Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 6608/10-17S Cape Vulture

(1)

Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn

6608/10-17S Cape Vulture

(2)

Tittel:

Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 6608/10-17S Cape Vulture

Dokumentnr.: Kontrakt: Prosjekt:

Gradering: Distribusjon:

Open Kan distribueres fritt

Utløpsdato: Status

2017-07-15 Final

Utgivelsesdato: Rev. nr.: Eksemplar nr.:

2016-07-15 0 1

Forfatter(e)/Kilde(r):

Louise-Marie Holst

Omhandler (fagområde/emneord):

Merknader:

Miljørisiko, beredskap, oljevern, akutt forurensning

Trer i kraft: Oppdatering:

2016-07-15

Ansvarlig for utgivelse: Myndighet til å godkjenne fravik:

Fagansvarlig (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur:

TPD R&T FT SST Anne-Lise Heggø

Utarbeidet (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur:

TPD R&T FT SST ERO Louise-Marie Holst

Anbefalt (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur:

TPD R&T PTC EC Arne Myhrvold

Godkjent (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur:

TPD R&T FT SST ERO Hanne Greiff-Johnsen

(3)

Innhold

1 Sammendrag ... 4

2 Innledning ... 4

2.1 Definisjoner og forkortelser ... 4

2.2 Bakgrunn... 6

2.3 Aktivitetsbeskrivelse... 6

3 Miljørisikoanalyse ... 7

3.1 Metodikk og inngangsparametre... 7

3.2 Oppsummering av miljørisiko... 12

3.3 Konklusjon – Miljørisiko ... 19

4 Beredskapsanalyse ... 19

4.1 Ytelseskrav ... 19

4.2 Metodikk... 20

4.3 Analysegrunnlag ... 21

4.4 Resultat ... 27

4.5 Oljevernberedskap som konsekvensreduserende tiltak ... 30

4.6 Konklusjon – beredskapsanalyse ... 30

5 Referanser ... 31

App A Blowout scenario analysis ... 32

(4)

1 Sammendrag

Statoil planlegger boring av letebrønn 6608/10-17 S Cape Vulture i Norskehavet (PL 128 D). Brønnen ligger ca 170 km nordvest fra Vega i Nord Trøndelag. Vanndypet på borelokasjon er ca. 370 meter. Boreoperasjonen har planlagt oppstart i Q3 2016 eller Q1 2017. Brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Deep Sea Bergen. Forventet fluid er olje med lignende egenskaper som Skarvolje eller kondensat. Dette dokumentet oppsummerer resultatene fra

miljørisikoanalysen og setter krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for den planlagte aktiviteten.

Miljørisikoanalysen for boring av letebrønn Cape Vulture er gjennomført som en referansebasert analyse med utgangspunkt i letebrønn 6507/3-11 Salander fra 2015 [1]. En sammenligning av parameterne for benyttelse av

referanseanalyse er presentert i Tabell 1-1. Miljørisikoen forbundet med boringen av letebrønn Salander og dermed også Cape Vulture er godt innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier gjennom hele året, med høyeste utslag i miljørisiko på 23 % av akseptkriteriet.

Krav til beredskap mot akutt forurensning er satt til 4 NOFO systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer på første system og 27 timer på fullt utbygd barriere 1 og 2. For barriere 3 og 4 settes det krav til en kapasitet tilsvarende 1 fjordsystem og 1 kystsystem, med responstid på 12 døgn. For barriere 5 settes det krav til kapasitet tilsvarende 3 strandrenselag med responstid på 12 døgn.

Tabell 1-1 Sammenligning av parametere for referanseanalyse

Parameter Kriteriet Salander

6507/3-11

Cape Vulture 6608/10-17 S

Sammenligning

Geografisk lokasjon < 50 km fra sammenlignet felt/operasjon

65° 48' 59" N 007° 50' 14" Ø

66° 4' 23" N 008° 03' 32" Ø

30 km OK Oljetype Tilsvarende eller kortere

levetid på sjø

Skarv (860 kg/m³)

Alve North*

(860 kg/m³)

OK Sannsynlighet for utslipp Tilsvarende eller lavere 1,71E-04 1,43E-04 OK Vektet utblåsningsrate

Overflate/sjøbunn

Tilsvarende eller lavere 4600 Sm³/d 4400 Sm³/d

3000 Sm³/d 2900 Sm³/d

OK Potensiell maksimal

varighet av utblåsningen

Tilsvarende eller lavere 54 døgn 63 døgn OK

Sannsynlighetsfordeling Overflate/sjøbunn

Sannsynlighet for

overflateutblåsning må være tilsvarende eller lavere

18/82 25/75 OK

*Alve North er en letebrønn fra 2011, PVT analyse finnes [2], men ikke fullt forvitringsstudie.

