Miljørisikoanalyse og beredskapsanalyse for letebrønn 15/3-10 Sigrun Appraisal

(1)

Miljørisikoanalyse og beredskapsanalyse for letebrønn

15/3-10 Sigrun Appraisal

(2)

Tittel:

Miljørisikoanalyse og beredskapsanalyse for letebrønn 15/3-10 Sigrun Appraisal

Dokumentnr.: Kontrakt: Prosjekt:

Gradering: Distribusjon:

Open Kan distribueres fritt

Utløpsdato: Status

2018-12-20 Final

Utgivelsesdato: Rev. nr.: Eksemplar nr.:

2017-12-20 0

Forfatter(e)/Kilde(r):

Gisle Vassenden

Omhandler (fagområde/emneord): miljørisiko, akutte utslipp Merknader:

Trer i kraft: Oppdatering:

2017-12-20

Ansvarlig for utgivelse: Myndighet til å godkjenne fravik:

(3)

Innhold

1 Sammendrag ... 4

2 Innledning ... 5

2.1 Definisjoner og forkortelser ... 5

2.2 Bakgrunn... 6

2.3 Aktivitetsbeskrivelse... 6

3 Miljørisikoanalyse ... 7

3.1 Metodikk og inngangsdata ... 7

3.2 Oppsummering av miljørisikoanalyse ... 10

3.3 Konklusjon - Miljørisiko ... 17

4 Beredskapsanalyse ... 18

4.1 Ytelseskrav ... 18

4.2 Metodikk... 18

4.3 Analysegrunnlag ... 20

4.4 Resultat ... 28

4.5 Oljevernberedskap som konsekvensreduserende tiltak ... 32

4.6 Konklusjon – Beredskapsanalyse ... 33

5 Referanser ... 34

App A Blowout scenario analysis ... 35

Summary ... 35

1 Introduction ... 36

2 Well specific information ... 36

3 Blowout scenarios and probabilities ... 38

4 Blowout rates ... 39

5 Blowout duration ... 40

6 References... 43

(4)

1 Sammendrag

Statoil ASA planlegger boring av letebrønn 15/3-10 Sigrun Appraisal i Nordsjøen (PL025/187). Brønnen ligger ca 180 km fra land (Øygarden, Hordaland). Vanndypet er ca 108 meter. Boringen har planlagt oppstart Q2 2018, og brønnen skal bores med riggen Deepsea Bergen. Forventet fluid er olje med tilsvarende egenskaper som Gudrun olje. Dette

dokumentet oppsummerer resultatene fra miljørisikoanalysen og setter krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for den planlagte aktiviteten.

Miljørisikoanalysen for boring av letebrønn 15/3-10 Sigrun Appraisal er gjennomført som en referansebasert analyse med utgangspunkt i letebrønn 16/2-12 Geitungen fra 2012 [1]. En sammenligning av parameterne for benyttelse av

referanseanalyse er presentert i Tabell 1-1. Alle parametere er innenfor kriteriene, og miljørisikoen forbundet med boringen av letebrønn Geitungen og dermed også Sigrun Appraisal er innenfor Statoils operasjonsspesifikke

akseptkriterier gjennom hele året. Høyeste utslag i miljørisiko var for Geitungen beregnet til 58,7 % av akseptkriteriet.

Tabell 1-1 Sammenligning av parametre for referanseanalyse

Parameter Kriteriet Sigrun Appraisal Geitungen Sammenligning

Geografisk lokasjon < 50 km fra sammenlignet felt/operasjon

58° 49' 09" N 001° 52' 02" Ø

58° 53' 04" N 002° 29' 18" Ø

Avstand ca 36 km OK Oljetype Tilsvarende eller kortere levetid på sjø Gudrun

(824 kg/ m³)

Glitne (864 kg/m³)

Ok

Sannsynlighet for utslipp

Tilsvarende eller lavere 1,29E-04 (Leteboring drilling, vanlig oljebrønn)

1,23E-04 Ok

Utblåsningsrate Tilsvarende eller lavere 2680 Sm³/d overflate 2680 Sm³/d Sjøbunn

8000 Sm³/d overflate 7500 Sm³/d Sjøbunn

OK

Potensiell maksimal varighet av utblåsningen

Tilsvarende eller lavere 63 70 OK

Sannsynlighetsfordeling sjøbunn/overflate

Sannsynlighet for overflateutblåsning må være tilsvarende eller lavere

75/25 75/25 OK

(5)

2 Innledning

2.1 Definisjoner og forkortelser

Sentrale ord og uttrykk som inngår i miljørisikoanalysen er kort beskrevet nedenfor:



Akseptkriterium: Verbal eller tallfestet grense for hvilket risikonivå som aksepteres.



Bestand: Gruppe av individer innen en art som befinner seg i et bestemt geografisk område i en bestemt tidsperiode (naturlig avgrenset del av en populasjon).



BOP: Blow Out Preventer



DFU: Definert fare- og ulykkessituasjon.



Grunnberedskap: 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B).



IKV: Indre Kystvakt



Influensområde: Område som med mer enn 5 % sannsynlighet vil bli berørt av et oljeutslipp, hvor det er tatt hensyn til fordeling over alle utslippsrater og -varigheter.



Korteste drivtid: 95-persentilen i utfallsrommet for korteste drivtid til kysten.



KYV: Kystverket



Miljø: Et ytre miljø som kan bli berørt av oljeutslipp til sjø, dvs. det marine miljø.



Miljørisikoanalyse: Risikoanalyse som vurderer risiko for ytre miljø.



Miljøskade: Direkte eller indirekte tap av liv for en eller flere biologiske ressurser på grunn av oljeutslipp som kan beskrives på individ- eller bestandsnivå. For at et oljeutslipp skal kunne gi en miljøskade må restitusjonstiden for den mest sårbare bestanden være lengre enn 1 måned.



Miljøskadekategorier: Kategorisering av miljøskader i hhv. mindre, moderat, betydelig eller alvorlig på grunnlag av restitusjonstid for den mest sårbare bestanden:

Mindre: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 måned og 1 år.

Moderat: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 år og 3 år.

Betydelig: en miljøskade med restitusjonstid mellom 3 år og 10 år.

Alvorlig: en miljøskade med restitusjonstid over 10 år.



NOFO: Norsk Oljevernforening for Operatørselskap



Operasjon: En enkel, tidsbegrenset arbeidsoperasjon som kan medføre akutt utslipp, f.eks. boring av en letebrønn, som inkluderer all aktivitet fra leteriggen er på borelokasjonen til den forlater lokasjonen.



OSRL: Oil Spill Response Limited – internasjonalt oljevernselskap, kan bidra med dispergeringskapasitet fra fly samt utstyr til capping og subseadispergering.



Prioriterte områder: Til bruk i beredskapsplanleggingen er det definert arealer kalt prioriterte områder (basert på en vurdering av tidligere eksempelområder i NOFO). 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 områdene er derfor forhåndsdefinert som dimensjonerende for oljevernberedskapen.



