Gjøkåsen Deep
Dokumentnr.: Kontrakt: Prosjekt:
Gradering: Distribusjon:
Open Open
Utløpsdato: Status
Final
Utgivelsesdato: Rev. nr.: Eksemplar nr.:
2018-15-06 Forfatter(e)/Kilde(r):
Gisle Vassenden
Omhandler (fagområde/emneord):
Merknader:
Trer i kraft: Oppdatering:
Ansvarlig for utgivelse: Myndighet til å godkjenne fravik:
Utarbeidet (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur:
FT SST ERO Gisle Vassenden
Anbefalt (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur:
FT SST Hanne Greiff Johnsen
Godkjent (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur:
FT SST ERO Cecilie Fjeld Nygaard
15.06.2018
15.06.2018 15.06.2018
Innhold
1 Sammendrag ... 5
2 Innledning ... 5
2.1 Definisjoner og forkortelser ... 5
2.2 Bakgrunn... 6
2.3 Aktivitetsbeskrivelse... 7
3 Miljørisikoanalyse ... 8
3.1 Metodikk og inngangsparametere... 8
3.1.1 Geografisk lokasjon ... 8
3.1.2 Type operasjon og utslippssannsynlighet ... 9
3.1.3 Utblåsningsrater og varigheter ... 9
3.1.4 Oljetype ... 10
3.1.5 Årstid ... 11
3.1.6 Beskrivelse av miljøressurser ... 11
3.1.7 Akseptkriterier for miljørisiko ... 11
3.1.8 Modelleringsverktøy ... 11
3.1.9 Oppsummering av inngangsparametre for å vurdere bruk av referansebasert analyse ... 11
3.2 Oppsummering av miljørisikoanalysen for Gjøkåsen/ Gjøkåsen Deep... 12
3.2.1 Influensområde ... 12
3.2.2 Treffsannsynlighet, drivtider og strandet mengde olje/emulsjon ... 14
3.2.3 Miljørisiko for letebrønn Gjøkåsen ... 14
3.2.3.1 Miljørisiko for sjøfugl i åpent hav... 15
3.2.3.2 Miljørisiko for kystnære sjøfugl ... 15
3.2.3.3 Miljørisiko for marine pattedyr ... 16
3.2.3.4 Miljørisiko for fisk ... 16
3.2.3.5 Miljørisiko for strandhabitat ... 16
3.2.3.6 Miljørisiko for sjøfugl – Lyslogger (SEATRACK) datasett ... 16
3.3 Konklusjon – Miljørisiko Gjøkåsen Deep ... 17
4 Beredskapsanalyse ... 18
4.1 Ytelseskrav ... 18
4.2 Metodikk... 18
4.2.1 Dimensjonering av barriere 1 og 2 – nær kilden og på åpent hav ... 19
4.2.2 Dimensjonering av barriere 3 og 4 – kyst og strandsone ... 19
4.2.3 Dimensjonering av barriere 5 – strandrensing ... 20
4.3 Analysegrunnlag ... 20
4.3.1 Oljens egenskaper ... 20
4.3.1.1 Oljens egenskaper i forhold til mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering ... 21
4.3.2 Utslippsscenarier ... 22
4.3.3 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer ... 23
4.3.3.1 Operasjonslys ... 23
4.3.3.2 Bølgeforhold... 24
4.3.4 Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger ... 25
4.3.5 Influensområder og stranding ... 26
4.4 Resultat ... 27
4.4.1 Beredskapsbehov og responstider i barriere 1 og 2 ... 27
4.4.2 Beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og 4 ... 29
4.4.3 Beredskapsbehov og responstider i barriere 5 ... 29
4.4.4 Bruk av kjemisk dispergering ... 30
4.5 Deteksjon av olje og kartlegging av olje under oljevernaksjoner ... 31
4.6 Oljevernberedskap som konsekvensreduserende tiltak ... 31
4.7 Særlige hensyn ... 32
4.8 Konklusjon – beredskapsanalyse ... 33
5 Referanser ... 35
App A Blowoutscenarieanalyse ... 36
A.1 Introduction ... 37
A.2 Well specific information ... 37
A.3 Blowout scenarios and probabilities... 39
A.4 Blowout rates ... 40
A.5 Blowout duration ... 41
A.6 References... 44
1 Sammendrag
Equinor planlegger boring av letebrønn 7132/2-2 Gjøkåsen Deep i Barentshavet. Brønnen ligger 3 km sør-vest for Gjøkåsen. Korteste avstand til Finnmark er 152 km, og avstand til Bjørnøya er 507 km. Vanndypet på borelokasjon er 304 meter. Boreoperasjonen har planlagt oppstart i Q4 2018. Brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen West Hercules. Forventet fluid er olje med tilsvarende egenskaper som Wisting Central olje. Dette dokumentet
oppsummerer resultatene fra miljørisikoanalysen og setter krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for den planlagte aktiviteten.
Miljørisikoanalysen for boring av letebrønn 7132/2-2 Gjøkåsen Deep er gjennomført som en referansebasert analyse med utgangspunkt i analysen som ble gjennomført for letebrønn 7132/2-1 Gjøkåsen fra 2017 [1]. En sammenligning av parameterne for benyttelse av referanseanalyse er presentert i Kapittel 3. Alle parametere er innenfor kriteriene, og miljørisikoen forbundet med boringen av letebrønn Gjøkåsen og dermed også Gjøkåsen Deep er innenfor Equinors operasjonsspesifikke akseptkriterier gjennom hele året. Høyest miljørisiko er forventet å være knyttet til sjøfugl i åpent hav, og beregnet til <24 % av akseptkriteriet.
Krav til beredskap mot akutt forurensning er satt til 2 NOFO systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer på første system og 36 timer på fullt utbygd barriere 1 og 2. På grunn av at det sørøstlige Barentshavet er et viktig beiteområde for alkefugl og det potensielt kan finnes ansamlinger av alkefugl i influensområdet for Gjøkåsen Deep, legges det til et enbåtsystem utover det beregnede behovet, med responstid på 5 timer. For barriere 3 og 4 stilles det krav til kapasitet til å håndtere mengden oljeemulsjon som ifølge oljedriftsimuleringene vil drive mot land, og responstiden er satt til 36 døgn, som er korteste drivtid til land. Det knyttes ikke spesifikke krav til barriere 5 ressurser for denne brønnen da det ikke er modellert stranding i Equinors prioriterte områder innen 20 døgn.
2 Innledning
2.1 Definisjoner og forkortelser
Sentrale ord og uttrykk som inngår i miljørisiko- og beredskapsanalysen er kort beskrevet nedenfor:
Akseptkriterium: Verbal eller tallfestet grense for hvilket risikonivå som aksepteres.
Bestand: Gruppe av individer innen en art som befinner seg i et bestemt geografisk område i en bestemt tidsperiode (naturlig avgrenset del av en populasjon).
DFU: Definert fare- og ulykkessituasjon.
Grunnberedskap: 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B).
IKV: Indre Kystvakt
Influensområde: Område som med mer enn 5 % sannsynlighet vil bli berørt av et oljeutslipp, hvor det er tatt hensyn til fordeling over alle utslippsrater og -varigheter.
Korteste drivtid: 95-persentilen i utfallsrommet for korteste drivtid til kysten.
KYV: Kystverket
Miljø: Et ytre miljø som kan bli berørt av oljeutslipp til sjø, dvs. det marine miljø.
Miljørisikoanalyse: Risikoanalyse som vurderer risiko for ytre miljø.
Miljøskade: Direkte eller indirekte tap av liv for en eller flere biologiske ressurser på grunn av oljeutslipp som kan beskrives på individ- eller bestandsnivå. For at et oljeutslipp skal kunne gi en miljøskade må restitusjonstiden for den mest sårbare bestanden være lengre enn 1 måned.
Miljøskadekategorier: Kategorisering av miljøskader i hhv. mindre, moderat, betydelig eller alvorlig på grunnlag av restitusjonstid for den mest sårbare bestanden:- Mindre: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 måned og 1 år.
- Moderat: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 år og 3 år.
- Betydelig: en miljøskade med restitusjonstid mellom 3 år og 10 år.
- Alvorlig: en miljøskade med restitusjonstid over 10 år.
NOFO: Norsk Oljevernforening for Operatørselskap
Operasjon: En enkel, tidsbegrenset arbeidsoperasjon som kan medføre akutt utslipp, f.eks. boring av en letebrønn, som inkluderer all aktivitet fra leteriggen er på borelokasjonen til den forlater lokasjonen.
OSRL: Oil Spill Response Limited – internasjonalt oljevernselskap, kan bidra med dispergeringskapasitet fra fly samt utstyr til capping og subseadispergering.