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.



ALARP: ”As low as reasonably practicable”: Prinsipp som benyttes ved vurdering av risikoreduserende tiltak.

Risikoreduserende tiltak skal implementeres med mindre den tilhørende kostnaden eller gjennomførbarheten er urimelig i forhold til risikoreduksjonen.



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).

(5)



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



NEBA-prinsippet: Net Environmental Benefit Analysis – metode for å sammenligne og rangere netto miljøgevinst forbundet med forskjellige bekjempelsesmetoder innen oljevern, eksempelvis oppsamling, mekanisk og kjemisk dispergering.



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.



OPERAto: Operational Risk Analysis tool. Excel basert metode for å beregne miljørisiko innenfor gitte rammer av utblåsningsrater og –varigheter samt oljetype og geografisk beliggenhet.



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

(6)



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.

2.2 Bakgrunn

Miljørisikoanalysen for boring av letebrønn 6608/10-17 S Cape Vulture er gjennomført som en referansebasert analyse med utgangspunkt i analysen som ble gjennomført for letebrønn 6507/3-11 Salander fra 2015 [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 6608/10-17 S Cape Vulture 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 6608/10-17 S Cape Vulture er lokalisert i Norskehavet (Figur 2-1). Brønnen ligger 6 km Nord for Nornefeltet.

Brønnen ligger ca 170 km fra Vega (Nord Trøndelag). Vanndypet på borelokasjon er ca 370 meter. Boreoperasjonen har planlagt oppstart i Q4 2016 eller Q1 2017, og brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Deep Sea Bergen.

Forventet funn er olje og/eller kondensat. Referanseoljen er Skarv olje. Basisinformasjon for letebrønnen er oppsummert i Tabell 2-1.

(7)

Figur 2-1 Beliggenheten til letebrønn 6407/9-7 Cape Vulture (rosa), i forhold til avstand til referanseanalyse letebrønn Salander og avstand til land, samt Nornefeltet i bakgrunnen.

Tabell 2-1 Basisinformasjon for letebrønn 6407/9-7 Cape Vulture

Letebrønn 6608/10-17S Cape Vulture Posisjon for DFU (geografiske koordinater) 66° 4' 23" N, 008° 3' 32" Ø

Vanndyp 373 m

Borerigg Deap Sea Bergen

Planlagt boreperiode Q4 2016 /Q1 2017

Sannsynlighet for utblåsning 1,43·10^-4

Sannsynlighetsfordeling (% overflate/sjøbunn) 25/75

Vektet utblåsningsrate Overflate: 3000m³/døgn

Sjøbunn: 2900m³/døgn

Oljetype (tetthet) Skarv (860 kg/m³)

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

70 døgn

3 Miljørisikoanalyse

3.1 Metodikk og inngangsparametre

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 [1].

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.

(8)

Miljørisikoanalysen for 6608/10-17 S Cape Vulture er gjennomført som en referansebasert analyse mot 6507/3-11 Salander fra 2015 [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 3.1.7 og utblåsningsscenarieanalysen for letebrønnen (Blowout scenario analysis – exploration well 6608/10-17 S Cape Vulture, vedlagt).

Ved funn av hydrokarboner, er sannsynlighet for funn av olje 0,5, olje og gass 0,4, og kun gass 0,1. Utslippsrater og – varigheter, samt oljetype er basert på oljefunn.

3.1.1 Geografisk lokasjon

Letebrønn Cape Vulture har planlagt borelokasjon 66° 4' 23" N, 008° 3' 32" Ø og ligger ca 30 km i nordlig retning fra referansebrønnen Salander (65° 48' 59" N, 007° 50' 14" Ø), se Figur 2-1. Avstand kvalifiserer derfor for å benytte den gjennomførte miljørisikoanalysen for Salander som referanse.

3.1.2 Type operasjon og utslippssannsynlighet

Letebrønn 6608/10-17 S Cape Vulture er vurdert som en normal letebrønn, der eventuelt hydrokarbonfunn forventes å være kondensat og/eller olje. Basert på Lloyd’s register rapporten (2016) er utblåsningssannsynligheten beregnet til 1,43

× 10^-4.

Brønnen er planlagt boret med Deap 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.

Sannsynlighet for overflateutblåsning: 1,43 × 10^-4 × 0,25 = 0,36 × 10^-4 Sannsynlighet for sjøbunnsutblåsning: 1,43 × 10^-4 × 0,75 = 1,07 × 10^-4

For referansebrønnen Salander var den totale utblåsningssannsynligheten beregnet til 1,71 x 10^-4.