Ressurs eller biologisk ressurs: Levende organismer, f.eks. plankton, tang og tare, virvelløse dyr, fisk, sjøfugl og sjøpattedyr.



Restitusjonstid: Tiden det tar etter en akutt reduksjon før ressursen har tatt seg opp til (omtrentlig) normalnivået. Den akutte reduksjonen skjer (her) som følge av et oljeutslipp.



SIMA: Spill Impact Mitigation Assessment. Erstatter Net Environmental Benefit Analysis – metode for å sammenligne og rangere netto miljøgevinst forbundet med forskjellige bekjempelsesmetoder innen oljevern, eksempelvis

oppsamling, mekanisk og kjemisk dispergering



Størst strandet emulsjonsmengde: 95-persentilen i utfallsrommet for størst strandet mengde



VØK: Verdsatte økologiske komponenter. En VØK er en populasjon, et samfunn eller et habitat (naturområde) som:

• Er viktig for lokalbefolkningen (ikke bare økonomisk), eller

• Har regional, nasjonal eller internasjonal verdi, eller

• Har stor økologisk, vitenskapelig, estetisk og/eller økonomisk verdi, og som

• Vil være dimensjonerende med hensyn på gjennomføring av risikoreduserende tiltak.

(6)

2.2 Bakgrunn

Miljørisikoanalysen for boring av letebrønn 15/3-10 Sigrun Appraisal er gjennomført som en referansebasert analyse med utgangspunkt i analysen som ble gjennomført for letebrønn 16/2-12 Geitungen fra 2012 [1].

Formålet med miljørisikoanalysen er å kartlegge risikonivået for det ytre miljøet med hensyn til akutt oljeutslipp i forbindelse med den planlagte aktiviteten og å sammenholde risiko mot gjeldende operasjonsspesifikke akseptkriterier.

Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning. Dette skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av oljevernberedskap i forbindelse med akutte utslipp. Beredskapsanalysen for 15/3-10 Sigrun Appraisal er brønnspesifikk. Aktivitetsforskriftens § 73 og Styringsforskriftens § 17 stiller krav til beregning av risiko og beredskap ved miljøforurensning som følge av akutte utslipp som grunnlag for beredskapsetablering.

2.3 Aktivitetsbeskrivelse

Letebrønn 15/3-10 Sigrun Appraisal er lokalisert i Nordsjøen (Figur 2-1). Brønnen ligger mellom Gudrun-feltet og Johan Sverdrup. Brønnen ligger ca 180 km fra Utsira (Rogaland). Vanndypet på borelokasjon er om lag 108 meter.

Boreoperasjonen har planlagt oppstart i Q2 2018, og brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Deepsea Bergen. Det forventes å finne olje med tilsvarende kvalitet som Gudrun olje. Basisinformasjon for letebrønnen er oppsummert i Tabell 2-1.

Figur 2-1 Beliggenheten til letebrønn 15/3-10 Sigrun Appraisal, i forhold til referanseanalyse letebrønn Geitungen (ca 36 km) og avstand til land (ca 180 km).

36 km

(7)

Tabell 2-1 Basisinformasjon for letebrønn 15/3-10 Sigrun Appraisal Letebrønn 15/3-10 Sigrun Appraisal Posisjon for DFU (geografiske koordinater WGS 84) 58° 49' 09" N, 001° 52' 02" Ø

Vanndyp 108 m

Borerigg Deep Sea Bergen

Planlagt boreperiode Q2 2018

Sannsynlighet for utblåsning 1,29 x 10^-4

Sannsynlighetsfordeling (% overflate/sjøbunn) 25/75

Vektet utblåsningsrate* Overflate: 2680 m³/døgn

Sjøbunn: 2680 m³/døgn

Oljetype (tetthet) Gudrun (824 kg/m³)

Maksimal varighet av en utblåsning (tid til boring av avlastningsbrønn)

63 døgn

3 Miljørisikoanalyse

3.1 Metodikk og inngangsdata

En fullstendig miljørisikoanalyse består av en sammenstilling av sannsynlighet for utslippshendelser og potensiell miljøskade relatert til disse. Oljedriftsmodeller gir innspill til beregning av skadeomfang på utvalgte Verdsatte Økologiske Komponenter (VØK’er) i influensområdet. Metodikk samt begrepsdefinisjoner er fullstendig beskrevet i Norsk olje og gass (NOROG) sin veiledning for miljørettede risikoanalyser [2].

Miljørisiko uttrykkes ved sannsynlighet for skade på bestander eller kystområder. Skade er definert i form av restitusjonstid og graden av skade er inndelt i fire kategorier: mindre (<1 års restitusjonstid), moderat (1-3 års restitusjonstid), betydelig (3-10 års restitusjonstid) og alvorlig (>10 års restitusjonstid) miljøskade. Miljørisikoen er vist som prosentandel av de operasjonsspesifikke akseptkriteriene i hver av skadekategoriene mindre, moderat, betydelig og alvorlig.

Miljørisikoanalysen for 15/3-10 Sigrun Appraisal er gjennomført som en referansebasert analyse mot 16/2-12 Geitungen fra 2012 [1]. De følgende parametere er gjennomgått:

• Geografisk lokasjon

• Definerte fare- og ulykkeshendelser

• Type operasjon og utslippssannsynlighet

• Utslippsrater og -varigheter

• Oljetype

• Årstid

• Miljøressurser (Verdsatte Økologiske Komponenter)

• Konsekvens for beregnet miljørisiko ved overgang fra OSCAR 6.2 til 7.01 inkludert nye ressursdata En detaljert gjennomgang av parameterne er gjort i kapittel 3.1.1 til 3.1.8 og i utblåsningsscenarieanalysen for letebrønnen (App A).

3.1.1 Geografisk lokasjon

Letebrønn 15/3-10 Sigrun Appraisal har planlagt borelokasjon 58° 49' 09" N, 001° 52' 02" Ø og ligger ca 36 km i vestlig retning fra referansebrønnen Geitungen (58° 53' 04" N 002° 29' 18" Ø), se Figur 2-1. Avstand kvalifiserer derfor for å benytte den gjennomførte miljørisikoanalysen for Geitungen som referanse.

(8)

3.1.2 Type operasjon og utslippssannsynlighet

Letebrønn 15/3-10 Sigrun Appraisal er vurdert som en wildcat letebrønn, der eventuelt hydrokarbonfunn forventes å være olje. Basert på Lloyd’s register rapporten (2016) [3] er utblåsningssannsynligheten satt til 1,29 × 10^-4. For

referansebrønnen Geitungen var den totale utblåsningssannsynligheten beregnet til 1,23 x 10^-4. Endringen i

utblåsningssannsynlighet skyldes oppdatering av SINTEFs Offshore Blowout database [3], men også at det er brukt en utblåsningssannsynlighet for en gjennomsnittsbrønn for Geitungen. Utslippssannsynlighet kvalifiserer til å bruke Geitungen som referanse.

Brønnen er planlagt boret med Deep Sea Bergen, som er en halvt nedsenkbar flyterigg som vil bli holdt på plass ved ankring. Sannsynligheten for utblåsning fordelt på utslippspunkt er satt til 25 % for overflateutblåsning og 75 % for sjøbunnsutblåsning. Tilsvarende fordeling ble benyttet i miljørisikoanalysen for Geitungen.

