01 09.04.2018 Endelig versjon for distribusjon A. B. Meisler E. Framnes M. Brattbakk

(1)

! °°

I

I Revisjon:

j Tittel:

M^

'-a^^QSLC^

I. Anfinsen

01 09.04.2018 Endelig versjon for distribusjon A. B. Meisler E. Framnes M. Brattbakk

20. 02. 2018 F0rste utkast for gjennomgang A. B. Meisler

Dato: Versjon: Utarbeidet av:

1. Anfinsen

K. Vastveit

Verifisert av: Godkjent av:

Referansebasert milj0risiko- og beredskapsanalyse for br0nn 30/6-30, Rungne

Dokumentnummer: FP-010414

(2)

Referansebasert miljørisiko- og beredskapsanalyse 30/6-30 Rungne PL825

Dok. nr. FP-010414 Rev: 01

Innhold

1 Introduksjon og oppsummering ... 3

1.1 Bakgrunn ... 3

1.2 Akseptkriterier for miljørisiko ... 4

1.3 Metoder ... 4

1.3.1 Miljørisiko ... 4

1.3.2 Beredskap... 5

1.4 Regelverk ... 5

1.5 Forkortelser ... 5

1.6 Definisjoner ... 6

2 Aktivitetsbeskrivelse for 30/6-30 Rungne ... 7

3 Naturressurser ... 8

3.1 Tobis ... 8

3.2 Andre sårbare ressurser ... 9

4 Miljørisikoanalyse ... 10

4.1 Geografisk plassering ... 10

4.2 Oljetype ... 10

4.3 Type operasjon og utblåsningssannsynlighet ... 11

4.4 Utblåsningsrater og -varigheter ... 11

4.4.1 Influensområde ... 12

4.5 Tid på året ... 13

4.6 Oppsummering av sammenligningsparametere ... 14

5 Referansebasert beredskapsanalyse ... 16

5.1 Vurdering av Brasse som referanse... 16

5.2 Beredskapsbehov ... 16

5.3 Undervannsdispergering ... 17

6 Konklusjon ... 18

7 Referanser ... 19

Vedlegg A - Vurdering av effekter på tobis ved eventuell utblåsning fra letebrønn Rungne ... 20

(3)

Dok. nr. FP-010414 Rev: 01

1 Introduksjon og oppsummering 1.1 Bakgrunn

Faroe Petroleum Norge AS (Faroe) forbereder boring av letebrønn 30/6-30 Rungne, inkludert ett potensielt sidesteg og en brønntest. Brønnen vil bli lokalisert i den nordlige delen av Nordsjøen, 36 km nordvest for 31/7-1 Brasse (referansebrønn, boret sommeren 2016), 26,4 km nord for Oseberg A- installasjonen, 26 km nordvest for Brage installasjonen og ca. 101 km fra Norskekysten (Ytrøy, Sogn og Fjordane), se Figur 1-1.

Figur 1-1: Lokalisering av avgrensningsbrønn 30/6-30 Rungne.

Nøkkelinformasjon om Rungne er gitt i Tabell 1-1.

Tabell 1-1: Nøkkelinformasjon for brønn 30/6-30 Rungne.

Lokasjon (geografiske koordinater) 60° 43' 6.7114" N / 2° 44' 3.4330" Ø

Vanndyp 118 m

Avstand til land 101 km til Ytrøy (Ytre Sula i Sogn og Fjordane)

Planlagt oppstartdato Tidligst i siste halvdel av juli, senest i slutten av september 2018.

Planlagt varighet 30 dager ved tørr brønn

85 dager dersom funn, inkl. en brønntest og ett sidesteg

Reservoarprospekt Oseberg Fm

Forventet reservoarinnhold Olje lik Veslefrikk råolje er mest sannsynlig, men en kan ikke utelukke gasskondensat lik den fra Huldra feltet.

Historikk Letebrønnen 31/7-1 Brasse ble boret sommeren 2016, året etter ble 31/7-2 Brasse Appraisal boret – inkl. sidesteg. Kjerneprøver ble tatt i

(4)

Dok. nr. FP-010414 Rev: 01

Faroe har i dette dokumentet gjennomført en referansebasert miljørisiko- og beredskapsanalyse, hvor miljørisikoen forbundet med boring av letebrønn 30/6-30 Rungne, er vurdert ved å sammenligne sentrale parametere for den planlagte aktiviteten med tilsvarende parametere for letebrønnen 31/7-1 Brasse.

Gjennom kapittel 4.1-4.5 er det gjennomført en sammenligning mht. geografisk lokasjon, type operasjon og utslippssannsynlighet, utblåsningsrater og -varigheter, oljetype og analyseperiode. Tabell 4-3 viser at miljørisikoen forbundet med en potensiell oljeutblåsning fra Rungne er lav og innenfor Faroes akseptkriterier for miljørisiko.

Mekanisk oppsamling av olje er vurdert som mest hensiktsmessige beredskapstiltak ved en eventuell utblåsning fra Rungne. Resultatet viser behov for 2 systemer i barriere 1 nær kilden og ett system i barriere 2 i oljens drivretning sommeren, høst og vår – totalt 3 systemer. Drar operasjonen ut i vintersesongen er behovet 3 systemer i barriere 1 og 2 systemer i barriere 2 – totalt 5 systemer.

1.2 Akseptkriterier for miljørisiko

Tabell 1-2: Faroes akseptkriterier for miljørisiko.

Konsekvenskategori Varighet (Restitusjonstid) Akseptkriterium (Akseptabel frekvens)

Mindre 1 måned-1 år < 1,0 x 10^-3

Moderat 1-3 år < 2,5 x 10^-4

Betydelig 3-10 år < 1,0 x 10^-4

Alvorlig > 10 år < 2,5 x 10^-5

1.3 Metoder

1.3.1 Miljørisiko

Miljørisikoanalysen for Rungne er utført som en referansebasert analyse i henhold til MIRA-metoden, ref.

/1/. Letebrønnen 31/7-1 Brasse er brukt som referansebrønn.

En referansebasert MIRA kan forsvares hvis inngangsdata/parameterne som vist i Tabell 1-3 er

sammenlignbare med referanseaktiviteten. I tillegg må referansen være av nyere dato. MIRA for Brasse

ble ferdigstilt i 2016, og er utført med de siste oppdaterte data på kyststrømmer og sjøfugl, og skal sånn

sett være en god referanse for operasjonene på Rungne.

(5)

Dok. nr. FP-010414 Rev: 01

Tabell 1-3: Sammenligningsparametere.