Utblåsningssannsynligheten for Cape Vulture er lavere enn for referansebrønnen Salander, og det er dermed en konservativ tilnærming å bruke sistnevnte som referansebrønn.

3.1.3 Utblåsningsrater og – varigheter

Utblåsningsrater og varigheter med tilhørende sannsynligheter er presentert i Tabell 3-1 for Cape Vulture, og Tabell 3-2 for referanseanalysen Salander.

For Cape Vulture varierer ratene mellom 100 og 6000 Sm³/d. Vektet rate er 3000 Sm³/d for overflateutslipp og 2900 Sm³/d for sjøbunnutslipp. Vektet utblåsningsratene 3000 Sm³/d for overflate er benyttet til dimensjonering av beredskap mot akutt forurensning.

Tabell 3-1 Utblåsningsrater og –varighet med tilhørende sannsynligheter for letebrønnen Cape Vulture

Utslippslokasjon Fordeling Rate (Sm3/d) Sannsynlighet Varigheter (døgn) og sannsynlighetsfordeling (%)

(9)

Overflate

25

100 20 52,2 18,9 14 4,6 4 6,1

1400 40

6000 40

Sjøbunn

75

100 20 40,4 18,8 17,9 7,6 6,2 9,1

1300 40

5800 40

For referanseanalysen Salander varierte ratene mellom 3000 og 21000 Sm3/d. Vektet rate for referanseanalysen var 4600 Sm³/d for overflateutslipp og 4400Sm³/d for sjøbunnutslipp.

(10)

Tabell 3-2 Utblåsningsrater og –varighet med tilhørende sannsynligheter for benyttet for letebrønnen Salander Utslippslokasjon Fordeling

Overflate/

sjøbunn

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

Varigheter (døgn) og sannsynlighetsfordeling (%)

2 5 15 30 54

Overflate 18

3111 37,7

53,6 18,5 16,6 4,9 6,4

3687 27,9

5566 27,6

8158 3,5

12764 1,8

21168 1,5

Sjøbunn 82

3082 37,7

44,7 17,4 19,3 8 10,6

3946 40,8

5592 14,7

8158 3,5

10964 1,8

19204 1,5

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

avlastningsbrønn er basert på vurderinger fra prosjektet og beregnet vha. Monte-Carlo-simuleringer. For 6608/10-17 S Cape Vulture er maksimal utblåsningsvarighet beregnet til 70 døgn. For 6507/3-11 Salander ble maksimal

utblåsningsvarighet beregnet til 54 døgn.

Fordelingen mellom sannsynligheten for overflate og sjøbunnutblåsning er for 25/75 for Cape Vulture, og 18/82 for Salander. Forskjellen vurderes som beskjeden og begrunnes med ulike egenskaper ved boreriggen.

Det vurderes at de vesentlige lavere utblåsningsratene på Cape Vulture, vel utjevner forskjellene i de lengre

utblåsningsvarigheter og større sannsynlighet for overflateutblåsning sammenlignet med referanseanalyse Salander.

3.1.4 Oljetype

Forventet hydrokarbonfunn for Cape Vulture er beregnet til å være enten olje (P:0,5) eller kondensat (P:0,4). Dersom det blir funnet olje, er det forventet å ha like egenskaper som Alve North, en letebrønn fra 2011. Det finnes ikke

forvitringsstudie på Alve North, men PVT studie [2] stadfester en tetthet på 860 kg/m³. Med lite informasjon utover tetthet, er det ukjent hvordan oljen til letebrønnen Cape Vulture vil forvitre, men den kan antas å være noenlunde lik andre kjente oljetyper i området. Oljetypene i produksjon på nærliggende felt Norne [4], Alve [5] og Skarv [6] har lik tetthet, men skiller seg fra hverandre på andre egenskaper som kan påvirke forvitringsforløpet (Tabell 3-3). Alve og Skarv har høyt

voksinnhold, mens det er ekstremt høyt for Norne, vannopptak er høyt for Skarv og Alve og middels for Norne.

Asfalteninnhold er lavt for alle tre oljetypene. Levetid på sjø for definerte sommer og vinterforhold tilsier at Skarv og Norne oljene er tilsvarende (Figur 3-1).

Oljedrift simuleringene for letebrønnen Salander er utført med Skarv olje. Ettersom levetid på sjø mellom de kjente oljetypene i nærheten er tilsvarende er det vurdert at oljedriftsimuleringene med Skarv olje for Salander er relevant for Cape Vulture. Oljetypen Skarv er også benyttet for beredskapsanalysen.