3.1.3 Utblåsningsrater og – varigheter

For 15/3-10 Sigrun Appraisal er det beregnet utblåsningsrater mellom 200 m³/d og 4300 m³/d både for overflate og sjøbunn, med en vektet rate på 2680 m³/d [4], (App A og Tabell 3-1). Vektet rate på 2680 Sm³/d er benyttet til dimensjonering av beredskap mot akutt forurensning.

Tabell 3-1 Utblåsningsrater med tilhørende sannsynlighet for letebrønn Sigrun Appraisal Probability

top/ sub Rate (Sm3/d) Probability distribution - duration Scenario probability

2 5 14 35 63

Topside 0,25

200

0,52 0,19 0,14 0,05 0,10

0,2

2300 0,4

4300 0,4

Weighted rate

2680 1,00

Subsea 0,75

200

0,40 0,19 0,18 0,08 0,15

0,2

2300 0,4

4300 0,4

Weighted rate

2680 1,00

Utblåsningsrater og varigheter med tilhørende sannsynligheter for 16/2-1 Geitungen [5] er presentert i Tabell 3-2.

Tabell 3-2 Utblåsningsrater og –varighet med tilhørende sannsynligheter for letebrønnen 16/2-12 Geitungen Utslippslokasjon Fordeling

Overflate/

sjøbunn

Rate (Sm³/d) Sannsynlighet for rater (%)

Varigheter (døgn) og sannsynlighetsfordeling (%)

2 5 14 35 56 70

Overflate

25

7100 20 66 14 9 3,5 3,5 4

8300 40

8600 40

Sjøbunn

75

6500 20 49 16 14 6 8 7

7800 40

8100 40

For referanseanalysen Geitungen varierer ratene mellom 6500 og 8600 Sm³/d. Vektet rate for referanseanalysen er 8000 Sm³/d for overflateutslipp og 7500 Sm³/d for sjøbunnutslipp. Total vektet rate er 7625 m³/d for Geitungen.

Tid for boring av avlastningsbrønn er basert på operasjonelle og brønnspesifikke forhold og inkluderer tid til avgjørelser, mobilisering av rigg, transitt, oppankring, boring, geomagnetisk styring og dreping av brønnen. Tid til boring av

(9)

avlastningsbrønn er basert på vurderinger fra prosjektet. For 15/3-10 Sigrun Appraisal er maksimal utblåsningsvarighet beregnet til 63 døgn. For 16/2-1 Geitungen ble maksimal utblåsningsvarighet beregnet til 70 døgn.

Ratene er betydelig lavere for Sigrun enn for Geitungen. 2680 m³/d (vektet rate for Sigrun Appraisal) er ca 35 % av 7625 m³/d (vektet rate for Geitungen).

3.1.4 Oljetype

Forventet hydrokarbonfunn for 15/3-10 Sigrun Appraisal er beregnet til å være olje med tilsvarende egenskaper som Gudrun [6].

Oljedriftssimuleringene for letebrønnen Geitungen ble utført med Glitne olje. Ettersom Gudrun har kortere levetid på sjø enn Glitne er det vurdert at oljedriftssimuleringene med Glitne olje for Geitungen er dekkende for Sigrun. Oljetypen Gudrun er også benyttet for å dimensjonere oljevernberedskap for Sigrun Appraisal. For levetid på sjø se Figur 3-1 og Figur 3-2.

Tabell 3-3 Egenskaper for oljene Gudrun og Glitne. Glitne råolje er benyttet i referanseanalysen Geitungen

Parameter Glitne råolje Gudrun råolje

Oljetetthet (kg/m³) 864 824

Maksimalt vanninnhold (vol %) 75 70

Voksinnhold (vekt %) 6,2 4,9

Asfalten-innhold (harde) (vekt %) 0,13 0,1

Viskositet, fersk olje (13 ºC) (cP) 250 8

Figur 3-1 Sammenligning av gjenværende olje på overflate vinter

Figur 3-2 Sammenligning av gjenværende olje på overflate sommer

(10)

3.1.5 Årstid

Miljørisikoanalysen for referansebrønn 16/2-12 Geitungen er gjennomført som en helårlig analyse og vil dermed være dekkende for letebrønn 15/3-10 Sigrun Appraisal.

3.1.6 Beskrivelse av miljøressurser

Miljørisikoanalysen for letebrønn 16/2-12 Geitungen er gjennomført som en skadebasert miljørisikoanalyse iht. til

NOROG veiledning for miljørisikoanalyser. Miljørisikoanalysen ble gjennomført i 2012, og nyeste naturressursdata ble da benyttet. Basert på influensområdet ble det beregnet miljørisiko for sjøfugl åpent hav og i kystnære farvann, marine pattedyr, fisk og strandhabitat, med datasett både for Norskehavet og Barentshavet. Datasettene er oppdatert siden 2012, men i og med at det er såpass stor forskjell mellom utblåsningsratene (Geitungen: 7625 m³/d vektet rate, Sigrun:

2680 m³/d vektet rate) er det vurdert at en eventuell økning av miljørisiko pga datasett er mindre enn reduksjonen som følge av betydelig lavere rate.

3.1.7 Akseptkriterier for miljørisiko

I analysen av miljørisiko knyttet til boringen av letebrønn Geitungen er Statoils akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko benyttet (Tabell 3-4). Statoils akseptkriterier for miljørisiko har ikke endret seg siden 2012, og er også gjeldende for 15/3-10 Sigrun Appraisal. Statoils akseptkriterier er fastsatt på bakgrunn av hovedprinsippet om at:

«Restitusjonstiden etter en miljøskade for den mest sårbare bestanden skal være ubetydelig i forhold til forventet tid mellom slike miljøskader».

Tabell 3-4 Statoils akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko Miljøskade Akseptkriterier for

operasjonsspesifikk miljørisiko:

Mindre < 1 × 10^-3 Moderat < 2,5 × 10^-4 Betydelig < 1 × 10^-4

Alvorlig < 2,5 × 10^-5

3.1.8 Modelleringsverktøy

Oljedriftsmodellen som er anvendt for letebrønnen Geitungen er SINTEFs OSCAR modell (Oil Spill Contingency And Response) med versjon 6.2 av modellen (SINTEF, 2012).

Dagens versjon av OSCAR modellen er 7.01. Denne versjonen av OSCAR har generelt sett gitt et større influensområde på overflaten fra sjøbunnsutslipp sammenlignet med tidligere versjoner. Ettersom Sigrun har vesentlig lavere rater for både sjøbunnsutblåsning og overflateutblåsning, er det vurdert at bruk av Geitungen som referanseanalyse er relevant.