Parameter Kriteriet

Geografisk plassering <50 km fra referansebrønn

Oljetype Tilsvarende eller kortere levetid på sjøen

Sannsynlighet for utslipp Tilsvarende eller lavere

Utblåsningsrate Tilsvarende eller lavere

Utblåsningsvarighet Tilsvarende eller lavere

Sannsynlighet for utblåsning på sjøbunn og

overflate Sannsynligheten for overflateutblåsning:

tilsvarende eller lavere

Årstid Referanseanalysen må dekke den aktuelle

analyseperioden

Dersom inngangsdataene er mer konservative enn referansen, kan resultatene og konklusjonene fra en tidligere MIRA brukes. Vurderingene og analyse et utført i kapittel 4.

1.3.2 Beredskap

Beredskapsanalysen er også utført som en referansebasert analyse, der 31/7-1 Brasse er brukt som referanse med justering for ratene i 30/6-30 Rungne. En detaljert gjennomgang er dokumentert i kapittel 5.

1.4 Regelverk

Tabell 1-4: Relevant regelverk.

Regelverk Paragrafer Tittel

Rammeforskriften §11

§21

Prinsipper for risikoreduksjon Samarbeid om beredskap til havs Styringsforskriften §9

§17

Akseptkriterier for storulykkerisiko og miljørisiko Risikoanalyser og beredskapsanalyser

Aktivitetsforskriften §57

§58

§73

§75

§76

§79

Deteksjon og kartlegging av akutt forurensning (fjernmålingssystem)

Miljøundersøkelser ved akutt forurensning Beredskapsetablering

Beredskapsorganisasjon Beredskapsplaner

Aksjon mot akutt forurensning

1.5 Forkortelser

DFU Definerte fare og ulykkeshendelser DST Drill Stem Test (brønntest)

Fm Formasjon

(6)

Dok. nr. FP-010414 Rev: 01

MDir Miljødirektoratet (www.miljodirektoratet.no) MIRA Miljørisikoanalyse

NOFO Norsk oljevernforening for operatørselskap (www.nofo.no) PL Produksjonslisens

ppb Parts per billion RKB Rotary Kelly Bushing

SVO Særlig verdifullt og sårbart område

TD Totalt Dyp

THC Total Hydrocarbon Concentration VØK Verdsatte Økologiske Komponenter WWC Wild Well Control

1.6 Definisjoner

Akseptkriterium Verbal eller tallfestet grense for hvilket risikonivå som aksepteres.

Beredskapsanalyse Analyse som kalkulerer hvilke beredskapsbehov som er nødvendig ved en mulig oljeutblåsning.

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).

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

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 et 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 lenger enn 1 måned.

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

Ressurs/naturressurs Levende organismer, f.eks. plankton, tang og tare, virvelløse dyr, fisk, sjøfugl og sjøpattedyr.

Restitusjonstid Den tiden det tar etter en akutt reduksjon før den aktuelle ressursen har

tatt seg opp til (omtrentlig) normalnivået. Den akutte reduksjonen skjer

(her) som følge av et oljeutslipp.

(7)

Dok. nr. FP-010414 Rev: 01

2 Aktivitetsbeskrivelse for 30/6-30 Rungne

Formålet med miljørisikoanalysen er å kartlegge risikonivået for det ytre miljøet i forbindelse med boring av 30/6-30 Rungne, og sammenholde risikoen mot gjeldende akseptkriterier (Tabell 1-2). 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 en potensiell oljeutblåsning.

Boreoperasjonen er planlagt med den halvt nedsenkbare riggen Transocean Arctic (Figur 2-1). Tidligste borestart vil være i siste halvdel av juli 2018, seneste i slutten av september. Estimert varighet for boreoperasjonen er 30 dager for tørr brønn og 85 dager ved funn, inkludert et sidesteg og brønntesting.

Figur 2-1: Transocean Arctic, eid av Transocean.

Brønnen planlegges som en vertikal brønn som skal bores 50 meter inn i Dunlin gruppen. Dette vil tilsvare en vertikal dybde på ca. 3490 m TD RKB.

I tillegg planlegges det for et sidesteg. Om dette faktisk vil bli boret baseres på visse kriterier som vil bli

definert i rett tid. En brønntest (Drill Stem Test - DST) i Oseberg Fm kan også bli utført hvis funn av

hydrokarboner.

(8)

Dok. nr. FP-010414 Rev: 01

3 Naturressurser

I referanseanalysen (ref. /2/) ble de artene som tilfredsstiller kravene til verdsatte økologiske komponenter (VØK-er) ift. sårbarhet overfor oljeforurensning valgt ut. Følgende naturressurser var inkludert i miljørisikoanalysen for 31/7-1 Brasse:

- Kystområder som er viktige hekke-, beite, myte trekk- og overvintringsområder for populasjoner av sjøfugl og sjøpattedyr

- Åpent hav for viktige sjøfuglarter - Tobisfelt

- Gytefelt for nordsjømakrell - Eggakanten

Da influensområdet for 31/7-1 Brasse vurderes som større enn det influensområdet man kan forvente for 30/6-30 Rungne (pga. en lavere utblåsningsrate – se kap. 4.4), vil de VØK-ene som er benyttet for beregning av miljørisiko i referanseanalysen være dekkende for Rungne-operasjonene.

3.1 Tobis

Rungne ligger ca. 5 km nord for gytefelt til tobis på Vikingbanken. Faroe har derfor valgt å kjøre en studie for å se på mulige effekter på tobis av en oljeutblåsning fra Rungne, ref. /4/, både av vannsøylekonsentrasjoner i området over tobis gytefeltene og oljekonsentrasjoner i sedimentet i gyteområdene. Studien konkluderte med følgende: Gjennomførte enkeltsimuleringer indikerer begrenset overlapp for nivåer over definerte effektgrenser for THC i vannsøylen og akkumulert i sediment.

- Kontaminert vannvolum: Sammenligning av 95 persentil utblåsningsrate på 6292 Sm

³

/d og vektet rate (2530 Sm

³

/d) for juli-simulering, gir maksimum totalt kontaminert vannvolum over effektgrensen (>58 ppb THC). For 95-persentil rate utgjør dette ca. 210 km

³

og ca. 70 km

³

for vektet rate. Ved endt simulering (39 dager) er kontaminert vannvolum nær 0 for vektet rate og 70-75 km

³

for 95-persentil. Så 95-persentil raten forventes å påvirke et mye større vannvolum enn vektet rate.

- Sedimentert THC: I studiet er det lagt til grunn et tynt sedimentlag som gir en konservativ effektgrense på 0,9 g/m

²

. Denne grenseverdien (0,9 g/m

²

) overskrides i januar, juni, september og desember, med høyeste verdier i sommer- og høstperioden, ved bruk av vektet tutblåsningsrate. Tobisen antas å være mest sårbar for høye sedimentkonsentrasjoner i perioden med egg i sedimentet (januar-mars), under bunnslåing (juni-juli) og i vinterperioden (november–

februar).

