(BA) for letebrønn 16/4 -10 Fosen i PL544 i Nordsjøen

OPERAto -basert

miljørisikoanalyse (MRA) og forenklet beredskapsanlayse

(BA) for letebrønn 16/4 -10 Fosen i PL544 i Nordsjøen

Lundin Norway AS

Rapport Nr.: 2015-0753, Rev 00 Dokument Nr.: 1M306NC-13 Dato: 2015-07-27

DNV GL – Report No. 2015-0753, Rev. 00 – www.dn vgl.com Page i

Innholdsfortegnelse

KONKLUDERENDE SAMMENDRAG ... ... ... 1

DEFINISJONER OG FORKORTELSER ... ... ... 3

1 INNLEDNING ... ... ... 4

2 MILJØRISIKOANALYSE FOR AVGRENSNINGSBRØNN 16/4-10 ... ... 7

2.1 Inngangsdata 7 2.2 Resultater OPERAto Miljørisko 9 3 BEREDSKAPSANALYSE FOR LETEBRØNN 16/4-10 FOSEN ... ... 15

3.1 Metode for gjennomføring av miljørettet beredskapsa nalyse 15 3.2 Forutsetninger og antakelser 17 3.3 Beregning av systembehov i barriere 1a og 1b 21 3.4 Konklusjon beredskapsanalyse 26 REFERANSER... ... ... 27

KON KLU DE REN DE SAM M EN D RAG

Miljørisiko

Lundin Norway AS (heretter Lundin) planlegger borin g av letebrønn 16/4-10 Fosen i PL544 i Nordsjøen. Brønnen ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, ca. 175 km fra nærmeste landpunkt som er Utsira. Vanndypet i området er ca. 95 meter. Boringen har tidligste oppstart i november 2015, og brønnen skal bores med borerigg en Island Innovator.

Som forberedelse til den planlagte operasjonen for letebrønn 16/4-10 er det utarbeidet en OPERAto basert miljørisikoanalyse for aktiviteten.

Miljørisikoanalysen er basert på miljørisikoverktøy et OPERAto for Edvard Grieg feltet som har lokasjon ca. 30 km nordøst for brønn 16/4-10. OPERAto for Edvard Grieg feltet ble etablert våren 2012 og er modellert på en rekke rater og var igheter som også dekker beregnede utblåsningsrater for 16/4-10. Analysen viser at ris ikonivået basert på rater og varigheter for brønnen ligger innenfor Lundins operasjonsspesifikk e akseptkriterier.

Miljørisikoanalysen beregnet med bruk av OPERAto fo r Edvard Grieg-feltet konkluderte med at kystnære ressurser (hekkebestandene av sjøfugl) med fører høyest miljørisiko (

).

Høyeste utslag i miljørisiko for brønn 16/4-10 utgj orde 21 % av Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier for Alvorlig miljøskade.

Figur 0-1 Miljørisiko forbundet med boring av brønn 16/4-10 i PL544, angitt som andel av Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier for hver av VØK-gruppene sjøfugl åpent hav, kystnære ressurser (sjøfugl og marine pattedyr) og strandhabitater i vi nter-, vår-, og sommersesongen. Figuren viser maksimalt utslag innen hver skadekategori uavhengig av art.

DNV GL – Report No. 2015-0753, Rev. 00 – www.dn vgl.com Page 2

Beredskap

For letebrønn 16/4-10 er det gjennomført beregninger av beredskapsbehov knyttet til mekanisk oppsamling av olje på åpent hav. Beregningene er i henhold til industristandarden «Veileder for miljørettet beredskapsanalyser» (Norsk Olje og Gass, 2013), basert på dimensjonerende DFU, som er en overflateutblåsning fra brønnen.

Beredskapsbehovet er beregnet til fire NOFO-system i barriere 1a og tre NOFO-system i barriere 1b, totalt sju NOFO-system, i vår-, høst- og vinterseson gen. I sommersesongen er behovet mindre, med to NOFO-system i barriere 1a og ett NOFO-system i barrie re 1b, totalt tre NOFO-system.

I henhold til ytelseskravene i NOFO veiledning skal fullt utbygd barriere 1a være på plass senest innen korteste drivtid til land (5,2 døgn – 100 persentil ), mens barriere 1b skal være på plass innen 95 persentil av korteste drivtid til land (10,7 døgn). Med de oppgitte responstidene for oljevernfartøyen e oppfylles ytelseskravene med god margin.

DE FINISJON ER OG FORKORTE LSE R

Akseptkriterier Kriterier som benyttes for å uttrykke et akseptabel t risikonivå i

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

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

influensområdet. Ressursbeskrivelsen dekker analyse område.

BOP Blowout Preventer

cP Centipoise, måleenhet for viskositet

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 eksempe lområdene er derfor forhåndsdefinert som dimensjonerende for oljevernbe redskapen.

Eksponeringsgrad Benyttes for å beskrive hvorvidt kysten er eksponer t, 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.

GIS Geographical Information System

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

Influensområde Området med større eller lik 5 % sannsynlighet for forurensning med mer enn 1 tonn olje innenfor en 10 x 10 km rute, iht. oljedriftsberegninger MIRA Metode for miljørettet risikoanalyse (OLF, 2007).

MRA Miljørettet risikoanalyse

MRDB Marin Ressurs Data Base

NOROG Norsk Olje og Gass (Tidligere Oljeindustriens landsfo rening (OLF)) OPERAto Operational Environmental Risk Assessment tool

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

treff

Sannsynlighet for at en 10x10 km rute treffes av ol je fra et potensielt utslipp Restitusjonstid Restitusjonstiden er oppnådd når det opprinnelige dyre- og plantelivet i det

berørte samfunnet er tilstede på tilnærmet samme ni vå som før utslippet (naturlig variasjon tatt i betraktning, og de biolo giske prosessene fungerer normalt. Bestander anses å være restituert når best anden er tilbake på 99 % av nivået før hendelsen. Restitusjonstiden er tiden fra et oljeutslipp skjer og til restitusjon er oppnådd.