3.2 Oppsummering av miljørisikoanalyse

3.2.1 Influensområde

I miljørisikoanalysen for letebrønn Geitungen ble det modellert overflate- og sjøbunnsutblåsning og generert

oljedriftsstatistikk på rutenivå for fire sesonger: vår (mars-mai), sommer (juni-august), høst (september-november) og vinter (desember-februar). Influensområdene (≥ 5 % sannsynlighet for treff av over 1 tonn olje i 10 x 10 km ruter), gitt utblåsning fra letebrønn Geitungen i de ulike sesongene, er presentert i Figur 3-3 og Figur 3-4.

(11)

Figur 3-3 Sannsynligheten for treff av over 1 tonn olje i 10 x 10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra letebrønn 16/2-12 Geitungen i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong

(12)

Figur 3-4 Sannsynligheten for treff av over 1 tonn olje i 10 x 10 km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra letebrønn 16/2-12 Geitungen i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong

3.2.2 Strandet mengde olje/emulsjon

Treffsannsynligheten for olje gitt en utblåsning fra letebrønnen Geitungen er vist i Figur 3-5.

(13)

Figur 3-5 Sannsynligheten for treff av olje i 10 x 10 km landruter gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning fra letebrønn 16/2-12 Geitungen. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor året

Resultatene fra oljedriftssimuleringene viser at 95-persentil av korteste drivtid inn til kyst- og strandsone er 17 døgn. 95- persentilen av størst strandet emulsjonsmengde er 25951 tonn.

Innenfor influensområdet er det 2 prioriterte områder med kortere drivtid enn 20 døgn: Austevoll og Bømlo. For hvert prioritert område er strandingsstatistikk vist i Tabell 3-5.

Tabell 3-5 Minste drivtider og største emulsjonsmengder (95-percentil) inn til prioriterte områder basert på oljedriftssimuleringer utført for letebrønn 16/2-12 Geitungen

Eksempelområde Minste drivtid (døgn) 95-percentil

Størst emulsjonsmengde (tonn) 95-percentil

Austevoll 17 1824

Bømlo 19 499

3.2.3 Vannsøylekonsentrasjoner

Resultatene av konsentrasjonsberegningene rapporteres som totale konsentrasjonsverdier av olje (THC) i de øverste vannmassene (0 – 50 meter), det vil si det skilles ikke mellom dispergert olje og løste oljekomponenter, Figur 3-6 og Figur 3-7. 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.

Det ble ikke funnet sannsynlighet for vannsøylekonsentrasjoner > 300 ppb. Det er ikke vurdert tapsandeler for fiskeegg i Geitungens miljørisikoanalyse. Miljørisiko for fisk er derfor ikke beskrevet mer i denne analysen.

(14)

Figur 3-6 Beregnede gjennomsnittlige THC konsentrasjoner (≥100 ppb) i 10 x 10 km ruter per sesong, basert på alle kombinasjoner av rater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter ved overflateutblåsning fra letebrønn 16/2-12 Geitungen. Merk at det markerte området ikke gir uttrykk for omfanget av et enkelt oljesøl, men er det statistiske området som berøres med ulike vannsøylekonsentrasjoner på basis av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning i ulike sesonger

(15)

Figur 3-7 Beregnede gjennomsnittlige THC konsentrasjoner (≥100 ppb) i 10 x 10 km ruter per sesong, basert på alle kombinasjoner av rater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter ved sjøbunnsutblåsning fra letebrønn 16/2-12 Geitungen. Merk at det markerte området ikke gir uttrykk for omfanget av et enkelt oljesøl, men er det statistiske området som berøres med ulike vannsøylekonsentrasjoner på basis av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning i ulike sesonger.

3.2.4 Miljørisiko

Miljørisiko uttrykkes ved sannsynlighet for skade på bestander eller kystområder. Skade er definert i form av restitusjonstid og graden av skade er inndelt i fire kategorier; mindre (<1 års restitusjonstid), moderat (1-3 års

restitusjonstid), betydelig (3-10 års restitusjonstid) og alvorlig (>10 års restitusjonstid) miljøskade. Miljørisikoen for de fire utvalgte VØK’ene er presentert i Figur 3-8 som prosentandel av de operasjonsspesifikke akseptkriteriene i hver av skadekategoriene mindre, moderat, betydelig og alvorlig miljøskade. I miljørisikoanalysen for 16/2-12 Geitungen var det alkekonge i åpent hav som gav høyest utslag i miljørisiko, med 58,7% av akseptkriteriet i skadekategori Alvorlig i vintersesongen.

(16)

Figur 3-8 Miljørisiko forbundet med utblåsning fra letebrønn 16/2-12 Geitungen, presentert for utvalgte sjøfugl åpent hav, og vist som andel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene. Miljørisiko for hver ressurs er vist for den måneden som ga høyest utslag i hver av skadekategoriene i vår-, sommer-, høst- og vintersesongen

De ti 10 X 10 km rutene langs kysten med høyest miljørisiko er vist i Figur 3-9. Rutene som beskriver strandhabitat er en del av inngangsdata til MIRA-metodikken. Miljørisiko for strandhabitat gav høyest utslag i moderat miljøskadekategori for sommersesongen, med 7,54 % av akseptkriteriet.

(17)

Figur 3-9 De ti 10 × 10 km rutene langs kysten med størst miljørisiko i hver sesong ved utblåsning fra letebrønn 16/2-12 Geitungen

3.3 Konklusjon - Miljørisiko

I miljørisikoanalysen for 16/2-12 Geitungen var det alkekonge i åpent hav som gav høyest utslag i miljørisiko, med 58,7%

av akseptkriteriet i skadekategori Alvorlig i vintersesongen.

I forbindelse med boring av letebrønn 15/3-10 Sigrun Appraisal er det beregnet betydelig lavere utblåsningsrater sammenlignet med 16/2-12 Geitungen. I tillegg har forventet oljetype kortere levetid på sjøen og varigheten av en utblåsning er noe kortere. Med ellers sammenlignbare forhold vil dette medføre lavere miljørisiko, og det konkluderes dermed med at miljørisikoen forbundet med boringen av letebrønn 15/3-10 Sigrun Appraisal også er innenfor Statoil sine akseptkriterier.

(18)

4 Beredskapsanalyse

Beredskap som et konsekvensreduserende tiltak vil være et viktig bidrag til risikoreduksjon. Effektiv oljevernberedskap vil redusere oljemengdene på sjøen, og videre føre til reduksjon av influensområdet for et mulig oljeutslipp. Statoils primære strategi for oljevern ved leteboring er mekanisk oppsamling på åpent hav nær kilden. Dispergering vil vurderes som et alternativ eller supplement under en aksjon og NOFOs ressurser vil da kunne benyttes. I tillegg er Statoil medlem i OSRL og vil kunne benytte oljevernressurser, som kjemisk dispergering og strandrenseutstyr, etter behov i en aksjon.

Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning basert på dimensjonerende utslippsrater fra aktiviteten.

4.1 Ytelseskrav

Statoils ytelseskrav for de ulike barrierene er beskrevet under [7].