Vær- og strømforhold varierer mellom simuleringene, noe som påvirker oljens drivbane, som igjen vil påvirke i hvilken grad tobisområdene vil bli berørt.

Tidsserier fra utvalgte lokasjoner i tobisområdene (fra juli enkeltsimulering), indikerer at det ved en utblåsning fra Rungne kan ta dager før konsentrasjonen i tobisområdene når effektgrensen, gitt vektet utslippsrate.

Konsekvenser for tobis anses begrenset både som følge av THC konsentrasjoner i vannsøyle og i sediment,

men kan forekomme og forventes i større omfang ved 95-persentil utblåsningsrate enn ved vektet rate,

ref. /4/. Full analyse er vedlagt i Vedlegg A.

(9)

Dok. nr. FP-010414 Rev: 01

3.2 Andre sårbare ressurser

Borestedsundersøkelse er planlagt gjennomført tidlig i mai 2018. Det forventes ikke å påtreffe sårbare

ressurser i området, da dette ikke er kjent som et område der koraller eller svamp trives. Skulle

undersøkelsene vise noe annet, vil Faroe ta hensyn til dette i den videre planleggingen – både med tanke

på ankerlegging og utslipp ifm. operasjonen.

(10)

Dok. nr. FP-010414 Rev: 01

4 Miljørisikoanalyse 4.1 Geografisk plassering

Letebrønnen 30/6-30 Rungne, vil blir lokalisert ca. 36 km nordvest for referansebrønnen 31/7-1 Brasse.

Det vil si at man er innenfor kriteriet for denne parameteren.

Korteste avstand fra Brasse til land er 97 km til Øygarden. Avstanden fra Rugne til Øygarden er 111 km.

Men siden Rungne er lokalisert lengre nord, vil korteste avstand til land være 101 km - da til Ytrøy på Ytre Sula i Sogn og Fjordane. Fremdeles lengre unna land enn Brasse, og dermed innenfor kriteriet.

4.2 Oljetype

Under boring av Rungne er det forventet å finne olje av tilsvarende karakter som Veslefrikk. Brageolje ble valgt som referanseolje for Brasse. Oljetypene er sammenlignet i Tabell 4-1 og levetid på sjø er vist i Figur 4-1.

Tabell 4-1: Sammenligning av referanseoljer – Brage råolje for 31/7-1 Brasse og Veslefrikk råolje for 30/6-30 Rungne.

Parameter Brageolje, ref. /5/ Veslefrikkolje, ref. /6/

Tetthet (g/ml) 0,826 0,825

Asfaltener (vekt-%) 0,1 0,3

Voks (vekt-%) 4,7 6,7

Vannopptak (%) Opptil 80 Opptil 80

Kjemisk dispergering (ved vind 10

m/s) God, og i opptil 5 dager etter

utslipp. Lavt potensial for dispergering.

Opptil 1 døgn etter utslipp vinter, opptil 2 døgn sommer.

Emulsjoner Danner stabile emulsjoner. Danner stabile emulsjoner.

Levetid på sjø Mer enn 5 dager etter utslipp med vind 2-10 m/s. Ved vind på 15 m/s har oljen forsvunnet etter 36 timer.

Mer enn 5 dager etter utslipp med vind 2-10 m/s. Ved vind på 15 m/s har oljen forsvunnet etter ca. 48 timer.

(11)

Dok. nr. FP-010414 Rev: 01

Figur 4-1: Brages forventede levetid på sjø etter utslipp (til venstre, ref. /5/) og tilsvarende for Veslefrikk (til høyre, ref. /6/).

Basert på sammenligningen gjort i

Tabell 4-1

, anser Faroe Veslefrikk råolje å være såpass lik Brage råolje at denne parameteren (oljetype) vil ha begrenset innvirkning på resultatene av miljørisikoanalysen.

Veslefrikkoljen er noe mer stabil på sjø enn Brageoljen. Men siden begge oljene danner stabile emulsjoner, er de begge enkle å samle opp med oljelenser og skimmere. Så effekten av beredskap vil være lik.

4.3 Type operasjon og utblåsningssannsynlighet

Både Brasse og Rungne er letebrønner, med de usikkerheter det medfører ift. sedimenter, soner, reservoarets innhold og kondisjon. Så risikonivået er ansett å være likt.

Når det gjelder utblåsningsfrekvens, planlegges det å bruke samme rigg under operasjon på Rungne som for Brasse – Transocean Arctic - så dermed er frekvensen lik (ref. /7/).

Sannsynligheten for et overflateutslipp og et sjøbunnsutslipp er da også like, hhv. 0,18 og 0,82.

4.4 Utblåsningsrater og -varigheter

Vektet utblåsningsrate for 30/6-30 Rungne er beregnet til 2530 m

³

/dag for en potensiell sjøbunns- utblåsning og 2550 m

³

/dag for en overflateutblåsning, ref. /8/. Maksimal rate fra åpent hull i 8 ½’’

reservoarsonen er 13682 m

³

/dag, se rate- og varighetsmatrise vist i Tabell 4-2. Tilsvarende for

referansebrønnen 31/7-1 Brasse var 3118 m

³

/d for sjøbunn, 3200 m

³

/d overflate og 18 200 m

³

/d

maksimalt.

(12)

Dok. nr. FP-010414 Rev: 01

Tabell 4-2: Rate- og varighetsfordeling for 30/6-30 Rungne – utblåsning fra sjøbunn øverst, overflate nederst, ref.

/8/.

Utblåsningsratene beregnet for Rungne er mellom 18-21 % lavere enn for Brasse. Så å bruke Brasse som referanse anses å være konservativt for denne parameteren.

Varighetene for en sjøbunnsutblåsning, overflateutblåsning og maksimal varighet av et utblåsningsscenario inkl. mobilisering av rigg, boretid og nedrigging er lik for begge brønner, hhv. 19, 6 og 50/52 dager.

4.4.1 Influensområde

Siden de beregnede utblåsningsratene for Rungne er lavere enn for Brasse, vil en utblåsning fra Rungne kunne medføre tilsvarende eller mindre influensområde som i referanseanalysen. Med andre ord anses drivbaneberegningene fra den miljørettede risikoanalysen for Brasse å være dekkende for Rungne.

Influensområdene for en utblåsning fra 31/7-1 Brasse er vist i Figur 4-2.

(13)

Dok. nr. FP-010414 Rev: 01

Figur 4-2: Influensområde for olje på sjø ved en a) sjøbunnsutblåsning sommer og høst (øverst) og overflateutblåsning sommer og høst (nederst) fra 31/7-1 Brasse. Hvert område består av alle 10×10 km kartruter som har mer olje på overflaten enn 0,01 tonn/km² i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene, ref. /2/.

4.5 Tid på året

Tidligste oppstart er siste halvdel av juli, senest i slutten av september. Reservoaret nås etter 20 dager.

