Miljørisiko- og beredskapsanalyse – boringen av OP1 Geopilot i PL 636 Rapport

(1)

Miljørisiko- og beredskapsanalyse – boringen av OP1 Geopilot i PL 636

Akvaplan-niva, Rapport 60635.02

Rapport

Miljørisiko- og beredskapsanalyse – boringen av OP1 Geopilot i PL 636

Rapport nummer 60635.02 For Neptune Energy

Akvaplan-niva AS

(2)

Miljørisiko- og beredskapsanalyse – boringen av OP1 Geopilot i PL 636 Akvaplan-niva, Rapport 60635.02

2 Rapporttittel:

Miljørisiko- og beredskapsanalyse – boringen av OP1 Geopilot i PL 636 Forfatter(e):

Tom Sørnes Geir Morten Skeie Cathrine Stephansen

Akvaplan-niva rapport nr.: 60635.02 Dato: 24.06.2019

Antall sider: 68 Distribusjon:

Kunde: Neptune Energy Kundes referanse: Wenche R. Helland Prosjektleder:

_________________________________

Tom Sørnes

Kvalitetskontroll:

_________________________________

Geir Morten Skeie

© 2019 Akvaplan-niva AS. This report may only be copied as a whole. Copying and use of results by Client is permitted according to Contract between the Client and Akvaplan-niva AS. For others than Client, copying of part of this report (sections of text, illustrations, tables, conclusions, etc.) and/or reproduction in other ways, is only permitted with written consent from Akvaplan-niva AS and the Client and it may only be used in the context for which permission was given.

Please consider the environment before you print.

(3)

Akvaplan-niva, Rapport 60635.02 3

Akvaplan-niva AS

Rådgivning og forskning innen miljø og akvakultur Org.nr.: NO 937 375 158 MVA

Framsenteret, 9296 Tromsø Norge

Akvaplan-niva (APN) er et forskningsbasert selskap som leverer kunnskap og råd om miljø og havbruk.

Selskapet vil kombinere forskning, beslutningsstøtte og teknisk innovasjon til praktiske og kostnads- effektive løsninger for bedrifter, myndigheter og andre kunder verden over.

Vår produktportefølje inkluderer miljøovervåkning, konsekvensutredninger, risiko- og beredskaps- vurderinger, beslutningsstøtte for petroleumsvirksomhet, arktisk miljøforskning, akvakulturdesign og - ledelse, forskning på nye oppdrettsarter og en rekke akkrediterte miljørelaterte, tekniske og analytiske tjenester.

www.akvaplan.niva.no

Sensitive Environments Decision Support Group

Idrettsveien 6, 1400 Ski Norge

Tlf: +47 92804193/+47 91372252

Sensitive Environments Decision Support Group (SensE) er en egen gruppe i Akvaplan-niva AS.

SensE leverer en rekke tjenester innenfor miljørisiko og oljevernberedskap for petroleumsoperasjoner og aktiviteter i sensitive marine områder.

SensE fokuserer på kvalitet og kompetanse i gjennomføringen av analyser/arbeider og samarbeider tett med oppdragsgiver i prosessen, for å sikre god involvering og utarbeidelse av analyser med høy kvalitet.

Verktøyet www.senseweb.no er en presentasjonsportal for visning av fullstendige resultater fra miljø- risikoanalyser som er gjennomført av Akvaplan-niva AS ved SensE. Tjenesten er åpen for alle i hørings- perioden for analysen og tilgjengelig kontinuerlig for oppdragsgiver.

www.senseweb.no

(4)

Innholdsfortegnelse

1 Sammendrag ... 7

2 Summary... 11

3 Forkortelser og definisjoner... 12

4 Innledning ... 13

4.1 HMS-regelverk ... 13

4.2 Gjennomføring av analysen ... 13

4.3 Underlag for analysen ... 13

4.4 Presentasjon av resultater ... 14

4.5 Neptune Norge sine akseptkriterier for miljørisiko ... 14

4.6 Neptune Norge sine ytelseskrav til beredskapen ... 15

5 Aktiviteten, reservoarforhold og hendelser ... 16

5.1 Aktivitetsbeskrivelse ... 16

5.2 Oljens egenskaper ... 17

5.3 Definerte fare- og ulykkeshendelser... 17

5.4 Utblåsningsfrekvens ... 17

5.5 Analyserte utstrømningsrater og -varigheter ... 17

6 Resultater fra oljedriftsanalysene ... 19

6.1 Innledning ... 19

6.2 Influensområder ... 19

6.2.1 Influensområde - havoverflate ... 19

6.2.2 Vannsøyle ... 24

6.2.3 Strand ... 24

6.2.4 Strandingsverdier for NOFOs eksempelområder ... 25

7 Resultater fra analysen av miljørisiko ... 27

7.1 Skadebasert miljørisikoanalyse – sjøfugl ... 27

7.1.1 Miljørisiko – utslag i ulike sesonger ... 27

7.1.2 Desember-februar (vinter)... 27

7.1.3 Mars-mai (vår) ... 29

7.1.4 Juni-august (sommer) ... 31

7.1.5 September-november (høst) ... 32

7.2 Skadebasert miljørisikoanalyse - marine pattedyr ... 34

7.3 Overlappsanalyser – marine pattedyr ... 34

7.4 Trinn 1 miljørisikoanalyse for fisk ... 35

7.5 Skadebasert miljørisikoanalyse – strandressurser ... 36

8 Beredskapsanalyse ... 37

(5)

8.1 Innledning ... 37

8.2 Tilgjengelige beredskapsressurser ... 37

8.2.1 Stående beredskap ... 37

8.2.2 Landbaserte baser ... 37

8.3 Beredskapsmessige utfordringer ved aktiviteten ... 38

8.4 Utstrømningsrater - grunnlag for dimensjonering ... 38

8.5 Behovet for havgående beredskap ... 38

8.5.1 Emulsjonsmengder ved ulike værforhold ... 39

8.5.2 Virkning ved ulike værforhold ... 39

8.5.3 Beregnet beredskapsbehov ... 40

8.6 Behovet for kystnær beredskap ... 40

8.7 Løsninger for å møte ytelseskravene ... 41

8.7.1 Tiltaksalternativer ... 42

8.8 Forslag til beredskapsstrategier i ulike miljøsoner ... 43

8.8.1 Åpent hav ... 43

8.8.2 Kystnært ... 43

9 Referanser ... 44

10 Vedlegg 1. Metoder og analysekonsept ... 45

10.1 Oljedriftsanalyser ... 45

10.1.1 Grunnlagsdata for vind og strøm ... 45

10.1.2 Influensområder ... 45

10.2 Skadebasert analyse av miljørisiko ... 46

10.2.1 Sjøfugl og marine pattedyr ... 47

10.2.2 Kysthabitater ... 47

10.2.3 Fisk ... 47

10.3 Beredskapsanalyse ... 48

10.3.1 Beregning av systembehov ... 48

11 Vedlegg 2. Miljøbeskrivelse for Norskehavet ... 49

11.1 Strømforhold og frontsystemer ... 49

11.2 Klimatiske forhold... 50

11.2.1 Lys ... 50

11.2.2 Vind... 51

11.2.3 Bølger ... 51

11.2.4 Lufttemperatur ... 53

11.2.5 Vanntemperatur ... 53

11.3 Sjøfugl ... 54

11.3.1 Pelagiske dykkere ... 55

(6)