Prioriterte områder: Til bruk i beredskapsplanleggingen er det definert arealer kalt prioriterte områder (basert på en vurdering av tidligere eksempelområder i NOFO). Disse er karakterisert ved at de ligger i ytre kystsone, har høy tetthet av miljøprioriterte lokaliteter og som også på andre måter setter strenge krav til oljevernberedskapen. Disse områdene er derfor forhåndsdefinert som dimensjonerende for oljevernberedskapen.
Ressurs eller biologisk ressurs: Levende organismer, f.eks. plankton, tang og tare, virvelløse dyr, fisk, sjøfugl og sjøpattedyr.
Restitusjonstid: Tiden det tar etter en akutt reduksjon før ressursen har tatt seg opp til (omtrentlig) normalnivået. Den akutte reduksjonen skjer (her) som følge av et oljeutslipp.
SIMA: Spill Impact Mitigation Assessment. Erstatter Net Environmental Benefit Analysis – metode for å sammenligne og rangere netto miljøgevinst forbundet med forskjellige bekjempelsesmetoder innen oljevern, eksempelvisoppsamling, mekanisk og kjemisk dispergering
Størst strandet emulsjonsmengde: 95-persentilen i utfallsrommet for størst strandet mengde
VØK: Verdsatte økologiske komponenter. En VØK er en populasjon, et samfunn eller et habitat (naturområde) som:- Er viktig for lokalbefolkningen (ikke bare økonomisk), eller - Har regional, nasjonal eller internasjonal verdi, eller
- Har stor økologisk, vitenskapelig, estetisk og/eller økonomisk verdi, og som
- Vil være dimensjonerende med hensyn på gjennomføring av risikoreduserende tiltak.
2.2 Bakgrunn
Miljørisikoanalysen for boring av letebrønn Gjøkåsen Deep er gjennomført som en referansebasert analyse med utgangspunkt i analysen som ble gjennomført for letebrønn 3132/2-1 Gjøkåsen i 2017 [1].
Formålet med miljørisikoanalysen er å kartlegge risikonivået for det ytre miljøet med hensyn til akutt oljeutslipp i forbindelse med den planlagte aktiviteten og å sammenholde risiko mot gjeldende operasjonsspesifikke akseptkriterier.
Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning. Dette skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av oljevernberedskap i forbindelse med akutte utslipp. Beredskapsanalysen for Gjøkåsen Deep er brønnspesifikk. Aktivitetsforskriftens § 73 og Styringsforskriftens § 17 stiller krav til beregning av risiko og beredskap ved miljøforurensning som følge av akutte utslipp som grunnlag for beredskapsetablering.
2.3 Aktivitetsbeskrivelse
Letebrønn Gjøkåsen Deep er lokalisert i Barentshavet (Figur 2-1), 3 km sørvest for letebrønn Gjøkåsen som planlegges boret i Q3 2018. Brønnen ligger 152 km fra Finnmarkskysten og 507 km fra Bjørnøya. Vanndypet på borelokasjon er 304 meter. Boreoperasjonen har planlagt oppstart i Q4 2018, og brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen West Hercules. Forventet oljetype er en oljetype av lignende kvalitet som Wisting Central olje. Basisinformasjon for
letebrønnen er oppsummert i Tabell 2-1.
Figur 2-1 Beliggenheten til letebrønn Gjøkåsen (stjerne). Gjøkåsen Deep ligger ca 3 km sørvest for referansebrønnen Gjøkåsen.
Tabell 2-1 Basisinformasjon for letebrønn Gjøkåsen Deep
Letebrønn Gjøkåsen Deep Posisjon for DFU (geografiske koordinater) 71° 50' N,
032° 23' Ø
Vanndyp 304 m
Borerigg West Hercules
Planlagt boreperiode Q4 2018
Sannsynlighet for utblåsning 1,22E-04 Sannsynlighetsfordeling (% overflate/sjøbunn) 25/75
Utblåsningsrate 634 m3/døgn vektet rate overflate og sjøbunn
Oljetype (tetthet) Wisting Central (838 kg/m3)
Maksimal varighet av en utblåsning (tid til boring av avlastningsbrønn)
70 døgn
3 Miljørisikoanalyse
3.1 Metodikk og inngangsparametere
En fullstendig miljørisikoanalyse består av en sammenstilling av sannsynlighet for utslippshendelser og potensiell miljøskade relatert til disse. Oljedriftsmodeller gir innspill til beregning av skadeomfang på utvalgte Verdsatte Økologiske Komponenter (VØK’er) i influensområdet. Metodikk samt begrepsdefinisjoner er fullstendig beskrevet i Norsk olje og gass (NOROG) sin veiledning for miljørettede risikoanalyser [5].
Miljørisiko uttrykkes ved sannsynlighet for skade på bestander eller kystområder. Skade er definert i form av restitusjonstid og graden av skade er inndelt i fire kategorier: mindre (<1 års restitusjonstid), moderat (1-3 års restitusjonstid), betydelig (3-10 års restitusjonstid) og alvorlig (>10 års restitusjonstid) miljøskade. Miljørisikoen er vist som prosentandel av de operasjonsspesifikke akseptkriteriene i hver av skadekategoriene mindre, moderat, betydelig og alvorlig.
Miljørisikoanalysen for Gjøkåsen Deep er gjennomført som en referansebasert analyse mot Gjøkåsen fra 2017 [1].
Følgende parametere er gjennomgått:
• Geografisk lokasjon
• Definerte fare- og ulykkeshendelser
• Type operasjon og utslippssannsynlighet
• Utslippsrater og -varigheter
• Oljetype
• Årstid
• Miljøressurser (Verdsatte Økologiske Komponenter)
• Bruk av modelleringsverktøy for oljedrift og strøm-/vinddata
En detaljert gjennomgang av parameterne er gjort i kapittel 3.1.1 til 3.1.8 og i utblåsningsscenarieanalysen for letebrønnen (App A).
3.1.1 Geografisk lokasjon
Letebrønn Gjøkåsen Deep har planlagt borelokasjon 71° 50'" N, 032° 23' Ø, og ligger 3 km i sør-vestlig retning fra referansebrønnen Gjøkåsen. Avstand kvalifiserer derfor for å benytte den gjennomførte miljørisikoanalysen for letebrønn Gjøkåsen som referanse for en forenklet miljørisikoanalyse. Influensområdet fra Gjøkåsen Deep anses for å være tilsvarende som for Gjøkåsen da avstand mellom brønnen er kun 3 km.
3.1.2 Type operasjon og utslippssannsynlighet
Letebrønn Gjøkåsen Deep er vurdert som en wildcat letebrønn, det samme som Gjøkåsen, der eventuelt
hydrokarbonfunn forventes å være olje. Basert på Lloyd’s register rapporten (2017) [1] er utblåsningssannsynligheten satt til 1,22 × 10-4. Dette er på samme nivå som på referansebrønnen 7132/2-1 Gjøkåsen (1,29 × 10-4). Endringen i
utblåsningssannsynlighet skyldes justering av sannsynlighet i Lloyd’s register rapporten.
Brønnen er planlagt boret med West Hercules, som er en halvt nedsenkbar forankret flyterigg. Sannsynligheten for utblåsning fordelt på utslippspunkt er satt til 25 % for overflateutblåsning og 75 % for sjøbunnsutblåsning. Samme fordeling ble benyttet i miljørisikoanalysen for 7132/2-1 Gjøkåsen.
Sannsynlighet for overflateutblåsning: 0,25 · 1.22 · 10-4 = 3.05 · 10-5 Sannsynlighet for sjøbunnsutblåsning: 0,75 · 1.22 · 10-4 = 9.15 · 10-5
3.1.3 Utblåsningsrater og varigheter
For 7132/2-2 Gjøkåsen Deep er det beregnet utblåsningsrater mellom 350 m3/d og 890 m3/d både for overflate og sjøbunn, med en vektet rate på 634 m3/d [Error! Reference source not found.], (App A og Tabell 3-1). Vektet rate er benyttet til dimensjonering av beredskap mot akutt forurensning.
Tabell 3-1 Utblåsningsrater med tilhørende sannsynlighet for letebrønn Gjøkåsen Deep Probability
top/ sub
Rate (Sm3/d)
Probability distribution - duration Scenario probability
2 5 14 35 70
Topside 0,25
350
0,52 0,19 0,14 0,05 0,10
0.10
560 0.25
410 0.25
890 0.40
Vektet rate
= 634
Subsea 0,75
350
0,40 0,19 0,18 0,08 0,15
0.10
560 0.25
410 0.25
890 0.40
Vektet rate
= 634
For sammenligning er utblåsningsrater med tilhørende sannsynligheter for Gjøkåsen [1] presentert i Tabell 3-2.