Barriere 1: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe beregnet emulsjonsmengde på sjø. Første system innen best oppnåelig responstid. Full kapasitet snarest mulig og senest innen 95-persentilen av korteste drivtid til land, basert på beregnet kapasitetsbehov. Statoil setter, som et minimum, krav til tilstrekkelig kapasitet for å bekjempe et oljeutslipp på minimum 500 m³ med ressurser som skal være klar for operasjon innen 5 timer etter at utslippet er oppdaget.

Barriere 2: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe den mengden emulsjon som passerer barriere 1 på grunn av operative begrensninger. Første system skal mobiliseres fortløpende etter at systemene i barriere 1 er mobilisert og med full kapasitet innen 95-persentilen av korteste drivtid til land.

Barriere 3 og 4: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon innen influensområdet. Systemene skal være mobilisert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land.

Barriere 5: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon inn til et prioritert område. Personell og utstyr til strandsanering skal være klar til operasjon innen 95-persentilen av korteste drivtid inn til prioritert område for de berørte områder med kortere drivtid enn 20 døgn.

En plan for grovrensing av forurenset strand skal utarbeides senest innen 7 døgn fra registrert påslag av oljeemulsjon.

Grovrensing av de påslagsområder som prioriteres av operasjonsledelsen i samråd med aksjonsledelsen skal være gjennomført innen 100 døgn fra plan for grovrensing foreligger, forutsatt at dette kan gjennomføres på en

sikkerhetsmessig forsvarlig måte.

4.2 Metodikk

Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Statoils forutsetninger og metode for

beredskapsdimensjonering i alle barrierer [7], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i NOROG veiledning [8] og NOFO [9].

Utstyr som kan benyttes til bekjempelse av olje/emulsjon i barriere 1-4:

• Havgående NOFO-system

• Havgående Kystvaktsystem

• System Kyst A – IKV

• System Kyst B – KYV

• System Fjord A – NOFO/Operatør

• System Fjord B – IUA/KYV

• Dispergeringssystem (NOFO og OSRL)

(19)

4.2.1 Dimensjonering av barriere 1 og 2 – nær kilden og på åpent hav

Beredskapsanalysen for barriere 1 og 2, nær kilden og på åpent hav, er basert på vektet utblåsningsrate og forventet oljetype. Beregninger er gjort for vintersesong og sommersesong.

For dimensjonering av barriere 1 benyttes egenskaper (fordamping, naturlig nedblanding, vannopptak og viskositet av emulsjon) for 2 timer gammel olje. Det grunnleggende prinsippet er at kapasiteten i de ulike barrierene skal være tilstrekkelig til å kunne håndtere emulsjonsmengden ved de gitte betingelsene.

For dimensjonering av barriere 2 er det utført beregninger av det antall systemer som kreves for å kunne bekjempe emulsjonsmengden som har passert barriere 1 pga redusert systemeffektivitet. Systemeffektiviteten er avhengig av bølgehøyde og lysforhold, og varierer mellom de ulike områdene (Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet) på norsk sokkel. I beregningen av systembehov for barriere 2 benyttes oljeegenskaper for 12 timer gammel olje.

Kravene til responstid er satt til best oppnåelig responstid for NOFO-fartøyer til feltet, og er basert på avstand til

oljevernressurser, gangfart for OR-fartøy, slepebåtkapasitet og gangfart for disse, mobilisering av oljevernutstyr om bord på OR-fartøy, og tilgang til personell på basene. I tillegg kommer en vurdering opp mot krav om etablering av barriere 1 og 2 senest innen korteste drivtid til land (95-persentil).

4.2.2 Dimensjonering av barriere 3 og 4 – kyst og strandsone

For barriere 3 og 4, bekjempelse av olje i kyst- og strandsone, er kravene til beredskap satt ut fra størst behov ved å bruke to alternative tilnærminger:

• 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon. Beredskapen i barriere 4 skal ha kapasitet til å bekjempe emulsjonen som passerer barriere 3. Beredskapsbehovet i barriere 3 og 4 er beregnet basert på resultater fra oljedriftssimuleringer gjennomført for aktiviteten.

• Prioriterte områder som er berørt av stranding med drivtid kortere enn 20 døgn (ifølge oljedriftssimuleringer) skal kunne ha tilgang til grunnberedskap. Grunnberedskap er definert som 1 Kystsystem (type A eller B) og 1

Fjordsystem (type A eller B). Beredskapsressursene skal brukes der det er mest hensiktsmessig og er ikke begrenset til de prioriterte områdene.

Denne tilnærmingen medfører at Statoil dimensjonerer både for volumer og utstrekning av strandet emulsjon, og legger til grunn det største behovet, når krav til beredskap i barriere 3 og 4 settes.

Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 3 og 4 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til et prioritert området. Dersom drivtiden til et prioritert område er lenger enn 20 døgn settes det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 3 og 4.

4.2.3 Dimensjonering av barriere 5 – strandrensing

For barriere 5, bekjempelse av strandet olje, er det beregnet behov for antall strandrenselag med tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av størst strandet mengde emulsjon innenfor de berørte prioriterte områdene med kortere drivtid enn 20 døgn.

Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 5 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land til hvert prioritert område.

Når minste drivtid er lengre enn 20 døgn stilles det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 5.

(20)

4.3 Analysegrunnlag

4.3.1 Oljens egenskaper

Gudrun olje er valgt som representativ for forventet oljetype ved letebrønn 15/3-10 Sigrun Appraisal. Det er gjennomført en forvitringsstudie av Gudrun av SINTEF i 2012 [6]. Forvitringsegenskaper for Gudrun-oljen ved ulike vind og

temperaturer er angitt i Tabell 4-1.

Tabell 4-1 Detaljert forvitringsegenskaper til Gudrun olje ved 2 og 12 timer, sommer og vinter

Time Parameter Vinter

5 ºC - 10 m/s

Sommer 15 ºC - 5 m/s

2 timer

Fordampning (%) 24 21

Nedblanding (%) 4 0

Olje på overflate (%) 72 79

Vanninnhold (%) 57 28

Viskositet av emulsjon (cP) 736 129

12 timer Fordampning (%) 38 36

Nedblanding (%) 18 1

Olje på overflate (%) 44 63

Vanninnhold (%) 70 66

Viskositet av emulsjon (cP) 4090 1830

4.3.1.1 Mekanisk oppsamling

Erfaring fra norske feltforsøk viser at risikoen for lekkasje av olje under lensa er størst for oljer/emulsjoner med viskositet under 1000 cP. Gudrun oljens emulsjoner vil ha viskositeter over 1000 cP etter ni timer ved sommerforhold og tre timer ved vinterforhold. Det vil ikke være behov for tungolje skimmere. Tabell 4-2 oppsummerer potensialet for mekanisk oppsamling av Gudrun-olje ved definerte vinter- og sommerforhold.

Tabell 4-2 Potensiale for mekanisk oppsamling basert på viskositet av Gudrun-olje

Viskositet Tid (timer) Tid (døgn)

1 3 6 12 1 2 3 4 5

Sommerforhold (15ºC - 5m/s)

Vinterforhold (5ºC - 10m/s)

Viskositet < 1.000cP – risiko for lekkasje under lensa

Viskositet mellom 1.000 og 15.000cP

Viskositet > 15.000cP – bruk av tungolje skimmer anbefalt

4.3.1.2 Kjemisk dispergerbarhet

Emulsjonen til Gudrun oljen har potensiale for kjemisk dispergering. Tabell 4-3 oppsummerer potensiale for kjemisk dispergering av Gudrun-olje ved definerte vinter- og sommerforhold.