11.3.2 Pelagisk overflatebeitende ... 56

11.3.3 Kystbundne dykkere ... 57

11.3.4 Kystbundne overflatebeitende... 59

11.3.5 Marint tilknyttede vadere ... 60

11.4 Marine pattedyr ... 61

11.4.1 Kystsel... 61

11.4.2 Oter ... 62

11.4.3 Hval ... 62

11.5 Fisk ... 63

11.6 Sårbare kysthabitater ... 65

11.6.1 Sensitivitetsindeks ... 65

11.6.2 Kysttyper - Norskehavet ... 65

11.7 Koraller og annen sensitiv bunnfauna ... 67

11.8 Miljøprioriterte lokaliteter ... 68

(7)

1 Sammendrag

Neptune planlegger utviklingen av Duvafeltet i produksjonslisens (PL) 636. I første omgang utvikles feltet med 2 oljeprodusenter og 1 gassprodusent. Brønnene skal bores fra en bunnramme og kobles til Gjøaplattformen. Akvaplan-niva har gjennomført en full miljørisiko- og beredskapsanalyse som dekker boringen av en geopilot på feltet, som skal bores før produsentene.

Sannsynligheten for en utblåsning fra aktiviteten

Sannsynligheten for en ukontrollert utstrømning av olje fra reservoaret under boringen av Duva Geo- pilot er beregnet med bakgrunn i historiske data fra SINTEFs Offshore Blowout Database, publisert i Lloyd´s årlige analyse. Sannsynligheten er estimert til 3.07 x 10^-5 per brønn.

Hvilket geografisk område vil kunne bli berørt av en oljeutblåsning fra Duva Geopilot?

Lisens 636 ligger i nordlige Nordsjøen, nær det produserende Gjøafeltet. Bunnrammens posisjon er 61°

24' 22.01" N og 04° 03' 54.55" Ø, omlag 35 km nordvest for Bulandet, som er det nærmeste punktet på fastlandet.

Metode: Det er utført et statistisk representativt antall oljedriftsberegninger for utslippsrater fra 398 til 6380 Sm³/døgn, med utblåsningsvarigheter fra 2 døgn opp til 50 døgn. Oljedriftsmodellen OSCAR er benyttet med 3D strømdata (4 km oppløsning) og 10x10 km vinddata fra perioden 2007-2016.

Neptune vurderer at oljetypen Pil best representerer hydrokarbonsammensetningen i reservoaret. Denne oljetypen har en tetthet på 848 kg/m³, et lavt asfalteninnhold (0,2 vektprosent) og et meget høyt innhold av voks (16,6 vektprosent). Oljen danner stabile olje-i-vann-emulsjoner, har lang forventet levetid på sjø og kan danne voksrike klumper som brytes sakte ned.

En utblåsning, med de strømningsratene som ligger til grunn for dette studiet, har en sannsynlighet for stranding på 87,6-99,3 %, avhengig av sesong. Et større utilsiktet utslipp under boring vil kunne berøre deler av norskekysten fra Hordaland til Troms. Hendelser med de største ratene og lengste varighetene vil kunne berøre både Nordsjøen, Norskehavet og sørlige deler av Barentshavet.

Figur 1 viser influensområdet ved en sjøbunnsutblåsning fra Duva Geopilot for årets fire sesonger. Gitt en utblåsning under boringen av brønnen er sannsynligheten for utstrømning ved sjøbunnen vesentlig høyere enn utstrømning ved overflaten (hhv. 90 % og 10 %).

Den korteste drivtiden til land er meget kort og størst strandet emulsjonsmengde betydelig (henholdsvis 1,6 døgn og 21 419 tonn, begge som 95-prosentiler, beregnet for hele året). Drivtidene er kortere enn 21 døgn for 9 av NOFOs eksempelområder langs norskekysten ved en ukontrollert utstrømning fra reservoaret under boring.

(8)

Figur 1. Influensområdet for en sjøbunnsutblåsning fra Duva Geopilot for sesongene vinter (øverst til venstre), vår (øverst til høyre), sommer (nederst til venstre) og høst (nederst til høyre).

Hvilken miljørisiko kan en utblåsning gi?

Metode: Denne studien analyserer miljørisiko ved bruk av ulike datasett som beskriver fordelingen av miljøressurser kystnært og i åpent hav. Primærkilden til datasettene for sjøfugl er SEAPOP-programmet (helhetlig og langsiktig overvåkings- og kartleggingsprogram for norsk sjøfugl). Det er benyttet data med månedlig fordeling av sjøfugl kystnært og i åpent hav for en lang rekke arter. Primærkilden til data for kystsel, hval og fisk er Havforskningsinstituttet.

(9)

Konsekvensene av et større utilsiktet utslipp i forbindelse med boringen av Duva Geopilot vil variere for de ulike artene, og være avhengig av når utslippet finner sted. Konsekvenspotensialet er størst for sjøfugl i åpent hav, mindre for kystnær sjøfugl, kystsel og strandressurser.

Det er beregnet lave konsentrasjoner av hydrokarboner i vannsøylen. Ingen av modellrutene har THC- konsentrasjoner > 50 ppb, som er en konservativ grenseverdi for beregning av skade på egg og larver.

Potensialet for skader på bestandsnivå for fisk vurderes derfor som svært begrenset.

Miljørisikonivå

Maksimale utslag i miljørisiko for de fire sesongene, for hver av skadekategoriene, er gitt i Tabell 1.

Verdiene i tabellen representerer utslaget som en andel av Neptunes akseptkriterier for aktiviteten i hver skadekategori. Tallene i parentes for hver av skadekategoriene representerer forventet restitusjonstid, dvs. tiden det tar før den berørte bestanden av en gitt naturressurs er ført tilbake til 99 % av nivået før hendelsen inntraff.

Tabell 1. Maksimalt utslag i skadekategoriene i hver av de fire sesongene.

Sesong VØK

Mindre miljøskade (<1 år) (%)

Moderat miljøskade (1-3 år) (%)

Betydelig miljøskade (3-10 år) (%)

Alvorlig miljøskade (>10 år) (%) Desember-

februar Lunde, Norskehavet 0,3 3,3 12,2 30,0

Mars-mai

Lomvi, Norskehavet 0,7 4,5 8,3 14,7

Juni-august

Lomvi, Norskehavet 0,6 4,2 0,1 17,7

September-

november Lunde, Norskehavet 0,4 2,8 5,2 11,1

Maksimale utslag i miljørisiko i hver av årets 12 måneder er gitt i Figur 2 under.

Figur 2. Maksimalt utslag i miljørisiko per måned.

(10)

Hva er behovet for beredskap mot akutt forurensning for den planlagte aktiviteten?

Beredskap i åpent hav

En havgående beredskap med en ytelse tilsvarende totalt 5 NOFO-systemer (med HiVisc-opptakere) vil tilfredsstille aktivitetens ytelseskrav. Det første NOFO-systemet vil kunne være operativt innen 6 timer (OR-fartøyet fra den stående beredskapen ved Gjøafeltet og oljevernfartøy fra Redningsselskapets base i Måløy). De neste systemene vil kunne være operative innen 24 timer (OR-fartøy fra den stående beredskapen ved Troll/Oseberg, Tampen og Sleipner/Utsira Nord, samt et system mobilisert fra NOFOs base på Mongstad, med oljevernfartøy fra NOFOs fartøyspool).