THC Total Hydrocarbon (totalt hydrokarbon)

TVD True Vertical Depth

VØK Verdsatt Økosystem Komponent

DNV GL – Report No. 2015-0753, Rev. 00 – www.dn vgl.com Page 4

1 IN N LEDNIN G

DNV GL har på oppdrag fra Lundin gjennomført en OPERAto basert miljørisikoanalyse for brønn 16/4-10 (Figur 1-1). Miljørisikoanalysen er basert på miljørisikov erktøyet OPERAto (Operational Environmental Risk Assessment tool) fo r Edvard Grieg feltet som har lokasjon ca.

30 km nordøst for brønn 16/4-10. OPERAto for Edvard Grieg feltet ble etablert våren 2012 og er modellert på en rekke rater og varigheter som også dekker utblåsningsratene for 16/4-10.

Alle modelleringer i OPERAto er gjennomført med Lun o råolje som referanseoljetype (SIN TEF, 2011).

OPERAto (Operational Environmental Risk Assessment tool) er et verktøy som gjør det mulig for operatørene selv å kontrollere og oppdatere mil jørisiko for sine aktiviteter. Verktøyet gjør det mulig for operatør å endre parametere underveis i prosessene, og synliggjøre effekt på miljørisiko av tekniske og operasjonelle forbedring er som kan være med å redusere

risikonivået (både sannsynlighetsreduserende og kon sekvensreduserende). Det modelleres med et stort spekter av rater og varigheter for å favne eventuelle endringer i rater og

varigheter gjennom feltets levetid. Dersom rater på nærliggende boreoperasjoner er innenfor ratene og varighetene som er modellert, kan verktøy et også benyttes for boreoperasjoner i nærheten av feltet. Verktøyet inkluderer en dynamis k GIS løsning som gjør at vektingen av rate- og varighetsfordelinger for de gitte aktivite tene kan visualiseres i Google Earth.

Boreoperasjonene for 16/4-10 er planlagt gjennomfør t med boreriggen Island Innovator, som er en halvt nedsenkbar borerigg (semi-sub), med BOP plassert på havbunnen. Hovedbrønnen skal bores tilnærmet vertikalt med mulighet for et sidesteg, avhengig av brønnresultatet.

Brønnen skal plugges permanent. Boreaktiviteten pla nlegges gjennomført i løpet av høst- og

vintersesongen 2015, med tidligste oppstart i novem ber 2015.

Figur 1-1 Lokasjon til brønn 16/4-10 i PL544 i Nordsjøen.

>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

DNV GL – Report No. 2015-0753, Rev. 00 – www.dn vgl.com Page 6

Tabell 1-1 Basisinformasjon for letebrønn 16/4-10.

Koordinater for modellerte scenarier 02° 10' 21.9492" Ø 58° 35' 3.0837"N

Analyseperiode for miljørisikoanalysen Helårlig, fordelt på 4 sesonger

Vanndybde 95 m ± 1m

Avstand til nærmeste kystlinje Ca. 175 km (Utsira)

Oljetype Luno (Edvard Grieg) olje (850 kg/m ³)

Riggtype Island Innovator (Semi-sub)

Utblåsningsrater

Vektet rate, overflate: 4210 Sm³/døgn Vektet rate, sjøbunn: 4210 Sm³/døgn Vektet varighet

Overflateutblåsning: 9,1 dager Sjøbunnsutblåsning: 12,6 dager

GOR (Sm ³/Sm ³) 313

Tid for boring av avlastningsbrønn 54 døgn

Aktiviteter Leteboring

Type scenarier Utblåsning (overflate/sjøbunn)

VØK arter/ populasjoner vurdert Pelagisk sjøfugl, kystnær sjøfugl, marine pattedyr, fisk og strandhabitat – for Nordsjøen og Norskehavet

Forventet borestart november 2015

2 MILJØRISIKOAN ALYSE FOR AVGRE N SNIN GSBRØN N 16/4-10 2.1 Inngangsdata

2.1.1 Rater

Rater er basert på blowout and kill study fra Add Energy (2015), og er presentert i det følgende.

Tabellene i Figur 2-1 er kopiert direkte fra Add Energy rapporten.

Figur 2-1 Rate- og varighetstabeller for overflate- (øverst) og sjøbunnsutblåsning (nederst) fra Add Energy rapporten (Add Energy, 2015).

Ratene fra Add Energy rapporten har blitt overført til ratekategoriene i OPERAto. For hver OPERAto kategori er den korresponderende sannsynligheten bl itt beregnet, basert på sannsynlighetene fra Add Energy rapporten. Resultatene er presentert i Tabel l 2-1.

Tabell 2-1 OPERAto rater og sannsynligheter for brønn 16/4-10

OPERAto rate

(Sm

/d)

Overflate sannsynlighet

Sjøbunn sannsynlighet

300

750

1800

2800

4200

6200

8300

16000

DNV GL – Report No. 2015-0753, Rev. 00 – www.dn vgl.com Page 8

20000

SUM 100 % 100 %

Vektet rate

(Sm

/d) 4213 4206

2.1 .2 Varigheter

Grunnet begrenset antall varighetskategorier i AddE nergy rapporten, er det brukt varighetsstatistikk fra Scandpower 2011. Statistikk en har blitt kombinert ved å bruke en modell utviklet av DNV GL. Modellen antar at det er 44 % sannsynlighet for at intervensjon operasjonene stopper utblåsningen før selvstengning (bridgning) eller uttømming (depeltion) oppstår (basert på SINTEF, 2011).