Operasjonen vil pågå i minimum 30 dager og maksimalt vare i 85 dager, dvs. at boring kan vare til i slutten

av desember ved sen start og lang varighet. Den miljørettede risikoanalysen for 31/7-1 Brasse ble

gjennomført som en helårig analyse, og vil dermed dekke den planlagte aktiviteten på 30/6-30 Rungne.

(14)

Dok. nr. FP-010414 Rev: 01

4.6 Oppsummering av sammenligningsparametere

Gjennom kapittel 4.1-4.5 er det gjennomført en sammenligning mellom letebrønnene 30/6-30 Rungne og referansen 31/7-1 Brasse mht. geografisk lokasjon, type operasjon og utslippssannsynlighet, utblåsningsrater og -varigheter, væsketype og analyseperiode. Sammenligningen er oppsummert i Tabell 4-3.

Tabell 4-3: Sammenligning av sentrale parametere knyttet til miljørisiko mellom Rungne og Brasse.

Parameter 30/6-30

Rungne, PL825

31/7-1 Brasse, PL740

Kriteriet Sammen-

ligning Geografisk plassering 60° 43’ 6.7114” N

02° 44’ 3.4330 Ø

60° 25’ 31.5578” N 03° 01’ 28.2629” Ø

<50 km fra

referansebrønn OK

36 km, og lengre fra

land.

Oljetype Veslefrikk råolje Brage råolje Tilsvarende eller kortere levetid på sjøen

OK Tilsvarende

levetid Sannsynlighet for

utslipp 1,4x10^-4 1,4x10^-4 Tilsvarende eller

lavere OK

Samme rigg Utblåsningsrate

(vektet) Sjøbunn: 2550 m³/d Overflate: 2530 m³/d Maks: 13682 m³/d

Sjøbunn: 3118 m³/d Overflate: 3200 m³/d Maks: 18200 m³/d

Tilsvarende eller

lavere OK

18-21 % lavere Utblåsningsvarighet Sjøbunn: 19 dager

Overflate: 6 dager Maksimalt: 52 dager

Sjøbunn: 18,6 dager Overflate: 6 dager Maksimalt: 50 dager

Tilsvarende eller

lavere OK

Tilsvarende Sannsynlighet for

utblåsning på sjøbunn og overflate

Sjøbunn: 82 %

Overflate: 18 % Sjøbunn: 82 %

Overflate: 18 % Sannsynligheten for overflateutblåsning:

tilsvarende eller lavere

OK Samme Årstid Helårlig (fokus juli-

november) Helårlig analyse Referanseanalysen må dekke den aktuelle

analyseperioden

OK Dekkende

Figur 4-3 viser beregnet miljørisiko for 31/7-1 Brasse. Denne anses å være dekkende for 30/6-30 Rungne

basert på sammenligningen oppsummert i tabellen over.

(15)

Dok. nr. FP-010414 Rev: 01

Figur 4-3: Betinget sannsynlighet for skade og relativ miljørisiko i prosent for pelagisk sjøfugl beregnet fra de stokastiske oljedriftssimuleringene for en utblåsning under boring av letebrønn 31/7-1, Brasse. NH = Norskehavet, NS = Nordsjøen.

(16)

Dok. nr. FP-010414 Rev: 01

5 Referansebasert beredskapsanalyse

Oljevernberedskap, som et konsekvensreduserende tiltak, vil være et viktig bidrag til reduksjon av risiko for miljøskade. Ved en eventuell oljeutblåsning vil effektiv oljevernberedskap redusere oljemengde på sjøen, og videre føre til reduksjon i det totale influensområdet.

Faroes primære strategi for oljevern er mekanisk oppsamling nær kilden på åpent hav. Dispergering vil vurderes som et supplement under en eventuell hendelse. Gass kan også strømme ved en eventuell brønnhendelse. Hvis dette blir tilfellet, vil man da av sikkerhetsmessige grunner, følge et eventuelt flak på noe avstand.

5.1 Vurdering av Brasse som referanse

Basert på at utblåsningsratene fra Rungne noe lavere enn for Brasse, anses det som konservativt å bruke Brasse som referanse.

5.2 Beredskapsbehov

31/7-1 Brasses oljevernanalyse er brukt som referanse (ref. /2/). Faroe har sammenlignet forutsetningene som ligger til grunn for bruk av Brageoljen vs Veslefrikkoljen. Og selv om oljene ikke oppfører seg identisk på sjøen, er fordampning, nedblanding og vannopptak i hver sesong såpass likt at Brasses beredskapsanalyse er vurdert å være dekkende for Rungne. I tillegg er utblåsningsratene for Rungne en del lavere enn for Brasse. Systembehovet er beregnet til å bli det samme uansett valg av olje. Beregning av systembehov for Brasse (ref. /2/) er gjengitt i Tabell 5-1.

Tabell 5-1: Beregning av systembehov for 31/7-1 Brasse (ref. /2/, tabell 16 og 17). Denne er ansett å være dekkende for Rungne.

Parameter Sommer Høst Vinter Vår

Vektet utblåsningsrate (Sm³/d) 3118 3118 3118 3118

Bølger 70 % 54 % 44 % 59 %

Lys og sikt 98 % 92 % 91 % 95 %

Systemeffektivitet Barriere 1 68 % 50 % 40 % 56 %

Systemkapasitet Barriere 1 1637 1197 957 1341

Barriereeffektivitet 79 % 62 % 52 % 68 %

Tilflytsrate emulsjon (Sm³/d) Barriere 1 4058 4304 4636 4469

Ressursbehov Barriere 1 2 2 3 2

Systemeffektivitet Barriere 2 34 % 25 % 20 % 28 %

Systemkapasitet Barriere 2 818 599 479 671

Tilflytsrate emulsjon (Sm3/d) Barriere 2 1471 2147 2650 2070

Ressursbehov Barriere 2 1 1 2 1

Totalt systembehov barriere 1 og 2 3 3 5 3

Pga. lavere rater fra Rungne og lengre avstand til land enn for Brasse, er beregninger av systembehov for

barriere 3, 4 og 5 (kyst og strand) utført for Brasse (ref. /2/) ansett å være dekkende for Rungne. Det

(17)

Dok. nr. FP-010414 Rev: 01

planlegges å verifisere tilgjengelighet av maksimalt 6 kystsystemer og 7 strandrenselag av 10 personer for de IUAer som kan bli påvirket av en utblåsning fra Rungne.

Responstider for tilgjengelige ressurser for Rungne er gitt i Tabell 5-2.

Tabell 5-2: Anbefalt oljevernberedskap med foreslåtte responstider for 30/6-30 Rungne, gjennom hele året basert på dimensjonerende DFU for barriere 1 og 2. Antall systemer er beregnet for 31/7-1 Brasse. samt kyst og strand er basert på beregninger for 31/7-1 Brasse (høst, ref. /2/). Ressurser og responstider barriere 1 og 2 er justert for Rungne, ref. /9/.