Beredskap kystnært

En kystnær beredskap med en ytelse tilsvarende totalt 9 Current Buster 4-systemer vil tilfredsstille den planlagte aktivitetens behov for å kunne håndtere operasjoner i de 9 eksempelområdene med en korteste drivtid <20 døgn, og dekke Neptune Energy sitt ytelseskrav om å kunne håndtere den totale emulsjonsmengden (95-prosentilen) som vil kunne strande i influensområdet.

Med bakgrunn i aktivitetens miljørisiko, stor sannsynlighet for stranding, vesentlige strandingsmengder og kort drivtid til land, vurderer Neptune Energy at beredskapsløsningen for Duva Geopilot kystnært bør utvides med to systemer utover det beregnede behovet. Dette øker robustheten i beredskapen for brønnen. Neptune Energys beredskapsløsning i barriere 3 omfatter mao. 11 Current Buster 4-systemer.

De to systemene som kommer i tillegg til det beregnede basisbehovet vil, for planformål, mobiliseres til områdene Sverslingsosen-Skorpa og Runde.

Det første systemet skal være på plass innen 95-prosentilen av korteste drivtid til land, altså 1.4 døgn.

De resterende systemene kan mobiliseres sekvensielt, med responstider som vist for eksempelområdene i Tabell 13.

NOFO vil kunne mobilisere 10 komplette kystsystem til nærmeste NOFO-base innen 5 døgn. 10 system innbefatter 16 fartøy; 10 til oppsamling av olje/emulsjon, 4 til opptak, samt 2 til kommando og støtte.

Disse systemene vil kunne dekke behovet for beredskap i barriere 3 for 7 av de 9 eksempelområdene med drivtider kortere enn 20 døgn (Tabell 13). For de to områdene Sverslingsosen-Skorpa og Runde vil Neptune Energy etablere en særskilt løsning for å ivareta kravet til kort responstid.

Behovet for beredskapsressurser i barriere 4 og 5 er analysert. Behovet kan løses innenfor NOFO sitt eksisterende avtaleverk. Relevante ressurser til deteksjon og overvåking av et utilsiktet utslipp er synlig- gjort i analysen.

(11)

2 Summary

An Environmental Risk and Oil Spill Contingency Analysis (ERACA) has been carried out covering the drilling of Duva Geopilot. Duva is situated in PL 636, in the northern North Sea. The nearest distance to shore is 35 km (Bulandet).

The ERACA was carried out using Norwegian industry standard methodology and oil drift input data from the OSCAR model (MEMW 10.0.1). The oil drift simulations were carried out using Pil as the reference oil and cover the whole year.

Pil forms emulsions with a maximum water content of ~48 % (winter-) and ~75 % (summer conditions).

The emulsion viscosity is high, it has a relatively long degradation time at low wind speeds, and needs stronger winds for natural dispersion. Pil emulsion is considered “not chemically dispersible” under winter conditions and only “reduced chemically dispersible” under summer conditions.

The ERACA results are presented for each of the seasons winter (December-February), spring (March- May), summer (June-August) and autumn (September-November).

The oil drift simulations were carried out using a full rates-duration matrix, with grouped rates for both surface and subsea blowouts (36 combinations of rates and durations). The weighted rates are 2280 and 1910 Sm³/day for surface and subsea blowouts, respectively. In total, 25 499 oil drift simulations were carried out.

When the frequencies of the scenarios are included, the probability of shoreline oiling spans from 87,6- 99,3 % (season dependent). The 95-percentile of beached oil calculated is 21 419 tonnes of emulsion and the 95-percentile shortest drift time to shore is 1,6 days (whole year statistics).

Selected seabird species with data sets from the SEAPOP programme have been analysed in a damage based MIRA method ERA (OLF, 2007). The environmental risk to seabirds in open waters was higher than to seabirds in coastal waters in all seasons. The maximum environmental risk, across the 4 seasons, was calculated for Atlantic Puffin (Fratercula arctica) at 30,0 % of the acceptance criteria in damage category “Serious” (winter period).

The MIRA damage based ERA also included grey seal (Halichoerus grypus) and harbour seal (Phoca vitulina), for which there are suitable data sets available. The maximum calculated risk to seal species, across the 4 seasons, was 4.5 % of the acceptance criteria in damage category “Serious” (grey seal in autumn).

For other marine mammals, where data suitable for quantitative environmental risk assessments are not available, a GIS overlap analysis was carried out. This included killer whales, sperm whales and minke whales. A major oil spill from Duva Geopilot may affect animals of all three species, but is unlikely to have major consequences at population level.

THC-concentrations were below the threshold limit for toxicity (50 ppb) in all seasons. Environmental risk to fish eggs and larvae is thus considered very limited.

This assessment concludes that a capacity corresponding to 5 NOFO offshore systems will be required in barriers 1 and 2 (open sea) to combat the oil/emulsion resulting from a major oil spill. An equivalent of 11 Current Buster 4 systems will be required in barrier 3 to combat the emulsion that slips through barriers 1 and 2.

(12)

3 Forkortelser og definisjoner

ALARP As Low As Reasonably Practicable

DNV Det Norske Veritas (nå: DNV GL)

Eksempelområde Områder i den ytre kystsonen som har en høy tetthet av miljøprioriterte lokaliteter og som også på andre måter setter strenge krav til oljevern- beredskapen

GIS Geografisk Informasjonssystem

GOR Gas Oil Ratio

Grid Rutenett som brukes i GIS

HI Havforskningsinstituttet (www.imr.no)

Influensområde Område med mer enn 5 % sannsynlighet for treff av mer enn 1 tonn olje i en 10x10 km modellrute

MEMW Marine Environmental Modelling Workbench (SINTEF-modell)

MIRA Miljørettet risikoanalyse

MOB Modell for prioritering av områder for beskyttelse mot oljeforurensning

NINA Norsk Institutt for Naturforskning (www.nina.no)

OSCAR Oil Spill Contingency And Response Model (SINTEF-modell for oljedriftssimuleringer)

PAH Polysykliske aromatiske hydrokarboner

PL Produksjonslisens

SEAPOP Norsk Institutt for Naturforskning sitt program for overvåking og kartlegging av sjøfugl (www.seapop.no)

SINTEF www.sintef.no

SVIM-arkivet Hindcast-arkiv fra numeriske havmodeller, som blant annet inneholder strømdata med 4 km oppløsning

THC Total Hydrocarbon Content

VØK Verdsatt økosystemkomponent

(13)

4 Innledning

4.1 HMS-regelverk

HMS-regelverket for norsk sokkel, landanlegg og Svalbard skal bidra til at petroleumssektoren i Norge blir verdensledende på HMS-området. I underliggende forskrifter beskrives kravene til de miljørettede risiko- og beredskapsanalysene for akutt oljeforurensning. Spesielt relevante deler er:

• Forurensningslovens § 40 om beredskap og § 41 om beredskapsplaner

• Rammeforskriftens § 11 om prinsipper for risikoreduksjon, § 48 om plikten til å overvåke og fjernmåle det ytre miljøet, samt § 20 om samordning av beredskapen til havs og § 21 om samarbeid om beredskap

• Styringsforskriftens § 16 som blant annet beskriver krav til analyser, kriterier for oppdatering og sammenheng mellom analyser

• Styringsforskriftens § 17 om risikoanalyser og beredskapsanalyser

• Aktivitetsforskriftens kapittel 10 om overvåkning av det ytre miljøet, som også omhandler overvåkning relevant for akutte utslipp

• Aktivitetsforskriftens kapittel 13 om beredskap

4.2 Gjennomføring av analysen

Den miljørettede risiko- og beredskapsanalysen er gjennomført iht. gjeldende bransjeveiledninger, samt med anerkjente modeller og metoder, som angitt i Tabell 2.

