Miljørisikoanalyse (MRA) og Beredskapsanalyse (BA) for letebrønn 7318/1-1 Bone i PL716 i Barentshavet

(1)

Miljørisikoanalyse (MRA) og Beredskapsanalyse (BA) for letebrønn 7318/1-1 Bone i PL716 i Barentshavet

ENI Norge AS

Rapportnr.: 2016-0574, Rev. 00 Dokumentnr.: 1112YRWR-3 Dato: 2016-07-11

(2)

DNV GL – Rapportnr. 2016-0574, Rev. 00 – www.dnvgl.com Page i

Prosjektnavn: MRABA i PL 716 DNV GL AS Oil & Gas Environmental Risk and Preparedness

P.O.Box 300 1322 Høvik Norway

Tel: +47 67 57 99 00 NO 945 748 931 MVA Rapporttittel: Miljørisikoanalyse (MRA) og Beredskapsanalyse

(BA) for letebrønn 7318/1-1 Bone i PL716 i Barentshavet

Oppdragsgiver: ENI Norge AS, Postboks 101 Forus 4064 STAVANGER

Norway Kontaktperson: Ole Hansen

Dato: 2016-07-11

Prosjektnr.: PP158441

Org. enhet: Environmental Risk and Preparedness Rapportnr.: 2016-0574, Rev. 00

Dokumentnr.: 1112YRWR-3

Oppdragsbeskrivelse:

Beskyttet etter lov om opphavsrett til åndsverk m.v. (åndsverkloven) © DNV GL 2016. Alle rettigheter forbeholdes DNV GL. Med mindre annet er skriftlig avtalt, gjelder følgende: (i) Det er ikke tillatt å kopiere, gjengi eller videreformidle hele eller deler av dokumentet på noen måte, hverken digitalt, elektronisk eller på annet vis; (ii) Innholdet av dokumentet er fortrolig og skal holdes konfidensielt av kunden, (iii) Dokumentet er ikke ment som en garanti overfor tredjeparter, og disse kan ikke bygge en rett basert på dokumentets innhold; og (iv) DNV GL påtar seg ingen aktsomhetsplikt overfor tredjeparter. Det er ikke tillatt å referere fra

dokumentet på en slik måte at det kan føre til feiltolkning. DNV GL og Horizon Graphic er varemerker som eies av DNV GL AS.

DNV GL distribusjon: Nøkkelord:

☐ Fri distribusjon (internt og eksternt) Letebrønn, Barentshavet, Havis olje, miljørisiko, oljevernberedskap

☒ Fri distribusjon innen DNV GL

☐ Fri distribusjon innen det DNV GL-selskap som er kontraktspart

☐ Ingen distribusjon (konfidensiell)

Rev.nr. Dato Årsak for utgivelser Utført av Verifisert av Godkjent av

0 [yyyy-mm-dd] First issue

(3)

DNV GL – Rapportnr. 2016-0574, Rev. 00 – www.dnvgl.com Page ii

Innholdsfortegnelse

SAMMENDRAG ... 4

EXECUTIVE SUMMARY ... 7

DEFINISJONER OG FORKORTELSER ... 10

1 INNLEDNING ... 12

1.1 Aktivitetsbeskrivelse 12 1.2 Hensikt/formål 13 1.3 ENIs akseptkriterier for akutt forurensning 14 1.4 Gjeldende regelverkskrav 14 2 BESKRIVELSE AV UTSLIPPSSCENARIER ... 17

2.1 Dimensjonerende DFU 17 2.2 Sannsynlighet for dimensjonerende DFU 17 2.3 Utblåsningsrater og -varigheter 18 3 OLJEDRIFTSMODELLERING ... 19

3.1 Oljetype og oljens egenskaper 19 3.2 Oljedriftsmodellen 19 3.3 Modellens begrensning og krav til inngangsdata 20 3.4 Beskrivelse av modellerte utblåsningsscenarier 22 3.5 Oljedriftsmodellering – Resultater 22 4 METODIKK FOR MILJØRETTET RISIKOANALYSE ... 33

4.1 Usikkerhet i miljørisikoanalysen 35 5 MILJØBESKRIVELSE ... 38

5.1 Verdifulle Økosystem Komponenter (VØKer) 38 5.2 Utvalgte VØKer 38 6 MILJØRETTET RISIKOANALYSE – RESULTATER ... 42

6.1 Mulige konsekvenser ved en utblåsning fra letebrønn 7318/1-1 42 6.2 Miljørisiko 50 6.3 Oppsummering av miljørisiko forbundet med letebrønn 7318/1-1 54 7 BEREDSKAPSSTRATEGI OG PRINSIPPER I NORGE... 57

7.1 Generelt 57 7.2 Systembeskrivelse 58 7.3 Ansvar for oljevernberedskap på norsk sokkel 59 8 OLJEEGENSKAPER OG FORVITRING ... 60

8.1 Generelt 60 8.2 Oljeegenskaper Havis råolje 63 9 BEREGNET SYSTEMBEHOV ... 69

9.1 Metodebeskrivelse 69

9.2 Inngangsdata 70

9.3 Analyseresultater 71

9.4 Konklusjon beregnet systembehov 72

(4)

DNV GL – Rapportnr. 2016-0574, Rev. 00 – www.dnvgl.com Page iii

10 BEREDSKAPSMODELLERING I OSCAR ... 73

10.1 OSCAR 73

10.2 Inngangsdata 75

10.3 Modelleringsresultater - Overflateutblåsning 78

10.4 Modelleringsresultater - Sjøbunnsutblåsning 88

10.5 Vurdering av resultater i forhold til beredskapsmodellering 98

11 MILJØKONSEKVENSER (BESTANDSTAP) OG BEREDSKAP ... 101

11.1 Bestandstap og effekt av oljevernberedskap 102

11.2 Miljøeffekter av kjemisk dispergering 107

12 OPPSUMMERING BEREDSKAPSANALYSE FOR BRØNN 7318/1-1 - RESULTATER OG

KONKLUSJONER ... 108 13 REFERANSER ... 110 Appendix A Metodebeskrivelse MIRA metodikk

Appendix B Bestandstap vist for alle arter og Miljørisiko vist som frekvens Appendix C Ressursbeskrivelse Barentshavet

Appendix D Beregning av nominelt systembehov - inngangsdata Appendix E OSCAR modellering- parametere/oppsett

Appendix F Massebalanse-figurer

(5)

DNV GL – Report No. 2015-0831, Rev. 00 – www.dnvgl.com Side 4

SAMMENDRAG

Eni Norge AS (heretter Eni) planlegger boring av letebrønn 7318/1-1 Bone i PL716 i Barentshavet.

Brønnen ligger sentralt i Barentshavet ca. 136 km fra nærmeste kystlinje som er Bjørnøya. Vanndypet i området er 401 meter. Boringen er planlagt gjennomført i løpet av vinter 2016/2017, og brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Scarabeo 8.

Som forberedelse til den planlagte operasjonen for letebrønn 7318/1-1 er det utarbeidet en miljørettet risikoanalyse og en beredskapsanalyse for aktiviteten.

Miljørisiko

Miljørisikoanalysen er gjennomført som en skadebasert analyse i henhold til Norsk olje og gass sin veiledning for gjennomføring av miljørisikoanalyser for petroleumsaktiviteter på norsk sokkel (OLF, 2007). Miljørisikoen vurderes opp mot Eni Norge AS sine operasjonsspesifikke akseptkriterier.

Det er analysert for potensielle effekter på flere sjøfuglarter (kystnært og i åpent hav), marine pattedyr, fisk og for strandhabitater. Analysen er utført for hele året og presentert sesongvis.

Største sannsynligheter for bestandstap av sjøfugl og marine pattedyr ble funnet for sjøfugl i åpent hav (lunde om sommeren og havhest om våren, høsten og vinteren):

 1-5 % bestandstap: 37 % sannsynlighet (pelagisk sjøfugl i vårsesongen; overflateutblåsning)

 5-10 % bestandstap: 4 % sannsynlighet (pelagisk sjøfugl i vintersesongen; sjøbunnsutblåsning)

 10-20 % bestandstap: 1 % sannsynlighet (pelagisk sjøfugl i sommersesongen;

overflateutblåsning)

 Ingen sannsynlighet for > 20 % bestandstap for noen bestander.

Pelagisk sjøfugl (havhest) er dimensjonerende for risikonivået med 11 % av akseptkriteriet for Moderat miljøskade i vintersesongen (desember - februar), se Figur ‎0-1. Det høyeste beregnede risikonivået for sjøfugl på Bjørnøya er 5 % for Moderat miljøskade (lomvi i vårsesongen). For lysloggerloggerdata (lomvi) er det høyeste risikonivået beregnet til 4 % av akseptkriteriene for Moderat miljøskade i høstsesongen.

Risikonivået for kystnær sjøfugl på fastland, marine pattedyr og strandhabitat er <1 % i alle sesonger.

