Innhold Side Miljørisiko- og beredskapsanalyse for Ivar Aasen-feltet

Side 2 av 62

Innhold ^Side

1 SAMMENDRAG ... 3

2 GRUNNLAGSINFORMASJON ... 4

2.1 IVAR AASEN-FELTET ... 4

2.2 FORKORTELSER OG DEFINISJONER ... 6

2.3 REGELVERK ... 6

2.4 DET NORSKES HMS MÅL OG INTERNE KRAV... 7

2.5 AKTIVITETSBESKRIVELSE ... 7

2.6 UTBLÅSNINGSSCENARIER ... 10

2.7 EGENSKAPER TIL RÅOLJEN ... 13

2.8 INFLUENSOMRÅDE FOR UTSLIPP ... 15

3 MILJØBESKRIVELSE – OPPSUMMERING ... 23

4 MILJØRISIKOANALYSE ... 26

4.1 KONSEKVENS- OG RISIKOBEREGNINGER ... 26

4.2 RISIKOREDUSERENDE TILTAK ... 30

5 BEREDSKAPSANALYSE OLJEVERN ... 31

5.1 INNLEDNING ... 31

5.2 BEKJEMPELSESSTRATEGIER ... 31

5.3 OLJEVERNRESSURSER ... 31

5.4 KAPASITETER OG EFFEKTIVITET ... 33

5.5 BARRIERE 1– MEKANISK BEKJEMPELSE I ÅPENT HAV NÆR KILDEN ... 36

5.6 KAPASITETSOPPBYGGING I BARRIERE 1 ... 36

5.7 BARRIERE 2– MEKANISK BEKJEMPELSE I ÅPENT HAV I DRIVBANEN FOR OLJE ... 37

5.8 FARTØYTILGJENGELIGHET OG RESPONSTIDSKRAV ... 38

5.9 BARRIERE 1 OG 2– KJEMISK DISPERGERING ... 40

5.10 BARRIERE 3 OG 4– BEKJEMPELSE I KYST- OG STRANDSONEN ... 41

5.11 FJERNMÅLING ... 42

5.12 MILJØOVERVÅKING OG ETTERKANTUNDERSØKELSER ... 43

5.13 ANBEFALTE BEREDSKAPSKRAV OG LØSNINGER ... 44

6 REFERANSER ... 47

7 BAKGRUNNSINFORMASJON – MILJØBESKRIVELSE ... 48

7.1 METEOROLOGISKE OG OSEANOGRAFISKE FORHOLD ... 48

7.2 BUNNFORHOLD OG BUNNSAMFUNN ... 50

7.3 SJØFUGL ... 52

7.4 SJØPATTEDYR ... 54

7.5 FISK ... 55

7.6 FISKERIER ... 57

7.7 SÆRLIG VERDIFULLE OG SÅRBARE NATUROMRÅDER ... 59

7.8 RØDLISTEARTER ... 60

8 FORVITRINGSDATA FOR IVAR AASEN OLJEN ... 61

Side 3 av 62

1 Sammendrag

Det norske oljeselskap ASA (Det norske) planlegger utbygging av olje- og gassfeltet på Ivar Aasen-feltet, som består av forekomstene Ivar Aasen (PL001B), Hanz (PL028B) og West Cable (PL242). Lisensene ligger i blokkene 16/1 og 25/10. Feltet ligger 160-175 km vest for Karmøy/Utsira. Havdypet er 111-113 m, og bunnen består hovedsakelig av fin sand. Det er ca. 10 km til planlagt lokalisering av plattformen på Edvard Grieg-feltet.

Kampanjen med bore- og brønnoperasjoner er planlagt med oppstart i andre kvartal 2015 og avslutning i 2018. Det planlegges å bores i alt 13 brønner på feltet (Aasen og West Cable), alle fra posisjonen for Ivar Aasen-plattformen.

Forekomsten på Hanz er ennå ikke besluttet utbygget og er ikke med i denne borekampanjen.

Boring og komplettering av brønnene er planlagt gjennomført med den oppjekkbare borerigg Maersk Interceptor (CJ70 rigg). Boringene vil skje gjennom plattformens stålunderstell som vil være ferdig installert i april-mai 2015. De fleste brønnene vil bli boret etter at plattformen (topside) er installert sommeren 2016, og boreriggen vil da være plassert inntil/over plattformen.

En miljørisikoanalyse er gjennomført for potensielle oljeutslipp ved en utblåsning. Det norske vurderer miljørisikoen under borekampanjen på Ivar Aasen til å være lav og akseptabel, både med hensyn til de enkelte bore- og brønnoperasjonene og med hensyn på den samlede årlige aktiviteten.

De mest sårbare miljøressursene i influensområdet for utslipp fra Ivar Aasen er vurdert å være sjøfugl (pelagisk dykkende, herunder lomvi, lunde, alkekonge og alke). I trekk- og overvintringsperioden kan det være endel sjøfugl på åpent hav, også i området ved Ivar Aasen.

Scenarier for utblåsning er vurdert med bistand fra Add Wellflow ut fra statistikk fra Nordsjøen og Mexciogulfen, brønnspesifikke forhold (bla casingprogram) og erfaringsdata. Oljetypen som er lagt til grunn for analysen er Ivar Aasen råolje (tetthet 0,838 tonn/m³), som er en parafinsk, moderat voksrik olje. Det er gjennomført forvitringsstudie for denne oljen av SINTEF.

Det er gjort analyser for ulike typer utblåsningsscenarier under en boreoperasjon, hvor det mest sannsynlige scenariet er en utblåsning fra toppen av reservoarseksjonen, gjennom annulus, med restriksjoner i brønnen (delvis åpen BOP), til overflaten fra boredekk på jackup riggen. Havbunnsutslipp er ikke et realistisk scenario siden det benyttes en jackup rigg hvor brønnhode og BOP er plassert på riggen. Vektet rate er 2555 m³/døgn med vektet varighet 10,8 døgn. Dette scenariet er lagt til grunn for dimensjonering av oljevernberedskap. Etter å ha tatt hensyn til fordampning, nedblanding og vannopptak utgjør utslippet en bekjempbar mengde emulsjon i barriere 1 på 3873- 4967 m³/døgn over sesongene. Lengste varighet av en utblåsning er vurdert til 52 døgn, basert på estimert tid for boring av avlastningsbrønn.

En miljørettet beredskapsanalyse er gjennomført med basis i dimensjonerende scenarier i de fire sesongene.

Ut fra statistikk for signifikant bølgehøyde fra området ved Ivar Aasen fra perioden 1980-2012, er gjennomsnittlig opptakskapasitet for NOFO systemer (med tradisjonelle skimmere) beregnet til 1201-1678 m³/døgn over sesongene.

Dette er vurdert å medføre et systembehov på 3-3-4-4 systemer for mekanisk bekjempelse i barriere 1 i hhv. vår-, sommer-, høst- og vintersesongene. Første system kan være operativt innen 8 timer fra områdeberedskapen på Sleipner/Volve. I barriere 2 er det vurdert behov for 1 system i tillegg i alle sesongene. Det er anbefalt et samlet systembehov i barriere 1 og 2 på 5 systemer over året. Barriere 1 og 2 (felt/åpent hav) kan være fullt utbygd innen 25 timer.

Ivar Aasen oljen er godt dispergerbar, og det er foreslått krav til mobilisering av systemer med utstyr og dispergeringsmidler om bord.

Det er liten sannsynlighet for stranding på kysten, og strandingsmengdene vil være små. Det er satt krav til responstid på 14 døgn for to kystsystemer til NOFO eksempelområde Onøy (Øygarden). Dimensjonerende strandingsmengde i dette området er 47 tonn emulsjon (95-persentil).

Anbefalte beredskapskrav (ytelseskrav) er beskrevet for de ulike barrierene, samt for systemer og rutiner knyttet til deteksjon, responstid, fjernmåling og miljøovervåking/etterkantundersøkelser.

Side 4 av 62

2 Grunnlagsinformasjon

2.1 Ivar Aasen-feltet

Ivar Aasen-feltet ligger i Nordsjøen ca. 175 km vest for Karmøy, og omlag 10 km nordvest for Edvard Grieg-feltet.

Den planlagte produksjonsborekampanjen på Ivar Aasen-feltet vil skje i det som betegnes Ivar Aasen Unit, hvor Det norske er operatør. Ivar Aasen Unit er resultatet av sammenslåing (unitisering) av lisensene PL001B, PL242, PL457 og PL338BS. Øvrige andelseiere er Statoil, Bayerngas, Wintershall, VNG, Lundin og OMV.

Utbyggingsplanene for Ivar Aasen-feltet med funnene Ivar Aasen (tidligere Draupne), West Cable og Hanz er beskrevet i Plan for utbygging og drift (PUD) datert 5. januar 2013. PUD ble behandlet og godkjent i statsråd 22. mars 2013, ref. Prop.98S (2012-2013) «Utbygging og drift av Ivar Aasen-feltet».