Tabell 2. Veiledninger, modeller og metoder benyttet i analysen.

Element i analysen Veiledning, modell eller metode benyttet

Oljedriftsberegninger OSCAR, versjon 10.0.1. Driverdata og oppsett i henhold til beste praksis (Norsk olje og gass, 2016)

Miljørettet risikoanalyse -

skadebasert Veileder for miljørettet risikoanalyse (Norsk olje og gass, 2007) Miljørettet risikoanalyse -

fiskeressurser Metodikk for miljørisiko på fisk ved akutte oljeutslipp (DNV, 2007) Miljørisikoberegninger Beregningsprogrammet SensERA

Miljørettet beredskapsanalyse Veileder for miljørettet beredskapsanalyse (Norsk olje og gass, 2013) Beredskapsberegninger Jf. Vedlegg 3 til Veileder for miljørettet beredskapsanalyse (Norsk olje

og gass, 2013)

4.3 Underlag for analysen

Analysen er gjennomført med best tilgjengelige datasett egnet for kvantitative miljørisikoanalyser etter MIRA-metoden, som angitt i Tabell 3.

(14)

Tabell 3. Datasett lagt til grunn for analysen.

Datatype Kilde

Lokasjon og vanndyp Informasjon fra Neptune Norge

Oljens egenskaper Forvitringsstudiet for Pil (SINTEF, 2015)

Frekvens for utblåsning Blowout and Well Release Frequencies (Lloyd´s Register, 2019) Strømningsberegninger Blowout and Kill Simulation Study (Add Energy, 2019)

Strømdata (oljedrift) SVIM-arkivet, 2007-2016 Vinddata (oljedrift) NORA10, 2007-2016 Sjøfugl i åpent hav –

modellert fordeling NINA, 2013

Sjøfugl kystnært NINA, 2019

Kystsel Havforskningsinstituttet, 2009

Øvrige marine pattedyr Miljøverdi og sårbarhet for marine arter og leveområder (APN, 2013)

Strand Norsk olje og gass, 2010

Gyteområder for fisk Havforskningsinstituttet, 2018

4.4 Presentasjon av resultater

Analysene gir et omfattende sett av resultater, blant annet for ulike ressurser, utslippsrater, tid på året og geografiske områder. I denne rapporten fokuseres det på hovedresultatene av analysene, det vil si de resultatene som har vesentlig betydning for operatørens og myndighetenes vurdering av den planlagte aktiviteten. Utfyllende informasjon om området og miljøressurser er gitt i vedlegg, mens høyoppløselig informasjon er lagret i Akvaplan-niva sine systemer og kan hentes ut ved behov.

I den grafiske presentasjonen av miljørisiko er øvre del av skalaen tilpasset de høyeste verdiene som er identifisert i analysen. Den samme skalaen benyttes gjennomgående for samtlige ressurser og perioder, for å sikre sammenlignbarhet. Samtlige naturressurser inngår i analysene, men ressurser som gir utslag mindre enn 1 % av operatørens akseptkriterier vises ikke grafisk.

4.5 Neptune Norge sine akseptkriterier for miljørisiko

For denne aktiviteten har Neptune Norge (Neptune) valgt å benytte sine operasjonsspesifikke akseptkriterier for miljørisiko (Tabell 4).

Akseptkriteriene uttrykker Neptunes holdning om at naturen i størst mulig grad skal være uberørt av selskapets aktiviteter. Kriteriene angir maksimal tillatt hyppighet av hendelser som kan forårsake skade på miljøet.

Dersom miljørisikoen overstiger akseptkriteriet, så regner Neptune den som miljømessig uakseptabel og risikoreduserende tiltak skal gjennomføres. Selv om miljørisikoen ikke overstiger akseptkriteriet, så skal risikoen reduseres etter ALARP-prinsippet, med fokus på tiltak som reduserer sannsynligheten for hendelse.

Tabell 4. Neptunes akseptkriterier for miljørisiko.

Konsekvenskategori

Betegnelse Mindre Moderat Betydelig Alvorlig

Varighet av miljøskade 0,1-1 år (1) 1-3 år (3) 3-10 år (10) > 10 år (20) Operasjonsspesifikt

akseptkriterium (pr. operasjon)

1,00 x 10^-3 2,50 x 10^-4 1,00 x 10^-4 2,50 x 10^-5

(15)

4.6 Neptune Norge sine ytelseskrav til beredskapen

Det er etablert ytelseskrav for oljevernberedskap for Duva, som angitt i Tabell 5. Disse danner grunnlag for gjennomføring av beredskapsanalysen.

Tabell 5. Neptune sine ytelseskrav til oljevernberedskap for Duva.

Element Effektkrav Kommentar

Dimensjonerende hendelse Tap av brønnkontroll.

Utblåsning av olje

Dimensjonerende rate Vektet utstrømningsrate Tall fra den brønnspesifikke utblåsningsanalysen

Første aksjonsplan Innen 2 timer Sendes til Kystverket

Kartlegging Kartlegging bla. mht. utbredelse, drivretning og oljemengde skal settes i gang snarest mulig etter at den akutte forurensningen er oppdaget

Kapasitet i barriere 1 og 2 Kunne håndtere den emulsjonsmengden som kan tilflyte barriereren ved vektet utstrømningsrate

Aktivitetsforskriften § 73 Responstid for system #1 Best oppnåelig responstid Avhengig av oljeegenskaper

og miljørisiko, samt en kost/

nytte-vurdering Responstid for full barriere Innen 95-prosentil av korteste drivtid til land

Kapasitet i barriere 3 og 4 (kystnær beredskap)

Kunne håndtere den emulsjonsmengden som kan tilflyte barrieren etter at effekten av forutgående barriere er lagt til grunn

Aktivitetsforskriften § 73

Responstid for systemene i barriere 3 og 4

Innen 95-prosentil av korteste drivtid til land eller berørte eksempelområder iht. operasjonsspesifikke oljedriftssimuleringer

Kapasitet i barriere 5 (strandrensing)

Kunne håndtere den emulsjonsmengden som kan tilflyte barrieren etter at effekten av forutgående barriere er lagt til grunn

Aktivitetsforskriften § 73

Responstid for systemene i barriere 5

Personell og utstyr skal være tilgjengelig innen 95- prosentil av korteste drivtid

Gjelder prioriterte områder Miljøundersøkelser Snarest mulig og senest innen 48 timer etter at den

akutte forurensningen er oppdaget

(16)

5 Aktiviteten, reservoarforhold og hendelser

5.1 Aktivitetsbeskrivelse

Neptune planlegger utviklingen av Duvafeltet i produksjonslisens (PL) 636. I første omgang utvikles feltet med 2 oljeprodusenter og 1 gassprodusent. Brønnene skal bores fra en bunnramme og kobles til Gjøaplattformen. Denne analysen dekker boringen av en geopilot, som blir den første av boreoperasjon- ene på feltet. Lisens 636 ligger i nordlige Nordsjøen, nær det produserende Gjøafeltet. Bunnrammens posisjon er 61° 24' 22.01" N og 04° 03' 54.55" Ø, omlag 35 km nordvest for Bulandet, som er nærmeste punkt på fastlandet. Vanndypet på lokasjonen er 356 meter.