Tabell 4-3 Potensiale for kjemisk dispergerbarhet av emulsjon til Gudrun-olje

Dispergerbarhet Tid (timer) Tid (døgn)

1 3 6 12 1 2 3 4 5

Sommerforhold (15ºC - 5m/s)

Vinterforhold (5ºC - 15m/s)

Godt potensial for kjemisk dispergering

Redusert potensial for kjemisk dispergering

Lite eller ikke potensial for kjemisk dispergering

(21)

4.3.2 Utslippsscenarier

Tabell 4-4 gir en oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønnen.

Tabell 4-4 Utslippsscenarier for letebrønn 15/3-10 Sigrun Appraisal

Type utslipp Kilde Referanse – bakgrunn for

rate/volum

Oljetype

Utblåsning – 2680 m³/døgn Langvarig utblåsning fra reservoar

(Maks varighet 63 døgn)

Dimensjonerende utblåsningsrate (vektet) for Sigrun

Gudrun

Middels utslipp - 2000 m³ punktutslipp

Eksempelvis lekkasje fra brønn

Volum bestemt ut fra faglig vurdering

Gudrun Mindre utslipp - 100 m³

punktutslipp

Eksempelvis lekkasje fra brønn

Volum bestemt ut fra faglig vurdering

Gudrun Mindre punktutslipp av

lette produkter

Lekkasje fra dieseltank, hydraulikksystem

- Kondensat eller andre

petroleumsprodukter som danner tynn oljefilm

4.3.3 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer

Ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning, målt i bekjempet mengde oljeemulsjon pr. døgn, er en funksjon av følgende forhold:

- Andel av tiden enheten kan operere (mørke/redusert sikt og bølgeforhold)

- Effektiviteten innen operasjonsvinduet (relatert til ulike bølgeforhold, eller antatt konstant) - Opptaks-/bekjempelseskapasitet under operasjon

- Lagringskapasitet for oppsamlet olje (kun relevant for opptakssystemer)

- Frekvens og varighet av driftsstans (overføring av oppsamlet olje, plunder og heft)

- Andel av tiden hvor tilgangen/tilflyt av olje til lense er mindre enn oljeopptakerens kapasitet (for mekanisk bekjempelse) eller hvor emulsjonen har en fordeling som gjør at dispergeringsmiddel ikke kan påføres med optimal effektivitet.

Funksjonene er brukt i Statoil sin beregningskalkulator for beredskapsbehov i alle barrierer.

Kapasiteten til havgående opptakssystem i NOFO-klasse som brukes i beregningene er 2400 m³/døgn (for oljer med viskositet under 15000 cP). Kapasiteten til havgående dispergeringssystem i NOFO-klasse er satt til 1950 m³/døgn.

Faktorene som er områdespesifikke for 15/3-10 Sigrun Appraisal er omtalt i de følgende delkapitlene. For flere detaljer henvises det til Statoils metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [7].

4.3.3.1 Operasjonslys

Andel operasjonslys inngår i beregning av ytelsen og effektiviteten til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning. Statoil har valgt å beregne operasjonslys for 5 regioner, se Figur 4-1. For letebrønn 15/3-10 Sigrun Appraisal (region 2) er operasjonslys oppsummert i Tabell 4-5.

(22)

Figur 4-1 Regioner brukt i beregning av operasjonslys

Tabell 4-5 Andel operasjonslys i region 2, hvor letebrønn 15/3-10 Sigrun Appraisal er lokalisert

4.3.3.2 Bølgeforhold

Bølgeforhold på åpent hav inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 1 og 2. Statoil har bølgedata for 27 stasjoner, som vist i Figur 4-2. Stasjon 5 er antatt å best representere bølgeforholdene ved 15/3-10 Sigrun Appraisal. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for NOFO- og Kystvaktsystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) er oppsummert i Tabell 4-6. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-7.

Vinter Vår Sommer Høst År

Operasjonslys 38 % 66 % 80 % 50 % 58 %

(23)

Figur 4-2 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav

Tabell 4-6 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon 15/3-10 Sigrun Appraisal

Vinter Vår Sommer Høst År

NOFO-system 48 % 65 % 77 % 59 % 62 %

Kystvakt-system 34 % 54 % 69 % 46 % 51 %

Tabell 4-7 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon 15/3-10 Sigrun Appraisal

Vinter Vår Sommer Høst

NOFO-system (Hs < 4 m) 51 % 69 % 73 % 61 %

NOFO-dispergering (Hs < 4 m) 51 % 69 % 73 % 61 % Kystvakt-system (Hs < 3 m) 56 % 78 % 93 % 68 %

4.3.3.3 Bølger i kystsonen

Bølgeforhold i kystsonen inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 3 og 4. Statoil har bølgedata for 5 stasjoner, som vist i Figur 4-3. Stasjon 4 og 3 er antatt mest konservative med hensyn til å representere bølgeforholdene for henholdsvis kyst- og fjordsystem. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for kyst- og fjordsystem er oppsummert i Tabell 4-8. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-9.

(24)

Figur 4-3 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold i kystsonen. Stasjonene er valgt ut som representative for norskekysten

Tabell 4-8 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet gitt bølgeforhold ved stasjon 4 (kystsystem) og 3 (fjordsystem)

Kyst-system 39 % 55 % 65 % 47 %

Fjord-system 66 % 66 % 72 % 68 %

Tabell 4-9 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon for kyst- og fjordsystem, gitt bølgeforhold ved stasjon 4 og 3

Kyst-system (Hs < 1,5 m) 56 % 78 % 93 % 68 %

Fjord-system (Hs < 1 m) 91 % 92 % 99 % 94 %

4.3.4 Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger

Figur 4-4 viser plasseringen av NOFO utstyr for barriere 1 og 2, mekanisk bekjempelse og kjemisk dispergering fra fartøy per 2017 [9]. Det kan ikke utelukkes endringer i utstyrsplassering. Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til feltet er brukt som grunnlag for responstider for barriere 1 og 2 er vist i Tabell 4-10.

Tabell 4-11 presenterer ytterligere forutsetninger som gangfart, avgivelsestid for beredskapsfartøy og slepefartøy samt tid for mobilisering av utstyr fra baser. Et NOFO system inkluderer oljelenser, skimmer, tankvolum for oppsamlet emulsjon og overvåkningsutstyr. De fleste fartøyene har også utstyr for oppsamling av høyviskøse oljer.

Totalt disponerer NOFO om lag 765 Sm³ dispergeringsmiddel fordelt på baser og fartøy. Dispergeringsmiddelet er av type Dasic Slickgone NS, som tilfredsstiller norske myndigheters krav til toksikologiske tester.