Hanz ligger om lag 14 km nord for Ivar Aasen og er ennå ikke besluttet utbygget. West Cable ligger 4-5 km vest for den planlagt lokasjonen av Ivar Aasen-plattformen. Den planlagte produksjonsborekampanjen på Ivar Aasen som er omfattet av denne miljørisiko- og beredskapsanalysen gjelder 12 brønner på Ivar Aasen og én brønn til West Cable (som blir boret fra Ivar Aasen).

Beliggenheten av Ivar Aasen-feltet er vist i Figur 1, mens lisenser og felt/funn i nærområdet er vist i Figur 2.

Figur 1. Beliggenhet av Ivar Aasen-feltet

Side 5 av 62 Tabell 1. Nøkkelinformasjon for borekampanjen Ivar Aasen-feltet

Faktor Beskrivelse

Posisjon for Ivar Aasen plattformen

58° 55´ 20,19’’ Nord, 02° 11´ 53,09’’ Øst

ED50-UTM sone 31: Nord: 6 531 824 m, Øst: 453 825 m

Vanndyp 113 m MSL

Bunnforhold Flat bunn med fin sand, ensartet over hele området Avstand til land/skjærgård 160 km (Utsira), 175 km (Karmøy), 235 km

(Øygarden/Kollsnes) Planlagt oppstart Mai-juni 2015

Planlagt varighet 3 år

Oljeegenskaper Ivar Aasen olje, ref. SINTEF forvitringsstudie (2012).

Tetthet 0,838 tonn/m³

Se kapittel 2.7 for ytterligere beskrivelse Rettighetshavere – Ivar Aasen

Unit (eierandeler er avrundet til to desimaler)

Det norske oljeselskap 34,78% (operatør), Statoil (41,47%), Bayerngas (12,31%), Wintershall (6,46%), VNG (3,02%), Lundin (1,38%), OMV (0,55%)

Figur 2. Lisenser/operatører og felt/funn i området ved Ivar Aasen

Side 6 av 62

2.2 Forkortelser og definisjoner

ALARP As Low As Reasonably Practicable BOP Blow Out Preventer

DFU Definerte fare- og ulykkessituasjoner

IUA Interkommunalt utvalg mot akutt forurensning MDir Miljødirektoratet (www.miljødirektoratet.no) KyV Kystverket (www.kystverket.no)

MI Meteorologisk Institutt (met.no)

MOB Metode/modell for prioritering av ressurser i oljevernberedskap MSL Mean Sea Level

NOFO Norsk oljevernforening for operatørselskap (www.nofo.no) PLONOR Chemicals that “Pose Little or No Risk to the environment”

Ptil Petroleumstilsynet (www.ptil.no)

RKB Rotary Kelly Bushing (lokalisering av boredekk, referanse for å angi boredybde i m)

Seapop Helhetlig og langsiktig overvåkings- og kartleggingsprogram for norske sjøfugler (www.seapop.no) SVO Særlig Verdifulle Områder: naturfaglig verdivurdering av marine ressurser og områder.

2.3 Regelverk

Basert på de lover som er gjeldende for norsk kontinentalsokkel, herunder forurensningsloven og petroleumsloven, er det utgitt forskrifter som regulerer virksomheten spesifikt. Relevante forskrifter mht miljørettede risiko- og beredskapsanalyser er gitt i Tabell 2.

Tabell 2. Relevante forskrifter i HMS-regelverket mht miljørisiko og oljevernberedskap Forskrifter Paragraf Tittel

Rammeforskriften §10

§11

§20

§21

§48

Forsvarlig virksomhet Prinsipper for risikoreduksjon Samordning av beredskap til havs Samarbeid om beredskap til havs

Plikt til å overvåke og fjernmåle det ytre miljøet Styringsforskriften §4

§5

§9

§16

§17

§25

§26

§29

§34

Risikoreduksjon Barrierer

Akseptkriterier for storulykkerisiko og miljørisiko Generelle krav til analyser

Risikoanalyser og beredskapsanalyser Krav om samtykke til enkelte aktiviteter Innhold i søknad om samtykke

Varsling og melding til tilsynsmyndighetene Om overvåking, utslipp og risiko for forurensning Aktivitetsforskriften §57

§58

§59

§73

§74

§75

§76

§77

§78

§79

Fjernmåling av akutt forurensning Miljøundersøkelser ved akutt forurensning Karakterisering av olje og kondensat Beredskapsetablering

Felles bruk av beredskapsressurser Beredskapsorganisasjon

Beredskapsplaner

Håndtering av fare- og ulykkessituasjoner Regional beredskap mot akutt forurensning Aksjon mot akutt forurensning

Innretningsforskriften §42

§43

§48

§49

Materiell for aksjon mot akutt forurensning Beredskapsfartøy

Brønnbarrierer Brønnkontrollutstyr

Forurensningsforskriften Kap. 19 Sammensetning og bruk av dispergeringsmidler og strandrensemidler for bekjempelse av oljeforurensning

Side 7 av 62

2.4 Det norskes HMS mål og interne krav

Det norskes miljøpolitikk er en del av det overordnede styringssystemet for selskapet. For borekampanjen med Maersk Interceptor og de øvrige aktivitetene på feltet er det utarbeidet et HMS-program. For bore- og brønnoperasjonene er det også etablert akseptkriterier for miljørisiko knyttet til større oljeutslipp i samsvar med etablert praksis blant operatører på norsk sokkel (Tabell 3). Slike større oljeutslipp danner grunnlaget for analyse av krav til oljevernberedskap.

Tabell 3. Det norske oljeselskap’s akseptkriterier for miljørisiko

Miljøskade Operasjonsspesifikke

kriterier (frekvens pr operasjon)

Installasjonsspesifikke kriterier (frekvens pr år)

Feltspesifikke kriterier (frekvens pr år)

Mindre (< 1 år restitusjonstid) < 1,0E-03 < 1,0E-02 < 2,0E-02 Moderate (1-3 år restitusjonstid) < 2,5E-04 < 2,5E-03 < 5,0E-03 Betydelige (3-10 år restitusjonstid) < 1,0E-04 < 1,0E-03 < 2,0E-03 Alvorlige (>10 år restitusjonstid) < 2,5E-05 < 2,5E-04 < 5,0E-04

Miljøskade, uttrykt ved restitusjonstid, estimeres/vurderes for den eller de miljøressursene som er kategorisert til å være mest sårbare for oljeforurensning.

2.5 Aktivitetsbeskrivelse

2.5.1 Boreoperasjoner

Det er planlagt å bore ialt 13 brønner på Ivar Aasen-feltet, hvorav 7 oljeprodusenter og 6 vanninjeksjonsbrønner (Figur 3). Alle brønnen vil bores fra jackup riggen Maersk Interceptor og vil knyttes opp mot Ivar Aasen-plattformen.

Figur 3. Brønnbaner fra Ivar Aasen-plattformen

Brønnene har lik brønndesign, men lengden av brønnene vil variere. Gjennomsnittsverdier er presentert i Tabell 4 mens seksjoner/seksjonslengder for hver enkelt brønn er vist i Tabell 5.

Side 8 av 62 Tabell 4. Gjennomsnittlige lengder for brønner på Ivar Aasen

Brønntype Boret lengde

Ivar Aasen oljeprodusenter 4 668 m West Cable oljeprodusent 6 411 m Ivar Aasen vanninjektorer 4 394 m

Tabell 5. Seksjoner og seksjonslengder for brønner på Ivar Aasen (OP=Oil Producer, WI=Water Injector) Brønnavn

32" 16" 12 1/4" 8 1/2"

Totalt [m MD]

Lengde [m MD]

Lengde [m MD]

Lengde [m MD]

Lengde [m MD]

IAOP-01 235 1 210 1 015 1 653 4 113

IAOP-02 235 1 313 1 067 1 876 4 491

IAOP-03 225 1 240 1 069 2 190 4 724

IAOP-04 235 1 605 3 095 510 5 445

IAOP-05 235 1 510 1 415 1 737 4 897

IAOP-06 225 1 335 1 245 1 530 4 335

WCOP-01 427 2 281 2 865 838 6 411

IAWI-01 225 2 137 1 986 266 4 614

IAWI-02 225 1 725 1 440 276 3 666

IAWI-03 225 2 275 2 334 186 5 020

IAWI-04 225 1 705 1 990 208 4 128

IAWI-05 225 2 060 2 129 171 4 585

IAWI-06 225 2 060 1 810 258 4 353

SUM 3 167 22 456 23 460 11 699 60 782

Boreoperasjonene vil skje ved bruk av jackup riggen Maersk Interceptor (Figur 4).

Figur 4. Maersk Interceptor, operert av Maersk Drilling

Riggen er en Maersk CJ-70 oppjekkbar borerigg, bygget ved Keppel Fels verftet i Singapore (2012-2014), og klasset av DNV. Beinlengdene er 207 m, og den kan operere på dyp ned til ca. 150 m. Skrogdimensjonen er ca 89 m x 105 m. Riggen har overnattingsplass for 150 personer. Kraftgenereringen besørges av 4 Wärtsila 9L26 dieselmotorer med samlet innfyrt effekt ca 26 MW.