Figur 3. Posisjonen til Duva Geopilot i PL 636, samt funn og produserende felt.

(17)

5.2 Oljens egenskaper

Basert på vurderinger av reservoaregenskaper og kunnskap fra boringen av letebrønn 36/7-4 i 2016 har operatøren, i tråd med anbefalingene fra SINTEF, valgt Pil som referanseolje for denne miljørettede risikoanalysen. For Piloljen finnes det et fullt forvitringsstudie (SINTEF, 2015).

Piloljen har en tetthet på 848 kg/m³, et lavt asfalteninnhold (0,2 vektprosent) og et meget høyt innhold av voks (16,6 vektprosent). Oljen danner stabile olje-i-vann-emulsjoner, har lang forventet levetid på sjø og kan danne voksrike klumper som brytes sakte ned.

For detaljert massebalanse og endringer i ulike egenskaper som en funksjon av tid etter utslipp, vanntemperatur og vindforhold vises det til forvitringsstudien (SINTEF, 2015).

5.3 Definerte fare- og ulykkeshendelser

En ukontrollert utstrømning fra brønnen under boring er identifisert som den dimensjonerende DFUen for denne miljørettede risiko- og beredskapsanalysen.

Add Energy (2019) har lagt følgende scenarier til grunn for utblåsningsberegningene:

• Hele reservoaret er eksponert. Mulige strømningsveier er åpent hull, annulus eller borestreng.

• Deler av reservoaret er eksponert. Mulige strømningsveier er som over.

Andre uhellsutslipp er vurdert å være av mindre volumer og konsekvens, og er derfor ikke ansett som dimensjonerende.

5.4 Utblåsningsfrekvens

Lloyd's Register utgir årlig en rapport som angir frekvensen for både utblåsninger og brønnlekkasjer ved aktiviteter gjennomført etter Nordsjøstandard (dvs. aktiviteter på norsk sokkel) basert på SINTEFs Offshore Blowout Database (Lloyd's, 2019). Denne rapporten inneholder informasjon om frekvenser, fordeling av sannsynligheter for ulike utslippstyper, samt sannsynligheter for ulike varigheter. Følgende utblåsningsfrekvens er vurdert representativ for produksjonsboringen og ligger til grunn for miljørisiko- beregningene:

• P (blowout, development drilling, oil well) = 3,07 × 10^-5per brønn

Brønnene er planlagt boret med en flyterigg («semi submersible»). Gitt en utblåsning under boringen av brønnen, så er det 10 % sannsynlighet for utstrømning ved overflaten og 90 % sannsynlighet for at en ukontrollert utstrømning skjer ved sjøbunnen.

5.5 Analyserte utstrømningsrater og -varigheter

Add Energy (2019) har gjennomført simuleringer av potensielle utstrømningsrater (Tabell 6). Ratene fra utblåsningsstudien er gruppert ihht. etablert standard, og de rategruppene som er modellert i OSCAR er vist i Tabell 7.

Vektet utslippsrate for overflate- og sjøbunnsutblåsning er hhv. 2280 og 1910 Sm³/d. Vektet varighet er hhv. 6 og 19 døgn. Lengste varighet, som reflekterer nødvendig tid for boring av avlastningsbrønn, er estimert til 50 døgn.

(18)

Tabell 6. Full rate- og varighetsmatrise. Øverst; overflateutblåsning. Nederst; sjøbunnsutblåsning. Kilde: Add Energy (2019).

Tabell 7. Rate- og varighetsmatrise for Duva Geopilot, hvor ratene i Tabell 6 (Add Energy, 2019) er gruppert.

Det er disse kombinasjonene av utslippsrater og -varigheter som modelleres i OSCAR og danner grunnlaget for videre beregninger.

Sannsynlighet for varigheten Rate

(Sm³/d)

Sannsynlighet

for raten 2 døgn 15 døgn 50 døgn

Overflate- utblåsning

599 0,550 0,85 0,10 0,05

2404 0,050 0,90 0,05 0,05

4180 0,246 0,85 0,10 0,05

5089 0,140 0,83 0,11 0,06

6380 0,015 0,75 0,15 0,10

Sannsynlighet for varigheten

Rate (Sm³/d)

Sannsynlighet

for raten 2 døgn 15 døgn 50 døgn

Sjøbunns- utblåsning

398 0,165 0,473 0,250 0,278

399 0,385 0,473 0,250 0,278

2060 0,035 0,50 0,25 0,25

3740 0,246 0,50 0,25 0,25

3849 0,120 0,50 0,25 0,25

4660 0,035 0,25 0,25 0,50

4970 0,015 0,25 0,25 0,50

(19)

6 Resultater fra oljedriftsanalysene

6.1 Innledning

Resultatene fra oljedriftsberegningene foreligger for hver kombinasjon av utslippsdyp, rate og varighet.

Det er gjennomført 25 499 simuleringer totalt. Alle simuleringene inngår i den miljørettede risiko- og beredskapsanalysen. Et representativt utvalg av det fullstendige figurmaterialet er inkludert i rapporten.

6.2 Influensområder

6.2.1 Influensområde - havoverflate

Influensområdet på overflaten ved overflate- eller sjøbunnsutblåsning, ved tap av brønnkontroll under boringen av Duva Geopilot, vises i Figur 4 og Figur 5. Influensområdene ved en sjøbunnsutblåsning er tildels vesentlig større enn ved en overflateutblåsning, primært pga. at sannsynligheten er større for de lengste varighetene (se Tabell 7).

Influensområdet på strand (berørte strandruter ved en overflate- eller sjøbunnsutblåsning) vises i hhv.

Figur 6 og Figur 7.

(20)

Figur 4. Influensområdet for en overflateutblåsning fra Duva Geopilot for sesongene vinter (øverst til venstre), vår (øverst til høyre), sommer (nederst til venstre) og høst (nederst til høyre).

(21)

Figur 5. Influensområdet for en sjøbunnsutblåsning fra Duva Geopilot for sesongene vinter (øverst til venstre), vår (øverst til høyre), sommer (nederst til venstre) og høst (nederst til høyre).

(22)

Figur 6. Influensområdet på strand for en overflateutblåsning fra Duva Geopilot for sesongene vinter (øverst til venstre), vår (øverst til høyre), sommer (nederst til venstre) og høst (nederst til høyre).

(23)

Figur 7. Influensområdet på strand for en sjøbunnsutblåsning fra Duva Geopilot for sesongene vinter (øverst til venstre), vår (øverst til høyre), sommer (nederst til venstre) og høst (nederst til høyre).

