfugl ved kysten ved Knarr. Bestandskode: NO: Nasjonal bestand

5.3.3 Resultater for sel

Høyeste skadesannsynlighet og høyeste miljørisiko for sel er presentert for hver av de fire skadekategoriene i figur5.6, mens de fullstendige resultatene er vist i tabell B.4 i vedlegg B.1.2.

For sel er det under 0,5 % eller ingen skadesannsynligheten ved alvorlig skade (>10 år) og mindre eller lik 1 % ved betydelig skade (3-10 år). Sannsynligheten for mindre (0,1-1 år) og moderat (1-3 år) skade er noe høyere men lav, og er i størrelseorden 11 - 18 %.

Tilsvarende er miljørisikoen liten, mindre eller lik 1 % av Shells feltspesifikke akseptkriterier, uavhengig av skadekategori (restitusjonstid).

5.3.4 Resultater for strandhabitat

For strandhabitat er det under 0,5 % eller ingen skadesannsynligheten ved alvorlig (>10 år) og betydelig skade (3-10 år). Sannsynligheten for mindre (0,1-1 år) og moderat (1-3 år) skade er noe høyere, og er i størrelseorden 7 - 38 %.

Miljørisikoen liten, mindre enn 0,5 % av Shells feltspesifikke akseptkriterier, uavhengig av skadekategori (restitusjonstid). De fullstendige resultatene er vist i tabellB.5i vedleggB.1.2.

(55)

0 50 100

0.1-1 år3-10 år>10 år1-3 år

15 15 1

Betinget sanns. (%) Rest. tid

Vinter Periode

0 50 100

Havert (MI) Havert (MI) Havert (MI) Ingen bestand

0.1-1 år3-10 år>10 år1-3 år

11 12

verdi under 0,5 % Vår

0.1-1 år3-10 år>10 år1-3 år

12 12 Sommer 1

0.1-1 år3-10 år>10 år1-3 år

18 18 1

verdi under 0,5 % Høst

Havert (MI) Havert (MI) Havert (MI) Havert (MI)

verdi under 0,5 % 1

verdi under 0,5 % verdi under 0,5 %

Figur 5.6: Høyeste skadesannsynlighet gitt hendelsen utblåsning under produksjon og miljørisiko i pros- ent av akseptkriteriet for sel ved Knarr. Bestandskode: SO = sørlig bestand, MI = midtnorsk bestand, NO = nordlig bestand.

55

(56)

5.4. Miljørisiko for utblåsning under boring av ny brønn

5.4 Miljørisiko for utblåsning under boring av ny brønn 5.4.1 Resultater for åpent hav

For pelagisk sjøfugl er skadesannsynligheten 3-7 % ved alvorlig skade (>10 år) og 12-18 % ved betydelig skade (3-10 år). Sannsynligheten for mindre (0,1-1 år) og moderat (1-3 år) skade er høyere, og er i størrelseorden 24 - 35 %.

Miljørisikoen liten, mindre enn 0,5 % av Shells feltspesifikke akseptkriterier, uavhengig av skadekategori. De fullstendige resultatene er vist i tabellB.7i vedleggB.2.2.

5.4.2 Resultater for kyst

For sjøfugl ved kyst er skadesannsynligheten ved alvorlig (>10 år) og betydelig (3-10 år) skade mindre eller lik 1 %. Sannsynligheten for mindre (0,1-1 år) og moderat (1-3 år) skade er høyere, men lav og er i størrelsesorden 8-21 %.

Tilsvarende er miljørisikoen liten, mindre enn 0,5 % av Shells feltspesifikke akseptkriterier, uavhengig av skadekategori. De fullstendige resultatene er vist i tabellB.8i vedleggB.2.2.

5.4.3 Resultater for sel

For sel er det ingen skadesannsynligheten ved alvorlig skade (>10 år) og mindre eller lik 1 % ved betydelig skade (3-10 år). Sannsynligheten for mindre (0,1-1 år) og moderat (1-3 år) skade er noe høyere men lav, og er i størrelseorden 12 - 18 %.

Tilsvarende er miljørisikoen liten, under 0,5 % av Shells feltspesifikke akseptkriterier, uavhengig av skadekategori. De fullstendige resultatene er vist i tabellB.9i vedleggB.2.2.

5.4.4 Resultater for strandhabitat

For strandhabitat er det under 0,5 % skadesannsynligheten ved alvorlig (>10 år) og betydelig skade (3-10 år). Sannsynligheten for mindre (0,1-1 år) og moderat (1-3 år) skade er noe høyere, og er i størrelseorden 8 - 35 %.

Miljørisikoen liten, mindre enn 0,5 % av Shells feltspesifikke akseptkriterier, uavhengig av skadekategori. De fullstendige resultatene er vist i tabellB.10i vedleggB.2.2.