Innenfor den suksessfulle intervensjonsoperasjonen er det antatt at 10 % er fra boring av en avlastningsbrønn, og de andre 90 % representerer an dre operasjoner slik som dreping av brønn med vektet slam, lukking av BOP eller tildekk ing (capping). Det er antatt 54 dagers varighet for å bore en avlastningsbrønn (Add Energy , 2015), og den korresponderende sannsynligheten er inkludert i 60 dagers varigheten i OPERAto (

).

Tabell 2-2 OPERAto varigheter og sannsynligheter for brønn 16/4- 10.

Varighet

(dager) Overflate Sjøbunn

1

2

5

15

35

60

Vektet varighet

2.1 .3 Frekvens

Utblåsningsfrekvensen er hentet fra Lloyd’s (2015) rapporten. Frekvens for boring av en olje- letebrønn (ikke HPHT brønn) har blitt benyttet. Frekvensen er: 1.41 x 10

per brønn .

Island Innovator er en semi-sub rigg med BOP plasse rt på havbunnen, noe som tilsier at en

eventuell utblåsning mest sannsynlig vil forekomme på sjøbunnen. Sannsynlighetsfordelingen

mellom utblåsninger på sjøbunn kontra overflate er satt til henholdsvis 18 % / 82 % (Lloyd’s,

2014).

2.1.4 Akseptkriterier

Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier for mi ljørisiko er vist i Tabell 2-3 (Lundin Norway AS, 2012).

Tabell 2-3 Lundins akseptkriterier for miljørisiko.

Miljøskade Restitusjonstid Operasjonsspesifikk risikogrense per operasjon

Mindre < 1 år < 1.0 x 10

Moderat 1-3 år < 2.5 x 10

Betydelig 3-10 år < 1.0 x 10

Alvorlig > 10 år < 2.5 x 10

2.2 Resultater OPERAto Miljørisko 2.2.1 Influensområder

Influensområder for brønn 16/4-10 i sesongene: vår, sommer, høst og vinter er vist for

henholdsvis overflate- og sjøbunnsutblåsning i

.

DNV GL – Report No. 2015-0753, Rev. 00 – www.dn vgl.com Page 10

Overflateutslipp Sjøbunnsutslipp

Vå r

So mm er

Hø st

Vin ter

Figur 2-2 Resultater av spredningsmodelleringene basert på OPERAto for Edvard Grieg, for henholdsvis overflate- (venstre) og sjøbunnsutblåsning (høyre), basert på alle rate- og varighetskombinasjoner for brønn 16/4-10 i vår-, sommer-, høst-, og vinterseson gen. Influensområdene er vist som 5 % treffsannsynlighet av olje.

2.2.2 VØK

Utvalget av VØK’er som er inkludert i OPERAto Edvar d Grieg og dermed også i analysen for brønn 16/4-10 er vist i Tabell 2-4.

Tabell 2-4 Utvalgte VØK sjøfugl for miljørisikoanalysen for Edv ard Grieg (Luno) (Seapop, 2011 & 2012;

Artsdatabanken, 2010).

Navn Latinsk navn Rødlista Tilhørighet

Alke Alca torda VU

Sjøfugl åpent hav

Alkekonge Alle alle -

Fiskemåke Larus canus NT

Gråmåke Larus argentatus LC

Havhest Fulmarus glacialis NT

Havsule Morus bassanus LC

Krykkje Rissa tridactyla EN

Lomvi Uria aalge CR

Lunde Fratercula arctica VU

Polarmåke Larus hyperboreus -

Svartbak Larus marinus LC

Bergand Aythya marila VU

Sjøfugl kystnære bestander

Laksand Mergus merganser -

Kvinand Bucephala clangula -

Stellerand Polysticta stelleri VU

Siland Mergus serrator -

Svartand Melanitta nigra NT

Smålom Gavia stellata -

Sjøorre Melanitta fusca NT

Havelle Clangula hyemalis -

Gulnebblom Gavia adamsii NT

Gråstrupedykker Podiceps grisegena -

Islom Gavia immer -

Storskarv Phalacrocorax carbo -

Toppskarv Phalacrocorax aristotelis -

Teist Cepphus grylle VU

Ærfugl Somateria molissima -

NT – nær truet, EN- sterkt truet, CR – kritisk true t, VU – sårbar, LC – Livskraftig

Havert og steinkobbe har høyest sårbarhet under kas te- og hårfellingsperioden da de samler seg i kolonier i kystnære områder. Influensområdet til brønnen dekker sentrale vestlige deler av Nordsjøen, og en eventuell utblåsning har sannsy nlighet for å treffe kyst. Det er derfor valgt å gjennomføre risikoberegninger for havert og steinkobbe i denne analysen.

Det er også gjennomført skadebaserte analyser for strand, med utgangspunkt i sårbare

habitater langs kysten.

DNV GL – Report No. 2015-0753, Rev. 00 – www.dn vgl.com Page 12

2.2.3 Miljørisiko

OPERAto for Edvard Grieg feltet ble etablert vår 20 12 og er modellert på en rekke rater og varigheter som også dekker beregnede utblåsningsrat er for brønn 16/4-10. OPERAto konkluderer med at miljørisikoanalysen for Edvard Grieg er dekkende for brønnen og risikonivået ligger dermed innenfor LNAS akseptkrit erier.

Miljørisikoanalysen beregnet med bruk av OPERAto fo r Edvard Grieg-feltet konkluderer med at kystnære ressurser (hekkebestandene av sjøfugl) er utsatt for høyest miljørisiko. Høyeste utslag i miljørisiko utgjør 21 % av det operasjonss pesifikke akseptkriteriet for Alvorlig miljøskade (forutsatt utblåsningsfrekvens for en le tebrønn: 1,41 x 10

per brønn).