Tabell 3-3 Egenskaper for oljene Skarv, Norne og Alve. Skarv råolje er benytter i referanseanalysen Salander

Parameter Skarv råolje Norne råolje Alve råolje

Oljetetthet (kg/m³) 860 863 831

Maksimalt vanninnhold (vol %) 70 50 83

Voksinnhold (vekt %) 6,2 13 5,6

Asfalteninnhold (harde) (vekt %) 0,16 0,1 0,1

Viskositet, fersk olje (13 ºC) (cP) 376 205 5

(11)

Figur 3-1 Sammenligning av gjenværende olje på overflaten mellom Norne og Skarv oljene

3.1.5 Årstid

Miljørisikoanalysen for referansebrønn 6507/3-11 Salander er gjennomført som en helårlig analyse og vil dermed være dekkende for letebrønn 6608/10-17 S Cape Vulture som er planlagt boret Q4 2016 eller Q1 2017.

3.1.6 Beskrivelse av miljøressurser

Miljørisikoanalysen for letebrønn 6507/3-11 Salander er gjennomført som en skadebasert miljørisikoanalyse iht. til NOROG veiledning for miljørisikoanalyser. Miljørisikoanalysen ble gjennomført i 2015, 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.

3.1.7 Akseptkriterier for miljørisiko

I analysen av miljørisiko knyttet til boringen av letebrønn Salander er E.ONs akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko benyttet. Disse er identiske med Statoils akseptkriterier (Tabell 3-4). 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 0

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

0 20 40 60 80 100 120

Gj e n væ re n d e ol je p å ov e rf la te (%)

Tid (timer)

Norne - Sommer Norne - Vinter Skarv - Sommer Skarv - Vinter

(12)

3.1.8 Modellverktøy

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

Dagens nyeste 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 Cape Vulture har vesentlig lavere rater for både sjøbunnsutblåsning og overflateutblåsning, og en lavere sannsynlighet for

sjøbunnsutblåsning enn Salander, er det vurdert at bruk av Salander som referanseanalyse er relevant.

3.2 Oppsummering av miljørisiko

3.2.1 Influensområde

I miljørisikoanalysen for letebrønn Salander 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 en letebrønn i Salander i de ulike sesongene, er presentert i Figur 3-2, Figur 3-3 og Figur 3-4.

(13)

Figur 3-2 Sannsynligheten for treff av mer enn 1 tonn olje i 10×10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra letebrønnen Salander 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 ≥ 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong.

(14)

Figur 3-3 Sannsynligheten for treff av mer enn 1 tonn olje i 10×10 km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra letebrønnen Salander 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 ≥ 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong.

(15)

Figur 3 - 4 Sannsynligheten for treff av oljemengder; 1 - 100 tonn, 100 - 500 tonn, 500 - 1000 tonn og > 1000 tonn olje i 10×10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning (til venstre) og en sjøbunnsutblåsning (til høyre) fra letebrønnen Salander og basert på helårsstatistikk . Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter (stokastisk simulering). Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som b erøres i 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning.

3.2.2 Strandet mengde olje /emulsjon

Sannsynlighet for stranding gitt et utslipp fra letebrønnen Salander er beregnet til < 35 %. Det er størst sannsynlighet for treff langs kysten av Nordland fy lke og det er generelt litt høyere treffsannsynlighet gjennom hele året gitt en

overflateutblåsning.

(16)

Figur 3 - 5 Sannsynligheten for treff av mer enn 1 tonn olje i 10×10 km kystruter gitt en overflateutblåsning (venstre) og

sjøbunnsutblåsning (høyre) fra letebrønnen Salander 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 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong.

Korteste ankomsttid til land og største strandingsmengder av emulsjon er vist i Tabell 3 - 5 (95 persentiler). Resultatene for forventet strandet emulsjon og drivtid stammer ikke nødvendigvis fra samme simulering. Eksempelområder som ikke er omtalt i tabellen vil ikke bli t ruffet av olje.

Tabell 3 - 5 Strandingsmengder av emulsjon og korteste drivtid til land og eksempelområder (95 persentiler) g itt et overflateutslipp for letebrønn Salander.

Område/

Eksempelområde

Strandet emulsjon (tonn) Drivtid (døgn) Sommer Vinter Sommer Vinter

Land 741 643 14 12

Lofotodden - 17 - 43

Røst - 38 - 27

Træna 68 58 18 16

Vega 4 - 45 -

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 . 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.

(17)

Figur 3-6 Sannsynligheten for treff av mer enn 100 ppm olje i 10×10 km ruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra letebrønnen Salander vist for de ulike sesongene. 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 ≥ 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong.