Miljørisikoen forbundet med boring av letebrønn 7318/1-1 ligger for alle VØK-kategoriene innenfor Enis operasjonsspesifikke akseptkriterier i de ulike sesongene. Det kan dermed konkluderes med at miljørisikoen forbundet med boring av brønn 7318/1-1 i PL716 er akseptabel sett i forhold til Enis akseptkriterier for miljørisiko.

Oljedrift etter utblåsning fra letebrønn 7318/1-1 er modellert med integrerte isdatasett. Det er gjort en kvalitativ vurdering av hvorvidt det er sannsynlig at olje vil spres tilstrekkelig langt nord til å påvirke eventuelle ressurser som oppholder seg i den marginale issonen basert på statistiske data for isutbredelse. Basert på disse vurderingene konkluderes det med at det er svært lite sannsynlig at en eventuell utblåsning fra letebrønn 7318/1-1 medfører treff av olje inn i den marginale issone, og negative ringvirkninger for økosystemet tilknyttet iskanten. Vurderingene er gjort uten å ta hensyn til beredskapstiltakene som planlegges å settes inn for ytterligere å begrense drift og spredning av olje ved en reell utslippshendelse.

(6)

Figur ‎0-1 Beregnet sesongvis miljørisiko for alle VØK-kategoriene lagt til grunn i analysen for letebrønn 7318/1-1. For sjøfugl og pattedyr er den månedlige verdien som gir høyest utslag innenfor de ulike skadekategoriene presentert, uavhengig av art. For strandhabitat er risikoen presentert for den 10 × 10 km kystruten (strand) som viser høyest utslag. Verdiene er oppgitt som prosent av Enis operasjonsspesifikke akseptkriterier.

Beredskap

Overflate- og sjøbunnsutblåsning for letebrønnen Bone (PL 716) har vektet rate på henholdsvis 2977 Sm3/d og 2886 Sm3/d og vektet varighet på 2 og 13 dager. Ved bruk av «NOFO-kalkulatoren» ble antall systemer samlet for barriere 1 beregnet til 3 systemer i sommersesong og 4 systemer i vintersesong for både overflateutblåsning og sjøbunnsutblåsning.

I følge OSCAR modelleringen forventes hovedandelen av oljen å være fordelt på massekategoriene naturlig dispergert, nedbrutt (biodegradert) og fordampet. Gjenværende olje på overflaten ligger mellom 0,4-0,9 % i forhold til totalt utslippsvolum. Andel oppsamlet olje er høyere om våren enn i

vintersesongen. Dette henger sammen med at mindre olje er tilgjengelig for oppsamling om vinteren hovedsakelig som følge av variasjoner i vær og vindforhold.

Modelleringenene i OSCAR indikerer at ytterligere systemer vil ha effekt, men at økningen i effekt med økende antall systemer generelt er lav. Resultatene indikerer dermed at det ikke er kapasitet som utgjør begrensende faktor for bekjempelse av olje, men naturlige prosesser knyttet til spredning og forvitring som begrenser oljens tilgjengelighet for effektiv bekjempelse. Samlet sett indikerer resultatene at 4 systemer for en overflateutblåsning og 5-6 systemer for en sjøbunnsutblåsning for alle sesonger vil være en forholdsmessig dimensjonering av barriere 1 hensyntatt både krav til kapasitet og modellert effekt.

(7)

Kravet til responstid for fullt utbygd barriere 1 er 95 persentil av korteste modellerte drivtid til land. For vinter tilsvarer dette 42,2 døgn og 31,3 døgn for vårsesong. Med totalt 6 systemer vil lengste responstid være under 3 døgn og kravet til responstid for barriere 1 er dermed ivaretatt med betydelig margin.

De modellerte tiltaksalternativene viser redusert oppholdstid av olje på havoverflaten, samt reduksjon av olje dispergert i vannsøylen, noe som er av stor betydning med tanke på miljøpåvirkning og miljørisiko.

Ved simuleringsslutt viser modelleringene at endringene i andel gjenværende olje på overflaten endrer seg marginalt mellom beredskapsalternativene.

Modelleringen med kombinasjonen av kjemisk dispergering og mekanisk opptak viser at effekten av dispergering ikke er vesentlig. Høyest opptak er registrert i vårsesongen. Reduksjonen i olje på overflaten er ikke vesentlig forskjellig mellom alternativene og generelt lav for denne

massekategorieningen.

Modellering med kort- og lang responstid for første opptakssystem viser en reduksjon i opptatt oljeemulsjon med lang responstid, men ingen vesentlige forskjeller i oljemengder igjen på overflaten etter endt simulering eller endringer i miljørisikoen. Den reduserte mengden oljeemulsjon som ikke tas opp vil i stedet fordampe, dispergere naturlig og nedbrytes.

Dimensjonerende emulsjonsmengde for barriere 2 utgjør i underkant av 7 tonn i vår- og vintersesongen.

Effekten av mekanisk opptak i barriere 2 med et tiltaksalternativ bestående av 3 NOFO systemer ved Bjørnøya viste ingen effekt av mekanisk bekjempelse. Sett i forhold til forvitringsstudien for

referanseoljen Havis vil så lange drivtider på over 31 dager gi usikkerhet ift graden av forvitring/mulig størkning/filmtykkelse mv. Sett under ett vil de marginale emulsjonsmengdene, kombinert med svært lang drivtid, medføre at emulsjon til barriere 2 i praksis ikke vil være effektivt bekjempbar, gitt forutsetningene for denne analysen. Den lange drivtiden innebærer dessuten at det vil være mulig innenfor kravet til responstid å omdisponere systemer fra barriere 1 til barriere 2 etter utslippets slutt dersom sanntidsinformasjon indikerer at dette likevel kan ha effekt. Dette vil særlig være aktuelt for Bjørnøya hvor det ikke finnes lokale beredskapsressurser. For fastlandet i Finnmark eksisterer det allerede en betydelig beredskap for kystsonen som vil kunne settes inn av Eni Norge dersom det skulle bli aktuelt.

Samlet vurderes det derfor ikke formålstjenlig å dimensjonere barriere 2 med dedikerte

beredskapsressurser. Derimot bør det legges betydelig vekt på overvåkning slik at sanntidsinformasjon kan benyttes som grunnlag for eventuell aksjonering i barriere 2.

Sett under ett tilsier de marginale emulsjonsmengdene til barriere 3 i kombinasjon med de lokale forholdene at det ikke er hensiktsmessig å dedikere beredskapsressurser i barriere 3 for Bjørnøya.

Dersom situasjonen likevel skulle tilsi at tiltak i barriere 3 er hensiktsmessige, vil det være mulig å mobilisere ressurser fra fastlandet innen responstidskravet (minimum 1 måned). For de marginale emulsjonsmengdene som ev. strander på fastlandet legger en til grunn at det vil håndteres av

eksisterende beredskapsressurser. Som for barriere 2 bør det legges betydelig vekt på overvåkning slik at sanntidsinformasjon kan benyttes som grunnlag for eventuell aksjonering i barriere 3.

Sjøfugl i åpent hav er dimensjonerende for miljørisikonivået for letebrønn Bone. En reduksjon både i oppholdstid av olje på havoverflaten og eksponert areal vil derfor være gunstig for å redusere negative effekter på sjøfugl. Generelt viser trenden at populasjonstap for et utvalg av redefinerte VØKer avtar med implementering av beredskapstiltak.

(8)

EXECUTIVE SUMMARY

Eni Norge AS (from now on Eni) is planning to drill exploration well 7318/1-1 Bone in PL716 in the Barents Sea. The well is located in the central parts of the Barents Sea, about 136 km from the closest coastline which is Bjørnøya. The water depth in the area is 401 meter. The drilling is planned to start during the winter 2016/2017, and the well will be drilled with the semi-sub rig Scarabeo 8.

It has been performed an Environmental Risk Analysis and an Oil Spill Contingency Analysis as part of the preparation for the planned activity.

Environmental risk

The environmental risk analysis (ERA) is carried out as a damage-based analysis in accordance with the MIRA methodology (OLF, 2007). The environmental risk is measured against Eni’s acceptance criteria for environmental risk.

Potential effects on populations of pelagic and coastal seabirds, marine mammals, fish and shoreline habitats have been modelled and evaluated. The analysis is carried out for the whole year, and reported seasonally.

The highest probability for population loss of seabirds and marine mammals is found for pelagic seabirds (Atlantic puffin in the summer and Northern fulmar in spring, autumn and winter):

 1-5 % population loss: 37 % probability (pelagic seabird in the spring; surface blowout)

 5-10 % population loss: 4 % probability (pelagic seabird in the winter; seabed blowout)

 10-20 % population loss: 1 % probability (pelagic seabird in the summer; surface blowout)

 There is no probability for >20 % population loss for any of the calculated populations.

