Beredskapsanalyse (BA) for Edvard Grieg feltet i PL338 i Nordsjøen

D ^ET N ^ORSKE V ^ERITAS

Rapport

Beredskapsanalyse (BA) for Edvard Grieg feltet i PL338 i Nordsjøen

Lundin Norway AS

Rapportnr./DNV Referansenr.: 2012-1487 / 15WYXVZ-1

Innholdsfortegnelse

KONKLUDERENDE SAMMENDRAG ... 1

FORKORTELSER OG DEFINISJONER ... 3

1 INNLEDNING ... 5

1.1 Bakgrunn ... 5

1.2 Feltbeskrivelse ... 5

1.3 Hensikt/formål ... 6

1.4 Gjeldende regelverk for oljevernberedskap ... 6

1.5 Rapportstruktur ... 8

2 BEREDSKAPSSTRATEGI OG PRINSIPPER I NORGE ... 9

2.1 Generelt ... 9

2.2 Systembeskrivelse ... 10

2.2.1 Åpent hav ... 10

2.2.2 Kystsystemer... 10

2.3 Ansvar for oljevernberedskap på norsk sokkel ... 11

3 OLJEEGENSKAPER OG FORVITRING ... 12

3.1 Generelt ... 12

3.1.1 De viktigste fysiske og kjemiske parameterne ... 12

3.1.2 Forvitring og oljedrift ... 14

3.1.3 Vann-i-olje-emulgering ... 15

3.2 Oljeegenskaper Luno råolje ... 16

4 DEFINERTE FARE OG ULYKKELSESHENDELSER (DFU) ... 18

5 NOMINELT SYSTEMBEHOV ... 19

5.1 Metodebeskrivelse ... 19

5.2 Inngangsdata ... 20

5.3 Analyseresultater ... 21

6 BEREDSKAPSMODELLERING ... 23

6.1 OSCAR ... 23

6.1.1 Data produsert i OSCAR ... 23

6.3 Modelleringsresultater ... 28

6.3.1 Mekanisk oppsamling ... 28

6.3.2 Kjemisk dispergering ... 30

6.4 Stranding av olje langs kysten ... 31

7 BEREDSKAPSBEREGNINGER FOR BARRIERE 3 OG 4 ... 35

7.1 Ytelseskrav ... 35

7.2 Beskrivelse av inngangsparametere ... 35

7.3 Beregning av systembehov i barriere 3 ... 37

7.4 Dimensjonering av ressursbehov i barriere 4 ... 38

7.4.1 Beregning av opptak i akuttfasen ... 39

7.4.2 Dimensjonering av strandrensing ... 40

7.5 Systembehov for barriere 3 (kystsone) ... 40

7.5.1 Kommentarer til beregningene av systembehov i barriere 3 ... 42

7.6 Ressursbehov for barriere 4 (strandsone) ... 42

7.6.1 Kommentarer til resultatet av beregningene for strandrensefasen ... 44

8 MILJØRISIKO OG BEREDSKAP ... 45

9 SAMMENDRAG AV RESULTATER OG KONKLUSJONER ... 48

10 REFERANSER ... 49 Vedlegg 1 Inngangsdata- beregning av nominelt systembehov

Vedlegg 2 Inngangsdata - OSCAR-modellering

KONKLUDERENDE SAMMENDRAG

I forbindelsen med utbyggingen av Edvard Grieg feltet i Nordsjøen har DNV på vegne av Lundin Norway ASA gjennomført en miljørettet oljevernberedskapsanalyse.

Basert på kravet i beredskapsveiledningen skal systembehov for et produksjonsfelt beregnes ut fra raten som tilsvarer 90-persentilen. I forbindelse med Edvard Grieg tilsvarer dette 4250 tonn/døgn (5000 Sm³/døgn). Beregningene av nominelt systembehov og

beredskapsmodelleringer i OSCAR inngår i beredskapsanalysen.

I beregningen av nominelt systembehov beregnes det antall systemer som er nødvendig i åpent hav (barrierene 1 og 2) for å håndtere emulsjonsmengden som følger av den feltspesifikke utslippsraten. Termen nominelt systembehov referer til den den metodikk som er presentert i NOFO/OLFs “Veiledning for miljørettet beredskapsanalyser “ (NOFO/OLF 2007). Beregningen av nominelt systembehov er basert på lys-, vind-, bølgeforhold, utslippsrate, oljevernutstyr og oljeegenskaper. Disse dataene danner inputvariabler til enkle, statiske funksjoner som kan beregnes enten for hånd eller med hjelp av regneark og resulterer i et nominelt (teoretisk) systembehov.

OSCAR er en avansert, numerisk og tredimensjonal datamodell som kan simulere både oljedrift og oljevernoperasjoner. Modellen tilbyr muligheten for en mer dypgående analyse av effekten av ulike beredskapstiltak og den brukes vanligvis til å evaluere det nominelle systembehovet i tillegg til å gi input til analyser av kyst- og strandberedskap (barriere 3 og 4). Dette betyr innimellom at det kan være nødvendig å revurdere det nominelle systembehovet for å reflektere resultatene fra OSCAR som gir et mye mer nøyaktig bilde av hvordan et oljespill vil oppføre seg i virkeligheten sammenlignet med de nominelle beregningene.

Resultatene fra de nominelle beregningene viser at det for Edvard Grieg er et helårlig nominelt systembehov for totalt syv systemer; tre i barriere 1 og fire system i barriere 2.

Med utgangspunkt i den nominelle beregningen ble det modellert en rekke tiltaksscenarier ved bruk av OSCAR, med opp til elleve beredskapssystemer. NOFO/OLFs veiledning anbefaler at beredskapen skal være dimensjonert med opptakskapasitet tilsvarende den emulsjon som kan forventes å ankomme hver barriere. Resultatene fra modelleringene viser at bruk av systemer utover det antall som er beregnet i den nominelle beregningen gir en liten økning i opptak og liten miljøgevinst. Sett i et kost-nytte perspektiv er det derfor ikke grunnlag for å anbefale

dimensjonering med ytterligere systemer enn hva angitt i den nominelle beregningen.

Modellering med bruk av kjemiske dispergeringsmidler viser en relativt god effekt ved at oljen blir hurtigere dispergert ned i vannsøylen, sammenliknet med scenarioet uten beredskapstiltak.

Ved simuleringens slutt (26 dager) er det imidlertid ikke stor forskjell i mengde emulsjon på overflaten med og uten dispergering. Dette kommer av at uten beredskapstiltak vil omtrent den samme andelen emulsjon, som blir fjernet av dispergeringsmidler, bli fjernet fra overflaten ved andre prosesser (fordampning, biologisk nedbrytning, naturlig dispergering). Bruk av kjemiske dispergeringsmidler har en begrenset miljøgevinst for naturressurser på havoverflaten med størst reduksjon i bestandstap av alkekonge i sommerhalvåret hvor sannsynligheten for 10 – 20 % bestandstap blir redusert fra 6,3 % (uten tiltak) til 3,2 %.

I barriere 3 er det behov for elleve systemer i scenarioet Vinter 3_4 som er mest ressurskrevende, og syv systemer i Sommer 3_4 scenarioet. Drivtiden varierer fra 13 til 24 døgn for Sommer 3_4 scenarioet og ni til 24 døgn i Vinter 3_4 scenarioet.

For barriere 4 er det et samlet behov i alle IUA-regionene på ca. 3150 dagsverk i Sommer 3_4 scenarioet. Bergen IUA får det mest ressurskrevende arbeidet med behov for omtrent 80 personer i 38 dager. I Vinter 3_4 scenarioet er det et samlet behov for alle IUA-regionene på 4900

dagsverk. Bergen IUA får det mest ressurskrevende arbeidet med et behov på omtrent 120 dagsverk i 54 dager.

FORKORTELSER OG DEFINISJONER

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

Barriereeffektivitet Prosentandel av overflateolje som passerer en linje som samles opp av en barriere.

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

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

Bekjempelse Alle tiltak som gjennomføres i akuttfasen av en

forurensningssituasjon og som skal hindre at oljen sprer seg (strakstiltak ved å stanse lekkasjen, begrense utstrekningen, hindre spredning, samle opp fra sjøen, lede oljen forbi sensitive områder og hindre strandet olje fra å bli re-mobilisert) (Carroll m.fl.l.1999).