Side 9 av 62

Figur 5. Brønndesign (oljeprodusent IA, vanninjektor IA, oljeprodusent WC)

Side 10 av 62

2.6 Utblåsningsscenarier

Bore- og brønnaktiviteter i oljereservoarer innebærer en viss risiko for akutte utslipp til sjø. Større hendelser omfatter utblåsning eller brønnlekkasje ved boring inn i hydrokarbonførende reservoarsone. I analysen er brønnlekkasje ikke inkludert da varigheten av slike hendelser er svært kort.

En utblåsning er en ukontrollert brønnutstrømming av olje eller gass fra reservoaret, og kan skje dersom alle brønnbarrierer svikter og en påfølgende brønnkontrolloperasjon også svikter. Brønnlekkasjer relateres til midlertidig tap av tekniske barriereelementer som utgjør 1. og 2. barrieren (borevæskesøyle og BOP), og slike brønnlekkasjer har meget kort varighet.

Ved boring med den oppjekkbare riggen Maersk Interceptor vil både brønnhode og BOP være plassert på riggen, i motsetning til flyterigger hvor dette er plassert på havbunnen. Ved en brønnkontrollhendelse (”kick”) som gir utstrømming fra brønnen vil svikt i BOP føre til utslipp på boredekk.

I SINTEFs Offshore Data Base er det angitt at det også har forekommet havbunnsutslipp fra slike faststående innretninger, men dette er tilfeller fra US GoM hvor det har strømmet olje eller gass fra svært grunne formasjoner på utsiden av fóringsrør med fóringsrørprogram som ikke er sammenlignbare med det som benyttes på norsk sokkel, og ikke fra dype reservoarseksjoner.

For Ivar Aasen er reservoarene ca 2500 m under havbunnen, og det vil være sementert fóringsrør som går fra riggen og ned til omlag 2400-2500 m dyp (tvd RKB). Ut fra vurderinger av formasjonsstyrke, fóringsrørdesign og sementeringsprogram, er konklusjonen at det ikke er mulighet for utstrømming på utsiden av fóringsrør fra dette dypet og helt opp til havbunnen. Det er blant annet planlagt å sementere siste seksjon før reservoaret med tanke på livsløpssyklus for brønnen. Dette innebærer at sementeringsprogrammet under boreoperasjonen er planlagt slik at tilbakeplugging av brønnen sikres og effektiviseres. Dette krever fokus på å gjennomføre en god sementerings- operasjon med optimal soneisolering, som vil bidra til å redusere sannsynligheten betydelig for utstrømming på utsiden av fóringsrøret. Den eneste muligheten for en havbunnsutblåsning er derfor vurdert å være dersom riggen blir utsatt for en fatal hendelse som fører til total kollaps av riggen slik at denne velter eller synker. Sannsynligheten for dette er svært lav. Ut fra dette er ikke havbunnsutslipp inkludert som scenario for Ivar Aasen.

Aktuelle hendelser ifm bore- og brønnoperasjoner på Ivar Aasen, med basis i generell statistikk fra SINTEF Offshore Blowout Database og brønnspesifikke vurderinger er:

 Utblåsning fra toppen av eller fra hele reservoarseksjonen

 Utstrømming gjennom borestreng, annulus eller åpent hull

 Utstrømming uten restriksjoner i brønnen eller med restriksjon (5% åpning i BOP).

Utstrømming vil skje fra boredekket til havoverflaten.

Det er gjennomført brønnspesifikke beregninger av potensielle utblåsningsrater av Add Wellflow (Add Energy) (ref.

1), med basis i reservoardata og brønnprogram. I dette arbeidet er også data fra SINTEF Offshore Data Base benyttet for å estimere sannsynlighet for andel av reservoaret penetrert, strømningsveier og restriksjoner.

Scenariene som er lagt til grunn for beregning av utblåsningsrater er følgende:

 Scenario 1: Utblåsning gjennom borestreng til boredekk

 Scenario 2: Utblåsning gjennom annulus til boredekk

 Scenario 3: Utblåsning gjennom åpent hull/casing til boredekk.

Resultatene fra ratesimuleringene er presentert i Tabell 6.

Side 11 av 62

Tabell 6. Utblåsningsrater for en representativ produksjonsbrønn på Ivar Aasen – boring av 12 ¼" hull 10-20 m inn i reservoarsonen

Tabell 7. Utblåsningsrater for en representativ produksjonsbrønn på Ivar Aasen – boring av 8 ½" hull gjennom resterende del av reservoarsonen

Varighet av en utblåsning er svært vanskelig å forutsi. Estimert sannsynlighetsfordeling er basert på studier gjennomført av Proactima for Petroleumstilsynet i forbindelse med Forvaltningsplanen for Nordsjøen og Skagerrak (ref. 10) og av DNV for Lundin i forbindelse med miljørisikoanalyse for Edvard Grieg-feltet (ref. 11). Varighets- fordelingen er som er benyttet er vist i Tabell 8.

Tabell 8. Varighetsfordeling for utblåsning fra Ivar Aasen

Lengste varighet av en utblåsning er vurdert ut fra estimert tid for boring av avlastningsbrønn. Det er vurdert at det vil ta 52 døgn å bore en avlastningsbrønn.

Total sann- synlighet

[%] Strømningsvei [%] Status [%] Status [%] Olje

[Sm³/dag]

Gass [MSm³/dag]

11 % Borestreng 100 % Topp 30 % Åpen 3,3 % 1 619 0,28

70 % 5% åpen 7,7 % 1 261 0,22

78 % Annulus 100 % Topp 30 % Åpen 23,4 % 1 997 0,35

70 % 5% åpen 54,6 % 1 736 0,30

11 % Åpent hull 100 % Topp 30 % Åpen 3,3 % 1 950 0,34

70 % 5% åpen 7,7 % 1 867 0,32

Vektet rate (Sm3/d) 100,0 % 1 774 0,31

Scenario Penetreringsdyp BOP Status Utblåsningsrater

Total sann- synlighet

[%] Strømningsvei [%] Status [%] Status [%] Olje

[Sm³/dag]

Gass [MSm³/dag]

11 % Borestreng 55 % Topp 30 % Åpen 1,8 % 2 800 0,48

70 % 5% åpen 4,2 % 1 597 0,28

45 % Hele 30 % Åpen 1,5 % 3 882 0,67

70 % 5% åpen 3,5 % 1 972 0,34

78 % Annulus 55 % Topp 30 % Åpen 12,9 % 3 272 0,57

70 % 5% åpen 30,0 % 2 377 0,41

45 % Hele 30 % Åpen 10,5 % 5 105 0,88

70 % 5% åpen 24,6 % 3 317 0,57

11 % Åpent hull 55 % Topp 30 % Åpen 1,8 % 5 405 0,94

70 % 5% åpen 4,2 % 3 660 0,63

45 % Hele 30 % Åpen 1,5 % 18 941 3,28

70 % 5% åpen 3,5 % 6 963 1,20

Vektet rate (Sm3/d) 100,0 % 3 508 0,61

BOP Status

Scenario Penetreringsdyp Utblåsningsrater

< 2 døgn 2-5 døgn 5-15 døgn 52 døgn

53 % 18 % 17 % 12 %

Side 12 av 62

Tabell 9. Rate-/varighetsmatrise som er benyttet for oljedriftsberegninger for Ivar Aasen

Midlere (vektet) utblåsningsvarighet er 10,8 døgn. Vektet rate er 2555 m³/døgn.

Skjematisk illustrasjon av den ene utblåsningsscenariet (strømning gjennom åpent hull) ved boring gjennom formasjonen fra 13 3/8” casingsko er vist i Figur 6.

Figur 6. Skjematisk illustrasjon av brønndesign med utstrømming gjennom åpent hull. Brønnhode og BOP er plassert på riggen, og utblåsningen vil derfor komme ut på boredekk på riggen

Frekvens (sannsynlighet) for utblåsning ved gjennomføring av ulike bore- og brønnoperasjoner vurderes og oppdateres regelmessig i flere sammenhenger. Bla ble det laget en sammenstilling av utblåsningsfrekvenser av Proactima for Petroleumstilsynet (ref. 8) i forbindelse med forvaltningsplanarbeidet for Nordsjøen og Skagerrak

Utblåsningsrate

(Sm3/døgn) 2 døgn 5 døgn 15 døgn 52 døgn Sum

sannsynlighet

1 500 3,2 % 1,1 % 1,0 % 0,7 % 6,1 %

2 000 27,8 % 9,4 % 8,9 % 6,3 % 52,4 %

3 000 16,5 % 5,6 % 5,3 % 3,7 % 31,2 %

5 000 3,9 % 1,3 % 1,2 % 0,9 % 7,3 %

6 500 1,3 % 0,4 % 0,4 % 0,3 % 2,4 %

19 000 0,4 % 0,1 % 0,1 % 0,1 % 0,7 %

Sum sannsynlighet 53,0 % 18,0 % 17,0 % 12,0 % 100,0 %

Side 13 av 62

(2011). Likeledes ble det foretatt en oppdatert oppsummering av basisfrekvenser for utblåsning i forbindelse med miljørisikoanalysen for produksjonsboring på Edvard Grieg-feltet (ref. 11). Dette vurderes som den mest oppdaterte sammenstillingen av basisfrekvenser, og dette er derfor lagt til grunn også for produksjonsboring på Ivar Aasen.