(24)

6.2.2 Vannsøyle

Det var ingen modellruter med >50 ppb THC i vannsøylen i noen av sesongene, verken for overflate- eller sjøbunnsutblåsning. Figurer over influensområdene for vannsøyle er derfor utelatt fra rapporten.

6.2.3 Strand

Tabell 8 viser strandingsstatistikken for Duva Geopilot, basert på alle simuleringene og fordelt på hver av de fire sesongene.

Tabell 8. Resultater fra oljedriftsberegningene for strand. Sannsynligheten for stranding er hensyntatt frekvens av simuleringene.

Periode # simuleringer med stranding

Sannsynlighet for stranding

(%)

Maksimal strandet mengde i tonn

(prosentiler)

Korteste drivtid i døgn (prosentiler)

# strandruter berørt (prosentiler)

50 95 100 50 95 100 50 95 100

Desember-

februar 6070 av 6239 97,3 % 1079 21356 41810 7,3 1,5 0,7 44 157 244 Mars-mai

5761 av 6455 89,2 % 698 18115 44381 9,7 1,8 0,9 34 111 184 Juni-

august 5602 av 6437 87,6 % 690 22676 56657 10,4 2,5 0,7 29 159 274 September

-november 6309 av 6368 99,3 % 1519 22787 49090 5,7 1,4 0,6 52 169 283 Hele året

23742 av 25499 93,3 % 1012 21419 56657 8,2 1,6 0,6 41 153 283

(25)

6.2.4 Strandingsverdier for NOFOs eksempelområder

Innenfor influensområdet er det flere eksempelområder. Tabell 9 viser områdene, samt 100- og 95- prosentilverdier for strandet emulsjonsmengde og minste drivtid til land.

Tabell 9. Strandet mengde emulsjon, minste drivtid og sannsynlighet for treff i berørte NOFO eksempelområder.

Uthevede områder (fet skrift) har en 95-prosentil for minste drivtid som er kortere enn 20 døgn. Disse inngår i dimensjoneringen av den kystnære beredskapen for Duvafeltet. Tallene er hentet ut for høstsesongen, som er den sesongen hvor drivtidene er kortest og strandingsmengdene størst.

Navn

Emulsjonsmengde (tonn) Minste drivtid (døgn) Treffsann- synlighet

(%) Beregnet 100-

prosentil (tonn)

Beregnet 95- prosentil (tonn)

Beregnet 100- prosentil (d)

Beregnet 95- prosentil (d)

Sverslingsosen-Skorpa 2202 1013 1.0 2.2 71.3

Runde 3198 1471 1.5 3.4 78.5

Ytre Sula 1475 679 2.1 4.9 35.0

Sandøy-Ona 1425 656 2.8 6.5 89.4

Smøla 5345 2459 3.6 8.3 72.5

Frøya/Froan 6441 2963 4.4 10.3 80.4

Vega 3535 1626 7.4 17.3 61.3

Onøy (Øygarden) 149 69 7.5 17.5 10.0

Vikna vest 1702 783 8.1 19.0 67.7

Træna 1777 817 11.5 26.8 66.7

Lovunden 730 336 11.8 27.5 43.3

Bliksvær 1997 919 12.8 29.8 52.1

Steigen 727 334 17.9 41.7 33.4

Røst 1127 518 18.3 42.7 70.9

Moskenesøy og Flakstadøy 1456 670 19.4 45.1 45.0

Bø og Hadseløya 511 235 24.0 56.0 24.1

(26)

Figur 8. Influensområdet for en sjøbunnsutblåsning fra Duva Geopilot i høstsesongen, vist sammen med NOFOs eksempelområder.

(27)

7 Resultater fra analysen av miljørisiko

Duvafeltet ligger i nordlige Nordsjøen, men miljørisikoen er gjennomgående høyere for naturressursene i Norskehavet enn i Nordsjøen. De viktigste miljøforholdene i Norskehavet er derfor gitt i Vedlegg 2 (kapittel 11), sammen med en kortfattet beskrivelse av miljøressursene som inngår i denne miljørettede risikoanalysen.

Under følger en summarisk gjennomgang av risikoutslagene for de mest utslagsgivende artene i hver gruppe.

7.1 Skadebasert miljørisikoanalyse – sjøfugl

Det er beregnet bestandstap og miljørisiko for artene i SEAPOPs database, for alle kombinasjonene av utslippsrater og -varigheter. For sjøfugl i åpent hav er det ulike datasett for havområdene Barentshavet, Norskehavet og Nordsjøen. Disse regnes som regionale bestander. Datasettene for kystbundne ressurser er nasjonale bestander.

7.1.1 Miljørisiko – utslag i ulike sesonger

Som det fremgår av Figur 9, så er miljørisikoen høyest i åpent hav i perioden desember-februar, med 30,0 % av akseptkriteriet i skadekategorien “Alvorlig” (Lunde i Norskehavet).

Figur 9. Miljørisiko som andel av selskapets akseptkriterier i hver sesong.

Utslagene i miljørisiko er lavere for kystnær sjøfugl enn for sjøfugl i åpent hav i samtlige perioder.

7.1.2 Desember-februar (vinter)

Perioden desember-februar omfatter deler av overvintringen, når pelagisk sjøfugl beiter i næringsrike beiteområder i åpent hav. De artene som gir et utslag i miljørisiko > 1 % av Neptunes akseptkriterier er

(28)

inkludert i Figur 10 (sjøfugl i åpent hav) og Figur 11 (sjøfugl kystnært). Merk at pga. store forskjeller i utslag i miljørisiko, er skalaen i grafene som viser miljørisikoen for ressurser i åpent hav forskjellig fra skalaen i grafene som viser miljørisikoen for ressurser kystnært.

I vinterperioden er miljørisikoen høyere for sjøfugl i åpent hav enn for kystnær sjøfugl. Det høyeste utslaget gir lunde i Norskehavet, med 30,0 % av Neptunes akseptkriterier i skadekategorien «Alvorlig».

Svartand gir det høyeste utslaget for kystnær sjøfugl, med 5,7 % av akseptkriteriet i skadekategorien

«Alvorlig».

Figur 10. Miljørisiko som andel av selskapets akseptkriterier for sjøfugl i åpent hav med utslag større enn 1 % av akseptkriteriet (desember-februar).

(29)

Figur 11. Miljørisiko som andel av selskapets akseptkriterier for sjøfugl kystnært med utslag større enn 1 % av akseptkriteriet (desember-februar).

7.1.3 Mars-mai (vår)

Perioden mars-mai omfatter vårtrekket og deler av hekkeperioden. De artene som gir utslag i miljørisiko

> 1 % av Neptunes akseptkriterier er inkludert i Figur 12 (sjøfugl i åpent hav) og Figur 13 (sjøfugl kyst- nært).

I perioden mars-mai er miljørisikoen høyere for sjøfugl i åpent hav enn for kystnær sjøfugl. Det høyeste utslaget gir lomvi i Norskehavet, med 14,7 % av Neptunes akseptkriterier i skadekategorien «Alvorlig».

Havhest gir det høyeste utslaget for kystnær sjøfugl, med 4,5 % av akseptkriteriet i skadekategorien

«Moderat».