For referanseanalysen Gjøkåsen varierer ratene mellom 300 og 3300 Sm3/d. Vektet rate for Gjøkåsen er 2540 Sm3/d for både overflateutslipp og sjøbunnutslipp.
Tabell 3-2 Utblåsningsrater med tilhørende sannsynligheter for letebrønnen Gjøkåsen Probability
top/ sub
Rate (Sm3/d)
Probability distribution - duration Scenario probability
2 5 14 35 70
Topside 0,25
300
0,52 0,19 0,14 0,05 0,10
0.10
2100 0.25
2900 0.40
3300 0.25
Average = 2540
Subsea 0,75
300
0,40 0,19 0,18 0,08 0,15
0.10
2100 0.25
2900 0.40
3300 0.25
Average = 2540
Tid for boring av avlastningsbrønn er basert på operasjonelle og brønnspesifikke forhold og inkluderer tid til avgjørelser, mobilisering av rigg, transitt, oppankring, boring, geomagnetisk styring og dreping av brønnen. Tid til boring av
avlastningsbrønn er basert på vurderinger fra prosjektet. For Gjøkåsen Deep er maksimal utblåsningsvarighet beregnet til 70 døgn, det samme som for Gjøkåsen.
Basert på betydelig lavere utblåsningsrater for Gjøkåsen Deep er det en konservativ tilnærming å bruke Gjøkåsen som referansebrønn for Gjøkåsen Deep.
3.1.4 Oljetype
Forventet hydrokarbonfunn for Gjøkåsen Deep er, som på Gjøkåsen, beregnet til å være olje av liknende kvalitet som Wisting Central olje [3]. Siden det er samme oljetype, kvalifiserer det til å bruke Gjøkåsen som referansebrønn.
Tabell 3-3 Egenskaper for oljen Wisting Central råolje, som også er benyttet i referanseanalysen Gjøkåsen
Parameter Wisting
Central
Oljetetthet (kg/m3) 838
Maksimalt vanninnhold (vol %) 60
Voksinnhold (vekt %) 0,72
Asfalteninnhold (harde) (vekt %) 0,05 Viskositet, fersk olje (13 ºC) (cP) 10
3.1.5 Årstid
Miljørisikoanalysen for referansebrønn Gjøkåsen er gjennomført som en helårlig analyse og vil dermed være dekkende for letebrønn Gjøkåsen Deep.
3.1.6 Beskrivelse av miljøressurser
Miljørisikoanalysen for letebrønn Gjøkåsen er gjennomført som en skadebasert miljørisikoanalyse iht. til NOROG
veiledning for miljørisikoanalyser. Miljørisikoanalysen ble gjennomført i 2017, og nyeste naturressursdata ble da benyttet.
Basert på influensområdet ble det beregnet miljørisiko for sjøfugl åpent hav og i kystnære farvann, marine pattedyr, fisk og strandhabitat. Det er ingen endring i ressursdata pr juni 2018, bortsett fra for lysloggerdata (SEATRACK-data) som foreligger som et rådatasett også for de to siste sesongene. Basert på notat skrevet av Akvaplan-niva [15] er det
konkludert at endringene i fordeling av sjøfugl i de siste års datasett fra SEATRACK i liten grad påvirker resultatene angitt i miljørisikoanalysen.
3.1.7 Akseptkriterier for miljørisiko
I analysen av miljørisiko knyttet til boringen av letebrønn Gjøkåsen er Equinors akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko benyttet (Tabell 3-4). Disse er også gjeldende for Gjøkåsen Deep.
Equinors akseptkriterier er fastsatt på bakgrunn av hovedprinsippet om at: «Restitusjonstiden etter en miljøskade for den mest sårbare bestanden skal være ubetydelig i forhold til forventet tid mellom slike miljøskader».
Tabell 3-4 Equinors akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko Miljøskade Akseptkriterier for operasjonsspesifikk
miljørisiko:
Mindre < 1 × 10-3
Moderat < 2,5 × 10-4
Betydelig < 1 × 10-4
Alvorlig < 2,5 × 10-5
3.1.8 Modelleringsverktøy
Oljedriftsmodellen som er anvendt for letebrønnen Gjøkåsen er SINTEFs OSCAR modell (Oil Spill Contingency And Response) med MEMW versjon 7.0.1. Denne versjonen er per juni 2018 fortsatt gjeldende versjon. Strøm- og vinddata som er benyttet i analysen er henholdsvis SVIM (2002-2011) og NORA10 (2002-2011), som framdeles er beste praksis.
3.1.9 Oppsummering av inngangsparametre for å vurdere bruk av referansebasert analyse
Miljørisikoanalysen for boring av letebrønn 7132/2-2 Gjøkåsen Deep er gjennomført som en referansebasert analyse med utgangspunkt i analysen som ble gjennomført for letebrønn 7132/2-1 Gjøkåsen fra 2017 [1]. En sammenligning av parameterne for å evaluere om Gjøkåsen kan benyttes som referanseanalyse er presentert i Tabell 3-5. Alle parametere
er innenfor kriteriene, og miljørisikoen forbundet med boringen av letebrønn Gjøkåsen Deep er dermed tilsvarende eller lavere enn for Gjøkåsen.
Tabell 3-5 Sammenligning av parametre for referanseanalyse
Parameter Kriteriet Gjøkåsen Deep Gjøkåsen Sammenligning
Geografisk lokasjon
< 50 km fra sammenlignet felt/operasjon.
En mer spesifikk evaluering kreves for brønner der ny brønn ligger nærmere land enn
referanseanalysen (kystnære brønner) eller nærmere spesielt miljøsårbare ressurser
71° 50' N, 032° 23' Ø
71° 52' N, 032° 26' Ø
OK - Avstanden er 3 km
År 2018 2017 OK
Oljetype Tilsvarende eller kortere
levetid på sjø Wisting Central Wisting Central OK
Sannsynlighet for utslipp
Tilsvarende eller lavere
1,22E-04 * 1,29E-04 OK
Utblåsningsrate
Tilsvarende eller lavere
634 Sm3/d overflate 634 Sm3/d Sjøbunn
2540 Sm3/d overflate 2540 Sm3/d Sjøbunn OK
Potensiell
maksimal varighet av utblåsningen
Tilsvarende eller lavere
70 70 OK
Sannsynlighets- fordeling
sjøbunn/overflate
Sannsynlighet for overflateutblåsning
må være tilsvarende eller lavere
75/25 75/25 OK
* Forskjell skyldes årlig justering av utblåsningsfrekvenser
3.2 Oppsummering av miljørisikoanalysen for Gjøkåsen/ Gjøkåsen Deep
3.2.1 Influensområde
Figur 3-1 er hentet fra miljørisikoanalysen for Gjøkåsen, og gir en indikasjon på hvordan influensområdet vil kunne bli seende ut ved en utblåsning fra Gjøkåsen Deep.
Influensområdene for olje på havoverflaten, i vannkolonnen og akkumulert på strandlinjen består av alle 10 x 10 km kartruter som har mer olje enn en viss grenseverdi i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene. Grenseverdiene som er benyttet er 0,01 tonn/km2 for sjøoverflaten, 50 ppb THC (Total Hydrocarbon Concentration) for vannkolonnen, og 0,01 tonn/km for strandlinjen. Influensområdene er basert på alle utblåsningsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Effekt av oljevernberedskap er ikke inkludert i oljedriftsmodelleringen.
Det er relativt liten forskjell i influensområder for sjøbunnsutblåsninger og overflateutblåsninger. Totalt strander olje i 4,8
% av simuleringene. Det forekommer ikke stranding på Bjørnøya innenfor 95-persentilen. Det er heller ikke modellert stranding i prioriterte områder. Sannsynligheten for stranding er minst vinterstid da det på grunn av vær og vind vil forekomme større grad av forvitring og nedblanding i vannmassene.
Det forventes ikke at olje fra et utslipp fra letebrønn Gjøkåsen Deep boret om høsten kan treffe sjøis eller polarfronten.
Influensområder for vannkolonnen er små, ingen kartruter har THC over 50 ppb.
Figur 3-1 Statistiske influensområder for overflateutblåsning fra letebrønn 7132/2-1 Gjøkåsen for alle sesonger. Det er relativt liten forskjell i influensområder for sjøbunnsutblåsninger og
overflateutblåsninger. Figurene viser sannsynlighet for treff av olje og viser ikke hvordan et enkeltutslipp kan se ut. Henviser til miljørisikoanalysen for figurer for sjøbunnsutblåsning.
Figur 3-2 Influensområder for sjøbunnsutblåsning med to ulike rater og varigheter for Gjøkåsen for perioden september-november, og som viser sannsynligheten for treff av olje. Figurene er ikke vist i MRA for Gjøkåsen.