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

Dagslys Lysforholdene fra soloppgang til solnedgang.

DFU Definerte fare- og ulykkeshendelse(r).

Dimensjonerende område Område som er karakterisert ved å ha en høy sannsynlighet for berøring (her: av oljeforurensning) ved sin beliggenhet i ytre kystsone, høy tetthet av miljøprioriterte lokaliteter og ressurser, vanskelig atkomst, samt utfordrende bekjempelsesaksjoner. En beredskap dimensjonert for gjennomføring av aksjoner i eksempelområdene anses også å kunne ivareta situasjoner med stranding av olje i andre områder langs kysten.

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

GIS Geografisk informasjonssystem

GOR Gass-olje forhold

Influensområde Området med større eller lik 5 % sannsynlighet for forurensning med mer enn 1 tonn olje innenfor en 10x10 km rute, iht.

oljedriftsberegninger.

KLIF Klima og forurensningsdirektoratet

IUA Interkommunalt utvalg mot akutt forurensning

MI Meteorologisk Institutt

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

MIRA Metodikk for gjennomføring av miljørettet risikoanalyse MOB Metode for prioritering av ressurser i oljevernberedskap.

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

MRA Miljørettet risikoanalyse

MRABA Miljørettet risiko- og beredskapsanalyse

MRDB Marin Ressurs Data Base

NOFO Norsk Oljevernforening for Operatørselskap NOFOs regionale

planverk

Nettsted som dokumenterer operatørselskapenes regionale beredskap mot akutt oljeforurensning. Databasen er for tiden ikke operativ.

Nominell systemkapasitet Forventet oppsamlingsrate i m³/d for et NOFO system; medregnet lossetid, ineffektiv tid, fritt vann, osv. For overløpsskimmer (weir) er denne normalt satt til 2400 m³/d, mens for høyviskøs skimmer (HiVisc / HiWax) er kapasiteten satt til 1900 m³/d.

Systemkapasiteten forutsetter tilstrekkelig tilgang på olje (i praksis overskudd av olje).

Norsk olje og gass Tidligere Oljeindustriens Landsforening (OLF).

OLF Oljeindustriens Landsforening, skiftet navn til Norsk Olje og gass september 2012.

Operasjonslys

OSCAR

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

Oil Spill Contingency Analysis and Response Overvåking Med overvåking menes systematiske og regelmessige

undersøkelser for å dokumentere miljøressursenes tilstand, beskrive risiko for forurensning og føre kontroll med forurensning av marine miljøressurser (Veiledning til Rammeforskriften, § 27).

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

% av data/observasjoner er under den gitte verdien, mens 75 % er over.

Responstid Sammenlagt mobiliseringstid, gangtid og utsettelse av lenser.

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

Systemkapasitet Se ”nominell systemkapasitet”

THC Total Hydrocarbons (total mengde hydrokarbon)

1 INNLEDNING 1.1 Bakgrunn

Lundin Norway ASA (Lundin) planlegger utbygningen av Edvard Grieg-feltet i den sørlige delen av Nordsjøen i produksjonslisens PL338 (Figur 1-1). Lundin har engasjert DNV til å

gjennomføre en oljevernberedskapsanalyse for boring av produksjonsbrønner fra 2014 og produksjon i perioden fra 2015. Foreliggende rapport dekker utbyggingsfasen med boring og komplettering av produksjonsbrønner, mens produksjonsfasen vil bli dekket gjennom utvikling av beredskapsverktøyet OSCAto (under utarbeidelse).

1.2 Feltbeskrivelse

Edvard Grieg-feltet (tidligere Luno) ble oppdaget i 2007 og ligger i midtre deler av Nordsjøen i PL338 omtrent 160 km fra Utsira (Figur 1-1). Lundin er operatør av feltet og har en eierandel på 50 %, lisensgruppen består videre av Wintershall (30 %) og RWE Dea Norge AS (20 %). Feltet har planlagt produksjonsstart i 2015.

Tabell 1-1 Basisinformasjon for Edvard Grieg-feltet.

Posisjon 2°15’26,03”E, 58°52’22,23”N

Vanndyp 110 m

Analyseperiode Helårlig

Oljetype (referanseolje) Luno råolje

Dimensjonerende utblåsningsrate 5000 Sm³/døgn (90-persentil)

Vektet varighet 11 døgn

GOR 134

Tid for boring av avlastningsbrønn 60 døgn

1.3 Hensikt/formål

For utvikling av Edvard Grieg-feltet utføres følgende beregninger/modelleringer:

• Beregning av nominelt systembehov og modellering i OSCAR (barriere 1 og 2)

• Oljevernberedskap i barriere 3 og 4

• Utarbeidelse av beredskapsverktøyet OSCAto

Det nominelle beredskapsbehovet beregnes for hele året og presenteres i tabellform med

angivelse av systembehov fordelt på to sesonger, henholdsvis sommer (seks mnd.) og vinter (seks mnd.). Modelleringen i OSCAR gir opptakseffekt, massebalanse, strandet emulsjonsmengde og drivtid ved bruk av et ulikt antall beredskapssystemer i barriere 1 og 2. For de kjemiske

modelleringene oppgis dispergeringseffekt og massebalanse.

Detaljert beredskapsbehov for barriere 3 og 4 har blitt gjennomført av NPS og er presentert i kapittel 8.

For å se på eventuelle effekter av beredskap på miljøkonsekvens gjennomføres det risikoanalyse for et utvalg av arter innenfor den Verdifulle Økologiske Komponent (VØK) kategorien som ga størst utslag i miljørisikoanalysen (DNV, 2011). Modelleringen foregår uten og med

beredskapstiltak for barriere 1 og 2.

1.4 Gjeldende regelverk for oljevernberedskap

Myndighetskrav omfatter regelverk både i forhold til forurensingsloven, rammeforskriften, styringsforskriften, aktivitetsforskriften og opplysningspliktforskriften. En nærmere beskrivelse av noen av kravene er gitt nedenfor:

Lov om vern mot forurensning og om avfall

Formålet med loven om vern mot forurensning og om avfall (Forurensningsloven § 1) er å verne det ytre miljø mot forurensning og å redusere eksisterende forurensning, redusere mengden av avfall og å fremme en bedre behandling av avfall. I § 7 beskrives det at når det er fare for

forurensning i strid med loven, eller vedtak i medhold av loven skal den ansvarlige for forurensning sørge for tiltak for å hindre at den inntrer. Har forurensningen inntrådt skal vedkomne sørge for tiltak for å stanse, fjerne eller begrense virkningen av den. Den ansvarlige plikter også å treffe tiltak for å avbøte skader og ulemper som følge av forurensningen eller av tiltakene for å motvirke den. Plikten etter dette ledd gjelder tiltak som står i et rimelig forhold til de skader og ulemper som skal unngås.

Forskrift om helse, miljø og sikkerhet i Petroleumsvirksomheten

Forskrift om helse, miljø og sikkerhet i Petroleumsvirksomheten (Rammeforskriften) er en overordnet forskrift som gir overordnede føringer for helse-, miljø- og sikkerhet i

petroleumsindustrien. I § 11 presenteres prinsipper for risikoreduksjon. Foruten en pålagt

minstestandard identifisert i regelverket, skal risikoen reduseres ytterligere så langt det er mulig.

Ved reduksjon av risiko skal den ansvarlige velge de tekniske, operasjonelle eller organisatoriske løsningene som etter en enkeltvis eller samlet vurdering av skadepotensialet og nåværende og fremtidig bruk gir de beste resultater, så sant kostnadene ikke står i et vesentlig misforhold til den risikoreduksjonen som oppnås. I § 26 og § 27 henvises det til når en skal søke om samtykke og hva en slik søknad skal inneholde (herunder miljørisiko- og beredskapsanalyser). § 20 poengterer at en operatør skal sikre at beredskapen er samordnet når det brukes flere innretninger eller fartøy samtidig. Operatørens beredskapstiltak skal også være egnet til å samordnes med offentlige beredskapsressurser. Det er operatøren som skal lede og koordinere innsatsen av

beredskapsressursene ved fare og ulykkessituasjoner. Samarbeid om beredskap er temaet for § 21. Operatørene skal samarbeide om beredskapen mot akutt forurensning. Det skal etableres regioner med felles beredskapsplaner og felles beredskapsressurser.

