Rapport
Miljørettet risiko- og beredskapsanalyse for letebrønn Byrkje i Barentshavet -
sammendragsrapport
GDF SUEZ E&P Norge AS
FORORD... 1
OPPSUMMERING ... 2
1 INNLEDING ... 3
1.1 Akseptkriterier... 4
1.2 Inngangsdata til analysene ... 5
1.2.1 Dimensjonerende DFU ... 5
1.2.2 Rater og varigheter ... 5
1.2.3 Utblåsningsfrekvens ... 6
1.2.4 Oljetype – egenskaper... 6
2 OLJEDRIFT ... 12
2.1 Metode og inngangsdata... 12
2.2 Resultater... 12
2.2.1 Havoverflate ... 12
2.2.2 Vannsøyle ... 15
2.2.3 Stranding av olje i kystsone og iskant ... 15
3 NATURRESSURSER INNEN ANALYSEOMRÅDET... 16
4 MILJØRISIKOANALYSE... 18
4.1 Metode... 18
4.2 Resultater og konklusjoner... 18
4.3 Konsekvensreduserende tiltak... 20
5 BEREDSKAP MOT AKUTT FORURENSNING... 22
5.1 Metode... 22
5.2 Forutsetninger og inngangsdata til oljevernberedskapsanalysen ... 22
5.2.1 Effektberegnet systembehov (NOFO kalkulator) ... 22
5.2.2 Modellering av oljeopptak og dispergering ... 22
5.2.3 Oljeegenskaper ... 23
5.3 Resultater – barriere 1 og 2 ... 24
7 OPERATØRENS FORSLAG TIL BEREDSKAP ... 34 REFERANSER... 35
I forbindelse med GDF SUEZ’ planlagte leteboring 7218/8-1 Byrkje skal det søkes om tillatelse til petroleumsvirksomhet til havs, i henhold til Forurensningsloven. I henhold til
Forurensningsforskriften (§ 36-2) må alle aktiviteter som det kreves søknad om tillatelse etter forurensningsloven ha en beskrivelse av aktivitetens miljørisiko og beredskapsbehov. I henhold til Styringsforskriften § 17 er det utarbeidet en miljørettet risikoanalyse og en miljørettet
beredskapsanalyse for den planlagte aktiviteten. Analysene er utført av DNV (2013).
Foreliggende dokument er et utvidet sammendrag av de nevnte analysene, som inkluderes i søknaden til Klif.
OPPSUMMERING
I forbindelse med GDF SUEZ’ planlagte leteboring 7218/8-1 Byrkje i utvinningstillatelse (PL) 607 i sentrale deler av Barentshavet har DNV på vegne av operatøren utarbeidet en miljørettet risiko- og oljevernberedskapsanalyse for aktiviteten. Letebrønnen er lokalisert i god avstand til land (om lag 220 km).
Miljørisikoanalysen er basert på oljedriftsmodellering med fire ulike rater og fem ulike varigheter for både sjøbunns- og havoverflateutblåsning. De modellerte ratene for overflateutblåsning er henholdsvis 278, 781, 1760 og 2083 Sm3/døgn, mens ratene for sjøbunnsutblåsning er:229, 775, 1234 og 1299 Sm3/døgn (Add Energy, 2013). Mulige varigheter er henholdsvis 2, 5, 15, 30 eller 54 døgn for både overflate- og sjøbunnsutblåsning. Sannsynlighetsfordeling for de ulike ratene er utledet av Add Energy (2013), mens sannsynlighetsfordeling for de ulike varighetene er utledet basert på statistikk fra Scandpower (2011). Sannsynligheten for overflate- versus
sjøbunnsutblåsning er 18 % / 82 % (Scandpower 2012). Utblåsningsfrekvensen benyttet for brønnen er 1,43*10-4(Scandpower, 2012).
Oljedriftsmodelleringen av full rate- og varighetsmatrise viser liten treffsannsynlighet langs kysten ( 7 %) gitt en utblåsning fra letebrønnen. Størst treffsannsynlighet er det imidlertid i Gamvik kommune (7 % sannsynlighet for treff av > 1 tonn olje i én 10 × 10 km rute).
Miljørisikoanalysen viser at risikonivået er høyest for alke og krykkje i åpent hav i
vinterperioden, med utslag på henholdsvis 11,8 % (alke) og 11,6 % (krykkje) av akseptkriteriet for moderat miljøskade 1-3 års restitusjonstid). Risikonivået i de øvrige sesongene er noe lavere (i underkant av 10 %), med samme arter dimensjonerende for risikonivået.
I beredskapsanalysen er dimensjonerende rate og varighet for letebrønnen, i henhold til veiledningen utarbeidet av OLF og NOFO (2007), lagt til grunn ved modellering av
systembehovet for den planlagte leteboringen, dvs. vektet rate og varighet for overflate- og sjøbunnsutblåsning, henholdsvis 902 Sm3/døgn og 9,4 døgn (overflate) og 660 Sm3/døgn og 12,8 døgn (sjøbunn). “NOFO kalkulatoren” (NOFO/OLF, 2007) indikerer et systembehov på 1 system i barriere 1 (nær kilden) og 1 system i barriere 2 (åpent hav) (1_1) både i sommer- og
vinterperioden, gitt et overflateutslipp. Modellering av opptakseffekt med ytterligere systemer, utover det beregnede behovet, viser imidlertid god tilleggseffekt ved anvendelse av ett ekstra system sommerstid. For kjemisk dispergering vil to system være tilstrekkelig hele året.
En utblåsning fra Byrkje medfører kun stranding innen 95-persentil av utfallsrommet i
vintersesongen, og med svært små mengder. 95-persentil av ankomsttid er i overkant av 22 døgn, mens korteste ankomsttid (100-persentil) er i overkant av 11 døgn. Tre opptakssystemer i barriere 1 og 2 er mobilisert innen 39 timer (eventuelt 39 timer for to dispergeringsfartøy), og
veiledningens krav til responstid er således oppfylt.
GDF SUEZ E&P Norge AS (heretter kalt GDF SUEZ) planlegger boring av letebrønn 7218/8-1 Byrkje i utvinningstillatelse (PL) 607 i sentrale deler av Barentshavet. Brønnen ligger ca. 220 km fra nærmeste land som er vestlig del av Sørøya i Hasvik kommune i Finnmark (se Figur 1-1).