3.2.2 Treffsannsynlighet, drivtider og strandet mengde olje/emulsjon
Strandingsstatistikken for all oljeberørt kyst viser liten sannsynlighet for stranding gitt en utblåsning (4,8 % av scenariene har stranding), med korteste drivtider mellom 36 og 56 døgn og størst strandet mengder oljeemulsjon mellom 42 og 54 tonn (representert ved de respektive 95-persentilene). Ingen av Equinors 35 prioriterte områder har mer enn 5 % sannsynlighet for stranding.
Tabell 3-6 Strandingsmengder med oljeemulsjon og kortest modellert drivtid til land for letebrønnen 7132/2-1 Gjøkåsen gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning (95-persentiler).
Periode Korteste drivtid (døgn)
Maksimal strandet mengde (tonn)
Vinter (des-feb) - -
Vår (mars-mai) 56 42
Sommer (juni-aug) 36 54
Høst (sept-nov) - -
Hele året 85 1
3.2.3 Miljørisiko for letebrønn Gjøkåsen
Det er analysert for potensielle effekter på flere pelagiske (sjøfugl på åpent hav) og kystbundne sjøfuglarter, sel, fisk og strandhabitater. Analysen er utført for hele året og presentert per måned, sesongvise fremstillinger finnes i den fulle miljørisikoanalysen for Gjøkåsen [1].
300 m3/d, 2 døgn 2900 m3/d, 14 døgn
døgn
For å bedre kunne vurdere konsekvensene av bore- og brønnaktiviteter gjennomført på norsk side av delelinjen i Barentshavet, men hvor potensielle utilsiktede utslipp av olje vil kunne påvirke områder og naturressurser i russisk territorialfarvann, har Akvaplan-niva finansiert et prosjekt hvor MMBI (Murmansk Marine Biological Institute) har samlet eksisterende, relevante miljødata. Disse er tilrettelagt for geografiske overlappsanalyser av Akvaplan-niva og benyttet i analysen for Gjøkåsen.
Miljørisiko uttrykkes som beregnet skade på bestander eller kystområder gitt et utslipp kombinert med sannsynlighet for denne skaden (sannsynlighet for utblåsning x sannsynlighet for de ulike skadekategorier). For bestander; pelagisk og kystnær sjøfugl, og marine pattedyr presenteres risikoen på artsnivå mens for kysthabitat presenteres de 10 rutene (10 × 10 km) med høyest utslag. Miljørisikoen presenteres per måned eller per sesong. De sesongvise verdiene tilsvarer gjennomsnittet av de tre månedene i hver sesong. Risikoen presenteres som prosentvis andel av Equinors operasjonsspesifikke akseptkriterier. Miljørisiko er beregnet uten å ta hensyn til konsekvensreduserende effekt av oljevern.
3.2.3.1 Miljørisiko for sjøfugl i åpent hav
I åpent hav er miljørisikoen størst for lomvi om sommeren og høsten, og polarlomvi om vinteren og våren. For pelagisk sjøfugl er høyeste miljørisiko for hver av de fire skadeklassene presentert punktvis under:
• 13 % i kategori Alvorlig for lomvi (august)
• 12 % i kategori Betydelig for lomvi (august)
• 24 % i kategori Moderat for polarlomvi (januar, november) og lomvi (oktober)
• 5 % i kategori Mindre for polarlomvi (januar, februar, mars, november og desember) og lomvi (august, september, oktober)
For alle arter er det Barentshavbestanden som har høyest miljørisiko. Miljørisiko for pelagiske sjøfugl er innenfor Equinors operasjonsspesifikke akseptkriterier.
3.2.3.2 Miljørisiko for kystnære sjøfugl
For kystbundne sjøfugl er høyeste miljørisiko for hver av de fire skadeklassene skissert punktvis under. I planlagt boreperiode er det lav miljørisiko. Generelt er de høyeste risikonivåene beregnet for havhest sommerstid pga. ansamling av sjøfugl ifm. hekking. Om vinteren er miljørisikoen høyest for stellerand, men miljørisikoen er lav (0,02 %).
For kystnær sjøfugl er beregningen av miljørisiko utført med nasjonale datasett uten aggregeringsfaktor, men med justert sannsynlighet for tilstedeværelse, også for månedene før og etter hekkesesongen.
• 0 % i kategori Alvorlig
• 0 % i kategori Betydelig
• 1,6 % i kategori Moderat for havhest (juni)
• 0,4 % i kategori Mindre for havhest (juni og august)
Miljørisiko for kystbundne sjøfugl er innenfor Equinors operasjonsspesifikke akseptkriterier.
3.2.3.3 Miljørisiko for marine pattedyr
Utslagene i miljøkonsekvens er gjennomgående lave for alle analyserte arter av marine pattedyr. For sjøpattedyr er høyeste miljørisiko for hver av de fire skadeklassene presentert under. I planlagt boreperiode er høyeste utslag i miljørisiko 0,055% av akseptkriteriet (moderat) for havert. Dette er også den høyeste beregnet miljørisiko i forhold til Equinors operasjonsspesifikke akseptkriterier. Den høyeste miljørisikoen i hver skadekategori er:
• Ingen arter i kategori Alvorlig
• 0,004 % i kategori Betydelig for steinkobbe (Lopphavet-Russland) (sommer)
• 0,013 % i kategori Moderat for havert (Vesterålen- Finnmarksbestanden) (høst)
• 0,003 % i kategori Mindre for havert (Vesterålen- Finnmarksbestanden) (høst)
Det er Vesterålen- Finnmarksbestanden for havert som har høyest miljørisiko. Miljørisiko for sel er innenfor Equinors operasjonsspesifikke akseptkriterier. For fullstendige resultater se kapittel 6 i miljørisikoanalysen [1].
3.2.3.4 Miljørisiko for fisk
Det er foretatt en overlappsanalyse mellom relevante arters gytefelt og området der konsentrasjonen av olje i vannsøylen overstiger terskelverdi for skade (målt ved forventet THC-konsentrasjon). Det er ingen modellruter med THC-
konsentrasjoner >50 ppb, og potensiale for skader på bestandsnivå for fisk vurderes derfor som lavt.
3.2.3.5 Miljørisiko for strandhabitat
Det er gjennomført en kvantitativ miljørisikoanalyse etter MIRA-metoden for strandressurser, basert på helårlig statistikk.
Det var minimale utslag i miljørisiko (<<1%) for strand (Norge-fastland) i analyseperioden.
Miljørisiko for strandhabitat er innenfor Equinors operasjonsspesifikke akseptkriterier. For fullstendige resultater se kapittel 6.6 i miljørisikoanalysen [1].
3.2.3.6 Miljørisiko for sjøfugl – Lyslogger (SEATRACK) datasett
I miljørisikoanalysen for letebrønn 7132/2-1 Gjøkåsen er lyslogger datasettet (SEATRACK data) for lomvi inkludert i vedleggsdelen av rapporten (Appendix I). Data dekker perioden fra og med august til og med januar, og stammer fra studier av lomviens svømmetrekk ut fra utvalgte kolonier mot overvintringsområder. En forventer at disse dataene gir et bedre bilde av lomviens fordeling og vandringsmønstre for sensommer, høst og vinter i åpent hav enn hva SEAPOP datasettene gir. Alkefugl (bl.a lomvi) opptrer ofte i ansamlinger både under svømmetrekk og senere ved næringssøk og dette er reflektert i lysloggerdataene og dermed i miljørisikoberegningene som baseres på disse dataene.
Lysloggerdataene er analysert i forhold til oljedriftsmodellering for letebrønn Gjøkåsen og resultatene presentert per hekkekoloni og per sesong. Ettersom dataene dekker perioden fra august til januar er resultatene relevant for letebrønn Gjøkåsen Deep, som har planlagt borestart i Q4 2018.
Resultatene viser at lomvi fra de ulike koloniene bruker Barentshavet også i høst og vintersesongen. Det er beregnet høyest miljørisiko for populasjonen på Bjørnøya i høstsesongen og Hjelmsøya i vintersesongen med:
- Inntil 25,3 % av Equinors akseptkriterier i skadekategori «Alvorlig» i høstsesongen (fra Bjørnøyakoloni, august- oktober)
- Inntil 10,5 % av Equinors akseptkriterier i skadekategori «Betydelig» i vintersesongen (Hjelmsøya, november- januar)
For lomvi gir lysloggerdata høyere utslag i miljørisiko enn SEAPOP datasettet. Maksimalt utslag for lomvi om høsten for SEAPOP data er 17 % (skadekategori moderat) mot 25 % med lysloggerdata (skadekategori alvorlig).
Miljørisiko for lomvi basert på lysloggerdatasettet for august til januar er innenfor Equinors operasjonsspesifikke akseptkriterier.