Pelagic seabirds (Northern fulmar) is dimensioning for the risk level with 11 % of the acceptance criteria for Moderate environmental damage in the winter season (December- February), see Figur ‎0-1. The highest calculated risk level for seabirds on Bjørnøya is 5 % for Moderate environmental damage (Atlantic puffin in the spring season). For Seatrack data (Atlantic puffin) the highest calculated risk level is 4 % of the acceptance criteria for Moderate environmental damage in the autumn season. The risk level for coastal seabirds along the coast of Norway (Finnmark), marine mammals and coastal habitats is

<1 % in all seasons.

The environmental risk calculated for the drilling of exploration well 7318/1-1, for all included VEC categories, is within Eni’s operation specific acceptance criteria for all seasons. It can be concluded that the environmental risk connected with the drilling of well 7318/1-1 in PL716 is acceptable according to Eni’s acceptance criteria for environmental risk.

The oil drift modelling after a blowout from exploration well 7318 / 1-1 is modelled with integrated ice dataset. A visual assessment of whether it is likely that oil will spread far enough north to affect any resources that reside in the marginal ice zone based on statistical data for sea ice extent. Based on these considerations, it is concluded that it is highly unlikely that any blowout from exploration well 7318 / 1-1 entails hits of oil into the marginal ice zone, and negative repercussions for the ecosystem associated with ice edge. The assessments are made without regard to contingency measures which will further limit the oil drift.

(9)

Figure ‎0-1 Environmental risk calculated for all VEC categories in each season for exploration well 7318/1-1. The results are shown in percentage as part of Eni’s operation specific acceptance criteria for environmental risk.

Oil spill contingency

The weighted rate for a surface and subsea blowout for exploration well Bone (PL 716) is respectively 2977 Sm³ / d and 2886 Sm³ / d and the weighted duration is 2 and 13 days. Using the «NOFO

calculator" the number of systems are estimated to 3 systems in summer season and 4 systems in the winter season for both surface blowout and subsea blowout.

According to the OSCAR modeling it is expected that the majority of the oil will be distributed in mass categories naturally dispersed, biodegraded and evaporated. Remaining oil on surface is between 0.4 % - 0.9 % of the total discharge volume. Percentage of recovered oil is higher in spring than in winter season. This is because less oil is available for recovery in winter mainly due to variations in weather conditions.

The modeling in OSCAR indicates that further systems will have an effect, but that the increase in effect with increasing number of systems is generally low. The results thus indicates that there is no capacity constituting a limiting factor for combating of oil, but natural process associated with the spreading and weathering which limits the availability for effective recovery. Overall, the results indicate that four systems for a surface blowout and 5-6 systems for a subsea blowout for all seasons will be a proportional dimensioning of barrier 1 taking into account both the requirements for capacity and modeled effect.

(10)

The required response time for fully established barrier 1 is 95 percentile of shortest modeled drift time to shore. For the winter season, this corresponds to 42.2 days and 31.3 days for spring season. With a total of six systems the longest response time will be under three days and the minimum response time for barrier 1 is thus fulfilled with considerable margin.

The modeled measures alternatives show decreased retention of oil on the sea surface, as well as reduction of oil dispersed in the water column, which is of high importance in terms of environmental impact and risk. By the end of simulation the modeling shows that the proportion of changes in the proportion of oil on surface changes marginally between the measures alternatives.

Modelling with combination of chemical dispersants and mechanical recovery shows that the effect of dispersion is not significant. Most recovery is registered in the spring season. The reduction of oil on the surface is not significantly different between the options and generally low for this mass category.

Modelling with short- and long response time for the first recovery system shows a reduction in the recovered oil emulsion with long response, but no significant differences in the amounts of oil left on the surface after completing the simulation or changes in environmental risk. The reduced amount of oil emulsion not taken up will instead evaporate, disperse naturally and biodegraded.

The dimensioning amount of oil emulsion for barrier 2 is just less than 7 tons in the spring- and winter season. The effect of mechanical recovery in barrier 2 with a measure alternative consisting of 3 NOFO systems at Bjørnøya showed no effect. With reference to the weathering study for the Havis reference crude oil long drift times over 31 days will give uncertainties in relation to the degree of weathering / possible solidification / slick thickness. Overall the marginal amount of emulsion, combined with very long drift time, will cause the emulsion to barrier 2 to not be effective combatable, given the

assumptions for this analysis. The long drift time also means that it will be possible within the

requirement for response time to redeploy systems from barrier 1 to barrier 2 after the end of discharge if the real time information indicates that this may have an effect. This will be particularly relevant for Bjørnøya where there are no local contingency resources. For the coastline in Finnmark there are already a significant contingency established for coastal areas that could be inserted by Eni Norge if necessary.

Overall it is assessed not to be appropriate to dimension barrier 2 with dedicated contingency resources.

Instead it should be emphasized comprehensive monitoring so real-time information can be used as a basis for any combating in barrier 2.

Overall the marginal amount of emulsion to barrier 3 in combinations with the local conditions it is not appropriate to dedicate contingency resources in barrier 3 for Bjørnøya. If the situation should indicate that measures in barrier 3 are appropriate, it will be possible to mobilize resources from the mainland within the response requirement (minimum 1 month). The marginal amount of oil emulsion which can strand on the mainland this will be handled by existing response resources. As for barrier 2 should be considerable emphasis on monitoring so that real-time information can be used as a basis for any response in barrier 3.

Seabirds in the open sea are dimensioned for environmental risk level of exploration Bone. A reduction in both the retention of oil on the sea surface and exposed areas would therefore be beneficial in reducing the negative effects on seabirds. In general, the trend indicates that population loss for a variety of redefined VECs decreases with the implementation of recovery systems. The calculations indicate that the combination of chemical dispersants and mechanical recovery is a beneficial strategy in terms of pelagic seabirds.

(11)

DEFINISJONER OG FORKORTELSER

Akseptkriterier Kriterier som benyttes for å uttrykke et akseptabelt risikonivå i

virksomheten, uttrykt ved en grense for akseptabel frekvens for en gitt miljøskade

ALARP As Low As Resonnable Practicable (så lav som det er praktisk mulig) Analyseområde Området som er basis for miljørisikoanalysen og som er større enn

influensområdet. Ressursbeskrivelsen dekker analyseområde.

BA Beredskapsanalyse (oljevern).

Barriere Fellesbetegnelse for en samlet aksjon i et avgrenset område; kan inkludere ett eller flere system.

Barriereeffektivitet Prosentandel av overflateolje som passerer en linje som samles opp av en barriere. Ved sidestilte system (bredt flak) vil barriereeffektiviteten maksimalt være lik systemeffektiviteten. Ved system etter hverandre (konsentrert flak) vil barriereeffektiviteten kunne overstige

systemeffektiviteten.

Barrierekapasitet Summen av systemkapasitetene i en barriere. På samme måte som for systemkapasitet vil oppnåelse av barrierekapasiteten forutsette at tilgangen til olje (mengde og tykkelse av flak) er tilstrekkelig til at systemets kapasitet kan utnyttes fullt.

Barrieretap Reduksjonsfaktor i barriereeffektivitet fra en barriere til etterfølgende barriere, grunnet spredning av olje.

Bekjempelse Alle tiltak som gjennomføres i akuttfasen av en forurensningssituasjon og som skal hindre at oljen sprer seg (strakstiltak ved å stanse lekkasjen, begrense utstrekningen, hindre spredning, samle opp fra sjøen, lede oljen forbi sensitive områder og hindre strandet olje fra å bli re-mobilisert).

Bestand Gruppe individer innen en art som er reproduktivt isolert innen et bestemt geografisk område.

BOP Blowout Preventer

Borgerlig tussmørke

(BTM) Lysforholdene fra solen står 6 grader under horisonten til soloppgang (demring), samt fra solnedgang til solen står 6 grader under horisonten (skumring).

cP Centipoise, måleenhet for viskositet

Dagslys Lysforholdene fra soloppgang til solnedgang.

DFU Definerte fare- og ulykkeshendelser

Eksempelområde Til bruk i beredskapsplanleggingen er det definert arealer kalt

eksempelområder. Disse er karakterisert ved at de ligger i ytre kystsone, har høy tetthet av miljøprioriterte lokaliteter og som også på andre måter setter strenge krav til oljevernberedskapen. Disse eksempelområdene er derfor forhåndsdefinert som dimensjonerende for oljevernberedskapen.

Eksponeringsgrad Benyttes for å beskrive hvorvidt kysten er eksponert, moderat eksponert eller beskyttet mht. bølgeeksponering

Forvitring Nedbrytning av olje i miljøet. Forvitringsanalysen måler fysiske og kjemiske egenskaper for oljen til stede i miljøet over tid.

Gangtid Tiden det tar å frakte personell og utstyr med fartøy fra hentested (base) til stedet der aksjonen skal gjennomføres.

GOR Forkortelse for Gass/Olje forhold. Forholdet mellom produsert gass og produsert olje i brønnen.