Brønnlokasjonen er 72° 20’0,7’’ N, 18° 28’38,46’’ E (geografiske koordinater), og havdypet er 382 meter.
Boringen har planlagt oppstart høsten 2013, og brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Transocean Barents. Brønnen har som mål å finne hydrokarboner i tre potensielle
reservoar; Upper, Lower og Kolmule Deep reservoarene. Olje er det forventede hydrokarbonet i reservoarene.
Som forberedelse til den planlagte leteboringen har DNV, på oppdrag fra operatøren, utarbeidet en miljørettet risiko- og beredskapsanalyse for aktiviteten i henhold til styringsforskriften § 16- 17. Miljørisikoanalysen er gjennomført som en skadebasert analyse i henhold til Norsk olje og gass (tidligere OLF) Veiledning for gjennomføring av miljørisikoanalyser for
petroleumsaktiviteter på norsk sokkel (OLF, 2007). Miljørisikoen vurderes opp mot GDF SUEZ’
operasjonsspesifikke akseptkriterier. Beredskapsanalysen er gjennomført i henhold til Norsk olje og gass/NOFO Veileder for miljørettet beredskapsanalyser (OLF/NOFO, 2007).
Dyp (meter)
>3000 2500 - 3000 2000 - 2500 1500 - 2000 1000 - 1500 500 - 1000 400 - 500 300 - 400 200 - 300 100 - 200 50 - 100 20 - 50 0 - 20
Figur 1-1 Beliggenhet til letebrønn 7218/8-1 Byrkje i Nordsjøen.
1.1 Akseptkriterier
I miljørisikoanalysen for letebrønn 7218/8-1 Byrkje er GDF SUEZ’ akseptkriterier for
operasjonsspesifikk miljørisiko benyttet for å vurdere risikonivået (Tabell 1-1). Akseptkriteriene angir grensene for hva GDF SUEZ har definert som en akseptabel risiko for egen virksomhet (sannsynlighet for en gitt konsekvens) ved boreoperasjonen. Disse presenteres som skade på bestander, uttrykt ved varighet og ulik grad av alvorlighet. For eksempel aksepterer operatøren en
restitusjonstid) aksepteres én hendelse per 40 000 leteboringer.
Tabell 1-1 GDF SUEZ’ operasjonsspesifikke akseptkriterier for miljøskade definert ved restitusjonstid for en bestand eller et habitat.
Miljøskade Varighet av skaden
(restitusjonstid)
Operasjonsspesifikk risiko
Mindre 1mnd -1 år < 1 x 10-3
Moderat 1-3 år < 2,5 x 10-4
Betydelig 3-10 år < 1 x 10-4
Alvorlig > 10 år < 2,5 x 10-5
1.2 Inngangsdata til analysene
1.2.1 Dimensjonerende DFUDe fleste uhellsutslipp i forbindelse med en leteboring er begrensede, med små mengder og lette forbindelser. De hendelsene som har de største potensielle miljøkonsekvensene er ukontrollerte utslipp fra brønnen under boring (utblåsning). Slike hendelser vil være dimensjonerende for miljørisikonivå og beredskapsbehovet. I miljørisikoanalysen er det tatt høyde for at en utblåsning kan inntre fra enten overflaten eller havbunnen. I beredskapsanalysen er både overflate- og sjøbunnsutblåsning modellert, da utfordringene knyttet til oljevern vil være ulike ved de ulike utslippsscenarioene. Overflateutblåsning forventes imidlertid å være den hendelsen som vil medfører størst oljemengde på havoverflaten tilgjengelig for opptak, og således vil være dimensjonerende for beredskapsbehovet.
1.2.2 Rater og varigheter
Add Energy (2013) har modellert mulige utblåsningsrater for boreoperasjonen, samt
utblåsningens lengste forventede varighet (54 døgn – tid for boring av avlastningsbrønn). Basert på disse inngangsverdiene har DNV satt opp en rate- og varighetsmatrise med fire ulike rater og fem varigheter, med en gitt sannsynlighetsfordeling. Rate- og varighetsfordelingen for
utblåsninger fra letebrønn 7218/8-1 Byrkje er gitt i Tabell 1-2.
I beredskapsanalysen er dimensjonerende rate og varighet for letebrønnen, i henhold til veiledningen (NOFO/OLF, 2007), benyttet til å vurdere systembehovet for den planlagte leteboringen, dvs. vektet rate og varighet for overflate- og sjøbunnsutblåsning, henholdsvis 902 Sm3/døgn og 9,4 døgn (overflate) og 660 Sm3/døgn og 12,8 døgn (sjøbunn).
Tabell 1-2 Rate- og varighetsfordeling for overflate- og sjøbunnsutblåsning for letebrønn 7218/8-1 Byrkje. Rater/sannsynlighetsfordeling for ratene er angitt i Add Energy (2013) og sannsynlighetsfordeling for varighetene er utledet av Scandpower (2011).
Utslippssted Fordeling overflate/sjøbunn
Rate Sm3/d
Varigheter (dg) og
sannsynlighetsfordeling Sannsynlighet for raten
2 5 15 30 54
Overflate 18 %
278
53,6
%
18,5
%
16,6
% 4,9 % 6,3 %
54,9 %
781 5,0 %
1760 38,6 %
2083 1,5 %
Sjøbunn 82 %
229
44,7
%
17,4
%
19,3
% 8,0 % 10,6
%
54,9 %
775 5,0 %
1234 38,6 %
1299 1,5 %
1.2.3 Utblåsningsfrekvens
For letebrønn 7218/8-1 Byrkje benyttes utblåsningsfrekvens for letebrønn med forventet funn av olje (Scandpower, 2012). Verdien er basert på statistikk fra SINTEF offshore blowout database (2011). Utblåsningsfrekvensen er 1,43*10-4.
Transocean Barents er en oppankret flyter med BOP plassert på havbunnen, noe som tilsier at en utblåsning mest sannsynlig vil forekomme på havbunnen. Sannsynlighet mellom utblåsninger på overflate kontra sjøbunn under boring, er satt til henholdsvis 18 % / 82 % (overflate /sjøbunn) (Scandpower, 2012).
1.2.4 Oljetype – egenskaper
Det forventes oljetype av tilsvarende kvalitet som Skrugard råolje i reservoarene. Skrugard råolje er derfor valgt som referanseolje i analysene. SINTEF har gjennomført fullt forvitringsstudie for denne oljetypen. Oljetypen har middels tetthet på 871 kg/m3. Skrugard råoljen har lav
fordampningsgrad de første 3 timene på havoverflaten, men øker til om lag 20 % etter 2 døgn (ved 5 °C og 10 m/s). Råoljen har høyt vannopptak (om lag 80 % etter 9 timers forvitring).