Figur 2-3 viser miljørisiko, som frekvens, for VØK gruppe ne sjøfugl åpent hav, kystnære ressurser (sjøfugl/marine pattedyr) og strandhabita ter for hver sesong.

Figur 2-4 viser miljørisiko, som andel av akseptkriteriet , for VØK gruppene sjøfugl åpent hav,

kystnære ressurser (sjøfugl og marine pattedyr) og strandhabitater for hver sesong.

Figur 2-3 Miljørisiko forbundet med boring av brønnen 16/4-10 i PL544, angitt som frekvens for hver av VØK-gruppene sjøfugl åpent hav, kystnære ressurser ( sjøfugl og marine pattedyr) og strandhabitater i hver sesong. Figuren viser maksimalt utslag innen hver skadekategori uavhengig av art.

DNV GL – Report No. 2015-0753, Rev. 00 – www.dn vgl.com Page 14

Figur 2-4 Miljørisiko forbundet med boring av brønn 16/4-10 i PL544, angitt som andel av Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier for hver av VØK-gruppene sjøfugl åpent hav, kystnære ressurser (sjøfugl og marine pattedyr) og strandhabitater i hv er sesong. Figuren viser maksimalt utslag innen hve r skadekategori uavhengig av art.

3 BE REDSKAPSAN ALYSE FOR LETE BRØN N 16/4-10 FOSE N 3.1 Metode for gjennomføring av miljørettet beredskapsa nalyse

Det er gjennomført en beregning av beredskapsbehov knyttet til mekanisk oppsamling av olje på åpent hav. Beregningen er gjort i henhold til veiledninge n «Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser»

(Norsk Olje og Gass, 2013), basert på dimensjonerend e utslippshendelse som er en overflateutblåsning.

Det forventes en oljetype med liknende egenskaper som Luno olje, og denne benyttes som referanseolje.

Forvitringsdata for Luno olje (SINTEF, 2011) benytt es som underlag for beregning av emulsjonsvolum og vurdering av beredskapsmessig relevante egenskaper. Både emulsjonsvolum og effektivitet av barrierer beregnes sesongvis basert på gjennomsnitt for aktue lle parametere (eksempelvis lys, vind og temperatur).

3.1.1 Effektivitet

En barriere vil normalt bestå av ett eller flere op psamlingssystemer. Figur 3-1 illustrerer et standardsystem bestående av to fartøy, lense, oljeo pptaker og lagringskapasitet. Effekten av hver enke lt barriere avhenger av vær- (lensetap øker med økende bølgehøyde) samt lysforhold (det antas en lavere effektivitet ved dårlige lysforhold som en konsekve ns av høyere sannsynlighet for at oljeflak passerer på utsiden av lensene). I mørket forventes en effektiv itetsreduksjon til 65 % (Norsk Olje og Gass, 2013).

Forventet effektivitet av en barriere er også laver e med økende avstand fra kilden.

Figur 3-1 Systemeffektiviteten tilsvarer den andelen av sveip et overflateolje som samles opp.

Systemeffektivitet er et uttrykk for hvor mye olje som samles opp fra et lensesystem og er dermed hovedsakelig relatert til lensetype, selve operasjo nen, oljens egenskaper og bølge-/strømforhold.

Lysforhold påvirker i liten grad systemeffektivitet en. Mange år med olje-på-vann øvelser har etablert kunnskap om hvilken oppsamlingseffektivitet som opp nås med et NOFO-system som funksjon av

DNV GL – Report No. 2015-0753, Rev. 00 – www.dn vgl.com Page 16

bølgehøyde. For havgående NOFO-system forventes sys temeffektiviteten å være lik null ved sjøtilstander over 4 meter bølgehøyde (Hs), mens tilsvarende for havgående kystvakt er forventet å være 3 meter Hs.

Figur 3-2 gir en benyttet sammenheng mellom systemeffekti vitet og bølgehøyde basert på dette erfaringsmaterialet for henholdsvis mellomtungt og lett lenseutstyr.

Figur 3-2 Sammenhengen mellom signifikant bølgehøyde (meter) og systemeffektivitet (%) (Norsk Olje og Gass, 2013).

3. 1. 2 Kapasitet og dimensjonering

Dimensjonering av oljevernberedskap gjøres som en r egnearkøvelse, hvor forvitringsdata for Luno råolje , lokale klimatiske forhold (temperatur, vind, lys), oppgitt kapasitet til NOFO systemer, og lys- og bølgerelaterte effektivitetsvurderinger inngår. Sta ndard NOFO-systemer har opptakskapasitet på 2400 Sm³/døgn, mens Hi-Wax/Hi-Visc har en opptakskapasitet på 1900 Sm³/døgn.

Beredskapen dimensjoneres for tilstrekkelig kapasit et i barriere 1a (nær kilden) og 1b (langs drivbane n) til å håndtere tilflyt av emulsjon fra en hendelse tilsvarende dimensjonerende DFU (for metodikk se Norsk Olje og Gass, 2013).

3. 1. 3 Oljens egenskaper relevant for oppsamling, opptak og dispergering

Utover dimensjoneringen av oljevernberedskapen med tanke på mekanisk opptak, vurderes også oljens egenskaper kvalitativt. Her er de sentrale paramete rne viskositet og dispergerbarhet. Viskositet er vi ktig for mekanisk opptak, og oljens dispergerbarhet i ul ike tidsvinduer avgjør når kjemisk dispergering forventes relevant som tiltak.