Både planlagt aktivitetsnivå per år og basisfrekvenser for utblåsning er vist i kapittel 4.1 i forbindelse med konsekvens- og risikoberegningene for Ivar Aasen.

2.7 Egenskaper til råoljen

Etter boring av avgrensningsbrønn på Ivar Aasen feltet ble det tatt oljeprøver som ble sendt til SINTEF for fullstendig analyse av forvitringsegenskaper og dispergerbarhet (ref. 2). Egenskaper til oljen er oppsummert i Tabell 10.

Tabell 10. Egenskaper til Ivar Aasen oljen (ref. 2)

Parameter Verdi Kommentarer

Tetthet 838 kg/m³ Medium parafinsk olje.

Vannopptak Maksimalt vannopptak 80 % (sommer og vinter)

Tar raskt opp vann og kan danne stabil emulsjon etter bare en time. Emulsjon vil brytes effektivt av

emulsjonsbryter Alcopol O 60 % (dosering 2000 ppm).

Voksinnhold 4 vekt% (fersk) Moderat voksinnhold.

Asfalteninnhold 0,1 vekt% (”harde”) Middels innhold av asfaltener, hvilket bidrar til kortere levetid på sjøen.

Stivnepunkt -6°C (fersk)

Relativt lavt stivnepunkt for fersk olje, men denne øker raskt ved utslipp til sjø. Det vil ikke oppstå problemer med stivning av oljen, vurdert ut fra stivnepunkt og voksinnhold.

Viskositet (fersk olje) 65 mPas (10 s^-1, 5°C)

Oppnår viskositet >1000 mPas (=cP) etter 2-24 timer ved vintertemp. (5C). Viskositeten vil øke gradvis men vil ikke bli høy. Viskositeten er høyere enn 10000 mPas først etter 3-5 døgn ved 15 m/s vind.

Flammepunkt

Flammepunkt over 60C etter 1 time (15 m/s) til 12 timer (2 m/s) ved vintertemp.

(5C). I gjennomsnitt etter 1 time. Flammepunkt under sjøtemperatur 5C kun kort tid etter utslipp.

Dispergerbarhet

Ivar Aasen oljen er godt dispergerbar, både ved sommer- og vintertemperatur. Den er ikke dispergerbar ved vintertemperatur etter 3 døgn på sjøen ved 15 m/s vind. Oljen vil være dispergerbar også ved lave doseringer ved bruk av dispergeringsmiddelet Dasic NS, ned til 1:200 ved brytende bølger og ned til 1:50 ved rolig sjø.

Forvitringsegenskapene er modellert ved hjelp av SINTEFs oljeforvitringsmodell (OWM) (ref. 2). Fordampning og vannopptak etter 6 timer og 24 timer på sjø ved sommer- og vintertemperatur er vist i Tabell 11 og Tabell 12.

Sommerdata har relevans for sommer- og høstsesongen og vinterdata for vinter- og vårsesongen pga temperatur- forholdene.

Tabell 11. Egenskaper til Ivar Aasen oljen etter 6 timer på sjø

Parameter Temperaturforhold Vindstyrke

2 m/s 5 m/s 10 m/s 15 m/s

Fordampning Sommer (15°C) 21 % 25 % 29 % 29 %

Vinter (5°C) 17 % 22 % 25 % 26 %

Vannopptak Sommer (15°C) 34 % 59 % 78 % 80 %

Vinter (5°C) 29 % 50 % 69 % 76 %

Nedblanding Sommer (15°C) 0 % 1 % 15 % 46 %

Vinter (5°C) 0 % 1 % 16 % 48 %

Side 14 av 62 Tabell 12. Egenskaper til Ivar Aasen oljen etter 24 timer på sjø

Parameter Temperaturforhold Vindstyrke

2 m/s 5 m/s 10 m/s 15 m/s

Fordampning Sommer (15°C) 27 % 31 % 33 % 31 %

Vinter (5°C) 24 % 28 % 30 % 27 %

Vannopptak Sommer (15°C) 64 % 79 % 80 % 80 %

Vinter (5°C) 56 % 72 % 80 % 80 %

Nedblanding Sommer (15°C) 0 % 3 % 32 % 66 %

Vinter (5°C) 0 % 3 % 33 % 68 %

Ivar Aasen oljen er testet med hensyn på dispergerbarhet av SINTEF. Det ble først gjort screeningtester for 5 dispergeringsmidler (Dasic NS, Corexit 9500, Gamlen OD 4000, Finasol OSR 62, Superdispersant-25), som stadfestet at Dasic NS og Corexit 9500 var de klart mest effektive midlene og begge med like høy effektivitet. Siden Dasic NS er dispergeringsmiddelet som i hovedsak er tilgjengelig på norsk sokkel, er dette middelet lagt til grunn for evt bruk på Ivar Aasen. Resultater fra doseringstestene for Dasic NS ved temperatur 13C er vist i Tabell 13.

Tabell 13. Doseringstesting av Ivar Aasen olje med Dasic NS ved 13C Dosering Effektivitet 200C+ /

50% IFP

Effektivitet 200C+ / 50% MNS

Viskositet (mPas), 10s^-1, 13C

Dasic NS (1:25) 71 % 84 % 1100

Dasic NS (1:50) 57 % 85 % 1160

Dasic NS (1:100) 31 % 81 % 1160

Dasic NS (1:200) 20 % 78 % 1160

IFP = lavenergitesting, MNS = høyenergitesting.

Under testingen ble øvre viskositetsgrense for effektiv dispergering ikke nådd, men ut fra prediksjonene er det antatt at øvre grense er om lag 10000 mPas. Det er liten sannsynlighet for at Ivar Aasen oljen skal oppnå høyere viskositet enn 10000 mPas, og oljen er derfor generelt godt dispergerbar.

Ut fra SINTEF sin Oil Weathering Model er det gjort predikasjoner av tidsvindu for bruk av dispergeringsmidler for Ivar Aasen oljen (Figur 7).

Figur 7. Tidsvindu for bruk av dispergeringsmidler for Ivar Aasen oljen

Sesong Timer 1 2 3 6 9 12 24 48 72 96 120

(temp.) Dager 0,04 0,08 0,13 0,25 0,38 0,5 1 2 3 4 5

Vind (m/s)

Vinter 2

(5^oC) 5

10 15 Vind (m/s)

Sommer 2

(15^oC) 5

10 15

God dispergerbarhet Redusert dispergerbarhet

Lav/dårlig dispergerbarhet ("ikke dispergerbar")

Side 15 av 62

2.8 Influensområde for utslipp

Det er gjennomført oljedriftsberegninger for Ivar Aasen av DNV med oljedriftsmodellen Oscar OSD3 (ref. 3). For å gjennomføre oljedriftsberegningene er det valgt utslippsrater som på best mulig måte representerer det spennet som er i estimerte utslippsrater, se Tabell 14. Det er benyttet flere rater i oljedriftsberegningene enn hva som er vanlig praksis, bla. for å kunne vurdere betydningen av de høye ratene med lav sannsynlighet. Ratene representerer rimelige middelverdier i forhold til de ratene som er beregnet i Add Energy – blowout and kill simulation study (se.

kap. 2.6, Tabell 6 og Tabell 7).

Tabell 14. Utslippsrater som er benyttet i oljedriftsberegningene Utslippsrate (Sm³/døgn) Sannsynlighet

1 500 6,1 %

2 000 52,4 %

3 000 31,2 %

5 000 7,3 %

6 500 2,4 %

19 000 0,7 %

Akkumulert sannsynlighet for utblåsningsratene er vist i Figur 8.

Figur 8. Akkumulert sannsynlighet for utblåsningsrater for Ivar Aasen

Influensområdet i de fire sesongene vår, sommer, høst og vinter er vist i Figur 9.

0%

20%

40%

60%

80%

100%

0 5 000 10 000 15 000 20 000

A kk u m u le rt sa n n sy n lig h et

Utblåsningsrate (Sm

/døgn)

Sannsynlighet for utblåsningsrater

Side 16 av 62

Figur 9. Influensområde for overflateutblåsning fra Ivar Aasen i sesongene vår (mars-mai), sommer (juni-august), høst (september-november) og vinter (desember-februar). Figuren viser ≥5% sannsynlighet for ≥1 tonn olje i 10x10 km ruter

Influensområdet strekker seg inn til kystområdene i Norge, med en sannsynlighet på 5-30%, selv om Ivar Aasen oljen er en relativt lett olje som ikke inneholder mye tunge komponenter hvilket reduserer levetiden av oljen på sjøen.