Oljetypen danner emulsjoner med lavere viskositet enn andre sammenliknbare oljetyper.
Skrugard råolje har godt potensial for kjemisk dispergering inntil 1 døgn etter utslipp.
Viktige parametere som kjennetegner Skrugard råolje er beskrevet i Tabell 1-3. Figur 1-2 til Figur 1-5 viser massebalanser for Skrugard råoljen ved ulike vindhastigheter og sommer- og vintertemperatur.
Tabell 1-3 Sammenstilling av oljeparametere (for fersk olje) benyttet til spredningsberegning av en utblåsning for oljetype Skrugard (SINTEF, 2012).
Parameter Skrugard råolje
Tetthet 871 kg/m3
Maksimalt vanninnhold 80 %
Voksinnhold 1,89 vekt %
Asfalteninnhold 0,05 vekt %
Viskositet 32 cP
Massebalanser Skrugard
Nedenfor følger grafiske fremstillinger av forventet utvikling i masseblansen av Skrugard oljen ved ulike værforhold.
Figur 1-2 Massebalanse for Skrugard råolje ved 10 °C og 2 m/s (øverst) og 5 m/s vind.
Figur 1-3 Massebalanse for Skrugard råolje ved 10 °C og 10 m/s (øverst) og 15 m/s vind.
Figur 1-4 Massebalanse for Skrugard råolje ved 5 °C og 2 m/s (øverst) eller 5 m/s vind.
2 OLJEDRIFT
2.1 Metode og inngangsdata
Oljedriftsmodellen som benyttes er SINTEFs OSCAR modell (Oil Spill Contingency And Response) (SINTEF & DNV, 2009). Dette er en 3-dimensjonell oljedriftsmodell som beregner oljemengde på havoverflaten, på strand og i sedimenter, samt konsentrasjoner i vannsøylen.
Utfallet fra modelleringen er beregnet i tre fysiske dimensjoner og tid. Modellen inneholder databaser for ulike oljetyper, vanndyp, sediment type, økologiske habitater og strandtyper.
For å bestemme oljens drift og endringer på overflaten beregner modellen overflatespredning, transport av flak, nedblanding av olje i vannmassene, fordampning, emulsjon og stranding. I vannkolonnen blir det simulert horisontal og vertikal transport, oppløsning av oljekomponenter, adsorpsjon, avsetninger i sedimenter samt nedbryting.
OSCAR anvender både 2- og 3-dimensjonale strømdata fra hydrodynamiske modeller. Det er generert historiske dagsmidlete strømdata fra perioden 1998-2005 med 4 × 4 km oppløsning.
Dette er kombinert med historiske vinddata fra Meteorologisk institutt med 75 × 75 km oppløsning fra perioden 1980-2007 med tidsintervall 3 timer.
Stokastiske simuleringer med ulike starttidspunkter er modellert. For å dekke den totale variasjonen i vind- og strømdata, er flere simuleringer nødvendig for et oljesøl med kort varighet sammenlignet med utblåsninger av lengre varighet. Antall simuleringer er fra 40 per år ved 2 dagers utblåsningsvarighet til 12 for 54 dagers varighet. I alle simuleringer er partikkel følgetiden 15 dager. Totalt antall simuleringer for de ulike rate- og varighetskombinasjonene varierer fra 320 (40 simuleringer multiplisert med antall år med vinddata; 1998-2005 = 8 år) til 96 (12 simuleringer × 8 år).
2.2 Resultater
2.2.1 HavoverflateFor modellerte overflate- og sjøbunnsutblåsninger er det generert oljedriftsstatistikk på rutenivå (10 × 10 km ruter) for fire sesonger; vår (mars-mai), sommer (juni-august), høst (september- november) og vinter (desember-februar). Influensområdene ( 5 % treff av olje over 1 tonn i 10 × 10 km ruter) gitt en utblåsning fra henholdsvis overflate og sjøbunn under boring av letebrønnen i de ulike sesongene er presentert i Figur 2-1 (overflate) og Figur 2-2 (sjøbunn). Figurene viser at influensområdet inkluderer sentrale deler av Barentshavet, og i noen grad trekkes i sørøstlig retning. Treffsannsynligheten av over 100 tonn olje per 10 × 10 km rute er 20-35 % i nærområdet til utslippspunktet, mens treffsannsynligheten av over 500 tonn per 10 × 10 km rute kun
forekommer helt nært utslippspunktet.
VÅR SOMMER
HØST VINTER
Figur 2-1 Sannsynligheten for treff av > 1 tonn olje per 10 × 10 km sjørute gitt en
overflateutblåsning fra letebrønn 7218/8-1 Byrkje i hver sesong. Influensområdene er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5
% av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong.
VÅR SOMMER
HØST VINTER
Figur 2-2 Sannsynligheten for treff av > 1 tonn olje per 10 × 10 km sjørute gitt en
sjøbunnsutblåsning fra letebrønn 7218/8-1 Byrkje i hver sesong. Influensområdene er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5
% av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong.
Effektgrensen for toksisitet av THC på fiskeegg og larver er 100 ppb, basert på en dose-respons funksjon som anbefalt gjennom et arbeid utført av DNV, Havforskningsinstituttet og
Universitetet i Oslo i regi av OLF (OLF, 2008). Resultatene av oljedriftsmodelleringen viser ingen ruter med vannsøylekonsentrasjoner 100 ppb. Høyeste vannsøylekonsentrasjon er 30 ppb i én rute nært utslippspunktet, gitt en sjøbunnsutblåsning i høstsesongen.
2.2.3 Stranding av olje i kystsone og iskant
Oljedriftsmodelleringen viser liten sannsynlighet for stranding av olje langs kysten, gitt en overflate- eller sjøbunnsutblåsning. Høyeste treffsannsynlighet er modellert til 4 % (i
sommersesongen), mens høyeste akkumulerte oljemengde i en kystrute er 4,7 tonn (med 1,1 % treffsannsynlighet).
Oljedriftsmodelleringen viser ikke sannsynlighet for treff av > 1 tonn olje per 10 × 10 km rute langs den definerte iskanten. Iskant er derfor ikke behandlet videre i miljørisikoberegningene.