3.1.3.1 Mekanisk oppsamling

Studier utført av SINTEF på oljevernutstyr har vist at overløpsskimmere (TransRec) kan ha redusert systemeffektivitet ved viskositeter over 20 000 cP. Ved viskositet over 20 000 cP er det anbefalt å by tte ut vanlige overløpsskimmer med Hi-Wax/Hi-Visc utsyr for å optimalisere opptakseffektiviteten (Leirvik et al ., 2001). Nedre viskositetsgrense for effektiv meka nisk oppsamling regnes som 1000 cP, grunnet lensetap ved lavere viskositeter (Nordvik et al ., 1992

)

3.1.3.2 Kjemisk dispergering

Kjemisk dispergering skal vurderes som et supplemen t til mekanisk oppsamling, eller som et alternativ til mekanisk oppsamling dersom det foreligger dokum entasjon på at bruk av dispergeringsmiddel reduserer miljøpåvirkningen mest i den spesifikke forurensningssituasjonen (Norsk olje og gass, 2013/Miljøverndepartementet, 2001). Dokumentasjonen skal gi beslutningstaker tilstrekkelig grunnlag for å avgjøre hvilke tiltak og bekjempelsesstrategi som totalt sett gir minst belastning på naturen i berørt område. I forbindelse med en eventuell aksjo n der kjemisk dispergering inngår skal det fylles ut et Kontroll- og Beslutningsskjema for dispergering (se www.kystverket.no ) som sendes myndighetene.

Hvor lenge oljen er dispergerbar avhenger blant ann et av hvordan viskositeten til oljeemulsjonen på havoverflaten endres over tid.

3.2 Forutsetninger og antakelser 3. 2. 1 Oljetype

Luno råoljen er brukt som referanse i beregningene. Bakgrunnsinformasjonen er hentet fra et forvitringsstudium gjennomført av SINTEF (2011).

Luno råoljen forventes å være egnet for bekjempelse med lenser og ordinære overløpsskimmere i barriere 1a og 1b i alle sesonger, gitt at oljen har forvitret mer enn 6 timer ved sommerforhold (vindstyrke: 5 m/s, sjøtemperatur 15 °C), og mer enn 1-2 timer ved vinterforhold (vindstyrke: 10 m/s, sjøtemperatur 5 °C) for optimal mekanisk oppsamling av olje (viskositet > 1000 cP) (SINTEF, 2011). Se Figur 3-3.

Emulsjoner av Luno råolje kan videre oppnå viskosit eter som reduserer oppsamlingseffektivitet (>20 000 cP) etter mindre enn ett døgns forvitring ved vinte rtemperatur og moderat til høy vindstyrke. Figur 3-3 viser en nedsatt oppsamlingseffektivitet ca. 6-12 t imer ved 10 m/s vindhastighet. Ved sommertemperatur vil viskositeten overskride den satte grensen først etter ca. 1-2 døgn ved 5 m/s vindhastighet, se Figur 3-4.

DNV GL – Report No. 2015-0753, Rev. 00 – www.dn vgl.com Page 18

Figur 3-3 Predikert viskositet for Luno ved vintertemperatur (5 °C) plottet sammen med antatte grenser for stor lenselekkasje og nedsatt mekanisk oppsamli ngseffektivitet (SINTEF, 2011)

Figur 3-4 Predikert viskositet for Luno ved sommertemperatur (15 °C) plottet sammen med antatte grenser for stor lenselekkasje og nedsatt mekanisk oppsamlingseffektivitet (SINTEF, 2011)

Oljens dispergerbarhet avhenger blant annet av visko sitet. Ved for lav viskositet vil dråper med kjemis ke dispergeringsmidler dryppe rett igjennom oljeflaket – og blir viskositeten for høy (30 000cP) vil dispergeringsmidlet ikke nå inn og blandes i flaket . Ved redusert evne til kjemisk dispergering kan dispergering likevel være aktuelt, men krever ytter ligere energi eller bruk av høyere dose dispergeringsmiddel/gjentatt påføring, særlig ved ro lige sjø forhold, for å øke effektiviteten.

Forvitringsstudiet til Luno olje angir tidsvindu fo r når kjemisk dispergering er mulig som bekjempelsesstrategi. Dispergerbarheten til oljetyp en er vist i Figur 3-5 for vintertemperatur (5 °C), og i Figur 3-6 for sommertemperatur (15 °C). Tidsvinduet for dispergerbarhet for både sommer- og vinterforhold er oppsummert i Tabell 3-1 og representerer predikerte verdier basert på oljens viskositet (SINTEF, 2011).

- Ved vintertemperatur (5 °C) og moderate vindforhold (10 m/s) forventes det at olje på havoverflaten vil være dispergerbar i ca. 2,5 time med redusert dispergeringsevne frem til 9-12 timer og med lav/ dårlig dispergerbarhet etter dette .

- Ved sommertemperatur (15 °C) og rolige vindforhold (5 m/s) forventes det at oljen på havoverflaten er kjemisk dispergerbar frem til ca. 9 timer etter utslippstart, med redusert evne frem til ca. 2 døgn og med lav/dårlig dispergerbarhe t i resten av studiens varighet (5 døgn). Økt vindstyrke kan bidra til emulsjonsviskositeten blir en begrensende faktor allerede etter 3 timer (SINTEF, 2011).

Luno råolje er lett dispergerbar ved en viskositet lavere enn 2000 mPas og med en avtakende/redusert dispergerbarhet for en viskositet opp til 30 000 mPas.