3.2.4 Miljørisiko

Resultatene i er vist for datasett Norskehavet, da disse var dimensjonerende for alle scenarier og ressursgrupper sammenliknet med datasett for Barentshavet. Resultatene fra Barentshavet-analysene er imidlertid oppsummert i Vedlegg D i miljørisikoanalysen for Salander.

(18)

3.2.4.1 Miljørisiko for sjøfugl i åpent hav

Høyest risiko for skade på pelagisk sjøfugl er observert hos lomvi i sommersesongen i kategorien Moderat miljøskade med 23 % av akseptkriteriet. Høyest beregnet miljørisiko innenfor hver miljøskadekategori, uavhengig av sesong og art, som andel av akseptkriteriet er som følger:

• 5 % av akseptkriteriet for Mindre miljørisiko for krykkje om høsten.

• 23 % av akseptkriteriet for Moderat miljørisiko for lomvi om sommeren.

• 15 % av akseptkriteriet for Betydelig miljørisiko for lomvi om sommeren.

• 9 % av akseptkriteriet for Alvorlig miljørisiko for lunde om sommeren.

3.2.4.2 Miljørisiko for kystnære sjøfugl

Høyest risiko for skade på kystnær sjøfugl er observert hos lunde om sommeren i kategorien Alvorlig miljøskade med 11

% av akseptkriteriet. Risikoen i vinterhalvåret (høst og vinter) er lav og gir kun små (<2 %) utslag for noen få arter. Dette skyldes at hekkesesongen er over og at artene i all hovedsak ikke oppholder seg i dette området fra august til desember.

Høyest beregnet miljørisiko innenfor hver miljøskadekategori (samtlige for lunde om sommeren), vist som andel av akseptkriteriet er som følger:

• 2 % av akseptkriteriet for Mindre miljørisiko.

• 8 % av akseptkriteriet for Moderat miljørisiko.

• 7 % av akseptkriteriet for Betydelig miljørisiko.

• 11 % av akseptkriteriet for Alvorlig miljørisiko.

3.2.4.3 Miljørisiko for marine pattedyr

Høyest risiko for skade på sjøpattedyr er observert hos havert om vinteren med 5 % av akseptkriteriet i kategorien Moderat miljøskade. Høyest beregnet miljørisiko innenfor hver miljøskadekategori, uavhengig av sesong, som andel av akseptkriteriet er som følger (samtlige for havert):

• 1 % av akseptkriteriet for Mindre miljørisiko (vinter).

• 5 % av akseptkriteriet for Moderat miljørisiko (vinter).

• 1 % av akseptkriteriet for Betydelig miljørisiko (høst og vinter).

• 1 % av akseptkriteriet for Alvorlig miljørisiko (høst).

3.2.4.4 Miljørisiko for fisk

Det ble ikke funnet sannsynlighet for vannsøylekonsentrasjoner < 300 ppb. Tapsandelene som ble funnet for fiskeegg var

<0,2 % sannsynlighet for >1-2 % bestandstap. På grunn av det lave utslaget, er resultatene ikke presentert videre i miljørisikoberegningene.

3.2.4.5 Miljørisiko for strandhabitat

Risikoen knyttet til strandhabitat er beregnet å være høyest om sommeren med 4 % av akseptkriteriene i kategorien Moderat miljøskade. Risikoen er lav og sammenlignbar gjennom året. Det ble i kategorien Mindre miljøskade beregnet høyest risiko om sommeren (3 % av akseptkriteriene). Det ble kun beregnet sannsynlighet for Betydelig miljøskade (3-10

(19)

3.3 Konklusjon – Miljørisiko

Miljørisikoen forbundet med letebrønnen Salander er gjennomgående lav gjennom hele året. Høyeste utslag for miljørisikoen for letebrønn Salander var beregnet til å være 23 % av akseptkriteriet for Moderat miljørisiko for lomvi om sommeren. Antatt boreperiode for Cape Vulture er vinter. Høyeste utslag for miljørisiko i vintersesongen er pelagisk sjøfugl, for skadekategori Moderat miljørisiko for alke. Disse resultatene antas som gyldige også Cape Vulture.

Tabell 3-6 Beregnet sesongvis miljørisiko for alle VØK-kategoriene lagt til grunn i analysen for en utblåsning fra letebrønnen Salander datasett for Norskehavet. For sjøfugl og pattedyr er den månedlige verdien som gir høyest utslag innenfor de ulike skadekategoriene presentert, uavhengig art. For strandhabitat er risikoen presentert for den 10 × 10 km kystruten (strand) som viser høyest utslag.

Verdiene er oppgitt som prosent av operasjonsspesifikke akseptkriterier. Størst miljørisiko i hver skadekategori er uthevet i tabellen.