3.3 Konklusjon – Miljørisiko Gjøkåsen Deep
Høyeste utslag for miljørisikoen for letebrønn Gjøkåsen er beregnet til å være 24 % av Equinor’s akseptkriterie i forventet boreperiode. I forbindelse med boring av letebrønn Gjøkåsen Deep er det beregnet lavere utblåsningsrater sammenlignet med letebrønn Gjøkåsen. Med ellers sammenlignbare forhold vil dette medføre lavere miljørisiko, og det konkluderes dermed med at miljørisikoen forbundet med boringen av letebrønn Gjøkåsen Deep også er innenfor Equinor sine akseptkriterier.
Figur 3-3 viser den høyeste modellerte miljørisikoen for letebrønn 7132/2-1 Gjøkåsen per måned. I planlagt boreperiode er det gruppen pelagisk sjøfugl som har høyest miljørisiko.
Figur 3-3 Miljørisiko som andel av akseptkriteret for arten med høyeste utslag hver måned i åpent hav og kystnært. Y-aksen viser % andel av akseptkriteriet.
4 Beredskapsanalyse
Beredskap som et konsekvensreduserende tiltak vil være et viktig bidrag til risikoreduksjon. Effektiv oljevernberedskap vil redusere oljemengdene på sjøen, og videre føre til reduksjon av influensområdet for et mulig oljeutslipp. Equinor vil tilstrebe å benytte den bekjempelsesmetoden, mekanisk oppsamling eller kjemisk dispergering, som resulterer i minst miljøskade ut fra en SIMA analyse (Spill impact mitigation assesment) (tidligere NEBA «Net Environmental Benefit Analysis»).
Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning basert på dimensjonerende utslippsrater fra aktiviteten.
4.1 Ytelseskrav
Equinors ytelseskrav for de ulike barrierene er beskrevet under [4].
Barriere 1: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe beregnet emulsjonsmengde på sjø. Første system innen best oppnåelig responstid. Full kapasitet snarest mulig og senest innen 95-persentilen av korteste drivtid til land, basert på beregnet kapasitetsbehov. Equinor setter, som et minimum, krav til tilstrekkelig kapasitet for å bekjempe et oljeutslipp på minimum 500 m3 med ressurser som skal være klar for operasjon innen 5 timer etter at utslippet er oppdaget.
Barriere 2: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe den mengden emulsjon som passerer barriere 1 på grunn av operative begrensninger. Første system skal mobiliseres fortløpende etter at systemene i barriere 1 er mobilisert og med full kapasitet innen 95-persentilen av korteste drivtid til land.
Barriere 3 og 4: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon innen influensområdet. Systemene skal være mobilisert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land.
Barriere 5: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon inn til et prioritert område. Personell og utstyr til strandsanering skal være klar til operasjon innen 95-persentilen av korteste drivtid inn til prioritert område for de berørte områder med kortere drivtid enn 20 døgn.
En plan for grovrensing av forurenset strand skal utarbeides senest innen 7 døgn fra registrert påslag av oljeemulsjon.
Grovrensing av de påslagsområder som prioriteres av operasjonsledelsen i samråd med aksjonsledelsen skal være gjennomført innen 100 døgn fra plan for grovrensing foreligger, forutsatt at dette kan gjennomføres på en
sikkerhetsmessig forsvarlig måte.
4.2 Metodikk
Equinors krav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Equinors forutsetninger og metode for
beredskapsdimensjonering i alle barrierer [4], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i NOROG veiledning [6] og NOFO [7].
Utstyr som kan benyttes til bekjempelse av olje/emulsjon i barriere 1-4:
• Havgående NOFO-system
• Havgående en-båt-system
• Havgående Kystvaktsystem
• System Kyst A – IKV
• System Kyst B – KYV
• System Fjord A – NOFO/Operatør
• System Fjord B – IUA/KYV
• Dispergeringssystem (NOFO og OSRL)
4.2.1 Dimensjonering av barriere 1 og 2 – nær kilden og på åpent hav
Beredskapsanalysen for barriere 1 og 2, nær kilden og på åpent hav, er basert på vektet utblåsningsrate og forventet oljetype. Beregninger er gjort for vintersesong og sommersesong.
For dimensjonering av barriere 1 benyttes egenskaper (fordamping, naturlig nedblanding, vannopptak og viskositet av emulsjon) for 2 timer gammel olje. Det grunnleggende prinsippet er at kapasiteten i de ulike barrierene skal være tilstrekkelig til å kunne håndtere emulsjonsmengden ved de gitte betingelsene.
For dimensjonering av barriere 2 er det utført beregninger av det antall systemer som kreves for å kunne bekjempe emulsjonsmengden som har passert barriere 1 grunnet redusert systemeffektivitet. Systemeffektiviteten er avhengig av bølgehøyde og lysforhold, og varierer mellom de ulike områdene (Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet) på norsk sokkel. I beregningen av systembehov for barriere 2 benyttes oljeegenskaper for 12 timer gammel olje.
Kravene til responstid er satt til best oppnåelig responstid for NOFO-fartøyer til feltet, og er basert på avstand til
oljevernressurser, gangfart for OR-fartøy, slepebåtkapasitet og gangfart for disse, mobilisering av oljevernutstyr om bord på OR-fartøy, og tilgang til personell på basene. I tillegg kommer en vurdering opp mot krav om etablering av full kapasitet i barriere 1 og 2 senest innen korteste drivtid til land (95-persentil).
4.2.2 Dimensjonering av barriere 3 og 4 – kyst og strandsone
For barriere 3 og 4, bekjempelse av olje i kyst- og strandsone, er kravene til beredskap satt ut fra størst behov ved å bruke to alternative tilnærminger:
• 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon. Beredskapen i barriere 4 skal ha kapasitet til å bekjempe emulsjonen som passerer barriere 3. Beredskapsbehovet i barriere 3 og 4 er beregnet basert på resultater fra oljedriftssimuleringer gjennomført for aktiviteten.
• Prioriterte områder som er berørt av stranding med drivtid kortere enn 20 døgn (ifølge oljedriftssimuleringer) skal kunne ha tilgang til grunnberedskap. Grunnberedskap er definert som 1 Kystsystem (type A eller B) og 1
Fjordsystem (type A eller B). Beredskapsressursene skal brukes der det er mest hensiktsmessig og er ikke begrenset til de prioriterte områdene.
Denne tilnærmingen medfører at Equinor dimensjonerer både for volumer og utstrekning av strandet emulsjon, og legger til grunn det største behovet, når krav til beredskap i barriere 3 og 4 settes.
Equinor stiller krav til at beredskapen i barriere 3 og 4 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til et prioritert området.
4.2.3 Dimensjonering av barriere 5 – strandrensing
For barriere 5, bekjempelse av strandet olje, er det beregnet behov for antall strandrenselag med tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av størst strandet mengde emulsjon innenfor de berørte prioriterte områdene med kortere drivtid enn 20 døgn.
Equinor stiller krav til at beredskapen i barriere 5 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land til hvert prioritert område.
Når minste drivtid er lengre enn 20 døgn stilles det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 5. Det vurderes her at det innen 20 døgn vil kuynne mobilseres ressurser etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO,
Kysteverket og berørte IUAer
4.3 Analysegrunnlag
4.3.1 Oljens egenskaper
Equinor forventer, gitt at det skulle finnes hydrokarboner i Gjøkåsen Deep, at dette vil være olje med tilsvarende egenskaper som Wisting Central [3]. Oljen er en middels tung naftensk olje (838 kg/m3) med lavt innhold av asfaltener (0.05 wt. %) og voksinnhold (0.72 wt. %) sammenlignet med andre oljer på norsk sokkel. Oljen har svært lavt stivnepunkt (<36°C). For Wisting Central fører høy initiell fordampning til økt asfalten- og voksinnhold, noe som er med på å
stabilisere vann i olje emulsjonen. Wisting Central olje har vist at den danner lav-viskøse vann-i-olje emulsjoner med relativ lavt maksimum vannopptak (60 vol%).
Initiellt er viskositeten lav og kan gi utfordringer med mekanisk opptak de første timene. Flammepunktet reduseres hurtig og grensen for eksplosjonsfare på sjø er passert etter kort tid (<15 minutter), også ved lave vindstyrker. Flammepunktet reduseres til under 60°C etter 6 timer avhengig av vindstyrke, lengst tid ved lave vindhastigheter. Dette er relevant for eksplosjonsfare for oljen ved lagring i tanker.
Oljedriftsimuleringene for letebrønnen 7132/2-1 Gjøkåsen er også utført med Wisting Central olje. Samme oljetype er benyttet for dimensjonering av beredskap.
Forvitringsegenskaper for Wisting Central olje ved ulike vindstyrker og temperaturer er angitt i Tabell 4-1.