Forskrift om styring i petroleumsvirksomheten

I Forskrift om styring i petroleumsvirksomheten (Styringsforskriften) § 4 beskrives det hvordan en skal redusere sannsynligheten for at det oppstår feil- og ulykkessituasjoner. Ved reduksjon av risiko skal den ansvarlige velge tekniske, operasjonelle og organisatoriske løsninger som

reduserer sannsynligheten for at det oppstår feil, fare- og ulykkessituasjoner. I tillegg skal det etableres barrierer som reduserer sannsynligheten for at slike feil og fare- og ulykkessituasjoner utvikler seg, og som begrenser mulige skader og ulemper. Der det er nødvendig med flere barrierer, skal det være tilstrekkelig uavhengighet mellom barrierene. De løsningene og barrierene som har størst risikoreduserende effekt, skal velges ut fra en enkeltvis og samlet vurdering. I § 5 stilles krav til barrierer. Operatøren eller den som står for driften av en

innretning, skal fastsette de strategiene og prinsippene som skal legges til grunn for utforming, bruk og vedlikehold av barrierer, slik at barrierenes funksjon blir ivaretatt gjennom hele

innretningens levetid. Det skal være kjent hvilke barrierer som er etablert og hvilken funksjon de skal ivareta, samt hvilke krav til ytelse som er satt til de tekniske, operasjonelle eller

organisatoriske elementene som er nødvendige for at den enkelte barrieren skal være effektiv. Det skal være kjent hvilke barrierer som er ute av funksjon eller er svekket. Den ansvarlige skal sette i verk nødvendige tiltak for å rette opp eller kompensere for manglende eller svekkede barrierer.

Forskrift om utføring av aktiviteter i petroleumsvirksomheten

Forskrift om styring i petroleumsvirksomheten og på enkelte landanlegg (Aktivitetsforskriften) § 73 stiller krav til beredskapsetablering og krav til etablering av beredskapsstrategi. Der fremgår blant annet at beredskapen skal etableres på bakgrunn av miljørettede risiko- og

beredskapsanalyser og ivareta hav, kyst og strandsone. Paragrafen innebærer en sammenheng mellom miljørisiko og beredskapsnivå, høy miljørisiko tilsier høyere beredskapsnivå enn lav miljørisiko.

(http://www.regjeringen.no/en/doc/Laws/Acts/Pollution-Control-Act.html?id=171893)

1.5 Rapportstruktur

Oppbygning av rapporten er illustrert i Figur 1-2. Henvisningene angir hvor i rapporten ulike typer informasjon presenteres og kommenteres.

Figur 1-2 Strukturtinndeling for oljevernberedskapsanalysen. Kapittelhenvisningene angir hvor i rapporten ulike temaer/resultater er omtalt/diskutert.

2 BEREDSKAPSSTRATEGI OG PRINSIPPER I NORGE 2.1 Generelt

NOFO er en forening for operatørselskapene på norsk sokkel. NOFO ivaretar

operatørselskapenes oljevernberedskap knyttet til leting etter- og produksjon av olje og gass.

NOFO har som formål å administrere og vedlikeholde en beredskap som inkluderer personell, utstyr og fartøy mot akutt forurensing, og disponerer omfattende oljevernressurser. Disse ressursene skal, sammen med selskapets, statlige og kommunale ressurser, redusere miljøskade ved eventuelle oljeutslipp fra petroleumsvirksomheten.

Norsk olje og gass (tidligere OLF) er en interesse- og arbeidsgiverorganisasjon for oljeselskaper og leverandørbedrifter knyttet til utforsking og produksjon av olje og gass på norsk

kontinentalsokkel. Norsk olje og gass arbeider for å gi industrien framtidsrettede og levedyktige vilkår og et godt omdømme i relasjon til myndigheter, aksjonærer, og samfunnet generelt.

NOFO og Norsk olje og gass har vært medvirkende i å utarbeide veiledning for hvordan beredskapsanalyser (BA) for oljevern skal utføres.

(http://www.olf.no/miljoerapporter/veiledning-for-miljoerettede-beredskapsanalyser-article1953- 247.html)

Hovedstrategien for beredskap mot akutt forurensning på norsk sokkel er mekanisk oppsamling nær utslippskilden (barriere 1 og 2) ved hjelp av NOFOs havgående systemer. I tillegg til bekjempelse på åpent hav, er strategien å bekjempe eventuell olje i kystområder som er påvirket av utslippet og bekjempelse av olje som har strandet på land (barriere 3 og 4). I tilfelle det er egnet kan også kjemisk dispergering benyttes som en tilleggs-strategi ved mindre utslipp, alternativt som supplement/alternativ til mekanisk opptak ved ett større utslipp.

I praksis oppnås aldri en opptakseffektivitet på 100 % og det anvendes derfor en

beredskapsstrategi som innebærer en definering og bruk av flere barrierer. En vanlig benyttet barriereinndeling i oljevernet, som også benyttes i denne analysen, er:

Barriere 1 Bekjempelse på åpent hav nær kilden

Barriere 2 Bekjempelse på åpent hav og inn mot kystsonen

Barriere 3 Bekjempelse i kystsonen og fjordområdene og beskyttelse av sårbare naturressurser

Barriere 4 Bekjempelse på strand

NOFO/Norsk olje og gass veiledning for dimensjonering av beredskapens kapasitet, effektivitet og responstid

Åpent hav

Hovedfokus i forbindelse med boreoperasjonen/feltaktivitet er å ha tilstrekkelige

beredskapsressurser for bekjempelse av olje for å redusere skade på ytre miljø. Dimensjonerende parametere i barriere 1 og 2 er som følger:

• Barriere 1 og 2 skal ha en barrierekapasitet tilsvarende den mengde oljeemulsjon som tilflyter barrieren, beregnet ut fra 90-persentil rate.

• Barriere 1 skal etableres ut fra best oppnåelig responstid, og skal være fullt utbygd senest innen korteste drivtid til land.

• Responstid for barriere 2 settes til maksimalt 95-persentilen av korteste drivtid til kyst og strandsone, fratrukket 6 timer.

Kyst og strand

Det skal være fokus på robuste løsninger for beskyttelse av sårbare naturressurser. Krav til beredskapens effektivitet i barriere 3 og 4 er lagt til grunn som følger:

• Barriere 3 skal ha en gjennomsnittlig opptakskapasitet per berørte IUA-region som tilsvarer tilgjengelig/bekjempbar emulsjonsmengde etter effekt av opptak i barriere 1 og 2.

• Barriere 4 skal ha en samlet opptakskapasitet per berørte IUA-region til bekjempelse av strandet emulsjon i akuttfase og strandrensefase som tilsvarer tilgjengelig/bekjempbar emulsjonsmengde etter effekt av opptak barriere 1 - 3.

• Det aktuelle antall systemer i barriere 3, samt ressurser i barriere 4 – akuttfase, skal være klar til innsats innen korteste drivtid til land.

2.2 Systembeskrivelse

Mekanisk system

Fellesbetegnelse for et komplett olje-oppsamlingssystem. For et standard NOFO havgående system inkluderer dette to fartøy; oljeoppsamling- (OR-fartøy) og slepefartøy, 400 m lense, TransRec oljeopptager (skimmer) med overløp- og høyviskøs skimmer og lagringskapasitet på minimum 1000 m³.

Systemer for kjemisk dispergering

Dispergeringsmiddel kan påføres ved bruk av fartøy, helikopter eller fly. Flere av OR-fartøyene til NOFO er eller kan ved behov utstyres med dispergeringsmiddel.

2.2.2 Kystsystemer

For kystnære farvann er det gjerne mindre og mer mobile systemer som anvendes, hvilke systemer som benyttes avhenger av forholdene. I strandsonen benyttes hovedsakelig lett utstyr i kombinasjon med manuelt arbeid.