(30)

Figur 12. Miljørisiko som andel av selskapets akseptkriterier for sjøfugl i åpent hav med utslag større enn 1 % av akseptkriteriet (mars-mai).

Figur 13. Miljørisiko som andel av selskapets akseptkriterier for sjøfugl kystnært med utslag større enn 1 % av akseptkriteriet (mars-mai).

(31)

7.1.4 Juni-august (sommer)

Perioden juni-august omfatter siste del av hekkingen og, for noen arter, begynnelsen på høsttrekket. De artene som gir utslag i miljørisiko > 1 % av Neptunes akseptkriterier er inkludert i Figur 14 (sjøfugl i åpent hav) og Figur 15 (sjøfugl kystnært).

I sommerperioden er miljørisikoen høyere for sjøfugl i åpent hav enn for kystnær sjøfugl. Det høyeste utslaget gir lomvi i Norskehavet, med 17,7 % av Neptunes akseptkriterier i skadekategorien «Alvorlig».

Havhest gir det høyeste utslaget for kystnær sjøfugl, med 5,3 % av akseptkriteriet i skadekategorien

«Moderat».

Figur 14. Miljørisiko som andel av selskapets akseptkriterier for sjøfugl i åpent hav med utslag større enn 1 % av akseptkriteriet (juni-august).

(32)

Figur 15. Miljørisiko som andel av selskapets akseptkriterier for sjøfugl kystnært med utslag større enn 1 % av akseptkriteriet (juni-august).

7.1.5 September-november (høst)

Perioden september-november omfatter høsttrekket og begynnelsen av vinterperioden. De artene som gir utslag i miljørisiko > 1 % av Neptunes akseptkriterier er inkludert i Figur 16 (sjøfugl i åpent hav) og Figur 17 (sjøfugl kystnært).

I perioden september-november er miljørisikoen høyere for sjøfugl i åpent hav enn for kystnær sjøfugl.

Det høyeste utslaget gir lunde i Norskehavet, med 11,1 % av Neptunes akseptkriterier i skadekategorien

«Alvorlig». Svartand gir det høyeste utslaget for kystnær sjøfugl, med 3,6 % av akseptkriteriet i skadekategorien «Alvorlig».

(33)

Figur 16. Miljørisiko som andel av selskapets akseptkriterier for sjøfugl i åpent hav med utslag større enn 1 % av akseptkriteriet (september-november).

Figur 17. Miljørisiko som andel av selskapets akseptkriterier for sjøfugl kystnært med utslag større enn 1 % av akseptkriteriet (september-november).

(34)

7.2 Skadebasert miljørisikoanalyse - marine pattedyr

Det er gjennomført en kvantitativ miljørettet risikoanalyse etter MIRA-metoden for både steinkobbe og havert. Miljørisikoen for kystsel varierer med artenes sårbarhet, som er høyest i kasteperioden og ved hårfelling. Det er bestanden av havert i området Stad-Lofoten som gir høyest utslag i miljørisiko vinter og høst, mens steinkobbebestanden Rogaland - Lopphavet har høyest utslag i sommersesongen (Figur 18). Forskjellene reflekterer sårbarheten i kaste- og hårfellingsperiodene for artene.

Figur 18. Miljørisiko for kystsel som andel av selskapets akseptkriterier i hver sesong. (Arten med høyest utslag er vist).

7.3 Overlappsanalyser – marine pattedyr

Med unntak av kystselartene havert og steinkobbe, så finnes det ikke datasett for øvrige marine pattedyr som egner seg for kvantitative miljørettede risikoanalyser. For disse er det foretatt en kvalitativ og/eller semikvantitativ vurdering av mulighetene for overlapp mellom artenes viktigste leveområder og Duvas influensområde.

Figur 19 viser overlappet mellom de sesongvise influensområdene og de viktigste leveområdene for spekkhogger (oktober-januar), spermhval (april-oktober) og vågehval (mai-juli). De månedene hvor et område regnes som viktig for artene er ikke direkte overlappende med sesonginndelingen.

(35)

Figur 19. Overlapp mellom influensområdet og viktige leveområder for spekkhugger, spermhval og vågehval.

7.4 Trinn 1 miljørisikoanalyse for fisk

50 ppb THC er satt som grenseverdien for skade på fiskeegg og larver i denne analysen. Det var ingen modellruter med >50 ppb THC i vannsøylen i noen av sesongene, verken for overflate- eller sjøbunns- utblåsning. Miljørisikoen for fiskeegg og -larver betegnes derfor som svært begrenset.

(36)

7.5 Skadebasert miljørisikoanalyse – strandressurser

Det er gjennomført en kvantitativ miljørettet risikoanalyse etter MIRA-metoden for strandressurser på norskekysten, for samtlige sesonger. Utslagene i miljørisiko for strand er <<1 % av akseptkriteriene, og relevante figurer er derfor utelatt.

(37)

8 Beredskapsanalyse

8.1 Innledning

Dersom et utslipp skjer vil en rekke oljevernressurser mobiliseres gjennom Norsk Oljevernforening For Operatørselskap (NOFO). Dette omfatter blant annet utstyr for kartlegging av olje på overflaten, utstyr og personell for bekjempelse av akutt oljeforurensning, samt iverksetting av miljøundersøkelser.

Operatøren har det fulle ansvaret for aksjonen og forestår strategiske beslutninger om prioriteringer og disponering av ressurser. NOFO iverksetter disse på vegne av operatøren.

Utfyllende informasjon om systemtyper, kriterier for dimensjonering av beredskapen og forutsetninger for beredskapsanalysene, samt generell informasjon om operatørenes beredskap, er beskrevet i NOFOs Planverk (https://www.nofo.no/planverk/).

Denne beredskapsanalysen er gjennomført innenfor rammene av Norsk olje og gass sin veiledning for miljørettet beredskapsanalyse (NOROG, 2013). Analysen er gjennomført for å identifisere beredskaps- løsninger som kan møte de ytelseskravene operatøren har satt for aktiviteten (Tabell 5).

8.2 Tilgjengelige beredskapsressurser

NOFO har, på vegne av operatørene, etablert en beredskap mot akutt oljeforurensning dimensjonert for felt i produksjon på norsk kontinentalsokkel. Nivået er basert på feltvise analyser av beredskapsbehov.

Beredskapsbehovet dekkes av systemer permanent utplassert på fartøy i stående beredskap i sentrale produksjonsområder, samt mobiliserbare systemer på NOFOs landbaserte baser langs norskekysten.

For operasjoner i etablerte områder vil system fra fartøyene i stående beredskap normalt ha den korteste responstiden.

Tabell 10 viser avstander, gangtider og responstider for de oljevernressursene som vurderes som mest relevante for Duva Geopilot. Dersom systemet mobiliseres fra en av NOFOs baser legges det, i analysesammenheng, til grunn at fartøyet ligger ved basen.