Sesong VØK Mindre (<1 år) Moderat (1-3 år) Betydelig (3-10 år) Alvorlig (> 10 år)

Vår

Pelagisk sjøfugl 4 % 17 % 5 % 4 %

Kystnær sjøfugl 1 % 6 % 2 % 3 %

Sjøpattedyr 0 % 1 % 0 % 0 %

Strandhabitat 2 % 3 % 0 % 0 %

Sommer

Pelagisk sjøfugl 4 % 23 % 15 % 9 %

Kystnær sjøfugl 2 % 8 % 7 % 11 %

Høst

Pelagisk sjøfugl 5 % 23 % 13 % 9 %

Vinter

Pelagisk sjøfugl 5 % 21 % 8 % 6 %

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.

(20)

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)

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

(21)

 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.

4.3 Analysegrunnlag

4.3.1 Oljens egenskaper

Skarv olje er ansett som representativ for forventet oljetype ved letebrønn 6608/10-17 S Cape Vulture. Det er

gjennomført en forvitringsstudie av Skarv av SINTEF i 2004 [6]. Forvitringsegenskaper for Skarv-oljen ved ulike vind og temperaturer er angitt i Tabell 4-1.

Tabell 4-1 Detaljert forvitringsegenskaper til Skarvolje 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 (%) 18 16

Nedblanding (%) 2 0

Olje på overflate (%) 78 82

Vanninnhold (%) 28 15

Viskositet av emulsjon (cP) 4060 830

12 timer

Fordampning (%) 24 23

Nedblanding (%) 13 1

Olje på overflate (%) 62 75

Vanninnhold (%) 66 55

Viskositet av emulsjon (cP) 11100 2870

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.

Skarvoljens emulsjoner vil ha viskositeter over 1000 cP etter 1 døgn sommerforhold og umiddelbart ved vinterforhold. Det vil ikke være behov for Hi-visc skimmere. Tabell 4-2 oppsummerer potensialet for mekanisk oppsamling av Skarv-olje ved definerte vinter- og sommerforhold.

(22)

Tid (timer) Tid (døgn)

1 3 6 12 1 2 3 4 5

Vinterforhold (5 ºC - 10m/s) Sommerforhold (15 ºC - 5m/s)

Viskositet < 1000 cP – risiko for lekkasje under lensa

Viskositet mellom 1000 og 15000 cP

Viskositet > 15000 cP – bruk av HiVisc skimmer anbefalt

4.3.1.2 Kjemisk dispergerbarhet

Emulsjonen til Skarv oljen vil ha redusert til lavt potensiale for kjemisk dispergering. Tabell 4-3 oppsummerer potensiale for kjemisk dispergering av Skarv-olje ved definerte vinter- og sommerforhold.

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

Tid (timer) Tid (døgn)

1 3 6 12 1 2 3 4 5

Vinterforhold (5 ºC - 10m/s)

Sommerforhold (15 ºC - 5m/s)

Godt potensial for kjemisk dispergering

Redusert potensial for kjemisk dispergering

Lite eller ikke potensial for kjemisk dispergering

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 6608/10-17 S Cape Vulture

Type utslipp Kilde Referanse – bakgrunn for

rate/volum

Oljetype Utblåsning – 3000 m³/døgn Langvarig utblåsning fra

reservoar

(Maks varighet 70 døgn)

Dimensjonerende utblåsningsrate (vektet) for 6608/10-17 S Cape Vulture

Skarv

Middels utslipp - 2000 m³ punktutslipp

Eksempelvis lekkasje fra brønn

Volum bestemt ut fra faglig vurdering Skarv Mindre utslipp - 100 m³

punktutslipp

Eksempelvis lekkasje fra brønn

Volum bestemt ut fra faglig vurdering Skarv Mindre punktutslipp av

lette produkter

Lekkasje fra dieseltank, hydraulikksystem

- Kondensat eller

andre

petroleumsprodukter som danner tynn oljefilm

(23)

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/tilflyten 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 6608/10-17 S Cape Vulture 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 6608/10-17 S Cape Vulture (region 4) er operasjonslys oppsummert i Tabell 4-5.

Figur 4-1 Regioner brukt i beregning av operasjonslys

Tabell 4-5 Andel operasjonslys i region 2, hvor letebrønn 6608/10-17 S Cape Vulture er lokalisert

(24)

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 10 er antatt å best representere bølgeforholdene ved letebrønn 6608/10-17 S Cape Vulture. 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.