Figur 10 viser sannsynligheten for ankomst av mer enn 100 tonn olje i sesongene, hvilket viser et vesentlig mindre berørt område.

Side 17 av 62

Figur 10. Sannsynligheten for ankomst av mer enn 100 tonn olje (10x10 km ruter) i de fire sesongene

I Figur 11 er det illustrert oljedrift ved utblåsningsscenarier som varierer over det spennet i rater og varigheter som er beregnet for Ivar Aasen. Det bemerkes at det er 90% sannsynlighet for at raten er mindre enn ca. 2000 Sm³/døgn, og det er 88% sannsynlighet for at varigheten vil være 15 døgn eller mindre.

Side 18 av 62

Figur 11. Områder med mer enn 5% sannsynlighet for ankomst av mer enn 100 tonn olje i 10x10 km ruter for valgte utblåsningsscenarier fra Ivar Aasen

OSCAR modellen er benyttet til å beregne gjennomsnittlige maksimale konsentrasjoner av hydrokarboner (total mengde olje (THC): dispergert + oppløst) og oppløste oljeforbindelser (for eksempel aromater, BTEX; WAF (water accomodated fraction)) for de fire sesongene, se Figur 12 (THC, µg/l – ppb) og Figur 13 (oppløst olje, µg/l – ppb). For hver simulering som er gjennomført er det beregnet den høyeste konsentrasjonen i vannsøylen innen en 10x10 km rute, men uten å angi over hvilket dyp denne konsentrasjonen er beregnet. I all hovedsak vil de høyeste konsentrasjonene forekomme i de øverste 10 meter av vannsøylen, rett under et oljeflak. Det er heller ikke beregnet varigheten av de maksimale konsentrasjonene, og dermed lar det seg ikke gjøre å beregne dose-respons for marine organismer i vannsøylen. Ved vurdering av mulige effekter på marine organismer er det lagt til grunn en konservativ effektgrense på 100 ppb THC.

I beregningene for Ivar Aasen er det ikke beregnet konsentrasjoner av total mengde olje (THC) over 100 ppb. De høyeste verdiene for THC er beregnet til 75 ppb (høst) og 78 ppb (vinter) innen en avstand av 10-20 km fra utslipps- punktet. De høyeste konsentrasjonene av oppløst olje er beregnet til ca. 5-6 ppb (vår), 6-7 ppb (sommer), 6-8 ppb (høst) og 6-8 ppb (vinter), innen en avstand av 10-20 km.

Side 19 av 62

Figur 12. Gjennomsnittlige maksimale THC-konsentrasjoner (total olje) (ppb) i vannmassene (10x10 km ruter)

Side 20 av 62

Figur 13. Gjennomsnittlige maksimale konsentrasjoner av oppløst olje (ppb) i vannmassene

Beregningene av strandet mengde emulsjon og korteste ankomsttid (drivtid) til norskekysten er vist i hhv. Figur 14 og Figur 15. Beregningene omfatter hele året og alle simuleringer.

Side 21 av 62

Figur 14. Fordeling av strandet mengde oljeemulsjon på kysten totalt, over hele året

Figur 15. Fordeling av korteste ankomsttid (drivtid) på kysten totalt, over hele året

95-persentilen for strandet mengde emulsjon på kysten totalt er 749 tonn, og for korteste ankomsttid 16 døgn.

Parameteren korteste ankomsttid er i oljedriftsmodellen beregnet fra starten av et utslipp til en oljepartikkel når en rute (sjø/land).

Det er i tillegg gjort beregninger for NOFO eksempelområder som faller innenfor influensområdet, for strandings- mengder (Figur 16) og drivtider (Figur 17).

0 5 000 10 000 15 000 20 000

75% 80% 85% 90% 95% 100%

STRANDET MENGDE EMULSJON (TONN) - KYSTEN TOTALT

0 10 20 30 40 50

75% 80% 85% 90% 95% 100%

KORTESTE ANKOMSTTID (DØGN) -

KYSTEN TOTALT

Side 22 av 62

Figur 16. Fordeling av strandet mengde emulsjon over året i NOFO eksempelområder

Figur 17. Fordeling av korteste ankomsttider over året I NOFO eksempelområder

95-persentilene for strandingsmengde varierer fra 9 tonn til 47 tonn i 7 av totalt 34 NOFO-eksempelområder langs kysten, i de øvre områdene er verdiene 0. Størst strandingsmengde er beregnet for Onøy-Øygarden med 47 tonn, og lavest for Runde og Sverslingsosen-Skorpa med 9 tonn.

95-persentilen for korteste ankomsttid til området Onøy-Øygarden er 26,8 døgn. Ekstremverdi for drivtiden er 7,8 døgn (100-persentil). For de øvrige 6 eksempelområdene varierer 95-persentilene for drivtid fra 32 til 56 døgn.

0 500 1 000 1 500 2 000 2 500

80% 85% 90% 95% 100%

STRANDET MENGDE EMULSJON (TONN) - EKSEMPELOMRÅDER

Austevoll

Onøy (Øygarden) Ytre Sula

Atløy-Værlandet Sverslingsosen- Skorpa

Stadtlandet Runde

0 10 20 30 40 50

85% 90% 95% 100%

KORTESTE ANKOMSTTID (DØGN) - EKSEMPELOMRÅDER

Austevoll Onøy-Øygarden Ytre Sula

Atløy-Værlandet Sverslingsosen- Skorpa

Stadtlandet

Runde

Side 23 av 62

3 Miljøbeskrivelse – oppsummering

Miljøforholdene i Nordsjøen er blant annet beskrevet i Regional konsekvensutredning for Nordsjøen (ref. 4), fagrapport (Arealrapport) som er publisert i forbindelse med forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak (ref. 5), og Forvaltningsplanen for Nordsjøen og Skagerrak (St.meld. 37 (2012-2013), ref. 6).

I tillegg er miljøforhold og sårbare ressurser kartlagt og beskrevet i konsekvensutredningen for Ivar Aasen (ref. 7).

Figur 18. Kart over Nordsjøen, med lokalisering av eksisterende installasjoner og Ivar Aasen-feltet, og hovedstrømretninger

I kapittel 7 (Bakgrunnsinformasjon) er det gitt en utfyllende miljøbeskrivelse innen influensområdet for Ivar Aasen.

Tabell 15 gir et sammendrag av de viktigste miljøforholdene og miljømessige utfordringer.

Tabell 15. Miljøforhold og miljømessige utfordringer for Ivar Aasen Tema Beskrivelse

Bunnforhold og bunnfauna

Havdypet er 111-113 m (MSL), og bunnen er svært flat i området og består hovedsakelig av fin sand ispedd stein og skjellfragmenter. Bunnfaunaen består av dyregrupper som børste- mark, pigghuder, muslinger og krepsdyr. Det er ikke funnet korall- eller svampsamfunn i området.

Det vil være utslipp av vannbasert borevæske/kaks fra riggen, men det er ikke forventet negative konsekvenser for bunnfauna.

Ved bruk av oppjekkbar borerigg vil 3 bein (”legger”) plasseres på havbunnen, men arealet som berøres er svært begrenset. Det brukes ikke ankere.

Side 24 av 62 Tema Beskrivelse

Gjenstander på havbunnen

Det er ikke funnet skipsvrak eller andre gjenstander (herunder kulturminner) i nærheten av Ivar Aasen.

Strømforhold Strømforholdene særpreges av øst/sørøstgående strøm av Atlanterhavsvann/Nordsjøvann.

Det er ikke spesielt sterke strømmer i området.

Fisk Det er flere fiskearter som har gyteområde i denne delen av Nordsjøen, bl. sei, makrell, torsk og øyepål. Ivar Aasen ligger innenfor gyteområdet for makrell, men ikke det området som er angitt som SVO for makrell. Nærmeste tobisområde er Klondyke ca. 90 km mot sør.

Selv om de planlagte bore- og brønnoperasjonene vil overlappe med gyteperioden for flere fiskearter, er det vurdert at operasjonene på Ivar Aasen ikke vil medføre negative konsekvenser for egg/larver av fisk.

Sjøfugl Viktige sjøfuglarter ifm boring på Ivar Aasen er vurdert å være alkefuglene (lunde, lomvi, alkekonge og alke) og havsule. Miljørisikoanalysen viser at miljørisikoen for disse er lav, hvilket bla skyldes at fuglene er spredt over store områder. Det er ikke registrert særlig høye konsentrasjoner av sjøfugl i de åpne havområdene ved Ivar Aasen.

Alkefugl som lunde, lomvi, alke og alkekonge kan ha viktige høst/-vinterkonsentrasjoner av fugl i åpent hav i Nordsjøen, men også inn mot Skagerrak, ved norskekysten og den britiske kyst.

Sjøpattedyr Det forekommer en rekke arter sjøpattedyr i området.

Hvalarter som nise, springere, spekkhugger vil forekomme sporadisk i området, både sommer, høst og vinter, men fortrinnsvis nærmere kysten.

De større hvalartene er i hovedsak på beitevandring i området i sommerhalvåret.