2.3 Ansvar for oljevernberedskap på norsk sokkel

Ansvaret for oljevernberedskapen på norsk sokkel er fordelt mellom følgende tre enheter http://www.norskoljeoggass.no/no/Faktasider/Miljo1/Oljevern/:

Privat beredskap

Dette er operatørselskapenes egen beredskap som skal dimensjoneres til å håndtere akutte hendelser som følge av egen aktivitet. Norsk Oljevernforening for Operatørselskap (NOFO) ivaretar operatørselskapenes oljevernberedskap i Norge.

Kommunal beredskap

Denne beredskapen er organisert gjennom interkommunale utvalg for akutt forurensning (IUA).

Dimensjonert for å håndtere akutte utslipp som kan oppstå som følge av normal aktivitet i et område, for eksempel forurensning fra lokal industri, tankanlegg eller lignende. Samtlige relevante IUA langs kysten har inngått avtale med NOFO om bistand i oljevernaksjoner.

Statlig beredskap

Denne organiseres og forvaltes av Kystverket. Beredskapen er dimensjonert og rettet mot akutt forurensning fra skipstrafikk og annen virksomhet som ikke dekkes av privat og kommunal beredskap.

3 OLJEEGENSKAPER OG FORVITRING 3.1 Generelt

Olje gjennomgår ulike forvitringsprosesser etter et utslipp ved at den påvirkes av vind og vær mens den fortynnes i vannsøylen og sprer seg utover på overflaten. Prosessene medfører kjemiske og fysiske endringer i oljen, noe som igjen påvirker oljedriften og effektiviteten av ulike metoder for å mekanisk fjerne eller kjemisk dispergere oljen fra vannoverflaten. Forvitringsprosessene påvirkes både av de rådende fysiske miljø- og værforholdene, og av oljens sammensetning og tilhørende egenskaper.

Dette kapitlet gir en oversikt over flere av parameterne som bidrar til å bestemme en gitt oljes egenskaper, på generelt grunnlag. Denne delen vil bli etterfulgt av en mer konkret beskrivelse av forvitringsegenskapene for Luno råolje.

3.1.1 De viktigste fysiske og kjemiske parameterne Tetthet

Egenvekten, kg/m³, er en av de mest sentrale fysiske parameterne for olje. Den har store konsekvenser for hvordan oljen beveger seg i sjøen, både i vannsøylen og på havoverflaten.

Lettere oljer vil eksempelvis strømme raskere til havoverflaten gitt en sjøbunnutblåsing samt spre seg som en tynnere film over et større areal på overflaten sammenlignet med tyngre oljer.

Årsaken til at en olje er lett skyldes hovedsakelig at oljen består av hydrokarboner med et lavt antall karbonatomer. Da mindre og lettere hydrokarboner også er mer ubestandige, så henger oljens vekt også direkte sammen med viskositet og flammepunkt, som begge generelt er lavere jo lettere oljen er.

Tabell 3-1 angir den statistiske fordelingen av egenvekten for olje på norsk sokkel, basert på SINTEFs database for norske råoljer.

Tabell 3-1 Statistisk fordeling av oljetetthet for norske råoljer (NOFO, 2011).

Min. 10-persentilen Gjennomsnitt 90-persentilen Maks.

Egenvekt

(kg/m³) 745 798 841 882 951

Viskositet

Viskositet er et mål på en væskes motstand mot å bevege seg, det vil si hvor tykt- eller

tyntflytende en væske (eller gass) er. Høy viskositet innebærer en tykk og seig konsistens, og en lav viskositet gir tyntflytende væske. Dette har stor betydning under produksjon, og spesielt viktig å ta hensyn til ved valg av oppsamlingsmetoder ved et eventuelt akutt oljeutslipp.

Viskositet i olje oppgis oftest i enheten centipoise (cP). For de fleste råoljer på norsk sokkel varierer viskositeten i ferskt tilstand fra mindre enn 10 cP opp til et par tusen cP, mens tung og ekstra tung olje normalt har en viskositet fra 2000 cP og oppover. Emulsjoner av vann og olje er generelt mer tyktflytende enn den opprinnelige råoljen, og viskositeten øker raskt med økende

vanninnhold. Dannelsen av emulsjon skjer gjennom forvitring på havoverflaten der også

fordampning er en betydningsfull prosess. Økt fordampning fører til at de tyngre og mer viskøse komponentene blir igjen i oljen. Med sterkere vind øker emulgeringsprosessen, hvilket gir en høyere viskositet. Dersom vindstyrken passerer en viss øvre grense vil de fleste oljetypene synke ned i vannsøylen. Når emulsjonen er dannet blir den enda mer tyktflytende dersom værforholdene er rolige eller dersom den strander. Slike forhold kan føre til at en emulsjon blir et halvfast

materiale. Viskositet i olje er også sterkt temperaturavhengig, og jo lavere temperatur desto høyere viskositet. I tilknytning til tradisjonell mekanisk oljevernberedskap er viskositet på 1000 cP generelt ansett som en nedre grense for effektiv oppsamling av olje (lense og

overløpsskimmer). Lavere viskositet vil resultere i at deler av oljen beveger seg under

oljelensene, og det blir dermed ikke mulig å etablere et tilstrekkelig tykt oljelag i lensen for at skimmeren skal fungere effektivt. Hvis oljen har en viskositet under 1000 cP så kan, avhengig av andre miljømessige faktorer, kjemisk dispergering være en bedre løsning. Når det gjelder

oppsamling av olje med lenser så øker effektiviteten jo høyere viskositet emulsjonen har.

Problemer vil imidlertid kunne oppstå når oppsamlet emulsjon skal pumpes ombord på OR- fartøyet, hvis viskositeten er veldig høy. En tommelfingerregel tilsier at man bytter ut vanlig overløpsskimmer med HiWax eller HiVisc skimmer ved viskositeter som overstiger 10 000 cP.

Flammepunkt

Flammepunktet er det laveste temperaturpunktet hvor gass eller damp fra en olje vil antennes.

Dette punktet indikerer faren for brann og eksplosjon ved håndtering av oljen. Noe som er viktig å være klar over i forbindelse med oppsamlingsoperasjoner gitt et oljesøl. De fleste ferske råoljer har et lavt flammepunkt på mellom -40 °C og 30 °C, men naturlige forvitringsprosesser som fordamping og emulgering øker etter hvert flammepunktet. Den største faren for brann og eksplosjon er altså i begynnelsen av et oljesøl. Det samme gjelder for stille, varmt vær, da fordampningen blir stor og mye olje og kondensat samles på havoverflaten. Når olje fra en utblåsning/ lekkasje kommer i kontakt med vann vil oljen raskt kjøles ned til samme temperatur som vannet omkring. Det er altså utslipp av oljer som har flammepunkt lavere enn

vanntemperaturen som innebærer størst risiko.

Som et sikkerhetstiltak mot brann- og eksplosjonsrisiko har alle skip som brukes ved mekanisk oppsamling blitt gitt OilRec notasjon av anerkjent klasseselskap, hvilket betyr at disse skippene sikkert kan lagre olje med flammepunkt under 60 °C.

Den umiddelbare brann- og eksplosjonsrisikoen av olje og gass på havoverflaten fører ofte til et meget begrenset opptak av olje de første timene etter et utslipp. Dette kan dermed bli førende for hvor langt unna systemene i barriere 1 må holde seg i forhold til utslippspunktet.

Flytepunkt

Temperaturen når en olje slutter å flyte, ved kjøling i et laboratorium under stille forhold, kalles flytepunkt, dvs. den temperaturen hvor oljens viskositet når en øvre grense. Ferske råoljer med høyt voksinnhold har et flytepunkt rundt 30 °C, for lavviskøse oljer kan flytepunktet være -40 °C.

Oljefilmtykkelse

Oljetykkelsen på overflaten er av stor betydning ved mekanisk opptak. Oljefilm med en tykkelse under 0,2 mm anses ikke egnet for mekanisk opptak da den ikke forventes å danne emulsjon og dermed unnslipper oljen under lensen. Ifølge NOFOs retningslinjer og effektivitetsberegninger på et standardisert NOFO-system så vil en oljefilmtykkelse under 0,7 mm være en begrensende faktor ved mekanisk opptak, selv med lenser og opptaker spesielt egnet for tynne oljefilmer vil opptaket være redusert (NOFO/OLF, 2007). Generelt har mekaniske systemer en veldig lav eller null effektivitet ved oljefilmtykkelser under 0,1 mm (Fiskeri- og kystdepartementet, 2012), og denne tykkelsen er satt som nedre grense ved modellering av mekanisk oljeopptak og kjemisk dispergering i OSCAR.