Influensområde Området med større eller lik 5 % sannsynlighet for forurensning med mer enn 1 tonn olje innenfor en 10 x 10 km rute, iht. oljedriftsberegninger IUA Interkommunalt utvalg mot akutt forurensning

Korteste drivtid Tiden det tar fra utslippets start til den første oljen når kyst- og strandsonen.

Miljødirektoratet Tidligere Klima og forurensningsdirektoratet (Klif) og direktoratet for naturforvaltning

MIRA Metode for miljørettet risikoanalyse (OLF, 2007).

Mobiliseringstid Tiden fra varsel er gitt til personell og utstyr er klart for transport fra mobiliseringsstedet.

MRA Miljørettet risikoanalyse

(12)

MRDB Marin Ressurs Data Base

NOFO Norsk Oljevernforening for Operatørselskap Nominell

systemkapasitet

Forventet oppsamlingsrate i m³/d for et NOFO system; medregnet lossetid, ineffektiv tid, fritt vann, osv. For overløpsskimmer er denne normalt satt til 2400 m³/d, mens for høyviskøs skimmer (HiVisc / HiWax) er kapasiteten satt til 1900 m³/d. Systemkapasiteten forutsetter tilstrekkelig tilgang på olje (i praksis overskudd av olje).

NOROG (Norsk olje og gass)

Tidligere Oljeindustriens Landsforening (OLF).

OIM Offshore Installation Manager

Operasjonslys Lysforholdene under dagslys og borgerlig tussmørke, dvs. når solen står mindre enn 6 grader under horisonten.

OR-fartøy Oljevernfartøy som inneholder havgående mekaniske oppsamlingssystemer (oljelenser og skimmere) samt lagringstank, og eventuelt

dispergeringsmidler- og systemer.

OSCAR Oil Spill Contingency Analysis and Response PAH Polysykliske Aromatiske Hydrokarboner

Persentil P-persentil betyr at p prosent av observasjoner i et utfallsrom er nedenfor verdien for p-persentilen. En 25-persentil er da slik at 25 % av

data/observasjoner er under den gitte verdien.

PL Utvinningstillatelse (Produksjonslisens) ppb Parts per billion / deler per milliard ppm Parts per million / deler per million

Ptil Petroleumstilsynet

Responstid Sammenlagt mobiliseringstid og gangtid.

Restitusjonstid Restitusjonstiden er oppnådd når det opprinnelige dyre- og plantelivet i det berørte samfunnet er tilbake til tilnærmet samme nivå som før utblåsningen (naturlig variasjon tatt i betraktning) og de biologiske prosessene fungerer normalt. Bestander anses å være restituert når bestanden er tilbake på 99 % av nivået før hendelsen. Restitusjonstiden er tiden fra en oljeutblåsning skjer og til restitusjon er oppnådd.

RKB Rotary Kelly Bushing (mål for posisjon på boredekk) Sannsynlighet for

treff

Sannsynlighet for at en 10x10 km rute treffes av olje fra en potensiell utblåsning

System Fellesbetegnelse for et komplett oppsamlingssystem. For et NOFO system inkluderer dette to fartøy, 400 m lense, Transrec oljeopptager og

lagringskapasitet på ca 1000 m³. I et system kan også inngå en HiWax opptager for opptak av høyviskøse oljer.

Systemeffektivitet (Throughput efficiency, eng.) Prosentandel av sveipet overflateolje som samles opp av ett system.

Systemkapasitet Se ”nominell systemkapasitet”

THC Total Hydrocarbon Concentration (total hydrokarbonkonsentrasjon) TVD True Vertical Depth (sann vertikal dypde)

VØK Verdsatt Økosystem Komponent

(13)

1 INNLEDNING

1.1 Aktivitetsbeskrivelse

Eni Norge AS (heretter kalt Eni) planlegger boring av letebrønn 7318/1-1 Bone i PL716 i Barentshavet.

Brønnen ligger ca. 136 km fra nærmeste kystlinje som er Bjørnøya (Figur ‎1-1). Avstanden til

Finnmarkskysten er om lag 289 km (Ingøya i Måsøy kommune i Finnmark). Vanndypet i området er ca.

400 meter. Boringen er planlagt gjennomført vinteren 2016/2017. Som forberedelse til den planlagte operasjonen er det utarbeidet en miljørettet risikoanalyse og en full beredskapsanalyse for aktiviteten.

Basisinformasjon for aktiviteten er oppsummert i Tabell ‎1-1.

Figur ‎1-1 Lokasjon til letebrønn 7318/1-1 Bone i utvinningstillatelse PL716 i Barentshavet.

>3000 2500 - 3000 2000 - 2500 1500 - 2000 1000 - 1500 500 - 1000 400 - 500 300 - 400 200 - 300 100 - 200 50 - 100 20 - 50 0 - 20

(14)

Tabell ‎1-1 Basisinformasjon for letebrønn 7318/1-1 Bone.

Koordinater for modellerte scenarier Latitude 73^° 07`46.8392” N, Longitude: 18^° 43`4.1702” E

Vanndybde 401 meter

Avstand til nærmeste kystlinje Ca. 136 km (Bjørnøya)

Oljetype Havis råolje (850 kg/m³)

Riggtype Scarabeo 8 - Halvt nedsenkbar flyterigg

Utblåsningsrater

Vektet rate overflate: 2977 Sm³/døgn Vektet rate sjøbunn: 2886 Sm³/døgn

Vektet rate, sjøbunn: 5593 Sm³/døgn Vektet varighet Overflateutblåsning: 2 dager

Sjøbunnsutblåsning: 12,2 dager

GOR (Sm³/Sm³) 153

Tid for boring av avlastningsbrønn 70 døgn

Aktiviteter Leteboring

Type scenarier Utblåsning (overflate/sjøbunn) Forventet boreperiode Vinter 2016/2017

1.2 Hensikt/formål

Gjennomføring av miljørisiko- (MIRA) og beredskapsanalyser (BA) for aktiviteter knyttet til leting av og/eller produksjon av olje og gass på norsk sokkel er påkrevd i henhold til norsk lovverk (se kapittel ‎1.4).

Miljørisikoanalysen er gjennomført som en skadebasert analyse i henhold til Norsk olje og gass (tidligere OLF) sin veiledning for gjennomføring av miljørisikoanalyser for petroleumsaktiviteter på norsk sokkel (OLF, 2007). En kort beskrivelse av metoden er gitt i Kapittel ‎4 og i ‎Appendix A. For ytterligere informasjon henvises det til veiledningen. Miljørisikoen vurderes opp mot Enis operasjonsspesifikke akseptkriterier. Analysen som utføres for letebrønn 7318/1-1 er definert som en skadebasert

miljørisikoanalyse der konsekvensene av oljeutblåsning er knyttet opp mot sannsynligheten (frekvensen) for en slik hendelse, for å tallfeste risikoen et akutt oljeutslipp kan ha på ulike ressurser i området.

Ressursene i området som benyttes i analysen omtales som Verdsatte Økosystem Komponenter (VØK) og er en sammensetning av ulike populasjoner (sjøfugl, sjøpattedyr, fiskearter) og habitater (kystsonen).

For å bli betraktet som en VØK i analysen må ulike krav tilfredsstilles (se avsnitt ‎5.1).

Når en leser miljørisikoanalyser får en gjerne inntrykk av at miljørisiko er en eksakt kvantitativ størrelse som uten forbehold kan avgjøre om planlagt aktivitet er akseptabel eller uakseptabel i forhold til mulig miljøpåvirkning. Bak tallene ligger en rekke parametere som rommer større eller mindre grad av usikkerhet. Usikkerhet i miljørisikoanalysen er omtalt i avsnitt ‎4.1.

For beredskapsanalysen er det gjennomført en beregning av beredskapsbehov knyttet til mekanisk oppsamling av olje på åpent hav. Beregningene er gjort i henhold til industristandarden «Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser» (Norsk olje og gass, 2013). I tillegg er det gjennomført modellering i OSCAR med ulike systemkonfigurasjoner. Hensikten med modelleringen er å få en indikasjon på effekten

(15)

av ulike strategivalg (mekanisk oppsamling, kjemisk dispergering og kombinasjoner) så vel som nivået av tiltak.

1.3 ENIs akseptkriterier for akutt forurensning

Eni har som en integrert del av deres styringssystem definert akseptkriteriene for miljørisiko. For letebrønn 7318/1-1 er Enis operasjonsspesifikke akseptkriterier benyttet i forbindelse med

gjennomføringen av miljørisikoanalysen (Tabell ‎1-2). Akseptkriteriene angir den øvre grensen for hva Eni har definert som en akseptabel risiko knyttet til egne aktiviteter (sannsynlighet for en gitt konsekvens).

Disse er formulert som mål på skade på naturlige ressurser (VØK), uttrykt ved varighet (restitusjonstid) og ulik alvorlighetsgrad.