Tabell 2-1 100- og 95-persentil av strandet olje- og emulsjonsmengde langs kysten, samt ankomsttid av olje til kysten gitt for vektet rate og varighet for overflate- og sjøbunnsutblåsning fra letebrønn Byrkje.
Beredskapstiltak Sesong
Emulsjon (tonn) Olje (tonn) Ankomsttid til land (døgn) 100
pers. 95 pers. 100
pers. 95 pers. 100 pers. 95 pers.
overflate sommer 12 0 2 0 21,4 -
vinter 20 4 3 1 19,9 23,0
sjøbunn sommer 22 0 4 0 19,8 -
vinter 103 8 18 1 11,1 24,5
3 NATURRESSURSER INNEN ANALYSEOMRÅDET
Influensområdet til letebrønn Byrkje preges i stor grad av atlantisk vann som strømmer inn i Barentshavet fra sørvest (Figur 3-1). Samtidig strømmer kaldt arktisk vann inn fra nordøst. I møtet mellom disse strømmene dannes front- og virvelsystemer som gir opphav til betydelig primærproduksjon i vår- og sommerhalvåret, den såkalte polarfronten. Vannet i den norske kyststrømmen har lav salinitet og danner fronter mot det atlantiske vannet. Tilsvarende oppblomstring opptrer om våren i en 20-50 km bred sone langs iskanten, hvor issmeltingen danner forutsetninger for et stabilt overflatelag og frigjøring av næringssalter.
Figur 3-1 Strømforhold i Barentshavet (Sætre, 1999).
Viktige naturressursene i dette området er pelagiske sjøfugl og fisk. I tillegg kan marine pattedyr bli berørt gitt en utblåsning fra brønnen. Det er liten sannsynlighet for stranding av olje langs kysten og langs iskanten.
For sjøfugl er analysen basert på regionale datasett for sjøfugl i kystnære områder (Seapop, 2012) og sjøfugl i åpent hav (Seapop, 2013). Datasettene er inndelt etter havområde, og datasett for Barentshavet er inkludert i analysen. Pelagiske sjøfuglarter benytter kystområdene til hekking om våren/sommeren, og er i denne perioden i større grad tilknyttet de kystnære områdene. Det er flere hekkekolonier langs kysten som potensielt kan bli berørt gitt en utblåsning fra Byrkje, deriblant på Sværholdklubben og Hjelmsøy, samt videre østover på Syltefjordstauren og Hornøya, gitt at olje når kystområdene. I høst-/vinterperioden er pelagiske sjøfugl i større grad ute i åpent hav i områder med god næringstilgang.
Arter med særlig tilknytning til kystområdene er dykkender (ærfugl, svartand, bergand, sjøorre,
spesielt i grunne farvann.
Av marine pattedyr tilknyttet området er det valgt å analysere på regionale bestander av havert, steinkobbe og oter (HI & DN, 2007). Havert forekommer i kolonier langs hele norskekysten.
Utenom kastetiden kan arten være spredt langs kysten for næringssøk, og utbredelsen fra flere kolonier kan overlappe. Under hårfellingsperioden og kasteperioden samler haverten seg i store kolonier (Føyn m.fl. 2002; Bjørge, 2008). Steinkobbe forekommer i større og mindre kolonier langs hele norskekysten. Arten er relativt stedbunden og oppholder seg nær koloniene året rundt (spredning på noen titalls km). Oteren ble fredet i Norge siden 1982 som følge av
bestandsnedgang. Det er antatt at over 25 % av den europeiske bestanden finnes i Norge (Brude m. fl. 2003). Den nasjonale bestanden synes imidlertid å ha vært i vekst siden 90-tallet.
Grunnet små hydrokarbonkonsentrasjoner i vannsøylen etter utblåsning fra Byrkje er det valgt å ikke fokusere på fisk i analysen, da det forventes små/ingen effekter.
Strandhabitat er inkludert som naturressurs i analysen for Byrkje, selv om det forventes lite stranding av olje og således liten miljørisiko for strandhabitat.
4 MILJØRISIKOANALYSE 4.1 Metode
Miljørisikoanalysen er gjennomført i henhold til Norsk olje og gass’ metode for gjennomføring av miljørisikoanalyser (OLF 2007); MIRA metoden. Nivået som er valgt for analysen er en skadebasert analyse, som er det mest detaljerte analysenivået. For en detaljert beskrivelse av metoden henvises det til Norsk olje og gass’ metodebeskrivelse.
Miljørisikoen er beregnet på grunnlag av modellert bestandstap og restitusjonstid for flere arter av sjøfugl, marine pattedyr og fisk. Bestandstapet modelleres med basis i oljedriftsstatistikk og bestandsfordeling gjennom året.
Når en bestand når tilbake til 99 % av opprinnelig bestand i etterkant av en bestandsreduksjon, anses bestanden som restituert i henhold til populasjonsdynamiske modeller (OLF, 2007). Basert på dette beregnes ikke miljørisiko for bestandstap < 1 %.
4.2 Resultater og konklusjoner
Miljørisikoen forbundet med boring av letebrønn Byrkje er oppsummert i Tabell 4-1 og Figur 4-1, der risikonivå for dimensjonerende art innenfor hver «VØK-gruppe» (sjøfugl kystnært, sjøfugl åpent hav, marine pattedyr og strandhabitat) er presentert som andel av de
operasjonsspesifikke akseptkriteriene for hver skadekategori. Miljørisikoen er videre presentert som skadefrekvenser (uavhengig av akseptkriteriene) i Figur 4-2.
Miljørisikoen er høyest for alke og krykkje i åpent hav. Både alke og krykkje er pelagiske sjøfuglarter. Disse er gjerne spredt ut over store havområder i vinterperioden, og kan således bli utsatt for påvirkning av olje på havoverflaten. I hekkeperioden er de samlet i store kolonier i kystområdene, og er dermed mindre utsatt ved utblåsning fra Byrkje som i liten grad medfører stranding av olje. Alke har rødlistestatus som sårbar, mens krykkje anses som mindre sårbar og har ikke rødlistestatus (Artsdatabanken, 2010).