Generelt vil en olje med lav tetthet og lav viskositet spre seg mer utover vannoverflaten, og dermed danne en tynnere oljefilm. I tillegg til oljens fysiske og kjemiske egenskaper påvirkes oljefilmtykkelsen av utslippspunktet ettersom undervannsutblåsninger og -lekkasjer typisk vil danne en tynnere oljefilm på overflaten sammenlignet med et overflateutslipp.

Når oljen har drevet på overflaten en stund, er det normalt at oljen forekommer som spredte flak på sjøen. Egenskapene til hvert flak er avhengige av oljetype, drivtid og miljø- og værforhold.

Generelt vil den tykkeste delen av et oljeflak være konsentrert i en begrenset del av oljeflaket. En tommelfingerregel er at 90 % av oljen i et oljeflak er konsentrert til 10 % av flakets areal, hvilket betyr at oljefilmen lokalisert utenfor 10 % arealet vil være relativt tynn.

3.1.2 Forvitring og oljedrift

Fordamping, vann-i-olje-emulgering, olje-i-vann-dispergering og frigjøring av oljekomponenter i vannsøylen, spredning, sedimentasjon, oksidasjon og biologisk nedbrytning er naturlige prosesser som settes i gang når oljen kommer i kontakt med vann. Prosessene kan studeres både i

laboratorium og i felt hvor hensikten er å få fram tilstrekkelig informasjon for å kunne gjøre prediksjoner om hvordan oljen vil oppføre seg over tid under ulike forhold. I Norge er det forskningsstiftelsen SINTEF som foretar denne typen arbeid og de har en detaljert database hvor forvitringsegenskaper til både norske og utenlandske råoljer er kartlagt. Forvitringsstudier danner grunnlaget for å anslå oljeegenskaper som må spesifiseres ved beregninger av det nominelle NOFO-systembehov samt ved modellering av oljedrift og -opptak i OSCAR.

Hvordan oljen forvitrer og oppfører seg på sjøen er av stor betydning for hvilke konsekvenser et oljeutslipp vil få for miljøet, samt hvilken strategi som er best egnet for bekjempelse av oljen. En lett olje med høy fordampning og lav evne til å danne emulsjon vil for eksempel resultere i en mindre risiko for at olje skal nå kyst og strand. Figur 3-1 illustrerer den relative betydningen av de ulike oljedrifts- og forvitringsprosesser over tid.

Figur 3-1 Relativ betydning av ulike oljedrifts- og forvitringsprosesser over tid (Moldestad &

Strøm-Kristiansen, 2002/revidert).

3.1.3 Vann-i-olje-emulgering

En av de viktigste forvitringsprosessene når det gjelder oljevern er vann-i-olje emulgering. Oljen vil etter hvert ta opp vann, noe som fører til at oljens egenskaper forandres. Eksempelvis vil emulsjon med et vanninnhold på 80 % øke volumet 3-4 ganger sammenliknet med vannfri olje. I tillegg til selve volumøkningen av forurenset materiale er det også viktig å ta i betrakting

lagringskapasiteten i tilknytning til opprydning.

Vann-i-olje emulgering er mer stabil og holder seg i større grad på overflaten enn den

opprinnelige oljen. Dette betyr at den kan være godt egnet for mekanisk opptak (så lenge den normalt økende viskositeten ikke blir problematisk), men samtidig kan vann-i-olje-emulsjon medføre mer alvorlige miljøkonsekvenser for naturressurser på overflaten samt i strandområder da stabiliteten og evnen til og holde seg på overflaten øker risikoen for at oljen vil nå land. En annen konsekvens av vann-i-olje emulgering er at den vil bremse eller stanse fordampning og naturlig dispergering.

Det maksimale vannopptaket beror fremfor alt på oljens kjemiske egenskaper, men for at en emulsjon skal dannes kreves en minste tilførsel av energi i form av brytende bølger. Dette skjer ved en vindstyrke på 5 m/s, og emulgeringsraten øker normalt med økende vindstyrke, men hvis vindstyrken blir veldig sterk og passerer en viss grense vil oljen synke ned i vannsøylen.

3.2 Oljeegenskaper Luno råolje

Luno råolje er brukt som referanseolje i modelleringen. Bakgrunnsinformasjonen er hentet fra et forvitringsstudium gjennomført i 2011 av SINTEF (2011).

Sammenliknet med andre norske råoljer er Luno en tung råolje med tetthet på 850 kg/m³, den har et medium innhold av voks (3,9 vekt %) og asfaltener (0,18 vekt %). Råoljen er definert som en parafinsk olje og har initialt i forvitringsfasen en hurtig fordampning av lette komponenter. Dette fører til en økning i konsentrasjonen av tunge komponenter, noe som gir forandringer i råoljens fysiske egenskaper. Luno råolje når et maksimalt vannopptak på 78 vol. % etter omtrent tolv timer forvitring på sjøen, den har da dannet en stabil vann-i-olje emulsjon (SINTEF, 2011).

Tabell 3-2 Forvitringsdata for Luno råolje (SINTEF, 2011).

Parameter Verdi

Oljetetthet 850 kg/m³

Maksimalt vanninnhold 78 vol. %

Voksinnhold 3,9 vekt %

Asfalteninnhold 0,18 vekt %

Viskositet, fersk olje (13 °C) 30 cP Viskositet, fersk olje (5 °C) 138 cP

Luno råolje har et relativt stort vindu for bruk av kjemiske dispergeringsmidler. Ved

sommerforhold er oljen dispergerbar opp til fem døgn ved 5 m/s vind, og ett døgn ved 10 m/s vind. For vinterforhold er oljen dispergerbar inntil fire døgn ved 5 m/s og inntil ett døgn ved 10 m/s vind (Tabell 3-3).

Tabell 3-3 Tidsvindu for kjemisk dispergering angitt for vinter- og sommerforhold (ved hhv. 5 °C og 15 °C) for ulike vindhastigheter. Grønn farge indikerer at oljen er dispergerbar, gul indikerer redusert kjemisk dispergerbarhet, mens rød indikerer at dårlig dispergerbarhet (SINTEF, 2011)

Sesong Tidsvindu dispergering

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

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

Vinter (5 °C)

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

Sommer (10 °C)

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

4 DEFINERTE FARE OG ULYKKELSESHENDELSER (DFU)

I henhold til eksisterende industristandard (NOFO /OLF 2007) benyttes 90-persentil av utblåsningsratene som dimensjonerende rate når beredskapsbehovet for produksjonsaktivitet beregnes.

Basert på ulike utblåsningsscenarier identifisert innledningsvis i prosjektet er følgende scenario benyttet som grunnlag for både de nominelle beregningene og modelleringene i OSCAR:

Tabell 4-1 Vektet varighet og 90-persentil for rate brukt i denne analysen.

Utblåsningslokasjon Rate (Sm³/d) (90 persentil) Varighet (dager)

Overflate 5000 11,3

Raten som benyttes er 90 persentilen av forventet produksjonsrate på Edvard Grieg-feltet.

Vektet varighet er fremkommet basert på en sannsynlighetsfordeling for varighetene av et gitt utblåsningsscenario (se Tabell 4-2). Lengste varighet er forventet tid for å ha en avlastningsbrønn operativ. I modelleringen benyttes følgetid på 15 dager etter utslippsslutt (dvs. simuleringstid 26,3 døgn) for å vise hvordan oljens massebalanse forventes å endre seg i etterkant av selve utblåsningen har stoppet.

Tabell 4-2 Vektet varighet basert på sannsynligheten for ulike varigheter gitt en overflateutblåsning (Scandpower, 2011)

Varighet (dager) Overflateutblåsning (%)

2 55

5 18

15 16

60 12

Vektet varighet 11

Nominelt beredskapsbehov beregnes helårlig fordelt på fire sesonger vinter (mars-mai), sommer (juni-august), høst (september-november) og vinter (desember-februar). I

beredskapsmodelleringen er året inndelt i en vinterperiode (oktober-mars) og en sommerperiode (april-september).