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

Tabell 4-6 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon 6608/10-17 S Cape Vulture (Stasjon 18)

Vinter Vår Sommer Høst År

NOFO-system 44 % 64 % 77 % 58 % 60 %

Kystvakt-system 29 % 53 % 69 % 45 % 49 %

Tabell 4-7 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon 6608/10-17 S Cape Vulture (Stasjon 18)

Vinter Vår Sommer Høst

NOFO-system (Hs < 4 m) 68 % 89 % 99 % 84 %

Operasjonslys 32 % 76 % 95 % 49 % 63 %

(25)

Kystvakt-system (Hs < 3 m) 43 % 76 % 95 % 66 %

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 mtp 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.

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)

Vinter Vår Sommer Høst

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 Vinter Vår Sommer Høst

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 per juli 2016 [9], med planlagte endringer fra Q3 2016. Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til borelokasjon brukt som grunnlag for beredskapsanalysen 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.

(26)

Figur 4-4 NOFOs utstyrsoversikt per juli 2016 [9], med endringer i rødt gjeldende fra Q3 2016

Tabell 4-10 Avstander fra oljevernressurser til 6608/10-17 S Cape Vulture benyttet i analysen Oljevernressurser Avstander fra 6608/10-17 S

Cape Vulture (nm)

Stril Poseidon 60

Ocean Alden 306

Sandnessjøen – NOFO Base 117

Kristiansund – NOFO Base 181

Redningsskøyte Kristiansund 182

Redningsskøyte Rørvik 116

Redningsskøyte Måløy 269

Tabell 4-11 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av barriere 1 og 2 [9]

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 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/Volve: 6 time Balder: 6 timer Oseberg: 6 timer Troll: 6 timer Tampen: 6 timer

Haltenbanken: inkl. i områdeberedskap Goliat: 4 timer

Gjøa: 4 timer Avløserfartøy: 6 time

Responstid for slepefartøy Slepefartøy fra NOFO-pool: 24 timer

(27)

 Haugesund

 Kleppestø

 Måløy

 Kristiansund – N

 Rørvik

 Ballstad

 Sørvær

 Båtsfjord

 Vadsø Tid til å sette lenser på sjøen / klargjøre

dispergering ombord

1 time

4.3.5 Influensområder og stranding

Korteste drivtid til land er 12 døgn og største strandet emulsjonsmengde er 741 tonn om sommeren (95 persentil).

Influensområdet omfatter 1 eksempelområde som har kortere drivtid enn 20 døgn, Træna.

4.4 Resultat

4.4.1 Beredskapsbehov og responstider i barriere 1 og 2

For 6608/10-17 S Cape Vulture er systembehov beregnet for mindre utslipp (Tabell 4-12), middels utslipp (Tabell 4-13) og dimensjonerende hendelse (Tabell 4-14).

Tabell 4-12 Beregnet systembehov ved et mindre utslipp – punktutslipp 100 m³ Vinter

5 °C - 10 m/s vind

Sommer 15 °C - 5 m/s vind

Utslipp (Sm³) 100 100

Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 18 16

Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 2 0

Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm³) 80 84

Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 28 15

Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm³) 111 99 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 4060 830*

Behov for NOFO-systemer 1 1

*Viskositet er lav og det kan forventes lensetap før emulsjonen har oppnådd tilstrekkelig viskositet Tabell 4-13 Beregnet systembehov ved et middels utslipp - punktutslipp 2000 m³

Vinter 5 °C – 10 m/s

Sommer 15 °C – 5 m/s

Utslipp (Sm³) 2000 2000

Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 18 16

Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 2 0

Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm³) 1600 1680

Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 28 15

Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm³) 2222 1976 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 4060 830*

(28)

*Viskositet er lav og det kan forventes lensetap før emulsjonen har oppnådd tilstrekkelig viskositet

** For å sikre fleksibilitet og robusthet i beredskapsløsningen legges det inn behov for 2 NOFO systemer.

Tabell 4-14 Beregnet systembehov ved dimensjonerende hendelse for 6608/10-17 S Cape Vulture i barriere 1 og 2 – langvarig utblåsning 3000 m³/d

Parameter

Vinter 5 °C - 10 m/s

Sommer 10 °C - 5 m/s

Utstrømningsrate (Sm³/d) 3000 3000

Tetthet (Kg/Sm³) 860 860

Fordampning etter 2 timer på sjø (%) 18 16

Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 2 0

Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm³/d) 2400 2520

Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 28 15

Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 1 (Sm³/d) 3333 2965

Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 4060 830*

Økt systembehov grunnet høy cP (HiVisc: >15000 cP)? Nei Nei

Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere 1 2 2

Emulsjonsmengde inn til barriere 2 (Sm³/d) 2236 735

Oljemengde inn til barriere 2 (Sm³/d) 1610 625

Fordampning etter 12 timer på sjø (%) 24 23

Nedblanding etter 12 timer på sjø (%) 13 1

Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm³/d) 1336 575

Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) 66 55

Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 2 (Sm³/d) 3960 1277 Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 (cP) 11100 2870 Økt systembehov grunnet høy cP (HiVisc: >15000 cP)? Nei Nei

Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere 2 2 1

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

*Viskositet er lav og det kan forventes lensetap før emulsjonen har oppnådd tilstrekkelig viskositet

Basert på dimensjonerende scenario for 6608/10-17 S Cape Vulture er det beregnet et behov for 4 NOFO-systemer i barriere 1 og 2 for å håndtere dimensjonerende hendelse med mekanisk oppsamling.