8.2.1 Stående beredskap

Det er etablert områdevise og feltvise beredskapsløsninger i 9 områder på norsk kontinentalsokkel, med oljevernutstyr fra NOFO plassert permanent om bord på fartøyer. Disse er:

Nordsjøen Norskehavet Barentshavet Ekofisk Aasta Hansteen Goliat Utsira Sør Troll/Oseberg

Utsira Nord Haltenbanken Ula/Tambar Tampen

Gjøa

I tillegg til ressursene over kommer to avløserfartøy (Ocean Response og Stril Barents) med tilsvarende utstyr og ytelse som stående beredskapsfartøy (inkl. dispergering), slik at det totale antallet fartøy i stående beredskap er 12. Dette er ressurser med betydelig kortere responstid enn fra de landbaserte basene, både grunnet kortere gangtid og at det ikke er behov for tid til lossing, lasting og klargjøring.

Det er definert frigivelsestider som varierer fra 4 til 6 timer (se Tabell 10).

8.2.2 Landbaserte baser

NOFO har landbaserte baser på følgende steder: Stavanger, Mongstad, Kristiansund, Sandnessjøen og Hammerfest.

(38)

Dersom et system skal mobiliseres fra NOFOs landbaserte baser legges det, i analysesammenheng, til grunn 10 timer fra varselet om mobilisering gis til fartøyet kan gå fra basen med systemet om bord. Om man trekker på flere systemer fra samme base, vil det neste systemet kunne gå fra basen 30 timer etter at varsel om mobilisering er gitt. Merk at responstiden for første system fra Sandnessjøen er satt til 20 timer.

Avstand, gangtid og best oppnåelig responstid for relevante beredskapsressurser for Duva Geopilot er gitt i Tabell 10.

Tabell 10. Gangtider og responstider for relevante oljevernressurser for aktiviteten. Gangtid og best oppnåelig responstid avrundet oppad til nærmeste hele time.

Ressurs/plassering Avstand (km)

Avstand (n.m.)

Mobilisering og klargjøring, frigivelse og

utsetting (timer)

Gangtid (timer)

Total responstid

(timer)

Gjøa* 28 15 2 2 4

Troll/Oseberg 83 45 7 4 11

Tampen 110 59 7 5 12

NOFO-base, Mongstad 87 47 11 4 15

Sleipner/Utsira Nord 252 136 7 10 17

Oljevernfartøy til sleping

NSSR, Måløy 85 46 3 3 6

Oljevernfartøy fra NOFOs fartøyspool 24

* Neptune Energy har avtalt en vesentlig kortere frigivelsestid for fartøyet i stående beredskap ved Gjøa for den planlagte boringen av Duva Geopilot; fra 4 timer til 1 time.

8.3 Beredskapsmessige utfordringer ved aktiviteten

Med bakgrunn i geografisk plassering, utstrømningspotensialet og oljetypen er følgende forhold vurdert som viktige i beredskapsanalysen og -planen:

• Pil-oljen har relativt lang levetid på overflaten ved lave vindstyrker og et begrenset potensiale for kjemisk dispergering, spesielt vinterstid, bla. grunnet høye viskositeter. Pga. den høye viskositeten, samt et høyt hellepunkt, anbefaler SINTEF oljeopptakere for høyviskøse oljer.

• Influensområdet, gitt et større utilsiktet utslipp, dekker et betydelig geografisk område med tildels viktige naturverdier.

• Drivtidene til land er meget korte og strandingsmengdene vesentlige.

8.4 Utstrømningsrater - grunnlag for dimensjonering

Som tidligere beskrevet vil en ukontrollert utstrømning av olje fra Duva Geopilot kunne medføre flere ulike nivåer av utstrømningsrater (Add Energy, 2019). I denne analysen er vektet rate for en overflate- utblåsning under boring (2280 m³/d) valgt som dimensjonerende for beregningen av beredskapsbehov, i tråd med etablerte ytelseskrav. Vektet rate for en overflateutblåsning er noe høyere enn vektet rate for en sjøbunnsutblåsning.

8.5 Behovet for havgående beredskap

For samtlige av NOFOs systemtyper beregnes det ytelse på døgnbasis, basert på de forhold som inngår i en systemspesifikk operasjonssyklus. Disse forholdene er inkludert i et formelverk, som beskriver en beregning av hhv. optimal ytelse (under ideelle forhold) og reell ytelse, som tar hensyn til reduksjons- faktorer som følge av klimatiske og oljerelaterte forhold. Hvilke elementer som inngår i beregningene av ytelse, samt optimal ytelse for NOFOs systemtyper, er utførlig beskrevet i NOFOs Planverk.

(39)

Den havgående beredskapen har som målsetning å bekjempe utslippet nærmest mulig kilden, når oljen fortsatt er relativt samlet. Denne strategien sikrer effektiv innsats og bekjempelse av oljen før den spres utover, kan forårsake skader på miljøet og er vanskeligere å samle opp.

I analysesammenheng (ref. beregningsmetoden) benyttes begrepet barriere 1 for de oljevernsystemene som vil operere nærmest kilden (på 2 timer gammel olje) og barriere 2 for systemer som opererer i noe større avstand (på 12 timer gammel olje). Det er den samme typen systemer som benyttes i begge disse barrierene, men i analysene legges det til grunn en lavere effektivitet for systemene som opererer i større avstand fra utslippskilden, i tråd med at det lenger fra kilden forventes å være en lavere andel av tiden med tilstrekkelig tilgang på oljeemulsjon.

Rask respons bidrar til at bekjempelsen starter før oljen, i vesentlig grad, spres utenfor nærområdet til utslippspunktet. Under ellers like forhold vil variasjoner i responstider reflekteres direkte i bekjempet mengde, mens den relative effekten (opptak mot utslippsmengde) naturlig nok er størst på kortvarige utslipp.

8.5.1 Emulsjonsmengder ved ulike værforhold

Temperaturen og vindforholdene vil ha vesentlig betydning for oljens drift og levetid på sjø. Vindens hastighet og retning varierer fra dag til dag. Hvordan vindhastighet kan påvirke dannelsen av emulsjon og massebalansen for et større utilsiktet utslipp av Pil-olje er illustrert under. Figur 20 viser emulsjons- mengdene som er igjen på overflaten etter at oljen har drevet hhv. 2 og 12 timer på sjøen, under ulike vindforhold.

Utstrømning med vektet rate (2280 m³/d) gir maksimale emulsjonsmengder på ca. 1885 m³/døgn etter 2 timer og ca. 1970 m³/døgn etter 12 timer ved 10 m/s og vinterforhold. Denne utstrømningsraten danner grunnlaget for dimensjoneringen av den havgående beredskapen.

Figur 20. Emulsjonsmengden på overflaten vinterstid under ulike vindforhold ved utstrømning av Pil råolje for dimensjonerende rate.

8.5.2 Virkning ved ulike værforhold

Virkningen av den havgående beredskapen vil være høyere ved gode værforhold. Nedblanding av oljen er høyere ved sterkere vind. Ved rolige vindforhold er det begrenset nedblanding av denne oljetypen.

Ved økende vindstyrke vil virkningen av havgående beredskap være lavere, men da vil også emulsjonsmengden ha kortere levetid på havoverflaten pga. høyere nedblanding, noe som gir mindre emulsjon på overflaten etter en viss tid.

Ved periodevis sterk vind etterfulgt av roligere perioder vil nedblandet olje igjen kunne stige til overflaten. Det er i den forbindelse viktig å sikre tilgangen til operativ oljedriftsmodellering, fjernmåling og metoder for deteksjon av olje, som grunnlag for eventuelle valg av bekjempelsestiltak.