5 NOMINELT SYSTEMBEHOV

Nominelt mekanisk systembehov er beregnet i henhold til “Veileder for miljørettet

beredskapsanalyser“ (NOFO/OLF 2007). Utregningene baseres på innhenting av ulike typer data som sammenstilles i et regneark (NOFO-kalkulator). Resultatet fra regneoperasjonen angir systemeffektivitet og antall systemer som i teorien er nødvendig for å håndtere en gitt oljemengde.

I beredskapsanalysen for Edvard Grieg benyttes resultatet fra de nominelle beregningene som innspill til modelleringsoppsettet i OSCAR.

5.1 Metodebeskrivelse

Grunnlaget for denne beredskapsstrategien er konseptet om definerte adskilte barrierer. Metoden baseres på prinsippet om å disponere en systemkapasitet som er lik eller overgår mengden emulsjon som forventes inn til de to barrierene i åpent hav. Beregningene resulterer i et nominelt systembehov fordelt på de to barrierene. Se Figur 5-1 og etterfølgende beskrivelse.

Et NOFO-består av to fartøyer, et oljevernfartøy og et slepefartøy.

Systemkapasitet indikerer opptakskapasiteten for et gitt mekanisk oljeopptakssystem. Volumet angis i kubikkmeter per døgn. Effektiviteten av et systems kapasitet er maksimalt 80 %, men dette kan reduseres ytterligere avhengig av lys- og bølgeforhold i området. Systemkapasitet og - effektivitet baseres på konstruksjonsspesifikke parametere for NOFOs standardutstyr og

erfaringer fra olje-på-vann øvelser.

Mengden emulsjon som forventes inn i den enkelte barriere beregnes ut fra utslippsraten og den spesifikke oljens oljedrifts- og emulgeringsegenskaper. Disse egenskapene er igjen påvirket av sjøtemperatur, samt vindforholdene i området. Forhold som gir økende vannopptak vil gi økende emulsjonsmengder inn i barriere 1.

Figur 5-1 Modell over et oljeutslipp og to mekaniske opptakssystemer, det første i barrier 1 og det andre i barriere 2 (NOFO/OLF, 2007).

1. Olje fra utslippspunktet mister komponenter og masse gjennom fordampning og

nedblanding i vannsøylen. Samtidig emulgerer oljen (tar opp vann) hvilket øker volumet av den emulsjonen som er gjenværende på overflaten.

2. Et mekanisk opptakssystem i barriere 1 samler inn og tar opp olje. Mengden olje som tas opp er avhengig av systemkapasiteten - normalt 2400 m³/døgn for standard NOFO-utstyr med TransRec 150 oljeopptaker og overløpsskimmer, mens Hi-Wax har en

opptakskapasitet på 1900 Sm³/d.

3. Avhengig av systemets effektivitet vil en viss mengde olje drive ut av barriere 1, selv om kapasiteten er større enn emulsjonsmengden som er beregnet å ankomme barrieren. Dette er blant annet som følge av lensetap og at systemene i barriere 1 er avhengige av

overskudd av olje for optimal effektivitet. Basert på olje-på-vann øvelser er den

maksimale systemeffektiviteten fastsatt til 80 %. Bølgeforhold og lysforhold i området vil potensielt redusere denne effektiviteten ytterligere. For eksempel er systemeffektiviteten ved mørke redusert til 65 % og ved en bølgehøyde over 4 m er den 0 %.

Systemeffektiviteten er et mål på hvor mye olje som er oppsamlet i forhold til overflateområde som er bearbeidet (sveipet).

4. Et mekanisk opptakssystem samler inn og tar opp olje som kommer in barriere 2. Slik som for systemet i barriere 1 bestemmes systemkapasiteten i henhold til

utstyrsspesifikasjoner.

5.2 Inngangsdata

Figur 5-2 viser de ulike inngangsdataen som anvendes i analysen og sammenhengen mellom dem. Inngangsdata som er avhengig av tid; vind, sjøtemperatur, bølgeforhold og lysforhold, brukes middelverdier beregnet for de to halvårsperiodene. Hvor vind avrundes til nærmeste 2, 5, 10 eller 15 m/s og sjøtemperatur avrundes til nærmeste 5 eller 15 °C. De avrundede verdiene brukes til å hente ut oljespesifikke parametere fra oljeforvitringsstudiet. Foruten definerte fare- og ulykkeshendelser som er beskrevet i Kapittel 4 er alle inngangsdataene for denne analysen

presentert i Vedlegg 1.

Figur 5-2 Skjematisk fremstilling av ulike typer inngangsdata som legges til grunn for beregning av nominelt systembehov.

5.3 Analyseresultater

Beregningene av nominelt systembehov er basert på en inndeling av året i fire sesonger henholdsvis vår (mars – mai), sommer (jun – aug.), høst (sept. – nov.) og vinter (des. – jan.).

Resultatene er presentert i Tabell 5-1. Antall NOFO-systemer rundes opp til nærmeste heltall for å møte kravet om å kunne håndtere lik eller større mengde emulsjon som det tilflyter barrieren.

I vårsesongen er det behov for tre NOFO-systemer i barriere 1 og tre NOFO-systemer i barriere 2, i sommersesongen er det behov for to NOFO-systemer og barriere 1 og to NOFO-systemer i barriere 2. I høst og vintersesongen er det behov for tre og fire NOFO-systemer i henholdsvis barriere 1 og 2 (Tabell 5-1).

Studier utført på oveløpsskimmere av SINTEF indikerer en nedsatt effektivitet når viskositeten til råoljen overstiger 20 000 cP. Som en tommelfingerregel anbefaler en å benytte Hi-Wax/Hi-Visc utstyr når viskositeten til oljen overstiger 10 000 cP for å sikre effektivt opptak av olje. For

Tabell 5-1 Beregnet systembehov for Edvard Grieg feltet. Beregningen for barriere 1 er basert på emulsjonsvolum som, basert på forvitringsegenskapene til Luno råolje, tilflyter barrieren. For barriere 2 er det beregnet systembehov på samme måte, men gitt at barriere 1 er operativ. Tall i parentes angir systembehovet i hver barriere i her sesong.

Parameter Vår Sommer Høst Vinter

Vektet utblåsningsrate (Sm³/d) 5000 5000 5000 5000

Fordampning etter 2 t på sjø (%) 24 22 27 24

Nedblanding etter 2 t sjø (%) 6 0 7 6

Viskositet etter 2 sjø (cP) 1390 190 1080 1390

Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm³/d) 3500 3900 3300 3500

Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 38 14 38 38

Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm³/d) 5645 4535 5323 5645 Behov for NOFO-systemer i barriere 1 2,35 (3) 1,89 (2) 2,22 (3) 2,35 (3)

Effektivitet av barriere 1 52,5 64,3 45,7 37,3

Fordampning etter 12 t (%) 30 30 16 30

Nedblanding etter 12 t (%) 15 1 16 15

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

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

Emulsjonsmengde til barriere 2 (Sm3/d) 5019 2740 5764 6634 Behov for NOFO-systemer i barriere 2 2,64 (3) 1,14 (2) 3,03 (4) 3,49 (4)

6 BEREDSKAPSMODELLERING

Med utgangspunkt i det nominelle systembehovet har ulike systemoppsett blitt modellert i OSCAR for å vise effekten av ulike antall systemer i aksjon i sommerperioden (april-september) og i vinterperioden (oktober-mars). I tillegg til mekaniske systemer er det også blitt modellert oppsett med bruk av kjemisk dispergering.

6.1 OSCAR

OSCAR er en 3-dimensjonal oljedrifts- og beredskapsmodell som beregner oljeforvitring og oljemengde på sjøoverflaten, strand og i sedimenter samt konsentrasjoner i vannsøylen. I tillegg har OSCAR også en modul for modellering av ulike beredskapstiltak. De tiltak som det er mulig å modellere er mekanisk opptak med bruk av lense og skimmer, samt kjemisk dispergering hvor dispergeringsmiddel enten er påført oljeflaket fra fartøy eller fra luft med helikopter eller fly.