Barriere Systemkrav Foreslått ressurs Responstid

1 (ved lokasjon) 3 Troll

Gjøa Tampen

9 timer 9 timer 24 timer 2 (i drivretningen mot land) 2 Balder

Sleipner 24 timer

24 timer

3 (kyst) 6 1 system i 6 ulike IUA 7,2-12,4 døgn

4 & 5 (strand) 7 7 renselag á 10 personer i 6 ulike IUA 7,2-12,4 døgn

Korteste drivtid til land er 7,2 døgn, ref. /2/.

5.3 Undervannsdispergering

Faroe har en avtale om ‘Well Capping’. Avtalen inkluderer også undervannsdispergering under en

beredskapssituasjon der man har en undervannsutblåsning. Gjennom avtalen Faroe har med NOFO vil det

sikres tilgang til dispergeringsmiddelet Dasic NS.

(18)

Dok. nr. FP-010414 Rev: 01

6 Konklusjon

Sammenligningen av parametere vist i Tabell 4-3 viser at 31/7-1 Brasses miljørisikoanalyse (ref. /2/) fungerer som en god referanse for 30/6-30 Rungne.

Miljørisikoen for aktiviteten på 31/7-1 Brasse, var innenfor Faroes operasjonsspesifikke akseptkriterier for alle VØK-er og alle årstider. Et utslipp vil påvirke kystbunden og pelagisk sjøfugl i størst grad. Høyeste miljørisiko var beregnet til 17 % for skadekategori ‘Moderat’ i vintersesongen for nordsjøbestanden av havsule. Om sommeren er miljørisiko beregnet til 10 % for skadekategori ‘Alvorlig’ for smålom.

Risikonivået for sjøpattedyr, strandhabitat og fisk er beregnet til < 3 %. Risikonivået for tobislarver og - yngel ved SVO-området Vikingbanken er også vurdert å være lavt. Basert på dette er risikoen forbundet med operasjoner på Rungne vurdert å være tilsvarende eller lavere enn for Brasse og innenfor Faroes akseptkriterier.

Selv om referanseoljene har litt ulike egenskaper, og Veslefrikk råolje har noe lengre levetid på sjø enn

Brage råolje, vurderer Faroe at beredskapsbehovet som er beskrevet for Brasse skal være dekkende for

Rungne. Hovedsakelig fordi oljen danner stabile emulsjoner og er lett å samle opp, samt at

utblåsningsratene fra Rungne er lavere enn fra Brasse (opp til 21 %).

(19)

Dok. nr. FP-010414 Rev: 01

7 Referanser

/1/ OLF, 2007. (Oljeindustriens landsforbund). Metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA). Rapport nr. 2007-0063. Rev. 01.

/2/ Acona, 2016. BRSE-FPNO-S-RA-0013 Stokastisk oljedriftssimulering, miljørisikoanalyse og beredskapsanalyse for boring av letebrønn 31/7-1 ved prospektet Brasse (PL740). Rev. 00.

/3/ Miljødirektoratet, 2016. Boring av letebrønn 31/7-1 Brasse. Vedtak om tillatelse etter forurensningsloven. Ref. 2016/1484. Datert 22.04.2016.

/4/ DNV-GL, 2018. Vurdering av effekter på tobis ved eventuell utblåsning fra letebrønn Rungne. Dok.

nr.: 118P9LYS - 3. Se Vedlegg A.

/5/ SINTEF, 2013. Brage crude oil properties and behavior at sea. Related to oil spill response.

RAPPORTNR SINTEF A24699. (62 s.)

/6/ SINTEF, 2012. Veslefrikk crude oil - weathering properties related to oil spill response. Weathering study, dispersibility testing and chemical characterization. RAPPORTNR SINTEF A23535. (57 s.) /7/ Transocean, 2012. NRY-ARC-002. Quantitative risk assessment manual. Rev. 01. (327 s.)

/8/ add energy as, 2018. FP-010345 - Blowout Simulation 30/6-30 Rungne. Memo Rev. 0.

/9/ NOFO, 2018. E-post fra Ivar Schanche Kristoffersen, 16. mars 2018.

(20)

Dok. nr. FP-010414 Rev: 01

Vedlegg A - Vurdering av effekter på tobis ved eventuell utblåsning fra

letebrønn Rungne

(21)

RUNGNE - VURDERING AV EFFEKTER PÅ TOBIS

Vurdering av effekter på tobis ved eventuell utblåsning fra letebrønn Rungne

Faroe Petroleum Norge AS

Rapportnr.: 2018-0303, Rev. 00 Dokumentnr.: 118P9LY5-3 Dato: 2018-04-06

(22)

(23)

Innholdsfortegnelse

1 INTRODUKSJON ... 1 2 EFFEKTER PÅ TOBIS I VANNSØYLEN ... 2 3 EFFEKTER PÅ TOBIS I BUNNSEDIMENT ... 10 4 KONKLUSJON ... 18 5 REFERANSER ... 19

Vedlegg A Figurer 95-persentil utblåsningsrate

(24)

1 INTRODUKSJON

DNV GL har på oppdrag fra Faroe Petroleum vurdert mulige effekter på tobis på Vikingbanken, i

Nordsjøen, ved en utblåsning fra letebrønnen Rungne, lokalisert nord/nordøst for de aktuelle gytefeltene (Figur 1-1) (Faroe Petroleum, 2018). Vurderingene er gjort med grunnlag i modelleringer med SINTEFs OSCAR modell (versjon 7.0.1) av både vannsøylekonsentrasjoner i området over tobisgytefeltene og oljekonsentrasjoner i sedimentet i gyteområdene. I analysen benyttes 5000 partikler til å representere oljedriften og 10 minutters tidssteg inkludert i 30 minutters outputintervaller. Dette for å oppnå best mulig oppløsning i analysene. Det ble benyttet oppdaterte strøm- og vinddata fra 2010 med horisontal oppløsning på 4 x 4 km daglig middelverdi på strøm (fra SVIM-arkivet) og 10 x 10 km tilhørende vind (fra Norsk Dypvannsprogram) for hver tredje time i simuleringsperioden.

Valg av utblåsningsscenario ble basert på et sjøbunnsutslipp fra letebrønnen Rungne med en vektet utblåsningsrate på 2530 Sm³/d basert på vektet varighet i 19 dager (Add Energy, 2018), med Veslefrikk råolje. Det er også foretatt simulering med rate som dekker inntil 95-persentil (6292 Sm³/d), samt en simulering med 52 dagers varighet. Følgetiden for oljepartiklene i oljedriftsmodelleringene er 20 dager.