Eni anvender de samme akseptkriterier i alle regioner på norsk sokkel. Miljørisikoanalysen fanger opp eventuelle forskjeller i miljøsårbarhet i ulike regioner fordi den tar hensyn til forekomst og sårbarhet (benytter en sårbarhetskategori) av miljøressursene i det enkelte analyseområdet, og fordi den beregner restitusjonstid for berørte ressurser. Dette fører til at det beregnes en høyere miljørisiko i områder der det er høy andel av berørte, sårbare bestander og ressurstyper. Akseptkriteriene setter derved strengere krav til operasjoner i denne type områder.

Akseptkriteriene uttrykker Enis holdning om at naturen i størst mulig grad skal være uberørt av

selskapets aktiviteter. Kriteriene angir maksimal tillatt hyppighet av hendelser som kan forårsake skade på miljøet.

Tabell ‎1-2 Enis operasjonsspesifikke akseptkriterier for forurensing (Eni Norge, 2008).

Miljøskade Varighet av skaden

(restitusjonstid) Operasjonsspesifikke akseptkriterier

Mindre 1 mnd. – 1 år < 1 x 10^-3

Moderat 1-3 år < 2,5 x 10^-4

Betydelig 3-10 år < 1 x 10^-4

Alvorlig >10 år < 2,5 x 10^-5

1.4 Gjeldende regelverkskrav

Myndighetskrav til HMS (helse, miljø og sikkerhet) for petroleumsvirksomhet til havs omfatter følgende lover og forskrifter; forurensingsloven, rammeforskriften, styringsforskriften, innretningsforskriften og aktivitetsforskriften. En nærmere beskrivelse av noen av kravene er gitt nedenfor.

Lov om vern mot forurensning og om avfall (forurensningsloven)

Formålet med forurensningsloven (§ 1) er å verne det ytre miljø mot forurensning og å redusere eksisterende forurensning, redusere mengden av avfall og å fremme en bedre behandling av avfall. I § 7 beskrives det at når det er fare for forurensning i strid med loven, eller vedtak i medhold av loven skal den ansvarlige for forurensning sørge for tiltak for å hindre at den inntrer. Har forurensningen inntrådt skal vedkomne sørge for tiltak for å stanse, fjerne eller begrense virkningen av den. Den ansvarlige plikter også å treffe tiltak for å avbøte skader og ulemper som følge av forurensningen eller av tiltakene for å motvirke den. Plikten etter dette ledd gjelder tiltak som står i et rimelig forhold til de skader og ulemper som skal unngås. I henhold til bestemmelsene i § 11 skal det søkes om tillatelse til virksomhet

(16)

som kan medføre forurensning. Søknad om tillatelse etter § 11 skal gi de opplysninger som er nødvendig for å vurdere om tillatelse bør gis og hvilke vilkår som skal settes.

Forurensingsloven kan leses i helhet her:

http://lovdata.no/dokument/NL/lov/1981-03-13-6

Forskrift om styring i petroleumsvirksomheten (styringsforskriften)

Styringsforskriften § 25 krever at det søkes om samtykke fra norske myndigheter i forbindelse med all type aktivitet relatert til leting etter og/eller produksjon av olje og gass i norsk sektor. Ifølge Styringsforskriften § 17 skal det utarbeides en miljørettet risikoanalyse og en miljørettet beredskapsanalyse i forbindelse med aktiviteten, for å avdekke hva som kan bidra til miljørisiko knyttet til akutt forurensning, og skal vise hvilken effekt ulike prosesser, operasjoner og modifikasjoner har på miljørisikoen. For større utslipp av olje eller kondensat skal det gjennomføres drifts- og spredningsberegninger.

Styringsforskriften, § 4, beskriver prinsipper for risikoreduksjon. Ved reduksjon av risiko skal den ansvarlige velge tekniske, operasjonelle og organisatoriske løsninger som reduserer sannsynligheten for at det oppstår feil, fare- og ulykkessituasjoner. I tillegg skal det etableres barrierer som reduserer sannsynligheten for at slike feil og fare- og ulykkessituasjoner utvikler seg, og som begrenser mulige skader og ulemper. Resultater fra miljørettede risikoanalyser bør inngå i grunnlaget for valg av løsninger for å redusere risiko. Risikoreduserende tiltak som bør vurderes, er gjennomføring av aktiviteten til perioder av året med lavest miljørisiko og valg av design som reduserer omfang av forurensning, f.eks.

utblåsningsrater.

I § 5 stilles krav til barrierer. Der det er nødvendig med flere barrierer, skal det være tilstrekkelig uavhengighet mellom barrierene. De løsningene og barrierene som har størst risikoreduserende effekt, skal velges ut fra en enkeltvis og samlet vurdering. Operatøren eller den som står for driften av en innretning, skal fastsette de strategiene og prinsippene som skal legges til grunn for utforming, bruk og vedlikehold av barrierer, slik at barrierenes funksjon blir ivaretatt gjennom hele innretningens levetid.

Det skal være kjent hvilke barrierer som er etablert og hvilken funksjon de skal ivareta, samt hvilke krav til ytelse som er satt til de tekniske, operasjonelle eller organisatoriske elementene som er nødvendige for at den enkelte barrieren skal være effektiv. Det skal være kjent hvilke barrierer som er ute av funksjon eller er svekket. Den ansvarlige skal sette i verk nødvendige tiltak for å rette opp eller kompensere for manglende eller svekkede barrierer.

I henhold til styringsforskriften, § 9, skal det etableres akseptkriterier for akutt forurensning som omfatter både risiko for at akutt forurensning skal inntreffe, og risiko for skade på det ytre miljø (miljørisiko). Operatørene som har innretninger og aktiviteter i samme område, bør samarbeide om prinsipper for etablering av akseptkriterier, slik at disse har en sammenlignbar form mellom operatører og er egnet som grunnlag blant annet for felles beredskapsetablering.

Regelverket for petroleumsvirksomhet (Styringsforskriften) finnes på:

"http://www.ptil.no/styringsforskriften/category382.html%20"

Forskrift om helse, miljø og sikkerhet i petroleumsvirksomheten (rammeforskriften)

Rammeforskriften er en overordnet forskrift som gir overordnede føringer for helse-, miljø- og sikkerhet i petroleumsindustrien. I § 11 presenteres prinsipper for risikoreduksjon. Foruten en pålagt minstestandard identifisert i regelverket, skal risikoen reduseres ytterligere så langt det er mulig. Ved reduksjon av risiko skal den ansvarlige velge de tekniske, operasjonelle eller organisatoriske løsningene

(17)

som etter en enkeltvis eller samlet vurdering av skadepotensialet og nåværende og fremtidig bruk gir de beste resultater, så sant kostnadene ikke står i et vesentlig misforhold til den risikoreduksjonen som oppnås. I § 26 og § 29 henvises det til når en skal søke om samtykke og hva en slik søknad skal inneholde (herunder miljørisiko- og beredskapsanalyser). § 20 poengterer at en operatør skal sikre at beredskapen er samordnet når det brukes flere innretninger eller fartøy samtidig. Operatørens beredskapstiltak skal også være egnet til å samordnes med offentlige beredskapsressurser. Det er operatøren som skal lede og koordinere innsatsen av beredskapsressursene ved fare og ulykkessituasjoner. Samarbeid om beredskap er temaet for § 21. Operatørene skal samarbeide om beredskapen mot akutt forurensning. Det skal etableres regioner med felles beredskapsplaner og felles beredskapsressurser.

Rammeforskriften kan leses i sin helhet her:

"http://www.ptil.no/rammeforskriften/category381.html"

Forskrift om utføring av aktiviteter i petroleumsvirksomheten (aktivitetsforskriften)

Aktivitetsforskriften § 73 stiller krav til beredskapsetablering og krav til etablering av beredskapsstrategi.

Der fremgår blant annet at beredskapen skal etableres på bakgrunn av blant annet resultater av miljørettede risiko- og beredskapsanalyser, og skal ivareta hav, kyst og strandsone. Det stilles videre krav til etablering av tre teknisk uavhengige barrierer; én nær kilden og i åpent hav, én i fjor- og kystfarvann og én i strandsonen. Barrieren nær kilden og i åpent hav skal kunne håndtere den mengden forurensning som kan tilflyte barrieren. Barrierene i fjord- og kystfarvann og i strandsonen skal kunne håndtere den mengden forurensning som kan tilflyte barrieren etter at effekten av forutgående barriere er lagt til grunn.

Aktivitetsforskriften kan leses i sin helhet her:

http://www.ptil.no/aktivitetsforskriften/category379.htm l

(18)

2 BESKRIVELSE AV UTSLIPPSSCENARIER

De fleste former for uhellsutblåsning i forbindelse med en leteboring er begrensede, med små mengder og lette forbindelser. De hendelsene som har de største potensielle miljøkonsekvensene er ukontrollerte utslipp fra brønnen under boring (utblåsning). Slike hendelser anses dimensjonerende for foreliggende analyse.