Hvert individuelt system i en simulering defineres og konfigureres i OSCAR ved hjelp av en rekke parametere, og hvert individuelt system kan siden modelleres i en valgfri kombinasjon med andre individuelt definerte systemer. For et sammendrag av parametere som inngår i defineringen av et system, hvordan de defineres og hvordan de settes opp i modelleringene henvises til

Vedlegg 2.

6.1.1 Data produsert i OSCAR

Når en modellering kjøres i OSCAR genereres det en mengde data, både underveis og etter avsluttet modellering. Når det gjelder presentasjonen av resultatene i en beredskapsanalyse er det særlig oljens massebalanse som er i fokus. Oljens massebalanse viser andelene av totalt utslippet olje som ved angitt tidspunkt befinner seg i ulike definerte kategorier. En definisjon av disse kategorier vises i Tabell 6-1. En massebalansefigur indikerer oljens sammensetning for et predefinert tidspunkt etter utslippsstart. Fra starten av utblåsningen og frem til det “observerte“

tidspunktet er oljen eksponert for de naturlige forvitringsprosessene og eventuelt effekten av menneskelig påvirkning i form av oljeverntiltak.

Tabell 6-1 De kategorier som oljens masse fordeler seg på og som presenteres i form av en

“massebalanse”.

Navn på kategori Definisjon

Overflate Andel olje på sjøoverflaten

Dispergert Andel olje som er dispergert i vannsøylen, enten på grunn av naturlig dispergering eller kjemisk dispergering

Oppløst Andel olje som er oppløst i vannsøylen

Strandet Andel olje som har strandet (ikke at forveksle med strandet emulsjon) Fordampet Andel olje som har fordampet

Nedbrutt Andel olje som har blitt biologisk degradert

Oppsamlet Andel olje som har blitt tatt opp med mekaniske NOFO-systemer Sedimentert Andel olje som har endt opp i sedimenter på sjøbunnen

X antall dager etter et utslipp vil en viss mengde olje være fordampet, dispergert (nedblandet) i vannsøylen, endt opp i sedimentene på sjøbunnen, blitt biologisk nedbrutt, samlet opp med mekanisk oljevern, kjemisk dispergert eller fortsatt flyte på havoverflaten. Andel oppsamlet olje er gitt i tonn og prosent av totalt utslippsvolum. Denne parameteren er den viktigste parameteren med tanke på effekt av beredskap. Dette fordi det gis et direkte kvantitativt tall på hvilken effekt de spesifiserte oppsamlingssystemene har hatt.

Det er viktig å være oppmerksom på at enkelte av kategoriene i massebalansen vil kunne variere, det vil si at olje for eksempel kan være i vannsøylen på ett tidspunkt for senere å dukke opp på overflaten for så å dukke ned igjen. Dette er et eksempel der vind og bølger spiller en avgjørende rolle.

Resultatene fra modellering i OSCAR viser massebalansen som andeler av utsluppet olje, og ikke emulsjon. Når det i massebalansen oppgis at 30 % olje er samlet opp, betyr dette at 30 % av oljen som er sluppet ut, ved gitt tidspunkt, er samlet opp. I realiteten betyr dette at det er samlet opp et større volum enn det som angis i massebalansen da råoljen normalt vil emulgere. Avhengig av oljens forvitringsegenskaper vil dette kunne gi en total emulsjonsvolum som er flere ganger større enn utsluppet oljevolum.

Når modelleringer gjennomføres i OSCAR er det mulig å kjøre enten en singelsimulering eller stokastiske simuleringer. Ved en singelsimulering kjøres et scenario en gang ved et gitt tidspunkt, hvor vind, strøm og andre miljødata er spesifikke for det tidspunktet, for eksempel en 30 dagers simulering den første januar 1999. Stokastiske simuleringer innebærer at et scenario blir kjørt flere ganger over en tidsperiode, hvor utslipps- og beredskapsscenarioet er det samme, men miljødataen varierer. Dette genererer statistisk data fra flere simuleringer som dekker ulike

værforhold. All data som presenteres i massebalansen i denne analysen er resultatet av stokastiske simuleringer, hvilket innebærer at hvert scenario har blitt kjørt 123 ganger i hver sommer-

/vinterperiode med ulike startpunkter jevnt fordelte mellom årene 1998 – 2005. Alle tallene i massebalansen representerer et gjennomsnitt av 123 simuleringer med ulike værforhold. Figur 6-1 viser en konseptuell skisse over en simulering, og hvordan den relaterer i tid til utslippsstart og oljedrift/forvitring.

Figur 6-1 Konseptuell skisse som viser tidslinjer for de ulike prosessene ved modellering av et oljeutslipp. Ved tidspunkt 0 skjer en utblåsning hvor oljeforvitring og -drift av olje begynner.

Denne forvitringen og driften modelleres i OSCAR, med eller uten oljeverntiltak. Etter at utblåsningen er stoppet fortsetter OSCAR å simulere oljens forvitring og drift i ytterligere 15 døgn før simuleringen stopper og OSCAR ved dette tidspunktet blant annet genererer

massebalanse data. Massebalansen viser et øyeblikksbilde av hvilke tilstander den totale mengden utsluppet olje befinner seg i ved øyeblikket for avsluttet simulering. Figuren viser en simulering av en utblåsning med en varighet på 14 døgn og en simuleringsvarighet på 29 døgn (utblåsningsvarighet + 15 døgn). Resultatdata om massebalanse er også mulig at få ut underveis av en modellering etter ethvert spesifisert tidspunkt, hvilket blant annet gjør det mulig å måle massebalanse over tid.

6.2 Inngangsdata

OSCAR har en rekke modellparametere og inngangsdata som må defineres før hver modellering.

Disse parameterne definerer selve modellberegningene (tidstrinn, antall partikler, og sensitiviteten i forskjellige algoritmer) i tillegg til lokale miljø- og utslippsscenario

(topside/subsea-utslipp, temperatur, oljeforvitringsdata, vind- og strømdata etc.) og eventuelle beredskapstiltak. De viktigste av disse er presentert i Vedlegg 2 sammen med parametere som er knyttet opp mot hvert modellert scenario. Hver beredskapsmodellering er avhengig av

utslippslokasjon, miljøforhold og valgt beredskapsutstyr og beredskapsstrategi. De

beredskapsressurser og ulike beredskapsscenarioer som ligger til grunn i denne analysen, er

6.2.1 Beredskapsressurser og modelleringsoppsett

Basert på diskusjoner mellom DNV og Lundin er det blitt utarbeidet en liste med tilgjengelige beredskapssystemer til bruk i modelleringene og beredskapsanalysen (Tabell 6-2). På bakgrunn av de nominelle systembehovsberegningene som viser behov for totalt mellom 4 og 7 systemer i de ulike sesongene, er det valg å modellere med fra 1 til 11 systemer totalt for barriere 1 og 2.

Beredskapssystemene markert med * i Tabell 6-2 er utstyrt for mekanisk oppsamling så vel som for kjemisk dispergering, og er derfor også benyttet til modellering av kjemisk dispergering. I de oppgitte responstidene inngår gangtid, spesifikk frigivelsestid for områdefartøy og for basefartøy, mobiliseringstid (1 time) og gangtid for slepefartøy, samt tilleggstid for utsetting av lenser (1 time) for både OR-fartøy og slepefartøy. Tilleggstid for NOFO mobilisering av beredskapsplanen (maksimalt 1 time) inngår ikke i modelleringen, og bør tas høyde for i endelig beredskapsplan (se kolonne «Total responstid (t)» i Tabell 6-2. En oversikt over modellerte tiltaksalternativer er gitt i Tabell 6-3. Alle systemoppsettene er modellert for sommer- og vinterperioden.

Tabell 6-2 Primære beredskapssystemer brukt som grunnlag for OSCAR-modelleringene.

Fartøyene markert med * har utstyr både for mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering. I kolonne «Total responstid (t)» inngår 1 time tilleggstid for NOFO mobilisering av

beredskapsplanen.