(25)

Figur 4-4 NOFOs utstyrsoversikt per desember 2017

Tabell 4-10 Avstander fra letebrønn 15/3-10 Sigrun Appraisal til oljevernressurser benyttet i analysen

Oljevernressurser Avstand fra letebrønn (nm)

Esvagt Bergen – Sleipner/Utsira Sør 24

Esvagt Stavanger – Sleipner/Utsira Nord 33

Stril Mariner – Ula/Gyda/Tamber 113

Stril Merkur – Troll/Oseberg 125

Stril Herkules - Tampen 140

NOFO base - Stavanger 119

NOFO base - Mongstad 155

NOFO base - Kristiansund 322

Redningsskøyte - Egersund 134

Redningsskøyte - Haugesund 114

Redningsskøyte - Kleppestø 142

(26)

Tabell 4-11 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av beredskapsbehov i barriere 1 og 2

Gangfart, OR-fartøy 14 knop (17 knop for Statoils egne fartøy)

Mobilisering, klargjøring, lasting og lossing på base – system 1 fra NOFO-base

10 timer

Unntatt Sandnessjøen – 20 timer Mobilisering av system 2 fra NOFO-base 30 timer

Mobilisering av system 3 fra NOFO-base 48 timer

Avgivelsestid for beredskapsfartøyer Ekofisk/sørfeltene: 6 timer Ula/Gyda/Tamber: 6 timer Sleipner/Utsira Sør: 0 timer Sleipner/Utsira Nord: 6 timer Oseberg: 6 timer

Troll: 6 timer Tampen: 6 timer Haltenbanken: 6 timer Aasta Hansteen: 6 timer Goliat: 4 timer

Gjøa: 4 timer Avløserfartøy: 6 timer

Responstid for slepefartøy Slepefartøy fra NOFO-pool: 24 timer

Redningsskøyter Gangfart 20 knop, avgivelsestid 2 timer

Sørvær, Båtsfjord, Vadsø, Ballstad, Rørvik, Kristiansund, Måløy, Kleppestø, Haugesund, Egersund

Tid til å sette lenser på sjøen / klargjøre dispergering ombord 1 time

NOFOs utstyr for barriere 3 til 5 er lokalisert på basene Stavanger, Mongstad, Kristiansund, Sandnessjøen og Hammerfest. På hver base er det tilknyttet ressurser og fartøy for 10 sett med oljevernsystemer, det inkluderer oppsamlings- opptaks-, kommando- og støttefartøy. Disse har en mobiliseringstid på mellom 48 timer og 120 timer.

Gangfarten til de ulike fartøyene er mellom 7 og 20 knop.

NOFO har tilleggsutstyr på depot langs kysten og avtaler med over 60 fiskefartøy for å drive kystnær oljevernberedskap.

NOFO har avtaler med kommunale og private etater og organisasjoner for å sikre tilstrekkelig personellressurser til den første fasen av en operasjon i barriere 3 til 5. Disse inkluderer IUA, NOFOs Innsatsgruppe Strand Akutt (IGSA) og Spesialteam, WWF, Maritim Miljø Beredskap (MMB), Norlense og Kystverket depotstyrker. Kjemisk dispergering vil som regel ha høyest effekt nær kilden, men ved behov vil også NOFO kunne gjennomføre dispergeringsoperasjoner kystnært.

(27)

Figur 4-5 Oljevernfartøy kystnært NOFO [9]

Statoil har flere avtaler med OSRL: Service Level Agreement (SLA), Global Dispersant Stockpile (GDS) og Subsea Well Intervention Services (SWIS). SLA går ut på at Statoil kan mobilisere halvparten av OSRLs tilgjengelige utstyr og personell til enhver tid. Dette inkluderer blant annet dispergeringsmidler, flybåren dispergeringspåføringssystemer, modellering av oljedrift, satellittovervåking og rådgivning forbundet med håndtering av oljeskadet vilt. GDS er en tilleggsavtale som sikrer tilgang til ytterligere dispergeringsmidler. Dispergeringsmidlene i GDS er lokalisert i England, Singapore, Frankrike, Sør-Afrika og Florida, som vist i Figur 4-6 og er pakket klar for videre frakt ved både luft-, sjø- eller veitransport [10]. Dispergeringsmidlene som inngår i avtalen er Dasic Slickgone NS, Finasol OSR 52, og Corexit

EC9500A. Dasic Slickgone NS [12] og Finasol OSR 52 [11] tilfredsstiller norske myndigheters krav til toksikologiske tester. 4000 m³ dispergeringsmidler er derfor tilgjengelig for bruk i norske farvann. SWIS gir tilgang til utstyr for subsea brønnintervensjon, som inkluderer capping og subsea kjemisk dispergering.

OSRL har to Boeing 727 lokalisert på Doncaster Sheffield Airport i UK. Begge har dispergeringsutstyr og en kapasitet for transport og operasjoner av 15 m³ dispergeringsmidler per flyvning.

(28)

Figur 4-6 Lokasjon til dispergeringsmidler i GDS og utstyr fra SWIS som er tilgjengelig for Statoil. Capping stack i Norge og Brasil er klargjort for subsea kjemisk dispergering [10]

4.3.5 Influensområder og stranding

For dimensjonering av oljevern for letebrønn 15/3-10 Sigrun Appraisal er oljedriftsberegningene for letebrønn 16/2-12 Geitungen benyttet. Figur 3-3 - Figur 3-5 viser resultater fra oljedriftsberegningene gitt som influensområde.

Resultatene fra oljedriftssimuleringene viser at 95-persentil av korteste drivtid inn til kyst- og strandsone er 17 døgn. 95- persentilen av størst strandet emulsjonsmengde er 25951 tonn. Innenfor influensområdet er det to prioriterte områder med kortere drivtid enn 20 døgn: Austevoll og Bømlo. For disse prioriterte områdene er strandingsstatistikk vist i Tabell 4-12.

Tabell 4-12 Minste drivtider og største emulsjonsmengder (95-percentil) inn til prioriterte områder basert på oljedriftssimuleringer utført for letebrønn 16/2-12 Geitungen

Eksempelområde Minste drivtid (døgn) 95-percentil

Størst emulsjonsmengde (tonn) 95-percentil

Austevoll 17 1824

Bømlo 19 499

4.4 Resultat

4.4.1 Beredskapsbehov og responstider i barriere 1 og 2

For letebrønn 15/3-10 Sigrun Appraisal er behov for antall mekanisk oppsamlingssystemer beregnet for de ulike utslippsscenarier (Tabell 4-13, Tabell 4-14, og Tabell 4-15). Systembehov er beregnet med hjelp av Statoils beredskapskalkulator og basert på Gudrun olje for alle utslippsscenarier. Beregning av systembehov er utført for definerte sommer- og vinterforhold.

(29)

For punktutslipp på 100 Sm³ med Gudrun olje er det beregnet et behov 1 NOFO system.. For et punktutslipp på 2000 Sm³ Gudrun olje er det beregnet et behov for 2 NOFO system. For dimensjonerende utslipp, vektet rate på 2680 Sm³ Gudrun olje, er det beregnet et behov for 2 NOFO system i barriere 1 og 2 system i barriere 2. For behov for systemer i barriere 3 og 4, se kapittel 4.4.2.