2.1 Dimensjonerende DFU

Eni planlegger å starte boring av letebrønn 7318/1-1 Bone primo desember 2016. Brønnen skal bores gjennom tre potensielt olje- og gassfylte reservoarer; Stø/Nordmæla, Fruholmen og Snadd.

Dimensjonerende DFU vil i den forbindelse være en ukontrollert oljeutblåsning fra letebrønnen under boring. Eni har utført en risikovurdering med hensyn til oljeutblåsning fra brønnen og beregnet mulige utblåsningsrater og -varigheter med tilhørende sannsynlighetsfordeling (Eni Norge, 2016a).

Brønnen er planlagt boret med den halvt nedsenkbare riggen Scarabeo 8 (Figur ‎2-1).

Figur ‎2-1 Scarabeo 8 som skal brukes til boring av 7318/1-1 i PL716.

2.2 Sannsynlighet for dimensjonerende DFU

Brønn 7318/1-1 er en letebrønn hvor det forventes å finne olje. Basert på SINTEF offshore blowout database 2015, er den totale utblåsningsfrekvensen vurdert til 1,43 x 10^-4 for en gjennomsnittsbrønn (Lloyd’s, 2016).

Brønnen vil bli boret med den halvt nedsenkbare flyteren Scarabeo 8 med BOP plassert på havbunnen, noe som tilsier at en utblåsning mest sannsynlig vil forekomme på havbunnen.

Sannsynlighetsfordelingen mellom utblåsninger på havbunn kontra overflate for en flyter er beregnet til henholdsvis 80 % / 20 % (Lloyd’s, 2016). Dersom det skulle skje en utblåsning under boreoperasjonen vil riggen frakobles fra riser innen 2 dager, og utblåsningen vil deretter bli en ren sjøbunnsutblåsning.

Den vektede sannsynlighetsfordelingen på havbunn kontra overflate vil da være henholdsvis 89,6 % / 10,4 %.

(19)

2.3 Utblåsningsrater og -varigheter

Lengste utblåsningsvarighet er satt til tiden det tar å bore en avlastningsbrønn. For letebrønn 7318/1-1 er denne 70 døgn, fordelt på mobilisering av rigg, boring inn i reservoar og dreping av utblåsningen (Eni Norge, 2016b).

Rate-/varighetsmatrisen som er lagt til grunn for oljedriftsmodelleringen og miljørisikoanalysen for letebrønn 7318/1-1 er presentert i Tabell ‎2-1. Utblåsningsstudien fra Eni Norge (2016a) er basis for matrisen, men flere av ratene er vektet sammen for å få en mer komprimert matrise for modelleringen.

Vektet varighet for overflateutblåsning er 2 døgn, mens tilsvarende verdi for sjøbunnsutblåsning er 12,2 døgn. Vektet rate for overflateutblåsning er 2977 Sm³/døgn, og 2886 Sm³/døgn for sjøbunnsutblåsning.

For modellering av sjøbunnsutblåsning benyttes ulik utslippsdiameter for utblåsning gjennom åpent hull (open) versus delvis åpent hull (resticted), i henhold til Best Practice oppsett av OSCAR (Acona, Akvaplan-niva og DNV GL, 2016). Ratene representert ved de respektive utslippsdiameterene er oppgitt i tabellen som henholdsvis R (restricted) og O (open). Ytterligere detaljer er gitt under avsnitt ‎3.5.1.

Tabell ‎2-1 Rate- og varighetsfordeling for overflate- og sjøbunnsutblåsning for letebrønn 7318/1-1 (Eni Norge, 2016a; DNV GL, 2016; Lloyd’s, 2016).

Utblåsnings -lokasjon

Fordeling overflate

sjøbunn /

Rate Sm³/ d

Open (O)/

Restricted (R)

Varigheter (dg) og

sannsynlighetsfordeling Sannsynlighet for raten

2 5 15 35 70

Overflate 10,4 %

398 -

100

% 0,0 % 0,0 % 0,0 % 0,0 %

60,0 %

7718 - 18,5 %

10160 - 0,8 %

5073 - 1,9 %

6358 - 17,0 %

2793 - 1,8 %

Sjøbunn 89,6 %

328 O

44,88

% 21,05

% 20,21

% 7,14

% 6,79

%

30,6 %

327 R 29,4 %

7170 O 17,7 %

9090 O 0,8 %

5197 O 1,9 %

6635 R 17,0 %

8249 R 0,8 %

3094 R 1,8 %

(20)

3 OLJEDRIFTSMODELLERING

Brønn 7318/1-1 er en letebrønn. Ved funn forventes en oljetype med lignende egenskaper som Havis råolje. Denne oljetypen er således benyttet som referanseolje. I dette kapitlet blir Havis råoljens egenskaper, oljedriftsmodellen og dens begrensninger, samt resultater fra oljedriftsmodelleringen beskrevet.

3.1 Oljetype og oljens egenskaper

Både levetid til olje på sjø, grad av nedblanding i vannmassene og de tilhørende potensielle miljøeffektene vil avhenge av oljetype. Det samme gjelder egnetheten til og effekten av ulike typer oljevernberedskap (mekanisk og kjemisk bekjempelse). Det forventes å finne hydrokarboner i brønn 7318/1-1, og det er valgt å benytte Havis som referanseolje i analysene for miljørisiko- og beredskap.

Havis (SINTEF, 2013) har egenskaper tilsvarende de man forventer for oljen i brønnen ved funn, og informasjon om oljen er innhentet fra forvitringsstudien gjennomført av SINTEF i 2013.

Havis råolje har middels tetthet (850 kg/m³), lavt asfalteninnhold (0,1 vekt %) og middels voksinnhold (4,5 vekt %). Levetid på sjø under vinterforhold er 1,5 dager ved 5⁰C og 15 m/s med et konstant overflateutslipp på 200 m³. Ved lavere vindstyrke vil levetiden være lengre enn 5 døgn. Videre vil større utslippsrater forventes å gi lengre levetider (SINTEF 2013). Karakteristikker for Havisolje er

sammenfattet i Tabell ‎3-1.

Oljeegenskaper av særlig betydning ved en oljevernaksjon er videre omtalt under avsnitt ‎8.2.1

Tabell ‎3-1 Parametere for Havis råolje benyttet i

spredningsberegningene for letebrønn 7318/1-1 (SINTEF, 2013).

3.2 Oljedriftsmodellen

Oljedriftsmodellen som er anvendt er SINTEFs OSCAR modell (Oil Spill Contingency And Response), MEMW versjon 7.0.1. Modelloppsettet av OSCAR er basert på Best Practice (Acona, Akvaplan-niva og DNV GL, 2016 ).

OSCAR er en tre-dimensjonal oljedriftsmodell som beregner oljemengde på havoverflaten, på strand og i sedimenter, samt konsentrasjoner i vannsøylen. Resultater fra OSCAR er i tre fysiske dimensjoner samt tid. Modellen inneholder databaser for ulike oljetyper med tilhørende fysiske og kjemiske komponenter, vanndyp, sedimenttyper og strandtyper. Oljedriftssimuleringene er kjørt i et 3×3 km rutenett med en svært detaljert kystlinje (Oppløsning: 1:50 000). I etterkant er oljedriftsresultatene eksportert til 10×10

Havis råolje

Parameter Verdi

Oljetetthet [kg/ m³] 850 kg/m³

Maksimum vanninnhold ved 5 °C [volum %] 71 vol % Voksinnhold, fersk olje [vekt %] 4,5 vekt % Asfalteninnhold, fersk olje [vekt %] 0,1 vekt %

Viskositet 32 cP

(21)

km rutenett til bruk i miljørisikoanalyse. Influensområdene i denne rapporten er også presentert i 10×10 km rutenett.

For sjøbunnsutslippene blir en egen modul i OSCAR anvendt; en nærsonemodell som beregner den første fasen av sjøbunnsutblåsningen (Johansen Ø., 2006). Den beskriver hvordan plumen (olje, gass og vannpakken) oppfører seg fra sjøbunn til overflate eller til et eventuelt innlagringsdyp. Nærsonemodellen beregner plumens fortynning og stigetid oppover i vannsøylen. Modellen tar også hensyn til oppdriftseffekter av olje og gass, tetthetssjiktningen i det omkringliggende området samt sidestrøm. For sjøbunnsutslippene er vertikalprofil i vannmassene med hensyn til temperatur og salinitet lagt inn i modellkjøringene (Levitus, 1994).

Filmtykkelsen som dannes på overflaten etter en sjøbunnsutblåsning beregnes i nærsonemodelleringen.

For overflateutblåsningen er den initiale oljefilmtykkelsen satt til 4 mm.

For å bestemme oljens drift og skjebne på overflaten beregner modellen overflatespenning, transport av flak, dispergering av olje ned i vannmassene, fordampning, emulsjon og stranding. I vannkolonnen blir det simulert horisontal og vertikal transport, oppløsning av oljekomponenter, adsorpsjon, avsetninger i sedimenter samt nedbrytning.