DNV GL – Report No. 2015-0753, Rev. 00 – www.dn vgl.com Page 20

Figur 3-5 Predikert viskositet ved 5 °C plottet sammen med satte grenser for potensiale for bruk av kjemiske dispergeringsmidler (SINTEF, 2011)

Figur 3-6 Predikert viskositet ved 15 °C plottet sammen med satte grenser for potensiale for bruk av kjemiske dispergeringsmidler (SINTEF, 2011)

Tabell 3-1 Tidsvindu for kjemisk dispergering angitt for vinte r- og sommerforhold (ved henholdsvis 5 °C og 15 °C) for ulike vindhastigheter. Grønn farge ind ikerer at oljen er dispergerbar, gul indikerer redu sert kjemisk dispergerbarhet, mens rød indikerer lav/dårl ig dispergerbarhet (SINTEF, 2011)

Sesong Tidsvindu dispergering

(temp.) Timer 1 2 3 6 9 12 24 48 72 96 120

Dager 0,04 0,08 0,13 0,25 0,38 0,50 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00

Vinter (5 °C)

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

Sommer (15 °C)

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

3. 2. 2 Utblåsningsrate

I henhold til eksisterende industristandard (Norsk Olje og Gass, 2013) benyttes vektet utblåsningsrate som dimensjonerende når beredskapsbehovet for leteb oring beregnes. Vektet utblåsningsrate er beregnet til 4210 Sm³/d for både overflate- og sjøbunnsutblåsning og er basert på AddEnergy (2015).

For å beregne systembehovet er det dimensjonert for overflateutblåsning da dette scenariet forventes å medføre størst oljemengder på havoverflaten.

3.3 Beregning av systembehov i barriere 1 a og 1 b

For å beregne systembehov for mekanisk opptak i bar riere 1a og 1b, er det tatt utgangspunkt i lokal vind- og temperaturstatistikk for et utvalg av para metere fra forvitringsstudien til Luno råoljen (Tabell 3-2) (SINTEF, 2011). Data innsamlet ved Sleipner A er lagt til grunn for sjøtemperatur og vindstyrke (Figur 3-7) (eKlima, 2015).

For den aktuelle brønnen er det beregnet operasjons lys for boreoperasjonen ved å benytte geografiske koordinater til brønnlokasjonen. Timer med dagslys og dagslysandelen er presentert i Tabell 3-2.

Effektivitet som funksjon av bølgehøyde er presente rt i Tabell 3-2. Bølgehøydeobservasjoner er innhentet fra Meteorologisk Institutts nærmeste obs ervasjonspunkt til den aktuelle brønnen (hsmd 1362) (eKlima, 2015) (Figur 3-7).

DNV GL – Report No. 2015-0753, Rev. 00 – www.dn vgl.com Page 22

Figur 3-7 Oversikt over stasjoner for innsamling av data for vindstyrke, sjøtemperatur (eksempel:

Sleipner A) og bølgehøyder (eksempel: hsmd 1362). Lok asjon for letebrønn 16/4-10 i PL 544 er vist.

Tabell 3-2 Vindhastigheter og sjøtemperaturer er målt ved Slei pner A. Avrundet verdi refererer til valg av datasett i forvitringsstudiet. Andel dagslys er oppgitt som timer dagslys og prosent (%) og er beregnet for planlagt borelokasjon. Siste kolonne viser effektiviteten av mekanisk oppsamling som en funksjon av bølgehøyde for nærmeste målepunkt, hsmd 1362. Data er hentet fra eKlima (2015).

Sesong

Målt vind (m/s) Målt sjø-

temperatur (°C) Timer dagslys

(t)

Dagslys- andel (%)

Effektivitet som en funksjon av bølgehøyde

(%) Snitt Avrundet Snitt Avrundet

Vår (mars-mai) 7,8 10 7,2 5 15,8 66 59,4

Sommer (juni-

august) 6,6 5 13,3 15 19,5 81 68,9

Høst (september-

november) 9,0 10 11,6 15 12,1 50 55,8

Vinter (desember-

februar) 9,6 10 8,4 5 9,1 38 47,6

Forvitringsegenskapene til oljen, gitt de klimatisk e forholdene presentert i tabellen over, er oppsumm ert i Tabell 3-3 sammen med beregnet beredskapsbehov i barrieren e 1a og 1b.

Med utgangspunkt i forvitringsdataene og vektet utb låsningsrate (AddEnergy, 2015) er emulsjonsmengden tilgjengelig for mekanisk opptak på åpent hav beregnet. For systembehovene i barriere 1a og 1b er forvitringsdata for henholdsvi s 2 og 12 timer forvitret olje lagt til grunn for vår-, høst- og vintersesongen. For sommersesongen er det benyttet 6 timer gammel olje i beregningene for barriere 1a, for det kan forventes for Luno råolje lave viskositeter de første 6-9 timene etter utslip p i denne sesongen, som igjen kan medføre lensetap og vanskeligheter med oppsamlingen (viskositeter <

1000 cP). I andre sesonger forventes oljen å være opptakbar etter 2 timers forvitring.

For en overflateutblåsning er behovet beregnet til fire NOFO-systemer i barriere 1a og tre NOFO- systemer i barriere 1b, totalt sju NOFO-systemer, i vår-, høst- og vintersesongen. I sommersesongen er behovet betydelig mindre med to NOFO-systemer i barr iere 1a og ett NOFO-system i barriere 1b, totalt tre NOFO-systemer.

DNV GL – Report No. 2015-0753, Rev. 00 – www.dn vgl.com Page 24

Tabell 3-3 Beregnet systembehov for overflateutblåsning fra letebrønn 16/4-10 . Beregningene for barriere 1a er basert på den oljemengden som, baser t på forvitringsegenskapene til Luno råolje, tilfly ter barrieren. For barriere 1b er det beregnet systembe hov på samme måte, men gitt at barriere 1a er operativ.