Risikonivået for alke og krykkje utgjør henholdsvis 11,8 % og 11,6 % av akseptkriteriet for alvorlig miljøskade i vintersesongen. Risikonivået i de resterende sesongene er noe lavere (i underkant av 10 %). Miljørisiko for strandhabitat og marine pattedyr er lav og under 1 % av akseptkriteriet i alle skadekategorier og sesonger. Fisk er ikke inkludert i miljørisikoberegningene grunnet de lave THC-konsentrasjonene i vannsøylen (< 100 ppb).
kystnært og i åpent hav, marine pattedyr og strandhabitat, i hver sesong, presentert som andel av GDF SUEZ’ operasjonsspesifikke akseptkriterier.
Sesong VØK-gruppe
Mindre (< 1 år)
Moderat (1 - 3 år)
Betydelig (3 - 10 år)
Alvorlig (> 10
år) Art
VÅR
sjøfugl åpent hav 2,3 % 9,8 % 2,9 % 0,1 % Krykkje/Alke sjøfugl kystnært 0,9 % 3,6 % 0,5 % 0,3 % Lomvi/lunde marine pattedyr <0,1 % 0,2 % 0 % 0 % Steinkobbe
strandhabitat 0,3 % 0,3 % 0,2 % 0 %
SOMMER
sjøfugl åpent hav 1,6 % 7,1 % 2,4 % 1,0 % Alke
sjøfugl kystnært 1,2 % 4,7 % 1,5 % 0,9 % Lomvi/lunde
marine pattedyr 0,1 % 0,3 % 0 % 0 % Steinkobbe
strandhabitat 0,7 % 0,8 % 0,1 % 0 %
HØST
sjøfugl åpent hav 2,4 % 9,9 % 4,0 % 0,2 % Krykkje/Alke
sjøfugl kystnært 0,1 % 0,6 % 0 % 0 % Islom
marine pattedyr 0,1 % 0,4 % 0 % 0 % Havert
strandhabitat 0,3 % 0,4 % 0 % 0 %
VINTER
sjøfugl åpent hav 2,9 % 11,8 % 4,7 % 0 % Alke
sjøfugl kystnært 0,1 % 0,4 % 0 % 0 % Praktærfugl
marine pattedyr 0,1 % 0,4 % 0 % 0 % Havert
strandhabitat 0,5 % 0,5 % 0,1 % 0 %
Figur 4-2 Beregnet miljørisiko forbundet med boring av letebrønn Byrkje, presentert som skadefrekvenser for miljøskade i de ulike skadekategoriene. Figuren viser utslagsgivende art innen hver VØK-gruppe i hver sesong.
4.3 Konsekvensreduserende tiltak
Det er også gjennomført en analyse av miljøkonsekvens med og uten innsats av oljevernsystemer, for å vurdere beredskapstiltakenes effekt ut fra beregnet skadepotensial for sjøfugl (se kapittel 6).
Analysen viser noe reduksjon i konsekvenser for sjøfugl i åpent hav.
Alke er den arten som er dimensjonerende for risikonivået ved boring av letebrønnen Byrkje.
Analysen viser at innsats av 3 beredskapssystemer halverer sannsynligheten for 1-5 % bestandstap av alke i vår-/sommersesongen fra 44 % til 22 %. Innsats av flere systemer reduserer i ikke
sannsynligheten ytterligere i denne perioden. I høst- og vintersesongen er sannsynligheten for bestandstap jevnt nedadgående med innsats av stadig flere systemer. Analysen viser at mekanisk oppsamling av olje har en positiv effekt på potensiell miljøskade for sjøfugl i åpent hav. Også kjemisk dispergering har positiv effekt på potensiell miljøskade.
Fokus bør således settes på særlig å beskytte sjøfugl i åpent hav, spesielt dimensjonerende arter, alke og krykkje som vist i Figur 4-3.
Figur 4-3 Verst berørt område for alke og krykkje gitt en utblåsning fra letebrønnen Byrkje.
5 BEREDSKAP MOT AKUTT FORURENSNING 5.1 Metode
Beredskapsanalysen for letebrønn Byrkje er gjennomført i henhold til industristandard; «Veileder for miljørettet beredskapsanalyse» (OLF/NOFO, 2007). Analysen er gjennomført i henhold til barriereprinsippet, der fire ulike barrierer er definert; Barriere 1 – nær kilden, Barriere 2 – åpent hav, Barriere 3 – kystsone og fjordområder, Barriere 4 – strandsone.
For barriere 1 og 2 er det først beregnet systembehov på bakgrunn av NOFO-kalkulatoren i henhold til veiledningen, og deretter gjennomført modelleringer av mulig oljeopptak og
dispergering med SINTEFs OSCAR modell, for ulike systemkonfigurasjoner. Barriere 3 og 4 er ikke dimensjonert videre grunnet lite stranding av olje (95 persentil av strandet oljemengde er maksimalt 8 tonn oljeemulsjon).
5.2 Forutsetninger og inngangsdata til oljevernberedskapsanalysen
Oljevernberedskapsanalysen baserer seg på eksisterende oljevernressurser som omfatter NOFOs ressurser og statlig oljevern.
Dimensjonerende rate for oljevernberedskap tilsvarer vektet rate (902 Sm3/døgn for overflate og 660 Sm3/døgn for sjøbunn) og varighet (9,4 døgn for overflate og 12,8 døgn for sjøbunn).
5.2.1 Effektberegnet systembehov (NOFO kalkulator)
NOFO kalkulator er egnet til å beregne et systembehov for mekanisk oppsamling vet et
overflateutslipp. For å kompensere for lav viskositet på oljen de første timene på havoverflaten er det valgt å gjøre en tilpasning i metodikken (NOFO/OLF metodikk) med hensyn til hvilket tidspunkt (oljens forvitringsalder) barrierene samler opp olje. Ved viskositet < 1000 cP vil oljen i stor grad flyte ut under lensen. Ved beregning av systembehov for mekanisk oppsamling gitt et overflateutslipp er det i stede tatt utgangspunkt i at barriere 1 flyttes til 3 og 9 timer for
henholdsvis vinter/vår og sommer/høst sesongen, kontra 2 timer som normalt legges til grunn.
Etter 3 og 9 timers forvitring har oljen nådd en viskositet på ca. 1000 cP i henholdsvis vår/vinter og sommer/høst-sesongen. Beregningen/kalkulatoren viser at totalt 2 mekaniske
oppsamlingssystemer har tilstrekkelig kapasitet til å samle opp olje i barriere 1 og 2. For resultater, se også Tabell 5-4 og Tabell 5-5.