Alle simuleringer har startdato den første i hver måned, og valgt simuleringsår er 2010, identisk med tidsrommet benyttet i liknende vurdering for avgrensningsbrønnen Brasse i 2017 (DNV GL).

Enkeltsimuleringer, i motsetning til stokastisk modellering, beskriver et øyeblikksbilde der gitte strøm- og vindforhold til enhver tid reflekterer et konkret tidspunkt i en simulering. Tilsvarende simuleringer, gitt et annet tidsrom, kan gi et noe annet utfall og tolkningen av resultatene bør gjøres i henhold til forutsetningene.

Figur 1-1 Utslippslokasjon for Rungne og tobis gytefelt på Vikingbanken (Faroe Petroleum, 2018;

Ottersen m. fl., 2010).

(25)

2 EFFEKTER PÅ TOBIS I VANNSØYLEN

Hovedklekking av egg skjer i mars, og etter klekkingen drifter tobislarvene, og fordeler seg utover store geografiske områder. Tettheten er gjerne størst på grunt vann i frontsystemet mellom ferskvanns- påvirkede vannmasser og sokkelvannet i sentrale deler av Nordsjøen. Tobislarvene samles over

gyteområdet i perioden mai-juni (Johnsen og Tenningen, 2012). Da er de konsentrert over sjøbunnen og bunnslår seg i juni-juli for å gå over til karakteristisk tobis-atferd ved å grave seg ned i sand på natta og beite i tette stimer på dagen (Ottersen m. fl., 2010)(Tabell 2-1).

Tabell 2-1 Skjematisk oversikt over adferd av tobis gjennom et år (fra Johnsen og Tenningen, 2012).

Det er lagt til grunn en nedre effektgrense på 58 pbb (mg/l) THC (Total Hydrocarbon Concentration) i vannsøylen. Mengde THC over denne grensen antas å kunne gi akutte effekter på fiskelarver i tidlige stadier. Det er ikke funnet egne studier som gir spesifikke grenseverdier for tobislarver, og det kan antas at voksen tobis har en høyere effektgrense enn dette. Effektgrensen er en beregnet grense for akutt dødelighet (LC5) hos sårbare arter representert ved fiskelarver, eksponert for naturlig dispergert olje (Nilsen m. fl.,2006). Tilnærmingen anvendes i arbeidet med ny miljørisikometodikk (ERA Acute, planlagt ferdigstilt Q2, 2018). Grenseverdien er ekstrahert fra en arts sensitivitets fordelingskurve (SSD) basert på data kompilert av National Research Council of the National Academies (2005), og benytter en medianverdi (LC50) = 193 ppb THC, effektgrense (OC%) = 58 ppb THC og et standardavvik (SD) på 0,32. SSD inneholder 24 ulike LC50 datapunkter fra laboratoriumeksperimenter med ulike marine organismer eksponert for dispergert råolje. I figurer og vurderinger er 50 ppb benyttet som en praktisk tilnærming til effektgrensen på 58 ppb.

Figur 2-1 viser tidsmidlet maksimal THC i vannsøylen etter endt utslipp (2530 Sm³/d i 19 dager) for hver av de 12 simuleringene som er modellert (én for hver måned). Det er spredningsvariasjoner mellom simuleringene (måned til måned), noe som kan forklares med ulike vind-, bølge- og strømforhold. Basert på enkeltsimuleringene indikerer resultatene ved endt utslippsperiode at vannsøylekonsentrasjonen primært er <50 ppb i over gyteområdene, med innslag av områder med konsentrasjoner i kategoriene 50-100 ppb og 100-500 ppb. Basert på Figur 2-1 ble et utvalg av simuleringene gjenstand for ytterligere vurdering (Figur 2-2 og Tabell 2-2). Dataene indikerer at andelen overlapp med konsentrasjoner >50 ppb er størst i juni måned etterfulgt av oktober og februar gitt øyeblikksbildet ved endt utslipp (dag 19) ved bruk av vind- og strømdata fra 2010. Overlappen mellom gyteområdene til tobis og THC over 100 ppb er meget begrenset.

Januar Februar Mars April Mai Juni Juli August September Oktober November Desember Egg i sanden

Klekking

Spredt larvefordeling Konsentrasjon av larver Bunnslåing

Beitesesong Ettåringer

Vintersesong To- og eldre

Gyting

Nullåringer Ett- og eldre

(26)

Januar Februar

Mars April

(27)

Mai Juni

Juli August

(28)

September Oktober

November Desember

Figur 2-1 Beregnet maksimal THC i vannsøylen for OSCAR simuleringer igangsatt den første i hver måned (2530 m³/d ved endt utslipp, dag 19). Markør angir utslippslokasjon, mens gyteområdene er angitt sør/sørvest for punktet (samme farge som fastland). PS! Områdene er underliggende kartlag og derfor ikke synlig på de fleste tidspunkt i modelleringsperioden (2010).

(29)

Figur 2-2 Vannsøyle THC over 50 ppbi tobisområderfor utvalgte måneder (februar, juni, august og

(30)

Tabell 2-2 Maksimal THC i vannsøylen (> 58ppb) i tobisområdene for utvalgte simuleringer (februar, juni, august og oktober) ved endt utslipp (dag 19).

Simulering Maksimal THC i vannsøylen >58 ppb, som overlapper med tobisområdene

Sim1-2 (februar) 284

Sim1-6 (juni) 145

Sim1-8 (august) NA

Sim1-10 (oktober) 314

Et plott av maksimal THC i vannsøylen fra simuleringen med start 1. juli er presentert i Figur 2-3.

Figuren viser THC over tid for et punkt i tobisområdet ca. 11 km sør av Rungne. Resultatene angir svært varierende konsentrasjoner, fra 0 til 540 ppb i simuleringsperioden. I siste halvdel av følgetiden er konsentrasjonen <50 ppb. Variasjonene kommer av skiftende tilflyt av olje og ulik grad av nedblanding og spredning som følge av vind-, bølge- og strømforhold.

Figur 2-3 Tidsplott av maksimal THC i vannsøylen i en posisjon ca. 11 km sør av utslippslokasjonen på Rungne. Total varighet 39 dager (19 dagers utslipp + 20 dagers følgetid). Fra simulering med start 1.

juli.

Samme simulering viser betydelig lavere THC toppkonsentrasjoner i det sørligste tobisområdet (38 km fra utslippslokasjon) (Figur 2-4), sammenlignet med området nærmest utslippspunktet. Grafen viser også her varierende konsentrasjoner gjennom simuleringsperioden med nivåer mellom 0 og 370 ppb.

Sammenligning av de månedlige dataene ved endt utslipp (dag 19) og de to tidsseriene for juli måned, fra utslippsstart til endt simuleringen (dag 39), indikerer at høye konsentrasjoner kan forekomme i

(31)

områder før utslippsslutt, primært over kortere tidsrom. Figur 2-1 representerer således bare et øyeblikksbilde ved slutten av utslippet.