System nr. OR-Fartøy (lokasjon) Slepefartøy Responstid (t) Total responstid (t)

1 NOFO OMR. Volve-Sleipner RS Haugesund 7 8

2 NOFO OMR. Balder* RS Egersund 9 10

3 NOFO OMR. Troll-Oseberg 2* RS Kleppestø 11 12

4 NOFO OMR. Troll-Oseberg RS Måløy¹⁾ 14 15

5 NOFO OMR. Tampen* RS Kristiansund¹⁾ 19 20

6 Ula/Gyda/Tambar* NOFO Fartøypool 24 25

7 NOFO OMR. Gjøa* NOFO Fartøypool 24 25

8 NOFO BASE Stavanger 1 NOFO Fartøypool 24 25

9 NOFO BASE Mongstad 1 NOFO Fartøypool 24 25

10 NOFO OMR. Haltenbanken NOFO Fartøypool 32 33

11 NOFO Kristiansund 1 NOFO Fartøypool 33 34

1) I henhold til ny informasjon fra NOFO (ref. e-post fra Frode Bergersen 05.12.2012) vil RS Måløy ha behov for bunkring i Haugesund før de er klare til aksjon, og det bør derfor legges inn ytterligere 1 time på total responstid = 14 timer for system nr. 4 og 19 timer for system nr. 5. I modelleringen er det benyttet henholdsvis 13 timer og 18 timer responstid, men dette anses å ha marginal innvirkning på endelige modelleringsresultater.

Tabell 6-3 Definisjoner på de ulike beredskapsscenarioene som er modellert i OSCAR.

Navn på oppsett

Antall systemer i barriere 1

Antall systemer i barriere 2

Eventuelle kommentarer

0_0 0 0 Modellering av utslipp uten beredskap, for å sammenligne med modellering av beredskap.

1_0 1 0 Normalt mekanisk oppsett med ett system i første barriere og ingen systemer i andre barriere.

1_1 1 1 Normalt mekanisk oppsett med ett system i første barriere og ett system i andre barriere.

2_1 2 1 Normalt mekanisk oppsett med to systemer i første barriere og ett system i andre barriere.

2_2 2 2 Normalt mekanisk oppsett med to systemer i første barriere og to systemer i andre barriere.

3_2 3 2 Normalt mekanisk oppsett med tre systemer i første barriere og to systemer i andre barriere.

4_2 4 2 Normalt mekanisk oppsett med fire systemer i første barriere og to systemer i andre barriere.

4_3 4 3 Normalt mekanisk oppsett med fire systemer i første barriere og tre systemer i andre barriere.

3_4 3 4

Normalt mekanisk oppsett med tre systemer i første barriere og fire systemer i andre barriere likt oppsettet fra

beregningen av det nominelle systembehovet.

5_3 5 3 Normalt mekanisk oppsett med fem systemer i første barriere og tre systemer i andre barriere.

6_3 6 3 Normalt mekanisk oppsett med seks systemer i første barriere og tre systemer i andre barriere.

7_3 7 3 Normalt mekanisk oppsett med syv systemer i første barriere og tre systemer i andre barriere.

8_3 8 3 Normalt mekanisk oppsett med åtte systemer i første barriere og tre systemer i andre barriere.

3_4_disp 3 4

Oppsett med tre fartøy i første barriere og fire i andre barriere, alle fartøy er oppsatt med og benytter kjemiske dispergeringsmidler.

6.3 Modelleringsresultater

Scenarioene for mekanisk oppsamling som modelleres i OSCAR varierer fra 0 – 11 beredskapssystemer. Oppsettene er basert på resultatene fra det nominelle systembehovet,

beregnet til maksimalt syv systemer. Figur 6-2 viser massebalansen for alle modellerte scenarioer fra utslippsstart til endt simulering (dvs. utslippstid 11 døgn + 15 døgn følgetid = 26 døgn).

OSCAR-modelleringen viser at uten beredskapstiltak vil det meste av oljen enten fordampe (sommer 45,4 %, vinter 43 %) eller bli naturlig dispergert (sommer 35,1 %, vinter 30,1 %).

Videre vil 9,7 % (sommer) og 12,6 % (vinter) av oljemengden blir nedbrutt av biologiske prosesser. 2,5 % (sommer) og 11 % (vinter) av oljen vil bli sedimentert. Under sommerforhold vil 5,6 % av oljemengden bli værende på overflaten mot 1,6 % ved vinterforhold. 1,4 % av oljen som har blitt sluppet ut vil bli oppløst uavhengig av årstid. Ved sommerforhold vil 0,3 % strande og ved vinterforhold vil 0,2 % strande.

I begge sesonger er det kun en liten mengde olje som vil strande henholdsvis 0,3 % og 0,2 % for sommer- og vintersesongen uten tiltak. Ved modellering av syv beredskapssystemer er strandet emulsjonsmengde redusert til 0,1 % (sommer og vinter), mens den ved innsats av elleve

beredskapsfartøy er redusert til 0,0 % (sommer) og 0,1 % (vinter).

Mengden olje som blir tatt opp øker med antall mekaniske systemer, økningen følger ikke en lineær økning, men vil flate ut etter omtrent fem systemer (Figur 6-2). Dette kommer av mengden olje som er tilgjengelig for opptak vil være en begrensende faktor. Ett system i hver barriere (1_1) samler opp 17,1 % (sommer) og 7,0 % (vinter), totalt syv systemer (_4_3_) samler opp 35,5 % (sommer) og 18,2 % (vinter), mens elleve systemer (8_3) samler opp 39,6 % (sommer) og 22,4 % (vinter) av oljen. Tilleggseffekten ved å sette inn flere systemer enn totalt syv er altså begrenset. Den store forskjellen i mengde olje som blir tatt opp i sommer- og vintersesongen skylles mengde olje tilgjengelig for opptak, samt vil det være større bølger og mindre lys i vintersesongen noe som fører til redusert opptakseffektivitet.

Figur 6-2 viser også effekt av kjemisk dispergering, som er videre omtalt under avsnitt 6.3.2.

Figur 6-2 Massebalanse for alle modellerte scenarier 26 døgn etter utslippets start, sommer (øverst) og vinter (nederst). Se Tabell 6-3 for definisjoner av de ulike scenariene. «Utenfor grid»

angir andel olje som har sedimentert.

6.3.2 Kjemisk dispergering

Det har blitt modellert ett scenario med bruk av kjemiske dispergeringssystemer bestående av fem fartøyer, tre i barriere én og to i barriere to. OSCAR-modellen skiller ikke mellom kjemisk og naturlig dispergert olje, av den grunn kan en ikke kvantifisere effekten av dispergeringsmidler.

Sammenlikner en Figur 6-3 og Figur 6-4, henholdsvis scenariet uten tiltak og scenariet med bruk av kjemiske dispergeringsmidler, er det en økning av andelen dispergert olje etter elleve timer uavhengig av sesong. Dispergeringseffekten ser ut til å avta med tid, men dette kommer av at fartøyene i modellen har en begrenset mengde dispergeringsmidler om bord, og vil dermed ikke applisere dispergeringsmidler gjennom hele modelleringsprosessen. I en reell situasjon vil

systemene kunne etterfylle dispergeringsmiddel og fortsette aksjonen, noe som vil bedre effekten.

Massebalansen etter endt simulering (26 døgn) viser noe effekt av dispergering ved at en større andel av oljen er nedbrutt sammenliknet med tilsvarende scenario uten beredskapstiltak.

Figur 6-3 Massebalanse over tid, sommer (øverst) og vinter (nederst), uten beredskapstiltak.

Figuren viser hvordan massebalansen forandrer seg fra 2 timer etter utblåsningens start frem til og med 26 døgn etter utblåsningens start. Vær oppmerksom på skala på x-aksen.

Figur 6-4 Massebalanse over tid, sommer (øverst) og vinter (nederst), med kjemisk dispergering.

Figuren viser hvordan massebalansen forandrer seg fra 2 timer etter utblåsningens start frem til og med 26 døgn etter utblåsningens start. Vær oppmerksom på skala på x-aksen. Effekten av kjemisk dispergering (veldig raskt minskende andel olje på overflaten) er tydelig etter at appliseringen av dispergeringsmiddelet starter etter ca. 11 timer.

6.4 Stranding av olje langs kysten

Edvard Grieg er lokalisert 160 km og en utblåsning fra feltet og kan medføre stranding av