5.2.2 Modellering av oljeopptak og dispergering
Det er utarbeidet en liste med tilgengelige beredskapssystem til bruk i beredskapsanalysen (Tabell 5-1). På bakgrunn av systembehovsberegningene er det valgt å modellere med 1 til 5 systemer kombinert for barrierene 1 og 2. I tillegg er det valgt å modellere beredskap med dispergering som bekjempelsesstrategi. Beredskapssystemene 2 (Goliat), 3 (Haltenbanken), 5
kjemisk dispergering er gitt i Tabell 5-2. Alle systemoppsettene er modellert for sommer- og vinterperiode.
Tabell 5-1 Primære beredskapssystem brukt som grunnlag for OSCAR-modelleringene.
System nr.
OR-fartøy (lokasjon) Slepefartøy (lokasjon) Total responstid [t]
1 Områdefartøy, OR klasse (Byrkje) Beredskapsfartøy T.O. Barents
(Byrkje) 3
2 Områdefartøy, OR klasse (Goliat) Redningskrysser (Hammerfest) 13 3 Områdefartøy, OR klasse
(Haltenbanken) NOFO 39
4 NOFO OR klasse (Sandnessjøen) NOFO 39
5 NOFO OR klasse (Kristiansund) NOFO 56
Tabell 5-2 Primære beredskapssystem brukt som grunnlag for OSCAR-modelleringene ved modellering av dispergering.
System nr. OR-fartøy (lokasjon) Total responstid
[t]
1 Områdefartøy, OR klasse (Goliat) 13
2 Områdefartøy, OR klasse (Haltenbanken) 39
3 NOFO OR klasse (Kristiansund) 56
4 Områdefartøy, OR klasse (Tampen) 58
5 Områdefartøy, OR klasse (Troll-Oseberg) 59
Tabell 5-3 Definisjoner på de ulike beredskapsscenarioene som er modellert i OSCAR.
Navn på oppsett
Antall systemer i barriere 1
Antall systemer i barriere 2
Totalt antall systemer
Eventuelle kommentarer
0_0 0 0 0 Ingen beredskapstiltak.
1_0 1 0 1
1_1 1 1 2
1_2 1 2 3 (a) To oppsett av totalt 3 systemer er benyttet for å evaluere effekt av ulik strategi.
2_1 2 1 3 (b)
2_2 2 2 4
2_3 2 3 5 (a) To oppsett av totalt 5 systemer er benyttet for å evaluere effekt av ulik strategi.
3_2 3 2 5 (b)
forvitring sommer/høst (som nevnt under avsnitt 5.2.1). Oljetypen forventes ikke å nå øvre grense for mekanisk oppsamling (~15000-20000 cP), og det vil således ikke være behov for Hi-wax/Hi- visc utstyr (SINTEF, 2012).
I følge forvitringsstudien er Skrugard oljen godt egnet for dispergering om sommeren og høsten, inntil 1 døgn etter utslipp. Om vinteren og våren er Skrugard oljen godt egnet for dispergering inntil oljen er 6 timer gammel. For eldre olje reduseres effekten av dispergeringsmiddelet.
Dispergeringsmiddelet Dasic NS forventes å ha en effekt på 60 % på Skrugard olje.
5.3 Resultater – barriere 1 og 2
5.3.1 Effektberegnet systembehovResultatene av beregningen av effektberegnet systembehov (NOFO kalkulator) viser at det er tilstrekkelig med 1 system i barriere 1 og 1 system i barriere 2 i både sommer- og vinterperioden.
Resultatene er presentert i Tabell 5-4 og Tabell 5-5.
I henhold til NOFO/OLF veiledningen (2007) skal barriere 1 være fullt utbygd senest innen korteste drivtid til land. 100 persentil av drivtid til land er over 11 døgn i begge perioder.
Responstiden til de to første systemene som ankommer er 13 timer, og kravet er dermed oppfylt med god margin.
Tabell 5-4 Systembehov i sommerhalvåret basert på beregnet effektiv kapasitet.
mars – august
Systembehov i barriere 1 1 system
Systembehov i barriere 2 1 system
Gjennomsnittlig systemeffektivitet i perioden (B1) 56 % Emulsjon inn i barriere 1
(9 timers drivtid fra utslippspunktet) 2100 m3/døgn Emulsjon inn i barriere 2 uten opptak i barriere 1
(12 timers drivtid fra utslippspunktet) 2400 m3/døgn Emulsjon inn i barriere 2 etter opptak i barriere 1
(12 timers drivtid fra utslippspunktet) 1100 m3/døgn
Tabell 5-5 Systembehov i vinterhalvåret basert på beregnet effektiv kapasitet.
september - februar
Systembehov i barriere 1 1 system
Systembehov i barriere 2 1 system
Gjennomsnittlig systemeffektivitet i perioden 45 % Emulsjon inn i barriere 1
(3 timers drivtid fra utslippspunktet) 2200 m3/døgn Emulsjon inn i barriere 2 uten opptak i barriere 1
(12 timers drivtid fra utslippspunktet) 3000 m3/døgn Emulsjon inn i barriere 2 etter opptak i barriere 1 (12
timers drivtid fra utslippspunktet) 1700 m3/døgn
5.3.2 Beredskapsmodellering
OSCAR modelleringene uten beredskapssystemer (0_0) viser at en stor andel av oljen vil fordampe og dispergere ned i vannsøylen gjennom naturlige prosesser. Gitt en
overflateutblåsning i sommersesongen vil 39 % av oljen ha fordampet 15 døgn etter utslippsslutt, mens 44 % er dispergert. Tilsvarende i vinterperioden er 36 % fordampet og 44 % dispergert.
Videre indikerer modellen at 15 døgn etter utslippsslutt vil tilgjengelig olje på havoverflaten være 1,5 % og 0,6 % for henholdsvis sommer- og vinterperiode. Gitt en sjøbunnsutblåsning vil andelen fordampet og dispergert olje være marginalt lavere; henholdsvis 36 % og 43 % i
sommersesongen og 33 % og 43 % i vintersesongen, samt noe lavere andel gjenværende olje på havoverflaten; 1,4 % i sommerperioden og 0,5 % i vinterperioden. Andelen olje som strander er modellert til 0,0 % både ved overflate- og sjøbunnsutblåsning.