Figur 2-4 Tidsplott av maksimal THC i vannsøylen i det sørligste av de to gytefeltene. Lokasjonen er 38 km fra utslippspunktet på Rungne i sør/sørvestlig retning. Total varighet 39 dager (19 dagers utslipp + 20 dagers følgetid). Fra simulering med start 1. juli.

De høyeste vannsøylekonsentrasjonene finnes som regel i de øverste vannlagene. Figur 2-5 viser eksempel på et vertikalsnitt av THC konsentrasjoner i vannsøylen etter endt utslipp (19 døgn) for simulering med startdato 1. juli. Simuleringen er presentert med økt detaljering av vertikalfordeling av vannsøylekonsentrasjoner og viser at de de høyeste konsentrasjonene er i de øverste 30 meterne av vannkolonnen.

(32)

Figur 2-5 Vertikalsnitt av THC i vannsøylen etter endt utslipp (19 dager) for simuleringen med start 1.

juli. Brønnlokasjon er markert med x på kartet og er 0.0 i vertikalsnittet.

Totalt kontaminert vannvolum over THC effektgrense (58 ppb) er beregnet for vektet (2530 Sm³/d) og 95-persentil (6230 Sm³/d) med oppstart 1. juli (Figur 2-6). Totalt kontaminert vannvolum er opp mot 210 km³ for 95-persentil rate og inntil 70 km³ for vektet rate. Illustrasjonene i Figur 2-1 og Vedlegg A indikerer at for juli måned er oljens drivbane primært i nordlig retning, noe som resulterer i THC <50 ppb i tobisområdene, for både vektet og 95-persentil rate med utblåsningsvarighet på 19 dager.

Kombinasjonen 95-persentil rate og lengste varighet (52 dagers utslipp) gir økt THC i vannsøylen sør for utslippslokasjon (Vedlegg A).

Gitt øyeblikksbildene presentert i Figur 2-1, forventes begrenset effekt i larvedriftsperioden (mars-mai).

Figur 2-6 Beregnet totalt kontaminert vannvolum (km³) i simuleringen med oppstart 1. juli for vektet og 95-persentil rate. Utblåsningsvarigheten er 19 døgn.

(33)

3 EFFEKTER PÅ TOBIS I BUNNSEDIMENT

OSCAR-modellen gir THC i bunnsediment og rapporterer dette som mg/m². En generell effektgrense for THC kontaminert sediment er satt til 50 ppm (mg/kg), basert på OSPAR anbefaling (OSPAR 2006). For å regne om dette til mg/m², antas en sedimenttetthet på 1800 kg/m³, og en sedimenttykkelse på 1 cm.

Grenseverdien på 50 ppm vil da tilsvare 50*1800*0,01 = 900 mg/m² (0,9 g/m²). Om vi antar 5 cm tykkelse, så vil 50 ppm tilsvare 4500 mg/m² eller 4,5 g/m².

Figur 3-1 viser beregnede (akkumulerte) THC-verdier i sediment for de månedlige simuleringene (vektet utblåsningsrate på 2530 Sm³/d) ved endt simulering (39 døgn). Som for vannsøylekonsentrasjonene, varierer sedimentkonsentrasjonene mellom simuleringene, men verdiene er primært under effektgrensen på 0,9 g/m²i tobisområdene, med innslag av noen høyere konsentrasjonsverdier for noen av månedene.

For kartlegging av konsentrasjoner >0,9 g/m² og grad av overlapp mellom konsentrasjon og tobisområde, ble det fokusert ytterligere på noen utvalgte simuleringer (januar, juni, september og desember) (Figur 3-2 og Tabell 3-1).

Resultatene viser at juni og september er månedene med potensielt størst overlapp så vel som de høyeste konsentrasjonene (hhv. 5,8 og 3,5 g/m²). For desember og januar er det begrenset overlapp innenfor det sørligste området. For det nordligste området er det overlapp vinterstid.

Maksimumsverdiene for disse to månedene (desember og januar) er ≤1,8 g/m².

Det antas at tobisen er mest utsatt for høye sedimentkonsentrasjoner i perioden med egg i sedimentet (januar-mars), under bunnslåing (juni-juli) og i vinterperioden (november-februar). Potensielle

konsentrasjoner over effektgrensen i desember (1,8 g/m²) og januar (1,6 g/m²) forventes i begrensede områder. Det nordligste av de to områdene er mest utsatt i januar. Måneden med høyest sediment- konsentrasjon i 2. halvår er september, men perioden er ikke ansett å være blant de kritiske eksponeringsperiodene for tobis.

(34)

Januar Februar

Mars April

(35)

Mai Juni

Juli August

(36)

September Oktober

November Desember

Figur 3-1 Beregnet THC (g/m²) i sediment ved endt simulering for OSCAR-simuleringer med start den første i hver måned (2530 Sm³/d i 19 dager med 20 dagers følgetid) i 2010. Tobisområdene er

sør/sørvest for utslippslokasjon.

(37)

Figur 3-2 Sediment THC over 0,9 g/m²i tobisområderfor utvalgte simuleringer (januar, juni, september og desember).

(38)

Tabell 3-1 Modellert maksimal sediment THC i tobisområdene for utvalgte simuleringer (januar, juni, september og desember).

Simulering Sediment g/m

²

som overlapper med tobisområde

Sim1-1 (januar) 1,64

Sim1-6 (juni) 5,79

Sim1-9 (september) 3,54

Sim1-12 (desember) 1,81

Som nevnt antas det at tobisen er mest utsatt for høye sedimentkonsentrasjoner i perioden med egg i sedimentet (januar-mars), under bunnslåing i juni-juli og i vinterperioden (november-februar). Det valgt å kjøre en simulering av THC i sediment for desember, da dette er innenfor planlagt boretidsvindu. Figur 3-3 illustrerer THC-verdier i sediment på en lokasjon i det største tobisområde sør for utslippslokasjonen for denne simuleringen. Nivået for kontaminert sediment overstiger effektgrensen på 0,9 g/m²) 37 døgn etter utslippsstart (18 døgn etter endt utslipp).

Figur 3-3 Akkumulert THC i sediment (g/m²) for en lokasjon i tobisområde (markert med rødt kryss).

Borelokasjon er markert med x øverst på kartet. Simuleringsstart 1. desember og vektet utblåsningsrate på 2530 Sm³/d med 19 døgns varighet (+20 dager følgetid av utslippet).

Et plott av akkumulert THC i sediment langs et 50 km langt transekt sør/sørvest fra utslippslokasjon indikerer konsentrasjoner over effektgrensen på 0,9 g/m²30-35 km fra utslippspunktet, for dette utsnittet, i desember måned (Figur 3-4).