Tabell 4-13 Beregnet systembehov ved et mindre utslipp – punktutslipp 100m³ – Gudrun Vinter

5°C, 10 m/s vind

Sommer 10°C, 5 m/s vind

Utslippsvolum (Sm³) 100 100

Fordampning etter 2 timer på sjø (%) 24 21

Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 4 0

Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm³) 72 79

Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 57 28

Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm³) 167 110

Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 736* 129*

Økt systembehov grunnet høyt voksinnhold? nei nei

Behov for NOFO systemer i barriere 1 1 1

* Ved viskositeter under 1000cP må lensetap påregnes

Tabell 4-14 Beregnet systembehov ved et middels utslipp –punktutslipp 2000m³ – Gudrun Vinter

5°C, 10 m/s vind

Sommer 10°C, 5 m/s vind

Utslippsvolum (Sm³) 2000 2000

Oljemengde tilgj.for emulsjonsdannelse (Sm³) 1440 1580

Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm³) 3349 2194

Økt systembehov grunnet høyt voksinnhold? nei nei

Behov for NOFO systemer i barriere 1 2 1

(30)

Tabell 4-15 Beregnet systembehov ved langvarig utblåsning 2680 m3/døgn, Gudrun olje

Parameter

Vinter 5 °C - 10 m/s

Sommer 10 °C - 5 m/s

Utstrømningsrate (Sm³/d) 2680 2680

Tetthet (Kg/Sm³) 824 824

Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm³/d) 1930 2117

Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 1 (Sm³/d) 4487 2941

Økt systembehov grunnet høyt voksinnhold? Nei Nei

Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere 1 2 2

Emulsjonsmengde inn til barriere 2 (Sm³/d) 2794 821

Oljemengde inn til barriere 2 (Sm³/d) 1201 591

Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm³/d) 865 496

Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 2 (Sm³/d) 2883 1460

Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 (cP) 4090 1830

Økt systembehov grunnet høyt voksinnhold? Nei Nei

Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere 2 2 1

Behov for NOFO-systemer i barriere 1 og 2 4 3

Det settes krav til 4 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 24 timer. Dimensjonering av oljevernberedskapsressurser settes etter sesongen med høyest behov.

Ytterligere systemer vil kunne bli mobilisert gjennom NOFO ved behov. Nærmere detaljer om fartøy og systemer vil bli beskrevet i beredskapsplanen. Best oppnåelig ressursdisponering er basert på utstyr og kapasitet til de navngitte fartøyene. Fartøyene kan endres men tilsvarende utstyr og kapasiteter må være tilgjengelig innen samme responstid for at analysen skal være gjeldende.

Tabell 4-16 Eksempel på disponering av oljevernressurser i barriere 1 og 2 ved dimensjonerende hendelse ved 15/3-10 Sigrun Appraisal

Oljevernressurs Lokasjon Avstand (nm)

Responstid

OR-fartøy/slepefartøy

Responstid inkl.

utsetting av lenser Esvagt Bergen Sleipner/Utsira Sør

24

5 timer OR-fartøy

Daughter craft frem til Redningsskøyte fra Haugesund kan være på lokasjon (9 timer)

5 timer

Esvagt Stavanger Sleipner/Utsira Nord

33 9 timer OR-fartøy

Redningsskøyte Egersund (10 timer)

10 timer

Base Stavanger Tananger

119 20 timer OR-fartøy,

24 timer slepebåt, (mobiliseres gjennom NOFO)

24 timer

Base Mongstad Tananger

155 22 timer OR-fartøy,

24 timer slepebåt, (mobiliseres gjennom NOFO)

24 timer

(31)

4.4.2 Beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og 4

Fra en utblåsning på Geitungen med vektet rate 7625 m³/d er 95-persentil av størst strandet emulsjonsmengde 25 951 tonn. Beredskapsbehovet i barriere 3-4 for 15/3-10 Sigrun Appraisal er satt til det samme som ble beregnet for

Geitungen. Dette er en konservativ tilnærming i og med at utblåsningsraten for 15/3-10 Sigrun Appraisal er betydelig lavere enn raten for 16/2-12 Geitungen, samt at oljetypen på Sigrun har kortere levetid på sjø enn oljetypen på Geitungen (se kap 3.1.4. for vurdering av oljetype). Tabell 4-17 gir en oversikt over beregning av systembehov i barriere 3 og 4.

Tabell 4-17 Beregnet ressursbehov for barriere 3 og 4 ved dimensjonerende hendelse Parameter

Vinter 5 °C - 10 m/s

Sommer 10 °C - 5 m/s

95-persentil av strandet emulsjonsmengde (tonn) 25951 25951

Samlet barriereeffektivitet i barriere 1 (%) 33 70

Strandet mengde etter effekt av barriere 1 (tonn) 17369 7662

Samlet barriereeffektivitet i barriere 2 (%) 16 35

Strandet mengde etter effekt av barriere 2 (tonn) 14497 4962

Antall døgn hvor stranding forekommer (d) 10 10

Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 3 (tonn/d) 1450 497

Antatt behov for kystsystemer i barriere 3 6 2

Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 4 (Sm3/d) 1133 217

Antatt behov for fjordsystemer i barriere 4 8 2

Antall utvalgte områder med kortere drivtid enn 20 døgn 2 2

Totalt behov i barriere 3

(inkludert grunnberedskap for prioriterte områder)

6 5

Totalt behov barriere 4

(inkludert grunnberedskap for prioriterte områder)

8 5

Det settes krav til kapasitet tilsvarende 6 Kystsystemer (type A eller B) og 8 Fjordsystemer (type A eller B) i barriere 3 og 4 for de planlagte aktivitetene på letebrønn 15/3-10 Sigrun Appraisal, dette er inkludert grunnberedskap for de prioriterte områdene. Responstiden settes til 17 døgn. Ytterligere ressurser og utstyr vil mobiliseres etter behov og iht eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og de berørte IUAene.

For hvert prioritert område er det behov for strategiplaner og detaljerte kart. Strategiplanene skal inneholde en kortfattet beskrivelse av operativ strategi og miljøstrategi for de prioriterte områdene. Det tematiske kartmaterialet skal foreligge som storformat PDF-dokument (A1 format), tilgjengelig for utskrift ved behov. Følgende kart er utarbeidet for de prioriterte områdene:

- Basiskart - Verneområder

- Operasjonsdyp og tørrfallsområder - Strandtyper

- Adkomst og infrastruktur

4.4.3 Beredskapsbehov og responstider i barriere 5

Barriere 1 til 4 er dimensjonert med mål om å hindre stranding. Når korteste drivtid til prioriterte områder er kortere enn 20 døgn beregnes det et spesifikt beredskapsbehov for barriere 5 basert på hvor mye emulsjon som når hvert enkelt prioritert område.

Basert på beregninger gjennomført for aktiviteter i Barentshavet, antar man en rensekapasitet på 0,18 tonn per dagsverk.

Strandsanering er beregnet på dagsverk, antall personer og avrundet opp til et antall strandrenselag. Hvert