OSCAR benytter både to- og tre-dimensjonale strømdata fra hydrodynamiske modeller. De anvendte historiske og dagsgjennomsnittlige strømdataene er fra perioden 2002-2011 med 4×4 km oppløsning (fra SVIM-arkivet, Meteorologisk Institutt). Datasettet inneholder både overflatestrøm og strøm nedover i vannsøylen. En begrensning ved å benytte dagsgjennomsnittlige strømdata er at effekten av tidevannsstrømmer faller bort. Dette er kombinert med historiske vinddata fra Meteorologisk institutt/Norsk dypvannsprogram med 10×10 km oppløsning fra perioden 2002-2011 med tidsintervall tre timer (NORA10).

Dynamiske isdata er også gjort tilgjengelig for oljedriftsmodelleringen i denne studien. På samme måte som for strøm foreligger dagsgjennsomsnittlige iskonsentrasjoner (SVIM-arkivet, Meteorologisk Institutt).

Isen vil påvirke oljens forvitring og spredning i større eller mindre grad avhengig av iskonsentrasjonene.

Stokastiske simuleringer med forskjellige starttidspunkter er modellert. I de stokastiske modelleringene er et bestemt antall simuleringer utført etter hverandre i én kjøring. Antall simuleringer for de ulike scenariene avhenger av utslippsvarigheten, og målet er å ha tilstrekkelig antall simuleringer slik at perioden det modelleres for (årstid eller hele året) er dekket av historisk variabilitet i strøm og vind.

Følgetiden til hver oljepartikkel som slippes ut, er simulert varighet for et utblåsingsscenario pluss 20 døgn. Antall simuleringer varierer fra 36 per år ved 2 dagers utblåsningsvarighet til 12 per år for lengste varighet (eksempelvis 75 dager). Oljedriftssimuleringene er utført for hele året.

For å kunne beregne statistiske resultater er oljedriftsparametere akkumulert for hver simulering i hver berørte rute. Disse resultatene er igjen brukt for bl.a. å beregne treffsannsynligheter i en gitt rute.

Treffsannsynlighet er her definert som antall simuleringer (av totalt antall simuleringer) hvor et oljeflak/partikkel på havoverflaten har truffet en 10×10 km rute, uavhengig av hvor lenge det har vært olje i ruten.

3.3 Modellens begrensning og krav til inngangsdata

Enhver modell vil nødvendigvis være en forenkling av virkeligheten. Dette medfører at det vil være et visst avvik mellom modellens prediksjoner og virkeligheten, men det kan samtidig være med på å gjøre det enklere å avdekke og forstå generelle trender og fenomener i prosesser som studeres. I dette kapittelet påpekes noen av de viktigste kjente forenklingene og antakelsene i OSCAR. I tillegg gjøres det rede for usikkerheter som følge av modellens oppbygning, så vel som oppsettet av simuleringene og inngangsdataene som er benyttet.

(22)

Modelleringen av ulike prosesser som fjerner forurensningen fra en simulering er spesielt interessant da denne har stor effekt på omfanget av eventuelle skadevirkninger i kjølvannet av et oljeutslipp/oljeutblåsning. Olje i OSCAR fjernes fra miljøet gjennom fordampning, degradering og eventuelt mekanisk oppsamling. Videre kan olje til en viss grad immobiliseres på strand og i sedimenter.

Av effektivitetshensyn følges ikke sedimentert olje i stokastiske simuleringer. Olje på strand degraderer både i virkeligheten og i modellen, men dette skjer saktere enn for olje i vannkolonnen. Olje kan transporteres ut av det modellerte området, men modellberegningene settes normalt opp slik at dette i verste fall bare gjelder en liten andel av det totale utslippet. I tillegg til degradering vil fortynning av oljen i vannkolonnen være en viktig kilde til at effekten av et utslipp reduseres over tid Johansen, 2010).

OSCAR er en partikkelbasert modell, hvor olje og kjemikalier i modellen representeres som et sett med partikler. Hver partikkel har en rekke egenskaper som forandrer seg i løpet av en simulering. Dette inkluderer generelle egenskaper som posisjon, masse og fysisk utstrekning, så vel som egenskaper knyttet spesielt til oljedriftsmodellering: viskositet, vanninnhold, kjemisk sammensetning, vannløselighet, og andre egenskaper for den benyttede oljen.

I OSCAR finnes det tre hovedtyper av partikler. Disse representerer henholdsvis kjemikalier som er løst i vannet, dråpeskyer i vannkolonnen som følge av kjemisk eller naturlig dispergering og olje på havoverflaten.

En simulering består av en rekke tidssteg hvor partiklenes egenskaper forandres:

 Partiklenes posisjon endres som følge av pådrag fra vind og strøm.

 Massen og den kjemiske sammensetningen endres som følge av blant annet fordampning, biodegradering, og utløsning fra dråpeskyer og overflateflak til løste komponenter.

 Vannopptak og viskositet endres som del av en kompleks forvitringsprosess.

I tillegg kan partikler gå fra å representere dråpeskyer til å representere overflateflak og motsatt.

Dråpeskyer kan stige til overflaten som følge av oljens oppdrift, og overflateflak kan blandes ned i vannkolonnen som følge av vindinduserte bølger og turbulens.

Som ved enhver forenkling av en kompleks kontinuerlig prosess, vil en partikkelbasert modell være følsom for hvilken oppløsning som velges. Hvis det benyttes flere partikler i beregningene er det større potensial for å oppnå realistiske simuleringer, gitt strøm-, vind-, dybde- og kystdata. Flere partikler betyr imidlertid også mer ressurskrevende beregninger, og det endelige valg av oppløsning blir en avveiing mellom tilgjengelig regnekapasitet og nytten av å øke oppløsningen ytterligere. Det er i denne analysen brukt et standardisert oppsett (etter Best Practice) med et minimum antall partikler på 3000 og maksimum antall på 10000, avhengig av utslippsvarighet og utslippsrate.

3.3.1 Bearbeiding og generering av statistiske parametere

Basert på de stokastiske resultatene fra OSCAR beregnes oljedriftstatistikk; treffsannsynlighet, olje- og emulsjonsmengde, total hydrokarbonkonsentrasjoner og strandingsmengder for forhåndsdefinerte 10 × 10 km kystruter.

Oljedriftstatistikk for åpent hav er presentert som middelverdier av de faktiske parametere. Hver gang en oljepartikkel når en ny rute, vil relevante parametere og antall treff i ruten bli oppdatert. Når alle utblåsningsscenariene er simulert, vil statistikk for hver rute, strandingsareal og influensområdet beregnes.

De statistiske rutenett-parameterne som presenteres i denne rapporten er:

(23)

 Treffsannsynlighet, defineres som det relative antall simuleringer (av totale antall simuleringer) hvor et oljeflak/en partikkel på havoverflaten har truffet en rute. Influensområde defineres som området med en treffsannsynlighet ≥ 5 % for mer enn 1 tonn olje i en 10 × 10 km rute.

 Treffsannsynligheten for ulike oljemengdekategorier, 1-100 tonn, 100-500 tonn, 500- 1000 tonn, samt > 1000 tonn. Defineres som det relative antall simuleringer (av totalt antall simuleringer) hvor et oljeflak/en partikkel på havoverflaten har truffet en rute i den bestemte oljemengdekategorien.

 Vannsøylekonsentrasjoner (Total hydrokarbonkonsentrasjoner), defineres som gjennomsnittstall (over alle simuleringer) basert på tidsmidlet maksimale verdier (over en simulering) i vannsøylen for total oljekonsentrasjon (THC) > 100 ppb, dvs. både løste fraksjoner og oljedråper.

3.4 Beskrivelse av modellerte utblåsningsscenarier

Oljedriftsberegningene er gjennomført for én lokasjon med posisjon 73° 07`46.8392” N, 18° 43`4.1702”

Ø og et havdyp på 401 m. Spredningsmodelleringer er gjennomført for overflate- og sjøbunnsutblåsning fra letebrønn 7318/1-1. Spredningsberegningene for utblåsning av olje er kjørt for 5 varigheter og 6 utblåsningsrater for overflateutblåsning, og 5 varigheter og 8 utblåsningsrater for sjøbunnsutblåsning. I oljedriftsmodelleringene er det kjørt tilstrekkelig antall simuleringer for å dekke inn variasjoner i vind og havstrømmer gjennom året.

For modellering av sjøbunnsutblåsningene ble det benyttet GOR (Gass/olje-forhold) lik 153 Sm³/Sm³for utblåsning fra letebrønn 7318/1-1 (Eni Norge, 2016b). Det er lagt til grunn at gassen i reservoarene som driver oljen opp til overflaten er naturgass med stor andel av metan. De statistiske oljedriftsresultatene er presentert i et rutenett som har en horisontal oppløsning på 10×10 km.