Parameter Vår Sommer Høst* Vinter

Vektet utblåsningsrate (Sm³/d) 4210 4210 4210 4210

Fordampning etter 6 timer på sjø (%) 29 27 31 29

Nedblanding etter 6 timer på sjø (%) 11 1 12 11

Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse

(Sm³/d) 2526 3031 2400 2526

Vannopptak etter 6 timer på sjø (%) 66 35 68 66

Viskositet etter 6 timer på sjø (cP) 11400 930 9350 11400

Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1a

(Sm³/d) 7429 4663 7499 7429

Opptakskapasitet (Sm³/d) 2400 2400 2400 2400

Behov for NOFO-systemer i barriere

1a 3,1 (4) 1,9 (2) 3,1 (4) 3,1 (4)

Effektivitet av barriere 1 (%) 52 64 46 37

Olje ut B1a 1203 1080 1294 1584

Fordampning etter 12 t (%) 31 31 16 31

Nedblanding etter 12 t (%) 15 1 16 15

Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) 74 55 76 74

Viskositet etter 12 timer på sjø (cP) 23700 3630 20000 23700

Olje inn B 1b 1131 1037 1437 1489

Emulsjonsmengde til barriere 1b (Sm³/d) 4349 2304 5986 5726

Opptakskapasitet (Sm³/d) 1900** 2400 2400 1900**

Effektivitet Barriere 1a og 1b (%) 64,8 75,8 58,5 49,0

Behov for NOFO-systemer i barriere

1b 2,3 (3) 1,0 (1) 2,5 (3) 3,0 (3)

Totalt behov barriere 1a og 1b 7 3 7 7

* Forventet boreperiode.

** I vår- og vintersesongen, vil Luno olje oppnå vi skositeter som reduserer oppsamlingseffektivitet (> 20 000 cP). Opptakskapasitet er derfor byttet til 1900 Sm³/d.

3. 3. 1 Tilgjengelighet oljevernfartøy, slepefartøy og tilh ørende responstider

NOFO disponerer oljevernfartøy både som del av område beredskapen på norsk sokkel og tilknyttet landbaser langs kysten. Responstid til hvert enkelt system avhenger av seilingstid (avstand til lokasj on og hastighet), frigivelsestid, samt tid for utsetti ng av lense, for både OR-fartøy og slepebåt.

Oljevernfartøyene er utstyrt med lenser og oljeoppta kere. For å operere behøver de et slepefartøy som trekker i den andre enden av lensen. NOFO-fartøy ink ludert slepebåt kalles et NOFO-system.

Responstider er beregnet for identifiserte oljevern fartøy og slepefartøy, som sammen gir responstid fo r NOFO-systemer til den aktuelle lokasjonen. Responsti der avspeiler garanterte maksimale responstider for tilgjengelige NOFO-fartøy og slepebåter på norsk sokkel.

Responstidene for oljevernfartøy er beregnet ut fra følgende antagelser (fra NOFO, 2015):

1) 14 knop transitthastighet.

2) 1 time for utsetting av lense.

3) 1-6 timers frigivelsestid for områdefartøy.

4) 10 timer mobiliseringstid for første fartøy fra NOFO baser, 30 timer mobiliseringstid for andre fartøy fra NOFO baser.

Tabell 3-4 gir en oppsummering av responstidene som søkes benyttet for brønnoperasjonen.

Første system benytter OR-fartøy fra Sleipner/Volve og har RS Haugesund som slepefartøy, systemet vil være operativt innen ni timer. Andre system har OR- fartøy fra Balder og benytter RS Egersund som slepefartøy, responstid for systemet er elleve time r. System tre består av OR- fartøy Troll 2 og slepefartøy fra Kleppestø, total responstid for sys temet er tretten timer. OR-fartøy fra Troll 1 med RS Måløy som slepefartøy utgjør fjerde system og har 16 timers responstid. System fem benytter OR-fartøy fra Tampen og RS Kristiansund som slepefartøy, syst emet har total responstid på 24 timer. Sjette og sjuende system vil komme fra base i henholdsvis Sta vanger og Mongstad, begge med responstid på 24 timer forutsatt slepefartøy fra NOFO pool av slepebåt er.

Tabell 3-4 Beregninger av responstid for oljevernfartøy til br ønnen 16/4-10 i PL544C for OR- og slepefartøy.

System

Seilingstid

(t) Tids-tillegg (t) ¹⁾

Samlet responstid N OFO- fartøy (t)

Slepefartøy

Samlet responstid Slepefartøy (t)

2)

Total

responstid for komplett system (t)

Sleipner/Volve 1,0 5 6 RS Haugesund 9 9

Balder 3,0 8 11 RS Egersund 9 11

Troll 2 9,3 3 13 RS Kleppestø 10 13

Troll 1 10,3 3 14 RS Måløy 16 16

Tampen 11,5 3 15 RS Kristiansund 21 21

Stavanger 1 8,1 12 21 NOFO pool 24 24

Mongstad 11,5 12 24 NOFO pool 24 24

1) Spesifikk mobiliseringstid for områdefartøy og base fartøy inkluderer mobiliseringstid for NOFO (1 time ), frigivelsestid fra operatør (1-10 timer), og tid fo r utsetting av lense (1 time).

2) Mobiliseringstid for slepefartøy inkluderer mobilis eringstid (2 time), og tid for utsetting av lense ( 1 time).

I henhold til ytelseskravene til Lundin Norway AS og veiledningen til Norsk Olje og Gass skal fullt utb ygd barriere 1a være på plass senest innen korteste dri vtid til land (5,2 døgn – 100 persentil, se Tabell 3-5), mens barriere 1b skal være på plass innen 95 persen til av korteste drivtid til land (dvs. 10,7 døgn). Med de oppgitte responstidene for oljevernfartøy til le tebrønn 16/4-10 i PL544 er ytelseskravene tilfredsst ilt med god margin.

Kystnære systemer og strandrensesystemer skal vider e innen 95 persentil av korteste drivtid til land være i stand til å håndtere 95 persentil av tilflyt ende mengde oljeemulsjon, etter at effekten av forutgående barrierer er trukket fra.