Krav til første NOFO system er satt til 5 timer etter at oljeutslipp er oppdaget. Krav til fullt utbygd barriere 1 og 2 er satt til 27 timer. I tillegg vil oljevernressursen til Nornefeltet kunne benyttes. Ettersom det ikke er et NOFO system, er det ikke medberegnet i ressursoversikten.

Ytterligere systemer vil kunne bli mobilisert gjennom NOFO ved behov. Nærmere detaljer om fartøy og systemer vil bli beskrevet i beredskapsplanen, et eksempel er gitt i Tabell 4-15. Alle de nevnte fartøyene har dispergeringsutstyr og dispergeringsmiddel om bord.

Tabell 4-15 Eksempel på disponering av oljevernressurser i barriere 1 og 2 ved dimensjonerende hendelse ved 6608/10-17 S Cape Vulture

Oljevernressurs Lokasjon Avstand (nm)

Responstid

OR-fartøy/slepefartøy* Responstid*

Stril Poseidon Haltenbanken 60

5 timer OR-fartøy

Daughter craft frem til Redningsskøyte fra

Rørvik kan være på lokasjon (9 timer) 5 timer

NOFO Base Kristiansund 181 24 timer OR-fartøy

12 timer slepefartøy, Redningsskøyte Måløy 24 timer

(29)

Stril Herkules Tampen 338 27 timer OR-fartøy

24 timer slepefartøy fra NOFO-pool 27 timer

*inkl. klargjøring for dispergering eller utsetting av lenser (1 time)

4.4.2 Beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og 4

95-persentilen av størst strandet emulsjonsmengde, gitt en utblåsning, er 741 tonn. Korteste drivtid til land er 12 døgn.

Det antas at størst strandet mengde strander over en periode på 10 døgn. Ved å ta effekten i barriere 1 og 2 i betraktning gir dette en tilførselsrate inn i barriere 3 på 42 tonn/døgn for vinterhalvåret og 12 tonn/døgn for sommerhalvåret.

Beregningene er basert på Skarv-olje.

Tabell 4-16 Beregnet ressursbehov for barriere 3 og 4 for dimensjonerende hendelse, langvarig utblåsning 6608/10-17 S Cape Vulture Parameter

Vinter 5 °C - 10 m/s

Sommer 15 °C - 5 m/s

95-persentil av strandet emulsjonsmengde (tonn) 643 741

Samlet barriereeffektivitet i barriere 1 (%) 33 75

Strandet mengde etter effekt av barriere 1 (tonn) 497 184

Strandet mengde etter effekt av barriere 2 (tonn) 415 114

Antall døgn hvor stranding forekommer (d) 10 10

Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 3 (tonn/d) 42 12

Beregnet behov for kystsystemer i barriere 3 1 1

Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 4 (Sm³/d) 28 12

Antatt behov for fjordsystemer i barriere 4 1 1

Antall prioriterte områder med landpåslag* 1 1

Behov for kystsystemer i barriere 3 1 1

Behov for fjordsystemer i barriere 4 1 1

Det settes krav til en kapasitet tilsvarende 1 kystsystem og 1 fjordsystem (type A eller B) i barriere 3 og 4 for de planlagte aktivitetene på letebrønn 6608/10-17 S Cape Vulture. Responstiden er satt til 12 døgn. Ytterligere ressurser og utstyr vil kunne mobiliseres etter behov og iht eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og de berørte IUAene.

4.4.3 Beredskapsbehov og responstider i barriere 5

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

strandrenselag består av 10 personer. Statoil har valgt å gjøre beregninger for vinterstid og lagt inn en effektivitetsfaktor på dagsverk på 0,5. Det er beregnet at strandrensing skal være gjennomført innen 100 døgn.

Det settes krav til 3 strandrenselag ved vinterforhold og 1 ved sommerforhold. Responstiden settes lik korteste drivtid til land som er 12 døgn.

Ytterligere ressurser vil kunne mobiliseres ved behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og berørte IUAer.