Sjøpattedyr er sårbare for akutte utslipp av olje, men i mindre grad enn sjøfugl.

Viktige områder Viktige områder er presentert i Arealrapporten til Forvaltningsplan for Nordsjøen.

Særlig verdifulle områder (SVO) i åpne havområder av Nordsjøen omfatter gyte- og oppholds- områder for makrell og tobis. Ivar Aasen ligger ikke innenfor noen av SVO-områdene.

Tidvis kan det være et stort antall fugl på trekk eller overvintrende sjøfugl i området, men fordeling og forekomst av disse er svært variabelt.

Fiskerier Fiskeriaktiviteten ved Ivar Aasen har de senere årene vært lav og sporadisk.

De største mengdene med fisk finnes langs eggakanten mot Norskerenna, hvilket gjenspeiles av at her tas de største fiskefangstene.

Det kan pågå sildefiske i området ved Ivar Aasen, i hovedsak i 3. kvartal. Makrellfisket pågår i hovedsak i 3.kvartal.

Kartleggingen av fiskeriaktiviteten i området ved Ivar Aasen viser at det ikke kan påregnes noen arealkonflikter eller særlig negative konsekvenser som følge av utslipp for fiskeriene.

Figur 19 viser Særlig verdifulle områder (SVO) i Nordsjøen og langs norskekysten.

Viktige områder på kysten, både med hensyn til forekomst av sårbare miljøressurser og med hensyn til oljevernberedskap, er også NOFO eksempelområder. Disse områdene er vist i Figur 20.

Side 25 av 62

Figur 19. Særlig Verdifulle Områder (SVO) i Nordsjøen, samt kjente fuglefjell. Beskrivelse av de enkelte områdene er gitt i kapittel 7.7 (Særlig verdifulle og sårbare naturområder)

Figur 20. NOFO eksempelområder, samt gråskravert influensområde på årsbasis

Side 26 av 62

4 Miljørisikoanalyse

4.1 Konsekvens- og risikoberegninger

Ved utslipp av olje til sjø vil en rekke forvitringsprosesser starte, som fordampning, nedblanding/dispergering, fortynning i vann og emulsjonsdannelse. Hastigheten av prosessene avhenger av oljens egenskaper og vær- forholdene. For de fleste oljer vil det dannes relativt stabile olje-i-vann emulsjoner med 50-60%, maksimalt 70-80%

vann. En generell erfaring er at et oljeflak vil spre seg utover sjøen som et flak med ulike tykkelser, med omlag 90%

av oljemengden i omlag 10% av flakets totale areal.

Miljøeffektene ved utslipp av olje til sjø kan være mange, og avhenger av en rekke faktorer som oljetype, mengde, værforhold, og forekomsten av miljø- og naturressurser. I denne miljørisikoanalysen er miljøeffekter og konsekvenser belyst bla med utgangspunkt i Regional Konsekvensutredning for Nordsjøen (RKU 2006), fagrapporter publisert som del av Forvaltningsplanen for Nordsjøen og Skagerrak (2010), og konsekvensutredningen for Ivar Aasen-feltet (2012).

Potensielle miljøskader for sjøfugl uttrykt ved restitusjonstid etter et akutt oljeutslipp danner det viktigste grunnlaget for vurderingene opp mot Det norske sine akseptkriterier for miljørisiko. Miljørisikoen for andre ressurser, slik som sjøpattedyr, fisk, plankton og bunnfauna, er vurdert å være betydelig lavere enn for sjøfugl.

Miljørisikoen er beregnet både for de ulike bore- og brønnoperasjonene, og på årsbasis over perioden 2015-2030 gitt det planlagte aktivitetsnivået på Ivar Aasen, som omfatter bore- og brønnoperasjoner og brønner i produksjon (oljeprodusenter og vanninjeksjonsbrønner). Dersom Hanz blir besluttet utbygget vil miljørisikoanalysen bli oppdatert med det aktivitetsnivået som følger som følge av boring, komplettering og brønnoperasjoner på Hanz.

Det planlagte aktivitetsnivået er vist i Tabell 16 og basisfrekvenser i Tabell 17.

Tabell 16. Planlagte bore- og brønnaktiviteter og brønner i produksjon på Ivar Aasen i perioden 2015-2030 Aktivitet 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Produksjonsboringer 2 4 6 1

Kompletteringer 2 4 6 1

Kabeloperasjoner 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Kveilerørsoperasjoner 1 1 1

Brønnoverhaling (tung) 2 2 2

Produksjonsbrønner 4 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7

Vanninjeksjonsbrønner 2 5 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6

Tabell 17. Basisfrekvenser for utblåsning

Aktivitet Frekvens

Produksjonsboring 3,34E-05 per operasjon

Komplettering 8,72E-05 per operasjon

Kabeloperasjon (wireline) 4,11E-06 per operasjon Kveilerørsoperasjon (coiled tubing) 8,22E-05 per operasjon

Brønnoverhaling (tung) 1,24E-04 per operasjon

Produksjonsbrønn 1,36E-05 per brønnår

Vanninjeksjonsbrønn 1,86E-05 per brønnår

Samlet frekvens per år for utblåsning på Ivar Aasen er illustrert i Figur 21.

Side 27 av 62

Figur 21. Total frekvens for utblåsning per år fra bore- og brønnaktiviteter og brønner i produksjon

4.1.1 Miljørisiko for sjøfugl

På åpent hav ved Ivar Aasen vil det primært være alkefugl som er utsatt ved akutte oljeutslipp, med arter som lomvi, lunde, alke og alkekonge. Pga liten sannsynlighet for drift inn mot norskekysten er kystbundne fugler vurdert å være lite utsatt.

Miljørisikoen for sjøfugl i dette området er analysert en rekke ganger, blant annet i arbeidet med Forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak (ref. 16), konsekvensutredningen for Edvard Grieg (Lundin) (ref. 11) og miljørisikoanalyse for produksjonsboringer på Gina Krog (Statoil) (ref. 21). Disse analysene dekker flere oljetyper og en rekke utslippsrater og –varigheter, til dels sammenlignbare med Ivar Aasen, og er utført i henhold til MIRA-metoden (ref.

20). I analysene er det presentert beregninger av sannsynlighet for miljøskade, gitt at det har skjedd en utblåsning.

En sammenstilling av disse resultatene for de sjøfuglartene med høyest miljørisiko er vist i Figur 19.

0,0E+00 2,0E-04 4,0E-04 6,0E-04 8,0E-04 1,0E-03

Fr e kv e n s for u tb lå sn in g (pr å r)

Produksjonsboring Komplettering Kabeloperasjon Kveilerørsoperasjon Brønnoverhaling (tung)

Produksjonsbrønn Vanninjeksjonsbrønn

Side 28 av 62

Figur 22. Resultater fra miljørisikoanalyser for sjøfugl i havområdet hvor Ivar Aasen er lokalisert

Resultatene er relativt like med hensyn på fordeling av skadesannsynlighet mellom de fire kategoriene mindre – moderat – betydelig og alvorlig miljøskade, og er vurdert å være representative også for utslipp fra Ivar Aasen.

Sannsynligheten for at det ikke blir signifikante skadevirkninger (restitusjonstid < 1 måned) ble i gjennomsnitt beregnet til 51% (dvs. det er 49% sannsynlighet for signifikant miljøskade, med restitusjonstid mer enn 1 måned).

Skadesannsynlighetene som er presentert var de høyeste som ble beregnet, i hovedsak vinterstid når sjøfuglene i stor grad er spredt på åpent hav. I andre sesonger, og for andre arter, vil skadesannsynligheten være betydelig lavere. Verdiene er imidlertid benyttet for Ivar Aasen, uavhengig av sesong, for å illustrere hva som vil være den høyeste miljørisikoen knyttet til bore- og brønnoperasjoner på Ivar Aasen.

I Figur 19 er det vist gjennomsnittsverdiene av sannsynlighet innen hver av skadekategoriene, og disse er benyttet for beregning av miljørisiko for de ulike bore- og brønnoperasjonene på Ivar Aasen:

 Sannsynlighet for ubetydelige skader: 51%

 Sannsynlighet for mindre skader: 19,2%

 Sannsynlighet for moderate skader: 24,1%

 Sannsynlighet for betydelige skader: 4,9%

 Sannsynlighet for alvorlige skader: 0,7%

Beregnet frekvens for miljøskade er vist i Tabell 18 og miljørisiko uttrykt som andel av Det norske sine operasjonsspesifikke akseptkriterier er gitt i Tabell 19, spesifisert for de ulike typer operasjoner som er aktuelle.