Det er benyttet fullt utfallsrom, dvs. alle simuler inger for både overflate- og sjøbunnsutblåsning, som beskrevet i kapittel 2, for å beregne strandet emul sjon og drivtid til land. Effektivitetstallene for barriere

DNV GL – Report No. 2015-0753, Rev. 00 – www.dn vgl.com Page 26

1a og 1b er imidlertid beregnet på bakgrunn av dime nsjonerende scenario for beredskap, som er en overflateutblåsning med vektet rate og varighet (re f. Tabell 1-1 og seksjon 3.2.2).

95-, og 100-persentil av drivtider og strandet olje emulsjon, med og uten effekt av barrierer 1a og 1b, er presentert i Tabell 3-5. For den aktuelle boreperioden (høst/vinter) utg jør dette 77 tonn emulsjon per dag (Tabell 3-5) basert på varighet på 9,4 dager. Ytterligere detaljering av systemer og ressurser vil fremgå av oljevernplanen som ferdigstilles før opps tart.

Tabell 3-5 Strandet emulsjon i tonn og drivtider til land i da ger (95- og 100-persentil) gitt en utblåsning i henholdsvis vår-, sommer-, høst- og vintersesonge n, basert på oljedriftsmodelleringen presentert i kapittel 2.2.1. De beregnede strandingsmengdene og drivtiden e for sesongene (vår, sommer, høst og vinter) representerer forskjellige simuleringer. All e simuleringer for overflate- og sjøbnnutblåsningen er lagt til grunn for tallene vist under.

Sesong

Strandet emulsjon (tonn), uten effekt av barriere 1a

og 1b

Drivtid til land (døgn)

Tilflyt til barriere 2 (tonn/døgn), forutsatt effekt av barriere 1a og 1b Persentil

95 100 95 100 95 100

Vår 1402 212869 15,1 6,6 52 7960

Sommer 1754 179644 16,0 7,3 45 4618

Høst 1398 103813 12,8 5,2 62 4585

Vinter 1428 71127 10,7 5,8 77 3860

3.4 Konklusjon beredskapsanalyse

Med basis i forvitringsdataene (SINTEF, 2011) og den beregnede vektede utblåsningsraten (AddEnergy, 2015) er emulsjonsvolum tilgjengelig for mekanisk opptak på åpent hav beregnet. Luno råoljen forventes å være egnet for bekjempelse med lenser og ordinære overløpsskimmere i barriere 1a og 1b i alle sesonger, gitt at oljen har forvitret mer enn 6-9 timer ved sommerforhold (vindstyrke: 5 m/s, sjøtemperatur 15 °C), og mer enn 2 timer ved vinter forhold (vindstyrke: 10 m/s, sjøtemperatur 5 °C) for optimal mekanisk oppsamling av olje (viskositet > 1000 cP) (SINTEF, 2011).

For beregning av systembehov i barriere 1a og 1b er forvitringsdata for henholdsvis 2 og 12 timer gammel olje lagt til grunn for vår-, høst- og vinte rsesongen. For sommersesongen er forvitringsdata fo r henholdsvis 6 og 12 timer gammel olje lagt til grun n.

For dimensjonerende scenario, som er en overflateut blåsning med vektet utblåsningsrate på 4210 Sm³/døgn og vektet varighet på 9,4 døgn, er behovet ber egnet til fire NOFO-systemer i barriere 1a og tre NOFO-system i barriere 1b, totalt sju NOFO-system er, i vår-, høst- og vintersesongen. Behovet er beregnet til to NOFO-systemer i barriere 1a og ett NOFO systemer i barriere 1b, totalt tre NOFO- systemer, i sommersesongen.

De sju systemene vil være operative innen 24 timer. Dette er godt innenfor tidskravet for fullt utbygd e barrierer, 5,2 døgn for barriere 1a og 10,7 døgn fo r barriere 1b.

REFERAN SER

AddEnergy, 2015. Blowout and kill Simulations 16/4- 10 Fosen. Lundin Norway AS. 9. July 2015 Artsdatabanken 2010; http: //www.artsdatabanken.no. Nasjonal kunnskapskilde for biologisk mangfold. Norske Rødliste for arter 2010.

DN & HI, 2010. Faglig grunnlag for en forvaltningsp lan for Nordsjøen og Skagerrak:

Arealrapport. Fisken og havet nr. 6/2010. TA-nr. 26 81/2010.

DNV GL, 2012. OPERAto Edvard Grieg.

Lloyd’s, 2015. Blowout and well release frequencies based on SIN TEF offshore blowout database 2014. Report no: 19101001-8/2015/R3. Rev: Draft A. Dated 25 February 2015.

Lloyd’s, 2014. Blowout and well release frequencies based on SIN TEF offshore blowout database 2013. Report no: 19101001-8/2014/R3. Rev: Final. Dated 22 May 2014.

Lundin Norway AS, 2012. Risk Acceptance criteria fo r Operations on the Norwegian Continental Shelf, 90000-LUN AS-S-FD-0001.

NOFO, 2015. Planforutsetninger barrier 1. Dato 26.0 5.2015.

OLF, 2007. Metode for miljørettet risikoanalyse (MI RA) – revisjon 2007. OLF rapport, 2007.

Scandpower, 2011. Blowout and well release frequenc ies based on SIN TEF Offshore Blowout Database, 2010 (revised). Report no. 19.101.001-300 9/2011/R3 (5 April 2011).

SEAPOP 2011 og 2012. www.seapop.no

SIN TEF, 2011. Weathering properties of Luno crude oil related to oil spill response. SIN TEF

Draft report dated 2011-02-09.

A BOUT DN V GL

Driven by our purpose of safeguarding life, propert y and the environment, DNV GL enables organizations to advance the safety and sustainability of their business. We provide classification and technical

assurance along with software and independent exper t advisory services to the maritime, oil and gas, and energy industries. We also provide certificatio n services to customers across a wide range of industries. Operating in more than 100 countries, ou r 16,000 professionals are dedicated to helping our customers make the world safer, smarter and greener .