(39)

Figur 3-4 Akkumulert THC i sediment (mg/m²) langs et 50 km langt transekt fra utslippslokasjon og sør/sørvest for simulering med start 1. desember og vektet utblåsningsrate på 2530 Sm³/d.

For et utslipp med 95-persentil utblåsningsrate og varighet i desember, er det en viss sannsynlighet for å overstige effektgrensen på 0,9 g/m² i et større område sør for utslippslokasjon (Figur 3-5). Det ble derfor generert en tidsserie fra et punkt sentralt i det største tobisområdet, ca. 46 km sør/sørvest for Rungne. Resultatene indikerer at i desember forblir konsentrasjonen under 50 ppb i 14 dager, før den stiger markant i resten av simuleringsperioden (Figur 3-6).

Figur 3-5 Beregnet THC (g/m²) i sediment ved endt simulering (39 døgn) for OSCAR-simuleringer med start 1. desember og 95-persentil rate (6292 Sm³/d).

(40)

Figur 3-6 Akkumulert THC i sediment (g/m²) i et område (markert med rød ring) sør for utslippslokasjonen (markert med x) for simulering med start 1. desember og 95-persentil

utblåsningsrate sjøbunn (6292 Sm³/d) ved endt simulering (19 dagers utslipp + 20 dagers følgetid).

(41)

4 KONKLUSJON

DNV GL har på oppdrag fra Faroe Petroleum gjort en vurdering av effekter på tobis ved en eventuell utblåsning fra letebrønn Rungne på Vikingbanken. Vurderingene er gjort med grunnlag i modelleringer med SINTEFs OSCAR modell (versjon 7.0.1) av både vannsøylekonsentrasjoner i området over tobis gytefeltene og oljekonsentrasjoner i sedimentet i gyteområdene.

Gjennomførte enkeltsimuleringer (en for hver måned) indikerer begrenset overlapp for nivåer over definerte effektgrenser for THC i vannsøylen og akkumulert i sediment gitt vektet rate på 2530 Sm³/d ved henholdsvis ved utslippsslutt (dag 19) og endt simulering (dag 39). THC i vannsøylen over

tobisområdene kan komme opp i kategoriene 50-100 ppb og 100-500 ppb for månedene februar, juni og oktober i begrensede områder.

Sammenligning av 95-persentil utblåsningsrate på 6292 Sm³/d og vektet rate (2530 Sm³/d) for juli- simulering, gir maksimum totalt kontaminert vannvolum over effektgrensen (>58 ppb THC) på ca. 210 km³ for 95-persentil raten og ca. 70 km³ for vektet. Ved endt simulering (39 dager) er kontaminert vannvolum nær 0 for vektet rate og 70-75 km³ for 95-persentil raten. Dette innebærer at 95-persentil raten forventes å påvirke et mye større vannvolum enn vektet rate.

Tilsvarende tilnærming for sedimentert THC angir verdier over grenseverdien på 0,9 g/m² for januar, juni, september og desember, med høyeste verdier i sommer- og høstperioden. Ettersom tobisen antas å være mest sårbar for høye sedimentkonsentrasjoner i perioden med egg i sedimentet (januar-mars), under bunnslåing (juni-juli) og i vinterperioden (november-februar) indikerer resultatene at ferdigstilt boring innen desember bidrar til å unngå eventuelle overlapp med kritiske tobisfaser. Konsentrasjonene over effektgrense for høstmånedene september og oktober begrenser seg til mindre deler av

tobisområdene, hvor det nordligste området er mest utsatt (ca. 10 km sør for Rungne). Basert på resultatene forventes begrenset skadevirkning. I studiet er det lagt til grunn et tynt sedimentlag som gir en konservativ effektgrense på 0,9 g/m². Ett tykkere sedimentlag på 4,5 g/m² er like relevant (jfr.

Brasse studie DNV GL, 2017).

Vær- og strømforhold varierer mellom simuleringene, noe som påvirker oljens drivbane, som igjen vil påvirke i hvilken grad tobisområdene vil bli berørt.

Tidsserier fra utvalgte lokasjoner i tobisområdene (fra juli enkeltsimulering), indikerer at det ved en utblåsning fra Rungne kan ta dager før konsentrasjonen i tobisområdene når effektgrensen, gitt vektet utslippsrate.

Konsekvenser for tobis anses begrenset både som følge av THC konsentrasjoner i vannsøyle og i sediment, men kan forekomme og forventes i større omfang ved 95-persentilutblåsningsrate enn ved vektet rate.

(42)

5 REFERANSER

Add Energy, 2018. Blowout and Kill Simulation Study Exploration well 30/6-30, Rungne, 27 sider.

Brude O.W., Nordtug, T., Sverdrup, L., Johansen, Ø., Melby,A., 2010; Petroleumsvirksomhet i helhetlig forvaltningsplan for Barentshavet – Lofoten. Konsekvenser av uhellsutslipp for fisk. DNV rapport.

DNV GL, 2017. Vurdering av effekter på tobis ved eventuell utblåsning fra avgrensningsbrønn Brasse.

DNV GL rapportnr.: 2017-0117, Rev. 00.

Faroe Petroleum, 2018. Input data forwarded by e-mail from Ingvild Anfindsen to Odd Willy Brude, 5.

mars, 2018.

Johnsen, E. og Tenningen, E. Havforskningsinstituttet 2012; Overvåkningsvirksomhet i tobisområder med oljeaktivitet.

National Research Council of the National Academies (2005) Oil Spill Dispersants - Efficacy and Effects.

The National Academic Press. Washington DC. ISBN 978-0-309-09562-4 (http://www.nap.edu/catalog/11283/oil-spill-dispersants-efficacy-and-effects)

Nilsen H., Greiff Johnsen H., Nordtug T. og Johansen Ø (2006). Threshold values and exposure to risk functions for oil components in the water column to be used for risk assessment of acute discharges (EIF Acute). Statoil contract no.: C.FOU.DE.B02.

OSPAR 2006. OSPAR Recommendation 2006/5 on a Management Regime for Offshore Cuttings Piles.

Ottersen, G., Postmyr, E. og Irgens, M. (redaktører). Faglig grunnlag for en forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak: Arealrapport. Fisken og havet nr. 6/2010.

(43)

VEDLEGG A

Figurer 95-persentil utblåsningsrate

Beregnet maksimal THC i vannsøylen for OSCAR simulering 1. juli med 95-persentil utblåsningsrate på

(44)

About DNV GL

Driven by our purpose of safeguarding life, property 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 expert advisory services to the maritime, oil & gas and energy industries. We also provide certification services to customers across a wide range of industries.

Operating in more than 100 countries, our professionals are dedicated to helping our customers make the world safer, smarter and greener.