Tabell 18. Beregnet frekvens for miljøskade for bore- og brønnoperasjoner på Ivar Aasen Miljøskadekategori

Frekvens for miljøskade (pr operasjon) Produksjons-

boring

Komplettering Brønn- overhaling

Kabel- operasjoner

Kveilerørs- operasjoner

Mindre skader 6,4E-06 1,7E-05 2,4E-05 7,9E-07 1,6E-05

Moderate skader 8,1E-06 2,1E-05 3,0E-05 9,9E-07 2,0E-05

Betydelige skader 1,6E-06 4,3E-06 6,1E-06 2,0E-07 4,1E-06

Alvorlige skader 2,2E-07 5,8E-07 8,2E-07 2,7E-08 5,5E-07

Side 29 av 62

Tabell 19. Beregnet miljørisiko for Ivar Aasen som andel av Det norske operasjonsspesifikke akseptkriterier Miljøskadekategori

Miljørisiko uttrykt som andel av operasjonsspesifikke akseptkriterier Produksjons-

boring

Komplettering Brønn- overhaling

Kabel- operasjoner

Kveilerørs- operasjoner

Mindre skader 1 % 2 % 2 % 0,1 % 2 %

Moderate skader 3 % 8 % 12 % 0,4 % 8 %

Betydelige skader 2 % 4 % 6 % 0,2 % 4 %

Alvorlige skader 1 % 2 % 3 % 0,1 % 2 %

Basert på det planlagte aktivitetsnivået er årlig miljørisiko beregnet og uttrykt som andel av Det norske sine installasjonsspesifikke akseptkriterier, se Figur 23. Selv om Ivar Aasen er å betrakte som et felt, er det ikke lagt til grunn feltspesifikke akseptkriterier da dette betinger at det er flere enn én installasjon på feltet.

For hvert år er det vist spennet fra minimum til maksimum miljørisiko (andel av akseptkriterium) over de fire miljø- skadekategoriene.

Figur 23. Årlig miljørisiko for Ivar Aasen-feltet fra bore- og brønnaktiviteter og brønner i produksjon, i forhold til Det norske installasjonsspesifikke akseptkriterier

Resultatene viser at miljørisikoen for Ivar Aasen er på et lavt nivå, godt under både operasjonsspesifikke og installasjonsspesifikke akseptkriterier, men anses fremdeles å være i et ALARP-nivå som betinger at risiko- reduserende tiltak må vurderes.

Resultatene er vurdert å sammenfalle med vurderinger som er gjort av konsekvenser for sjøfugl av akutte utslipp i tverrsektoriell utredning av NINA (ref. 13), se Tabell 20, som del av forvaltningsplanarbeidet for Nordsjøen og Skagerrak. Vurderingene for Sleipner-området er vurdert å være representative for Ivar Aasen, som ligger ca. 60 km sørvest for Ivar Aasen.

0%

2%

4%

6%

8%

10%

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Andel av akseptkriterium (installasjon)

Miljørisiko (minimum - maksimum)

Side 30 av 62

Tabell 20. Oppsummering av konsekvenser for sjøfugl av akutte utslipp fra petroleumsvirksomheten (ref. 13)

For alkefuglene (lomvi, alke, alkekonge) ble det vurdert at konsekvensnivået var middels for overflateutslipp i vinter- og høstsesongen, og lav i sommersesongen, med usikkerhet i vurderingene angitt som middels basert på et kunnskapsnivå som er angitt som relativt god.

Ut fra de beregninger og vurderinger som er gjort konkluderer Det norske med at miljørisikoen er lav og akseptabel for den planlagte borekampanjen på Ivar Aasen-feltet som strekker seg over de tre første årene av feltets levetid (2015-2018).

4.1.2 Miljørisiko for fisk

Det er noen fiskeslag som har gyteområde i den del av Nordsjøen hvor Ivar Aasen er lokalisert, bla. makrell, sei, øyepål og torsk. Ivar Aasen ligger innenfor potensielt gyteområde for makrell, men utenfor det området som er angitt som Særlig Verdifulle Områder (SVO) for makrell. For fiskeslagene sei, øyepål og torsk er gyteområdene spredt over relativt store områder.

Tidligere analyser effekter på gyteprodukter av fisk viser at skadepotensialet med hensyn til rekruttering til bestandene er lite (bla. ref. 16), og Det norske konkluderer derfor med at miljørisikoen er lav og akseptabel for fiskebestander.

4.2 Risikoreduserende tiltak

Gjennom hele planleggingsfasen frem mot innsendelse av utslippssøknad og miljørisiko-/beredskapsanalyse er det vurdert risiko knyttet til de planlagte bore- og brønnoperasjonene, både operasjonelt og mht HMS. I det videre arbeidet frem mot oppstart av operasjonen er det en rekke aktiviteter og tiltak som vil bidra til risikoreduksjon og at operasjonene blir gjennomført på en sikkerhets- og miljømessig forsvarlig måte.

Sannsynligheten for utblåsninger er svært lav, men miljøkonsekvensene kan være store dersom de inntreffer. Det viktigste bidraget til å redusere risikoen oppnås ved god risikostyring og brønnkontroll gjennom planlegging og operasjon, for å forhindre at uhellshendelser inntreffer. For utblåsningshendelser er det alltid to uavhengige fysiske barrierer, i form av BOP (Blowout Preventer) og borevæske med tilpasset slamvekt.

Tiltak for å redusere sannsynligheten for akutte utslipp er vurdert i arbeidet med brønndesign, bla er program for setting av fóringsrør gjennomført iht retningslinjer og krav i NORSOK standarder og etablerte barriere-prosedyrer.

Mulige nye tiltak vil bli vurdert i det videre arbeidet med detaljert brønnplanlegging og i løpende risikovurderinger under boreoperasjonen.

En skipskollisjonsstudie er gjennomført for å analysere trafikkmønsteret i området. Basert på resultatene av denne vil det bli iverksatt trafikkovervåkningstiltak for å hindre at farlige situasjoner skal oppstå og beredskapstiltak som skal beskytte riggen og brønnen i en situasjon hvor det er identifisert et fartøy som er på kollisjonskurs.

I tillegg vil oljevernberedskap utgjøre en siste barriere som bidrar til redusert miljørisiko. Oljevern er omhandlet i kapittel 5 i denne rapporten. Beredskapskrav og –løsninger vil inngå i en brønnspesifikk oljevernberedskapsplan.

Deteksjon av olje vil skje basert på etablerte rutiner med visuell overvåking fra rigg, fartøy og helikopter. I tillegg vil det være et eget beredskapsfartøy under operasjonen som vil ha IR-kamera ombord. Dette fartøyet vil inspisere området ved borelokasjonen regelmessig for å kunne detektere evt oljeutslipp.

Det vil bli gitt informasjon til fiskerinæringen og deres organisasjoner om den planlagte boringen, bla i sentrale fiskeritidskrifter.

Side 31 av 62

5 Beredskapsanalyse oljevern

5.1 Innledning

Det er gjennomført en beredskapsanalyse for å identifisere hensiktsmessige løsninger for oljevernberedskap, og for å gi anbefalinger til ytelseskrav.

Dersom et akutt utslipp skulle inntreffe, vil etablerte beredskapsplaner komme til anvendelse. Det norske har gjennom avtale med NOFO etablert en beredskap som dekker områdene felt, åpent hav, kyst og strandsone.

Beredskapssystemet omfatter alle faser av en aksjon:

 Varsling

 Mobilisering

 Bekjempelse

 Overvåking

 Restaurering

 Normalisering

 Demobilisering

NOFOs plangrunnlag (www.nofo.no) danner grunnlaget for beredskapssystemet. For den aktuelle boreoperasjonen kommer Det norske sin egen plan for oljevernberedskap til anvendelse, som beskriver hvordan egen og NOFOs organisasjon og andre avtalepartnere vil samvirke under en aksjon. Denne planen består av en overordnet strategisk plan, som gir krav og retningslinjer for etablering av beredskap og gjennomføring av aksjoner, i tillegg til en egen operasjonsspesifikk oljevernplan med detaljerte beskrivelser av tiltak.

5.2 Bekjempelsesstrategier

Ivar Aasen oljen er en typisk, relativt lett Nordsjø-olje, som ikke vil oppnå høye viskositeter eller stivne på sjøen, og den er godt dispergerbar. Bekjempelsesstrategien ved akutte oljeutslipp fra Ivar Aasen er derfor bruk av både mekanisk bekjempelse og/eller kjemisk dispergering, avhengig av hvilket tiltak som gir størst miljøgevinst. Mekanisk bekjempelse er imidlertid inntil videre vurdert å være primærtiltaket for Ivar Aasen.

For mekanisk bekjempelse er det flere faktorer som vil være avgjørende for hvordan aksjoner vil bli gjennomført, bla utslippsbetingelsene, oljens egenskaper, værforhold, og tilstedeværelsen av sårbare miljøressurser. For å sikre optimal bruk av ressursene er det svært viktige å kunne overvåke utslippet og vurdere videre spredning og drift av oljen.

Likeledes er det en rekke operasjonelle, værmessige og miljørelaterte forhold som avgjør om bruk av dispergerings- midler vil være et hensiktsmessig og foretrukket tiltak ved bekjempelse av et oljeutslipp.