Modelleringene av mekanisk oljevern viser økende andel oppsamlet olje med økende antall systemer som settes inn i aksjonen. Det er relativt stor forskjell i opptak av olje mellom sommer- og vinterperioden. Dels vil mindre olje være tilgjengelig for opptak i vinterperioden, og dels vil værforhold og begrensninger i dagslys bidra til at systemkapasiteten reduseres i vintermånedene.
Det er derimot ikke særskilt forskjell i modellert opptak mellom overflate- og
sjøbunnsutblåsning. Dette kan forklares ved at oljen kommer til overflaten som oljeflak/partikler som kan bekjempes mekanisk.
Ett mekanisk opptakssystem i hver av barrierene (1 og 2) gir henholdsvis 24 % opptak i
sommerperioden både gitt en overflateutblåsning og sjøbunnsutblåsning og henholdsvis 13 % og 13,8 % opptak gitt en overflateutblåsning eller sjøbunnsutblåsning i vinterperioden. Ved innsats av ytterligere ett system i barriere 1 og 2 til totalt 3 systemer øker opptaket med 6 – 8 % i sommersesongen og 4 – 5 % i vintersesongen. Tilleggseffekten blir gradvis mindre med økende antall systemer i barriere 1 og 2.
Effekten av kjemisk dispergering er ikke like tydelig som med mekanisk oppsamling ettersom det
kjemisk dispergering kun blander oljen ned i vannsøylen. Resultatene viser imidlertid av
dispergering kan være et godt alternativ i perioder da det er viktig å beskytte sårbare ressurser på havoverflaten.
5.3.2.1 Anbefaling mekanisk oppsamling versus dispergering
Modelleringen av mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering viser at kjemisk dispergering kan være et godt egnet alternativ eller supplement til mekanisk oppsamling gitt at værforholdene tillater det. Kjemisk dispergering kan være miljømessig gunstig for å framskynde prosessene med å redusere mengde olje på havoverflaten i perioder da større ansamlinger av sjøfugl opptrer i åpent hav (særlig vinter/høst).
I vinterperioden er beregnet miljørisiko høyest, og det er alke og krykkje i åpent hav som er dimensjonerende for risikonivået. Denne perioden er utenfor den antatt mest sårbare perioden for fisk (gyteperioden - egg og larver/juvenile i vannsøylen).
Både mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering vil imidlertid redusere oljemengden på havoverflaten, og således være skadereduserende tiltak for ressurser på havoverflaten. Kjemisk dispergering gir noe større miljøgevinst for sjøfugl i åpent hav, men kan medføre negative effekter for organismer i vannsøylen.
Tidsvinduet for bruk av dispergering er vist i Figur 5-1. Skrugard råolje har godt potensial for kjemisk dispergering i inntil 3 døgn gitt at det er lite vind (< 2 m/s). Ved økende vindstyrke reduseres tidsvinduet for dispergering (SINTEF, 2012).
Figur 5-2 viser tidsvinduet for bruk av mekanisk oppsamling som tiltak på Skrugard råolje. Figur 5-2 viser et motsatt bilde av tidsvindu, sammenliknet med dispergering. Effekten av mekanisk oppsamling vil være best etter 3 og 9 timers forvitring, henholdsvis for vinter/vår-sesongen og sommer/høst-sesongen.
Figur 5-1 Tidsvindu for dispergering i henhold til forvitringsstudien. Effekt av dispergering er antatt i forhold til emulsjonens viskositet. Grønn: dispergerbar. Orange: redusert
dispergerbarhet. Rød: ikke dispergerbar. Sesong*: sommer/høst; sesong** vinter/vår.
og overløpsskimmer). Effekt av opptak er antatt i forhold til oljens viskositet og dertil forventet lensetap (nedre grense 1000 mPas) og tilflyt til skimmer (øvre grense 20 000 mPas). Rød: ikke oppsamingsbar pga. lensetap. Grønn: oppsamlingsbar. Sesong*: sommer/høst; sesong**
vinter/vår.
5.4 Kyst og strandsone
Modelleringen av utblåsning fra letebrønn Byrkje viser liten sannsynlighet for stranding av olje, og det er derfor ikke relevant å dimensjonere barriere 3 og 4. Det er imidlertid sett på mulige strandingsmengder for å få indikasjon på mulig omfang.
Oljedrift uten effekt av beredskap, 100 % persentil scenario,” worst case”:
Et 100 % persentil overflatescenario vil kunne berøre kysten med 12 og 20 tonn emulsjon, henholdsvis sommertid og vinterstid. Tilsvarende for et sjøbunnsscenario vil et 100 % persentil scenario nå kyst med 22 og 103 tonn emulsjon, henholdsvis sommer og vinter.
Korteste drivtid til land er 11,1 døgn (sjøbunnsutslipp, vinterstid). I henhold til NOFO/OLF veiledning (2007) skal barriere 1 være fullt utbygd senest innen korteste drivtid til land. Tre opptakssystemer i barriere 1 og 2 er mobilisert innen 39 timer (eventuelt 39 timer for to dispergeringsfartøy), og veiledningens krav til responstid er således oppfylt.
Oljedrift uten effekt av beredskap, 95 % persentil scenario:
Et 95 % persentil overflatescenario vil kunne berøre kysten med 0 og 4 tonn emulsjon,
henholdsvis sommertid og vinterstid. Tilsvarende for et sjøbunnsscenario vil et 95 % persentil scenario nå kyst med 0 og 8 tonn emulsjon, henholdsvis sommer og vinter.
Korteste drivtid til land for et 95 % persentil scenario er 22 døgn. Responstid til barriere 2 settes til maksimalt 95 persentil av korteste drivtid til kyst og strandsone, fratrukket 6 timer. Tre opptakssystemer i barriere 1 og 2 er mobilisert innen 39 timer (eventuelt 39 timer for to
oljen (0 - 6 tonn emulsjon) strande langs kysten, uavhengig av sesong. Med så små rapporterte strandingsvolumer vil en økning på 5 tonn mellom tiltak 1_1 og 1_2 tilfalle tilfeldigheter innen OSCAR-regimet. Som følge av dette er det ikke dimensjonert beredskap for kyst- og strandsone (barriere 3 og 4).
Som et ledd i beredskapsanalysen ses det på mulig konsekvens gitt en utblåsning, for den mest berørte miljøressursen identifisert i miljørisikoanalysen, for å vurdere beredskapstiltakenes effekt ut fra beregnet skadepotensial for denne arten. Alke i høst-/vinterperioden er dimensjonerende for risikonivået, og det er derfor sett spesielt på denne arten. Mulig bestandstap er kategorisert i kategoriene < 1 %, 1-5 %, 5-10 %, 10-20 %, 20-30 % og > 30 %.