Vintertemperatur er satt til 2°C og sommertemperatur til 5°C i studien. Gjennomsnitt av vindstyrker ved Gjøkåsen Deep ligger rundt 7 m/s i sommermånedene og rundt 10 m/s i vintermånedene [9].
Tabell 4-1 Detaljerte forvitringsegenskaper for Wisting Central olje ved 2 og 12 timer, sommer og vinter
Time Parameter Vinter,
2 ºC 10 m/s vind
Sommer, 5 ºC 5 m/s vind
2 timer
Fordampning (%) 23 20
Nedblanding (%) 12 0
Vanninnhold (%) 14 4
Viskositet av emulsjon (cP) 105 49
Gjenværende olje på overflate (%) 63 79
12 timer
Fordampning (%) 29 27
Nedblanding (%) 37 4
Vanninnhold (%) 51 23
Viskositet av emulsjon (cP) 844 171
Gjenværende olje på overflate (%) 32 68
4.3.1.1 Oljens egenskaper i forhold til mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering
Erfaring fra norske feltforsøk viser at risikoen for lekkasje av olje under lensen er størst for oljer/emulsjoner med viskositet under 1000 cP. Emulsjon av Wisting Central olje vil ha viskositeter over 1000 cP etter ca 2 dager ved sommerforhold og etter ca 12 timer ved vinterforhold. Det er raskere emulsjonsdannelse og økning i viskositet med økning i vindstyrke. Det forventes ikke å være behov for tungolje skimmere for Wisting Central olje.
Tabell 4-2 oppsummerer potensialet for mekanisk oppsamling av Wisting Central olje ved definerte vinter- og sommerforhold, basert på oljens viskositet.
Emulsjonen til Wisting Central olje er vist å ha godt potensiale for kjemisk dispergering, ved viskositet <3000 Cp [3].
Dette er tilfelle for både vinterforhold og sommerforhold opp til 5 døgn. Tidsvindu for dispergering er også vist i Tabell 4-2.
Ved et eventuelt utslipp vil det bli gjennomført testing for kjemisk dispergerbarhet av den aktuelle oljen med bruk av Sintefs prøvetakingskoffert, som vil finnes om bord i beredskapsfartøyet på lokasjonen.
Tabell 4-2 Potensiale for mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering basert på viskositet av Wisting Central olje
4.3.2 Utslippsscenarier
Tabell 4-3 gir en oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønnen.
Tabell 4-3 Utslippsscenarier for letebrønn Gjøkåsen Deep
Type utslipp Kilde Referanse – bakgrunn for
rate/volum
Oljetype Utblåsning – 634
m3/døgn
Langvarig utblåsning fra reservoar (Maks varighet i 70 døgn)
Vektet utblåsningsrate fra Gjøkåsen Deep
Wisting Central
Middels utslipp – 2000 m3 punktutslipp
Eksempelvis lekkasje fra brønn
Volum basert på faglig vurdering
Wisting Central Mindre utslipp – 100
m3 punktutslipp
Eksempelvis lekkasje fra brønn
Volum basert på faglig vurdering
Wisting Central Mindre punktutslipp av
lette produkter
Lekkasje fra dieseltank, hydraulikksystem
- Kondensat eller
andre
petroleumsprodukter som danner tynn oljefilm
4.3.3 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer
Ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning, målt i bekjempet mengde oljeemulsjon pr. døgn, er en funksjon av følgende forhold:
- Andel av tiden enheten kan operere (mørke/redusert sikt og bølgeforhold)
- Effektiviteten innen operasjonsvinduet (relatert til ulike bølgeforhold, eller antatt konstant) - Opptaks-/bekjempelseskapasitet under operasjon
- Lagringskapasitet for oppsamlet olje (kun relevant for opptakssystemer)
- Frekvens og varighet av driftsstans (overføring av oppsamlet olje, plunder og heft)
- Andel av tiden hvor tilgangen/tilflyt av olje til lense er mindre enn oljeopptakerens kapasitet (for mekanisk bekjempelse) eller hvor emulsjonen har en fordeling som gjør at dispergeringsmiddel ikke kan påføres med optimal effektivitet.
Funksjonene er brukt i Equinor sin beregningskalkulator for beredskapsbehov i alle barrierer.
Kapasiteten til havgående opptakssystem i NOFO-klasse som brukes i beregningene er 2400 m3/døgn (for oljer med viskositet under 20000 cP). Kapasiteten til havgående dispergeringssystem i NOFO-klasse er satt til 1950 m3/døgn.
Faktorene som er områdespesifikke for Gjøkåsen Deep er omtalt i de følgende delkapitlene. For flere detaljer henvises det til Equinors metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [4].
4.3.3.1 Operasjonslys
Andel operasjonslys inngår i beregning av ytelsen og effektiviteten til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning. Equinor har valgt å beregne operasjonslys for 5 regioner, se Figur 4-1. For letebrønn Gjøkåsen Deep (region 5) er operasjonslys oppsummert i Tabell 4-4.
Figur 4-1 Regioner brukt i beregning av operasjonslys
Tabell 4-4 Andel operasjonslys i region 5, hvor letebrønn Gjøkåsen Deep er lokalisert
Vinter Vår Sommer Høst År
Operasjonslys 23 % 79 % 100 % 48 % 63 %
4.3.3.2 Bølgeforhold
Bølgeforhold på åpent hav inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 1 og 2. Equinor har bølgedata for 27 stasjoner, som vist i Figur 4-2. Stasjon 26 er antatt å best representere bølgeforholdene for NOFO system og stasjon 21 for kystvaktsystem ved letebrønn Gjøkåsen Deep. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for NOFO- og Kystvaktsystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) er oppsummert i Tabell 4-5. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-6.
Figur 4-2 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav
Tabell 4-5 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon Gjøkåsen Deep
Vinter Vår Sommer Høst År
NOFO-system 53 % 67 % 78 % 63 % 65 %
Kystvakt-system 60 % 68 % 75 % 65 % 67 %
Tabell 4-6 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon Gjøkåsen Deep Vinter Vår Sommer Høst
NOFO-system (Hs < 4 m) 79 % 92 % 99 % 90 % NOFO-dispergering (Hs < 4 m) 79 % 92 % 99 % 90 % Kystvakt-system (Hs < 3 m) 85 % 93 % 99 % 90 %
4.3.4 Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger
Figur 4-3 viser plasseringen av NOFO utstyr for barriere 1 og 2, mekanisk bekjempelse og kjemisk dispergering fra fartøy per juni 2018 [7]. Det kan ikke utelukkes endringer i utstyrsplassering. Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til feltet som er brukt som grunnlag for responstider for barriere 1 og 2 er vist i Tabell 4-7.
Tabell 4-8 presenterer ytterligere forutsetninger som gangfart, avgivelsestid for beredskapsfartøy og slepefartøy samt tid for mobilisering av utstyr fra baser. Et NOFO system inkluderer oljelenser, skimmer, tankvolum for oppsamlet emulsjon og overvåkningsutstyr. De fleste fartøyene har også utstyr for oppsamling av høyviskøse oljer.
Totalt disponerer NOFO om lag 750 Sm3 dispergeringsmiddel fordelt på baser og fartøy. Dispergeringsmiddelet er av type Dasic Slickgone NS, som tilfredsstiller norske myndigheters krav til toksikologiske tester.
Figur 4-3 NOFOs baser og stående beredskap offshore
Tabell 4-7 Avstander fra letebrønn Gjøkåsen Deep til oljevernressurser benyttet i analysen Oljevernressurser Avstander fra 7132/2-1 Gjøkåsen Deep (nm)
Beredskapsfartøy på borelokasjon 0
Esvagt Aurora (Goliat) 187
Stril Poseidon 703
Havila Troll 620
Ocean Alden 937
Stril Herkules 969
Stril Merkur 973
Sandnessjøen NOFO-base 570
Kristiansund NOFO-base 771
Hammerfest NOFO-base 188
Tabell 4-8 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av beredskapsbehov i barriere 1 og 2
Gangfart, OR-fartøy 14 knop (17 knop for Equinors egne fartøy)
Mobilisering, klargjøring, lasting og lossing på base – system 1 fra NOFO-base
10 timer
Unntatt Sandnessjøen – 20 timer Mobilisering av system 2 fra NOFO-base 30 timer
Mobilisering av system 3 fra NOFO-base 48 timer
Avgivelsestid for beredskapsfartøyer Ekofisk/sørfeltene: 6 timer Ula/Gyda/Tamber: 6 timer Sleipner/Volve: 6 timer Balder: 6 timer
Oseberg: 6 timer Troll: 6 timer Tampen: 6 timer Haltenbanken: 6 timer Aasta Hansteen: 6 timer Goliat: 4 timer
Gjøa: 4 timer Avløserfartøy: 6
Responstid for slepefartøy Slepefartøy fra NOFO-pool: 36 timer
Redningsskøyter Ikke aktuelt for denne brønnen
Tid til å sette lenser på sjøen / klargjøre dispergering ombord
1 time
4.3.5 Influensområder og stranding
Oljedriftsmodellering for letebrønn Gjøkåsen viser at sannsynligheten for stranding på fastlandet av olje er relativt lav (5,25 % regnet for hele året hensynstatt scenarienes delsannsynlighet). Drivtidene til land er lange (korteste drivtid til land er 36 døgn), og de potensielle strandingsmengdene er små (95 % persentilen for hele året er 1 tonn).