Strategien for oljevern er å etablere flere barrierer mellom utslippskilden og sårbare miljøressurser. Beredskaps- løsningen må dekke alle disse barrierene, og i beredskapsanalysen er det vurdert hvilke krav som skal settes til den enkelte barriere:

 Barriere 1: Bekjempelse i åpent hav nær kilden

 Barriere 2: Bekjempelse i drivbanen for oljen fra kilden mot kysten

 Barriere 3: Bekjempelse i kyst- og strandsonen

 Barriere 4: Strandsanering.

Ytelseskravene for barrierene omfatter krav til systemer, herunder deteksjon, responstid, fjernmåling, miljø- overvåking og etterkantundersøkelser.

5.3 Oljevernressurser

Tilgjengelige oljevernressurser (utstyr, personell, fartøy) for mobilisering ved aksjoner er NOFO (inkl område- beredskap), Kystverket/Kystvakta, IUA og private aktører (f.eks. MMB). Lokalisering av baser og område- beredskapsfartøy er vist i Figur 24. NOFO’s hjemmesider inneholder oversikt over oljevernressurser ved de ulike basene og tilknyttede områdeberedskapsfartøyer.

Side 32 av 62 Figur 24. Lokalisering av oljeverndepoter og områdeberedskapsfartøy

For Ivar Aasen vil utstyr ved områdeberedskapen (bla. Balder/Jotun, Sleipner/Volve og Troll/Oseberg) samt basene i Stavanger og Mongstad, være de primære ressursene som vil bli mobilisert for å dekke behovet i barrierene på felt/åpent hav ved mekanisk bekjempelse. Et standard NOFO Transrec system består av OR-fartøy, slepefartøy, 400 m NO-1200-R havlense og Transrec 150 overløpsskimmer (350 m³/time), samt alternativt/i tillegg Framo Hi-Wax/Hi- Visc trommelskimmere.

Ressurser for bruk av dispergeringsmidler vil mobiliseres fra områdeberedskapen og NOFO´s baser. I Tabell 21 er det vist hvilke fartøyer som har utstyr for dispergering og hvilke mengder (Dasic NS) som finnes på fartøyer og baser (NOFO 2014). Båtpåføring skjer ved hjelp av sprederarmer montert i baugen.

Tabell 21. Fartøyer med dispergeringsutstyr og mengde dispergeringsmiddel (Dasic NS) på fartøy og baser

Fartøy / base Felt Operatør Mengde (m³)

Stril Power Balder/Jotun ExxonMobil 60

Esvagt Capri Balder/Jotun (feltsystem) ExxonMobil 25

Havila Troll Troll Statoil 46

Esvagt Stavanger Oseberg Statoil 48,5

Ocean Alden Gjøa GdfSuez 45

Stril Herkules Tampen Statoil 62

Stril Merkur Tampen (avløserfartøy) Statoil 33

Stril Poseidon Haltenbanken Statoil 52

Stril Mariner Ula/Gyda Sørfeltalliansen 33

Stril Mermaid Alvheim (PSV) Det norske 20

Mongstad Base NOFO 70

Stavanger Base NOFO 92

Kristiansund Base NOFO 52

TOTALT (m³) 613,5

Side 33 av 62

Kystverket har også tilgang på dispergeringsmidler, men dette er i hovedsak rettet mot bekjempelse av bunkersolje.

Ved aksjoner i kystsonen vil det bli mobilisert fartøy, utstyr og personell fra Kystverket, Kystvakta og IUA.

Kystverket har etablert i alt 26 beredskapsdepot langs norskekysten. Disse er fordelt på 16 hoveddepoter, derav ett på Svalbard og ti mindre depoter. Kystverket har både lette, mellomtunge og tunge lenser, og et stort antall oljeopptakere. Kystverket benytter både sivile og militære fartøy. Kystverket har selv fire oljevernfartøy (Oljevern 01-02-03-04), samt ti mindre fartøy tilpasset oljevernformål. I tillegg kommer lenser og oljeopptagere lagret om bord på 11 kystvaktfartøy.

NOFO har avtale med de ulike IUA langs kysten, som kan bistå ved aksjoner i skjermede kystfarvann og i strandsonen.

IUA-områdene langs kysten er vist i Figur 25.

Figur 25. IUA områder

5.4 Kapasiteter og effektivitet

Teoretisk opptakskapasitet for oljevernsystemer er basert på estimater gitt i Norsk olje og gass veileder for miljørettet beredskapsanalyse (ref. 12). Opptakskapasitet (emulsjon) for ulike systemer er oppgitt til følgende:

 Standard NOFO-system (Transrec 150): 2400 m³/døgn

 NOFO system med Hi-Wax/Hi-Visc trommelskimmer: 1900 m³/døgn

 Kystvaktsystem (Norne-klasse): 35 m³/time

 Kyst og fjordsystem (aktiv/hurtig): 20 m³/time

Opptakskapasiteten er avhengig av vær- og bølgeforhold. Erfaringer fra øvelser som viser opptakseffektivitet ved ulike bølgehøyder er benyttet til å estimere opptakseffektiviteten. Basert på disse erfaringene er det definert en sammenheng mellom signifikant bølgehøyde og opptakseffektivitet som er benyttet i beredskapsanalysen (Tabell 22). Basert på olje på vann øvelser antas det at lensetapet er minimum 20%, noe som betyr at maksimal system- effektivitet kan være 80%. Effektivitetene gjelder for oljeemulsjoner med viskositet over 1000 mPas og ved

Side 34 av 62

tilstrekkelig tilflyt. Verdiene for %-vis opptakseffektivitet relaterer seg til den teoretiske (maksimale) opptaks- effektiviteten, som for Transrec 150 systemene er 2400 m³/døgn.

Tabell 22. Opptakseffektivitet av NOFO systemer i forhold til bølgehøyde Signifikant bølgehøyde,

Hs (m)

Opptakseffektivitet

0-1 m 80 %

1-2 m 75 %

2-3 m 65 %

3-4 m 55 %

>4,0 m 0 %

Disse opptakseffektivitetene kan oppnås ved tilstrekkelig operasjonslys, dvs. ”dagslys”, som er definert som når solen står høyere enn 6° under horisonten. Når solen står lavere enn dette vil lysforholdene være utilstrekkelig (”nattemørke”) for optimal bruk av utstyret, og vil kreve ulike systemer for overvåking som bla IR-kamera og OSD- radar. Effektiviteten i ”nattemørke” er vurdert av NOFO til 65% av effektiviteten i ”dagslys”. Andel av tiden med

”dagslys” (operasjonslys) ved breddegrad 59°N er vist i Figur 26.

Figur 26. Andel av tiden med “dagslys” på 59°N (solen står høyere enn 6° under horisonten)

Basert på opptakseffektivitet ved ulike bølgehøyder i ”dagslys” og ”nattemørke”, og værstatistikk for det aktuelle området, er det beregnet gjennomsnittlige opptakseffektiviteter for hver måned og sesong. Gjennomsnittlig opptakseffektivitet er beregnet for den tidsperioden hvor signifikant bølgehøyde (Hs) er mindre enn 4,0 m, dvs. hvor bruk av mekanisk oljevernutstyr er mulig mht operasjonelle og sikkerhetsmessige forhold. Gjennomsnittlig opptakseffektivitet for hver måned for NOFO Transrec 150 systemer er vist i Figur 27, basert på værstatistikk fra området ved Ivar Aasen (1980-2012).

33%

42%

54%

68%

83%

96%

87%

73%

58%

45%

35% 30%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Jan Feb Mar Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Des

Andel av tiden med dagslys (sol høyere enn 6 grader under horisonten)

Side 35 av 62

Figur 27. Opptakseffektivitet for NOFO Transrec 150 system pr måned ved operasjon på Ivar Aasen (signifikant bølgehøyde < 4,0 m, værstatistikk fra området, effektivitet i nattemørke 65% i forhold til dagslyseffektivitet).

Andel av tiden hvor signifikant bølgehøyde (Hs) er mindre enn 4,0 m er vist

Basert på disse tallene er gjennomsnittlig opptakseffektivitet for NOFO systemer på Ivar Aasen:

 Vår (mars-mai): 61 %

 Sommer (juni-august): 70 %

 Høst (september-november): 54 %

 Vinter (desember-februar): 50 %

Ved å benytte disse effektivitetstallene, er opptakseffektiviteten for NOFO Transrec 150 systemer under ”praktiske forhold” (ut fra et teoretisk maksimum på 2400 m³/døgn):

 Vår: 1475 m³/døgn

 Sommer: 1678 m³/døgn

 Høst: 1302 m³/døgn

 Vinter: 1201 m³/døgn

Tilsvarende effektivitetstall for NOFO Hi-Wax systemer under ”praktiske forhold” (ut fra et teoretisk maksimum på 1900 m³/døgn):

 Vår: 1167 m³/døgn

 Sommer: 1328 m³/døgn

 Høst: 1031 m³/døgn

 Vinter: 951 m³/døgn

49% 52% 55%

62% 68% 72% 71%

66%

59% 53%

50% 49%

66% 72%

79%

92% 97% 99% 99% 98%

92%

81% 75% 72%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Jan Feb Mar Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Des

NOFO opptakseffektivitet Andel av tiden med signifikant bølgehøyde < 4 m