3.5 Oljedriftsmodellering – Resultater

3.5.1 Nærsonemodellering av sjøbunnsutblåsning

Nærsonemodellering av sjøbunnsutslipp er utført med to ulike utstrømingsarealer. Her legges det til grunn strømning gjennom full åpning av BOP (åpent hull) og retriksjon av denne med hhv.

utstrømingsdiameter 47,63 og 2,38 cm. Dette er gjort i henhold til Best Practice oppsett av OSCAR (Acona, Akvaplan-niva og DNV GL, 2016).

Simuleringsresultatene for sjøbunnsutblåsning fra åpent hull viser at oljen når overflaten etter 10 minutter og spres på havoverflaten som en tynn oljeemulsjonsfilm med estimert tykkelse på 0,04 mm (gjennomsnitt i en 3 x 3 km modellgridrute). Dette er forutsatt en GOR på 153 Sm³/Sm³ (for Havis råolje). Tilsvarende tall for utstrømning med restriksjonen er ca. 12 minutter og oljemeulsjonstykkelse lik 0,001 mm. For å beregne disse verdiene er rate 4417 tonn/d (åpent hull) og 2630 tonn/d (med restriksjon) for sjøbunnsutblåsningene med varighet på 15 dager benyttet i enkeltsimuleringene, noe som gir en indikasjon på oppførselen til oljeplumene.

(24)

3.5.2 Spredning av olje på overflaten

For modellerte overflate- og sjøbunnsutblåsninger er det generert oljedriftsstatistikk på rutenivå (10 × 10 km ruter) for fire sesonger; vår (mars-mai), sommer (juni-august), høst (september-november) og vinter (desember-februar). Forventet treff av oljemengder (≥ 5 % treff av tonn olje (sannsynlighet for treff x mengde olje gitt treff)) gitt en utblåsning fra henholdsvis overflate og sjøbunn fra brønnen i de ulike sesongene er presentert i Figur ‎3-1 og Figur ‎3-2.

Merk imidlertid at forventet treff av olje er basert på alle utblåsningsrater og varigheter og deres

individuelle sannsynligheter, og at det markerte området ikke viser omfanget av en enkelt oljeutblåsning, men er det området som berøres i ≥ 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong.

Resultatene viser oljen etter utblåsning i stor grad spres sirkulært rundt utblåsningspunktet i sentrale deler av Barentshavet, men at oljen i alle sesonger vil trekkes nordover med vest-Spitsbergstrømmen.

Figur ‎3-3 viser et øyeblikksbilde av overflatestrømmer i Barentshavet. Bildet viser tydelig den sterke Vest-Spitsbergstrømmen som er en forgrening av den norske Atlanterhavsstrømmen.

Forventet treff av oljemengder er mindre gitt en overflateutblåsning. Dette skyldes at en overflateutblåsning kun har varighet i 2 døgn, før den går over til å bli en sjøbunnsutblåsning.

Resultatene, som viser treffsannsynlighet av ulike oljemengder på overflaten, viser at oljen spres og forvitrer slik at det i all hovedsak er sannsynlighet for treff av oljemengder i kategori < 50 tonn per 10 × 10 km rute, men med sannsynlighet for større oljemengder (50-500 tonn) i nærområdet til

brønnlokasjonen.

(25)

Figur ‎3-1 Sesongvise forventede treff av olje (≥ 5 % treff av tonn olje) i 10×10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra letebrønn 7318/1-1. Forventet treff av olje er basert på alle utblåsningsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av en enkelt oljeutblåsning, men er det området som berøres i ≥ 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong.

(26)

Figur ‎3-2 Sesongvise forventede treff av olje (≥ 5 % treff av tonn olje) i 10×10 km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra letebrønn 7318/1-1. Forventet treff av olje er basert på alle utblåsningsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av en enkelt oljeutblåsning, men er det området som berøres i ≥ 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong.

(27)

Figur ‎3-3 Øyeblikksbilde av overflatestrømmer i Barentshavet (Meteorologisk Institutt: SVIM arkivet for strøm- og isdata: ftp://ftp.met.no/projects/SVIM-public/SVIMresults/).

3.5.3 Stranding av olje i kystsone

Korteste ankomsttid til land og største strandingsmengder av emulsjon er vist i Tabell ‎3-2, for

henholdsvis hele kystlinjen inkludert Bjørnøya. Alle simuleringer for overflate- og sjøbunnsutblåsning er lagt til grunn for tallene i Tabell 3-2. Resultatene for strandet emulsjonsmengde og drivtid presentert stammer ikke nødvendigvis fra samme simulering. For simuleringen som representerer 100-persentilen ble det beregnet et strandingsvolum i alle sesongene med høyest mengde i vintersesongen med 8986 tonn oljeemulsjon, fordelt på Bjørnøya og Finnmarkskysten. 100-persentilen av korteste drivtid er modellert til i underkant av 7 døgn i vintersesongen. For simuleringen som representerer 95-persentilen ble det i vårsesongen beregnet et strandingsvolum på 9 tonn oljeemulsjon, 3 tonn i sommersesongen, 0 tonn i høstsesongen og 8 tonn i vintersesongen (fordelt på Bjørnøya og Finnmarkskysten). 95-

(28)

persentilen av korteste drivtid ligger mellom 31 dager i vårsesongen som den korteste og 85 dager i høstsesongen som den lengste.

Tabell ‎3-2 Strandingsmengder av oljeemulsjon og korteste drivtid til den norske kystlinje/Bjørnøya gitt en utblåsning fra letebrønn 7318/1-1 (95- og 100-persentiler) oppgitt for hver sesong. Alle simuleringer for overflate- og sjøbunnsutblåsning er lagt til grunn for tallene vist under.

Persentil Strandet oljeemulsjon (tonn) Drivtid (døgn)

Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Vinter

100 6221 7331 7141 8986 8,7 11,5 12,6 6,6

95 9 3 0 8 31,25 71,04 84,94 42,24

For å få en indikasjon på hvilke mengder oljeemulsjon som ankommer Bjørnøya ble det i modelleringen hentet ut 95-persentilen av emulsjonsmengde til eksempelområdet Bjørnøya, samt drivtider, for de fire modellerte sesongene. Tallene fremkommer i Tabell ‎3-3. Det er viktig å presisere at de oppgitte

mengdene ikke nødvendigvis strander på Bjørnøya da eksempelområdets utstrekning går ca. 4 km utenfor strandsonen av øya. Sammenligner man mengden oljeemulsjon i Tabell 3-2 og Tabell 3-3 får man en indikasjon på hvor mye som ankommer Finnmarkskysten og på Bjørnøya. Resultatet viser at Bjørnøya kun er berørt i vår- og vintersesongen hvor også hovedmengdene berører Bjørnøya og ikke fastlandet.

Tabell ‎3-3 95-persentilen av strandingsmengder av oljeemulsjon og korteste drivtid til

eksempelområdet Bjørnøya. Det er viktig å presisere at de oppgitte mengdene ikke nødvendigvis strander på Bjørnøya da eksempelområdets utstrekning går ca. 4 km utenfor strandsonen av øya.

Persentil Strandet oljeemulsjon (tonn) Drivtid (døgn)

Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Vinter

95 12 0 0 6 25,99 75,74 n/a 32,11

3.5.4 Vannsøylekonsentrasjoner

Resultatene av konsentrasjonsberegningene rapporteres vanligvis som totale konsentrasjonsverdier av olje (THC) i de øverste vannmassene, det vil si det skilles ikke mellom dispergert olje og løste

oljekomponenter. Oljen i vannmassene vil i hovedsak skrive seg fra olje som blandes ned i vannmassene fra drivende oljeflak (naturlig dispergering som følge av vind og bølger). Nedblanding av oljen fra

overflaten beregnes på basis av oljens egenskaper og den rådende sjøtilstanden.

Resultatene av modelleringen viser at fullt utfallsrom (dvs. alle rate- og varighetskombinasjonene) ikke gir THC-konsentrasjoner i vannsøylen ≥ 100 ppb innen 10×10 km ruter. 100 ppb regnes som nedre effektgrense for fiskeegg og – larver.

3.5.5 Olje i den marginale issonen

Oljedrift etter utblåsning fra letebrønn 7318/1-1 er modellert med integrerte isdatasett (SVIM-arkivet, Meteorologisk Institutt, perioden 2002-2011). Dette innebærer at iskonsentrasjonene påvirker oljens drift og spredning der dette er relevant, men informasjon vedrørende mengder og hyppighet

fremkommer ikke av modelleringsresultatene. Dersom den marginale issonen preger oljens drift og spredning vil dette imidlertid fremkomme visuelt, ved at influensområdet får en mer utflatende/unaturlig form i nord, sammenliknet med hva som kan forventes som følge av kjennskap til strømmønsteret i havområdet.

Det er gjort en visuell vurdering av hvorvidt det er sannsynlig at olje vil spres tilstrekkelig langt nord til å påvirke eventuelle ressurser som oppholder seg i den marginale issonen basert på statistiske data for