Olje kan forventes å kunne drive i et område rundt Gjøkåsen Deep-lokasjonen med en radius på opp til 200 - 300 km.
Resultatene fra oljedriftsberegningene viser at mulig påvirkningsområde i østlig og nordøstlig retning strekker seg langt inn i russisk farvann, og korteste drivtid er modellert til 1,5 døgn.
Det er i miljørisikoanalysen vurdert at det ikke er sannsynlighet for at olje fra en utblåsning fra Gjøkåsen Deep kan nå iskanten, polarfronten klassifisert som SVO (Svært Verdifullt Område) eller Bjørnøya Naturreservat.
4.4 Resultat
4.4.1 Beredskapsbehov og responstider i barriere 1 og 2
For letebrønn Gjøkåsen Deep er behov for antall mekaniske oppsamlingssystemer beregnet for de ulike utslippsscenarier (Tabell 4-9, Tabell 4-10 og Tabell 4-11). Systembehovet er beregnet med Equinors beredskapskalkulator og er basert på oljens forvitringsegenskaper og bransjestandard for ytelse og effektivitet av oljevernutstyr. Beregning av systembehov er utført for definerte sommer- og vinterforhold.
Responstidskrav for barriere 1 og 2 er satt som best oppnåelige responstid gitt planlagt utstyrslokalisering på boretidspunktet og standardiserte frigivelsestider og hastigheter.
Tabell 4-9 Beregnet systembehov ved et mindre utslipp – punktutslipp 100m3 Vinter
1 °C - 10 m/s vind
Sommer 5 °C - 5 m/s vind
Utslippsvolum (Sm3) 100 100
Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 23 20
Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 12 0
Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3) 65 80
Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 14 4
Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3) 76 83
Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 105* 49*
Behov for NOFO systemer i barriere 1 1 1
* Ved viskositeter under 1000cP må lensetap påregnes
Tabell 4-10 Beregnet systembehov ved et middels utslipp –punktutslipp 2000m3 Vinter
1 °C – 10 m/s
Sommer 5 °C – 5 m/s
Utslippsvolum (Sm3) 2000 2000
Fordampning etter 2 timer på sjø (%) 23 20
Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 12 0
Oljemengde tilgj.for emulsjonsdannelse (Sm3) 1300 1600
Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 14 4
Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3) 1512 1667
Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 105* 49*
Behov for NOFO systemer i barriere 1 2 2
* Ved viskositeter under 1000cP må lensetap påregnes
Tabell 4-11 Beregnet systembehov ved langvarig utblåsning 634 m3/døgn
Parameter
Vinter 1 °C - 10 m/s
Sommer 5 °C - 5 m/s
Utstrømningsrate (Sm3/d) 634 634
Tetthet (Kg/Sm3) 838 838
Fordampning etter 2 timer på sjø (%) 23 20
Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 12 0
Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 412 507
Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 14 4
Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 1
(Sm3/d) 479 528
Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 105* 49*
Økt systembehov grunnet høyt voksinnhold? Nei Nei
Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere 1 1 1
Emulsjonsmengde inn til barriere 2 (Sm3/d) 294 118
Oljemengde inn til barriere 2 (Sm3/d) 253 113
Fordampning etter 12 timer på sjø (%) 29 27
Nedblanding etter 12 timer på sjø (%) 37 4
Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 174 101
Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) 51 23
Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 2
(Sm3/d) 356 131
Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 (cP) 844* 171*
Økt systembehov grunnet høyt voksinnhold? Nei Nei
Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere 2 1 1
Behov for NOFO-systemer i barriere 1 og 2 2 2
Behov for ekstra enbåtsystem pga potensielle
ansamlinger av sjøfugl 1 1
* Ved viskositeter under 1000cP må lensetap påregnes
Det settes krav til 2 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 36 timer. Dimensjonering av oljevernberedskapsressurser settes etter sesongen med høyest behov. På grunn av potensielle ansamlinger av alkefugl i området, legges det til ett enbåtsystem på lokasjon når det bores i oljeførende lag.
Ytterligere systemer vil kunne bli mobilisert gjennom NOFO ved behov. Nærmere detaljer om fartøy og systemer vil bli beskrevet i beredskapsplanen. Equinor vil etablere samarbeid om beredskapsressurser med andre operatører som evt har samtidig aktivitet i Barentshavet.
Tabell 4-12 Responstider for mobilisering av mekaniske oppsamlingssystemer (havgående systemer) for letebrønn 7132/2-2 Gjøkåsen Deep.
System nr Fartøy (responstid) Slepefartøy (responstid) Total responstid
1 Beredskapsfartøy på
lokasjon (5t) På lokasjon (5t) 5t
2 Beredskapsfartøy på
lokasjon (5t) Enbåtsystem 5t
3 F.eks Esvagt Aurora (20t) NOFO pool (36t) 36t
4.4.2 Beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og 4
95-persentilen av størst strandet emulsjonsmengde gitt en utblåsning, er 42 tonn om vinteren og 54 tonn om sommeren.
95-persentilen av korteste drivtid til land er 56 døgn om vinteren og 36 døgn om sommeren. Det antas at størst strandet mengde strander over en periode på 10 døgn. Ved å ta effekten i barriere 1 og 2 i betraktning gir dette en tilførselsrate inn i barriere 3 på 3 tonn/døgn for vinterhalvåret og 1 tonn/døgn for sommerhalvåret. Beregningene er basert på Wisting Central olje.
Det settes krav om kapasitet til å håndtere mengden oljeemulsjon (54 tonn) som ifølge oljedriftssimuleringer potensielt vil kunne drive mot land. Responstiden er satt til 36 døgn (korteste modellerte drivtid til land), men ressurser mobiliseres så snart som mulig for å i størst mulig grad hindre at oljen når land. Da lokasjon er langt fra fastlandet og disse barrierene vil operere til havs vil man mobilisere større havgående systemer (NOFO system) og/eller raskere enbåtssystemer som mer effektivt vil kunne «jakte» olje for å unngå at olje strander. Kapasiteten for større systemer er betydelig større enn
tradisjonelle kyst og fjord systemer, og dette vil også dekke opp for eventuell lavere effektivitet ved tåke. Ytterligere ressurser og utstyr vil kunne mobiliseres etter behov og iht eksisterende avtaler mellom NOFO og Kystverket.
4.4.3 Beredskapsbehov og responstider i barriere 5
Det forekommer ikke stranding i prioriterte områder innen 20 døgn i oljedriftsmodelleringen. Det stilles derfor ikke spesifikke krav til strandrensing. Det vurderes at det innen 20 døgn vil kunne mobiliseres ressurser etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og berørte IUAer.
4.4.4 Bruk av kjemisk dispergering
Referanseoljen Wisting Central olje har et godt potensiale for kjemisk dispergering. Ved et utslipp vil uansett dispergerbarheten til olje/ oljeemulsjon testes ved hjelp utstyr fra SINTEF prøvetakingskoffert for å vurdere om dispergering kan være et aktuelt beredskapstiltak for den aktuelle oljen.
I tillegg til å vurdere effektivitet av dispergering, skal en også alltid vurdere observasjoner eller sannsynlig tilstedeværelse av naturressurser i området samt værforhold før en igangsetter eller viderefører kjemisk dispergering. Vurderingene skal gjøres i henhold til SIMA prinsippet (Spill impact mitigation asessment). Kjemisk dispergering vil være særlig aktuelt ved høye forekomster av sjøfugl og/eller for å forhindre landpåslag.
Equinor har over de siste årene gjennomført og deltatt i flere større forsknings- og utviklingsprosjekter på bruk av kjemisk dispergering, særlig med fokus på kalde farvann og is. Studiene har omfattet toksisitet, biodegradering og
bioakkumulering av dispergert olje hos relevante arktiske organismer, effektivitet av dispergering i kalde farvann og påføringsteknikker. Dokumentasjonen som er opparbeidet viser at kjemisk dispergering som bekjempningsmetode kan være effektiv og miljømessig gunstig også i nordlige områder, med kaldt vann [10, 11].
Bransjen har gjort effektivitetstester av subsea dispergering med oljer som dekker et bredt spekter av oljetyper på norsk sokkel. Testene er utført i laboratorie- og mesoskala ved turbulente betingelser og med ferske oljer som i et
undervannsutslipp [12, 13]. Vanndypet på 304 meter i kombinasjon med en relativt lav GOR på 50 Sm3/Sm3 gjør at undervannsdispergering kan være et effektivt tiltak. Ved dette vanndypet og GOR er det sannsynlig at plumen kan innlagres høyt i vannsøylen, nær overflaten (14). Det er imidlertid slik at vektet volumrate på 634 m3/d kombinert med en høy utslippsdiameter kan dra i negativ retning. Det er derfor anbefalt at det gjøres en evaluering angående egnethet og effekt av subsea dispergering før igangsettelse i en hendelse.
Tabell 4-13 viser noen aktuelle beredskapsfartøyer som har dispergeringsmidler ombord og deres responstid til letebrønn Gjøkåsen Deep. Dispergeringsmiddelet om bord på NOFO fartøy og på NOFO baser er Dasic Slickgone NS.
Tabell 4-13 Responstider for et utvalg oljevernressurser med dispergeringskapasitet. Responstid inkluderer 1 times kjørgjøringstid for dispergering om bord på fartøyene.
Oljevernressurs Lokasjon Responstid
Esvagt Aurora Goliat 20 timer
Havila Troll Aasta Hansteen/Norne 43 timer Stril Poseidon Haltenbanken 48 timer
Stril Merkur Troll Oseberg 64 timer
Stril Herkules Tampen 64 timer
Ocean Alden Gjøa 72 timer
Equinor har flere avtaler med OSRL: Service Level Agreement (SLA), Global Dispersant Stockpile (GDS) og Subsea Well Intervention Services (SWIS). Avtalen med OSRL (SLA) går ut på at Equinor kan mobilisere halvparten av OSRLs tilgjengelige utstyr og personell til enhver tid. Dette inkluderer blant annet dispergeringsmidler, flybåren
dispergeringspåføringssystemer, modellering av oljedrift, satellittovervåking og rådgivning forbundet med håndtering av oljeskadet vilt. Equinor har også en tilleggsavtale (GDS) som sikrer tilgang til ytterligere dispergeringsmidler.
Dispergeringsmidlene i GDS er lokalisert i England, Singapore, Frankrike, Sør-Afrika og Florida, og er pakket klar for videre frakt ved både luft-, sjø- eller vei. Dispergeringsmidlene som inngår i avtalen er Dasic Slickgone NS, Finasol OSR
52, og Corexit EC9500A. Dasic Slickgone NS og Finasol OSR 52 tilfredsstiller norske myndigheters krav til toksikologiske tester. 4000 m3 dispergeringsmidler er derfor tilgjengelig for bruk i norske farvann. SWIS gir tilgang til utstyr for subsea brønnintervensjon, som inkluderer capping og subsea kjemisk dispergering.
OSRL har to Boeing 727 lokalisert på Doncaster Sheffield Airport i UK. Begge har dispergeringsutstyr og en kapasitet for transport og operasjoner av 15 m3 dispergeringsmidler per flyvning.
4.5 Deteksjon av olje og kartlegging av olje under oljevernaksjoner
Equinor vil stille krav til at oljevernberedskapsfartøyet er utstyrt og har rutiner for å oppdage olje og å kunne kartlegge oljeutbredelse under en evt aksjon. Dette vil inkludere oljedetekterende radar, IR kamera og mulighet for downlink av bilder tatt fra fly eller helikopter til bruk for å optimalisere innsatsen. Satellittradar vil inngå som en kapasitet både for deteksjon og kartlegging gjennom nedlasting av daglige radarbilder. Under en aksjon vil en kunne laste ned bilder to ganger per døgn. NOFO har tilgang på aerostat (Ocean Eye), som kan benyttes for å få oversikt over olje ved en aksjon.
Kystverkets overvåkningsfly LN-KYV vil bli benyttet under boreoperasjonen og under en evt hendelse. SAR helikoptre vil også kunne benyttes i en aksjon. Brønnovervåkning på boreriggen vil detektere uregelmessigheter og utslipp i
forbindelse med boreoperasjonene. Det kan forventes at utslipp av betydning vil detekteres relativt umiddelbart gjennom prosessovervåkningen ved en leteboringsoperasjon. Krav til deteksjonstid for oljeutslipp settes til 3 timer som standard ved leteboringsoperasjoner.
4.6 Oljevernberedskap som konsekvensreduserende tiltak
Miljørisiko for letebrønn Gjøkåsen Deep presentert i kapittel 3 er gjennomført uten å vise effekt av oljevernberedskap.
Oljevernberedskap vurderes som viktigste konsekvensreduserende tiltak gitt et oljeutslipp.
Den konsekvensreduserende effekten av oljevernberedskap i barriere 1 og 2 kan beregnes ut fra hvor mye oljemengden på overflaten reduseres i forhold til en situasjon uten oljeverntiltak. Tabell 4-14 viser at mekanisk oppsamling kan være et vesentlig konsekvensreduserende tiltak ved en utblåsning. Mekanisk oppsamling med 2 systemer (beregnet behov for dimensjonerende rate) i barriere 1 og 2 er forventet å ha en effektivitet på 50 % om vinteren og 86 % om sommeren.
Lavere forventet effektivitet ved de definerte vinterforholdene kan delvis forklares med at det oftere vil være for mye vind til å aksjonere. Det kan bemerkes at en større andel av oljen kan forventes å dispergere naturlig pga høyere vindstyrker vinterstid.
Tabell 4-14 Konsekvensreduserende effekt av barriere 1 og 2 (åpent hav) vist som reduksjon av emulsjonsmengde på overflate for dimensjonerende hendelse, langvarig utblåsning Gjøkåsen Deep.
Vinter (2 °C - 10 m/s vind) Sommer (5 °C - 5 m/s vind)
Utstrømningsrate (m3/d) 634 634
Antall og systemtyper i valgt
beredskapsløsning i barriere 1 og 2 2 Havgående opptakssystem 2 Havgående opptakssystem Emulsjonsmengde ut av barriere 2
(m3/d)* med 2 NOFO-systemer 287 90
Emulsjonsmengde på overflaten uten
oljevernberedskap i B1 B2 (m3/d)* 580 586
Reduksjon i emulsjonsmengde med bruk
av oljevernberedskap i barriere 1 og 2 50 % 86 %
* tar i betraktning fordampning, naturlig nedblanding og økning av emulsjonsmengde i B1 og B2 pga vannopptak
4.7 Særlige hensyn
Sikt (tåke, snø, redusert operasjonslys)
Barentshavet har relativ høy forekomst av tåke på sommer og høst sammenlignet med andre deler av norsk sokkel.
Andre forhold som kan redusere sikten er forekomst av snøfall og redusert dagslys. Dette kan legge begrensninger for noen metoder for deteksjon av utslipp og kartlegging/ overvåkning av et oljeutslipp under en oljevernaksjon. Visuell deteksjon og også i noen grad IR deteksjon av olje på sjø vil være mindre effektivt ved tåke. Oljedetekterende radar på beredskapsfartøyet og satellitt radar vil være tilgjengelig for denne letebrønnen, og radar deteksjon påvirkes ikke av tåke.
Forekomst av tåke kan forventes å føre til redusert effektivitet av en oljevernaksjon og Equinor har i barriere 3 og 4 valgt å benytte seg av større havgående systemer enn det som vanligvis benyttes (kyst og fjord systemer). Kapasiteten for disse havgående systemene er betydelig større enn tradisjonelle kyst og fjord systemer, og dette vil også dekke opp for eventuell lavere effektivitet ved tåke.
Russland
For et større utslipp av olje fra letebrønn Gjøkåsen Deep vil olje kunne drive inn i russisk farvann. Det eksisterer en gjensidig avtale mellom Norge og Russland for oljevern (Joint Norwegian-Russian Contingency Plan for Oil Spill
Response in the Barents Sea, 2014) og det er avholdt årlige øvelser med sentrale aktører fra begge land for å forberede en slik situasjon. En vil både kunne få beredskapsstøtte fra Russland, og NOFO fartøyer skal kunne forfølge et oljeutslipp og gjennomføre oljevernaksjoner inn på russisk side. Formelt må da aksjonen ledes av Kystverket i Norge som har samarbeidsavtale med russiske myndigheter. Drift av olje inn i russisk farvann vil inngå som et moment i
beredskapsplanen.
Iskanten
Det forventes ikke at olje fra et utslipp fra letebrønn Gjøkåsen Deep boret om høsten kan treffe sjøis. En oljevernaksjon i is er derfor ikke et sannsynlig scenario. Det vil likevel gjennomføres isovervåkning i forkant og under boreoperasjonen. I henhold til lisenskravene vil ikke boreoperasjon gjennomføres dersom det er registrert is nærmere enn 50 km fra brønnlokasjon.