Sannsynligheten for ulike populasjonstap i modellering uten og med tiltak for disse artene vises i Figur 6-1for mekanisk oppsamling etter overflateutblåsning, ogFigur 6-2for sjøbunnsutblåsning.
Figur 6-3ogFigur 6-4viser videre tilsvarende for kjemisk dispergering.
Gitt en overflateutblåsning ser en en reduksjon i sannsynligheten for 1-5 % bestandstap med inntil innsats av 3 systemer for mekanisk oppsamling av olje i vår-/sommerperioden. I høst-/vinterperioden vil skadesannsynligheten være lik med innsats av 2 eller 3 systemer, og noe lavere ved innsats av 4 eller 5 systemer. Ved sjøbunnsutblåsning er effekten mer variabel. Kjemisk dispergering bidrar til ytterligere reduksjon i skadepotensial, allerede ved innsats av to dispergeringssystem elimineres sannsynligheten for 5-10 % bestandstap i høst-/vinterperioden.
Begge analysene viser at oljevern, enten i form av mekanisk oppsamling eller kjemisk dispergering, har en positiv effekt på potensiell miljøskade for sjøfugl i åpent hav, men effekten er best/mest entydig ved overflateutblåsning.
Figur 6-1 Sannsynlighet for bestandstap av dimensjonerende art i hver sesong, uten effekt av beredskap (0) og med ulike tiltaksalternativer for mekanisk oppsamling (1-5 systemer totalt i aksjon) gitt en overflateutblåsning.
Figur 6-2 Sannsynlighet for bestandstap av dimensjonerende art i hver sesong, uten effekt av beredskap (0) og med ulike tiltaksalternativer for mekanisk oppsamling (1-5 systemer totalt i aksjon) gitt en sjøbunnsutblåsning.
Figur 6-3 Sannsynlighet for bestandstap av dimensjonerende art i hver sesong, uten effekt av beredskap (0) og med ulike tiltaksalternativer for kjemisk dispergering (1-5 systemer totalt i aksjon) gitt en overflateutblåsning.
Figur 6-4 Sannsynlighet for bestandstap av dimensjonerende art i hver sesong, uten effekt av beredskap (0) og med ulike tiltaksalternativer for kjemisk dispergering (1-5 systemer totalt i aksjon) gitt en sjøbunnsutblåsning.
7 OPERATØRENS FORSLAG TIL BEREDSKAP
NOFO/NOROG metodikk for beregning av systembehov ved Byrkje (kalkulert effektivitet) tilsier et behov for totalt to NOFO OR-systemer ved et overflateutslipp både sommer (mar.-aug.) og vinter (sep.-feb.).
Effekt av beredskap er videre modellert gjennom OSCAR. Resultatene av modelleringen viser at totalt to opptakssystemer, eventuelt to dispergeringsfartøy utpeker seg som en tilstrekkelig beredskap vinterstid. Om sommeren vil to dispergeringsfartøy være tilstrekkelig, mens ved mekanisk oppsamling vil tre opptakssystemer gi tilstrekkelig effekt. Ytterligere
opptakssystemer/dispergeringsfartøy i tillegg til disse to/tre, gir minimal tilleggseffekt. Andel oppsamlet emulsjon fra et sjøbunnsutslipp tilsvarer samme andel oppsamlet fra et overflateutslipp i modelleringen. Årsaken til dette er at olje som stiger opp fra sjøbunnen danner like tykke flak på overflaten som ved et overflateutslipp.
Miljørisikoberegningene med og uten effekt av beredskap viser at både mekanisk oppsamling og dispergering av oljen har positiv effekt, og beredskapsløsningen med 3 systemer synes mest gunstig, både for overflateutblåsning og sjøbunnsutblåsning, sett i et kost-nytte perspektiv. Dette innebærer at det er lite eller ingen tilleggseffekt mht. reduksjon i miljøskade å hente ved å legge til ytterligere systemer.
Modelleringen av utblåsning fra letebrønn Byrkje viser liten sannsynlighet for stranding av olje. I henhold til NOFO/NOROG metodikk skal beredskap i barriere 3 og 4 dimensjoneres etter 95 % persentil av strandingsmengde, korrigert for ytelsen i barriere 1 og 2. Den statistiske
beredskapsmodelleringen viser at både uten og ved bruk av beredskapstiltak vil tilnærmet 0 % av oljen (0 - 6 tonn emulsjon) strande langs kysten, uavhengig av sesong. Som følge av dette er det ikke dimensjonert beredskap for kyst- og strandsone (barriere 3 og 4).
Add Energy, 2013. Blowout and Kill Simulation Study. Byrkje 7218/8-1. Report for GDF SUEZ E&P Norge AS.
Artsdatabanken, 2010. http://www.artsdatabanken.no
Bjørge, 2008.Notat i epost fra Arne Bjørge (HI) til Odd Willy Brude (DNV).28.01.2008
Brude, O.W., Systad, G.H., Moe, K.A. & Østby, C., 2003. ULB Delutredning – studie7b.
Uhellsutslipp til sjø. Miljøkonsekvenser på sjøfugl, sjøpattedyr, strand, iskant mv. Alpha miljørådgivning/Norsk institutt for naturforskning rapport nr. 1157-01 revisjon 02b.
DNV, 2013. Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn Byrkje i Barentshavet. DNV- rapport nr. 2013-0522
Føyn, L., von Quillfeldt, C.H. og Olsen, E. (reds.), 2002. Fisken og havet, nummer–6 - 2002.
HI & DN, 2007. Helhetlig forvaltningsplan for Norskehavet: Arealrapport med miljø- og ressursbeskrivelse. Fisken og havet 6-2007
OLF, 2007. Metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA) – revisjon 2007. OLF rapport, 2007.
(Metode for Miljørettet Risikoanalyse (MIRA) revisjon 2007.pdf)
OLF, NOFO, 2007. Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser. DNV-rapport nr. 2007-0934.
(Veileder for miljørettede beredskapsanalyser.pdf)
Scandpower, 2011. Blowout and well release frequencies- Based on SINTEF Offshore Blowout Database, 2010 (revised). Report no. 19.101.001-3009/2011/R3 (5 April 2011).
Scandpower, 2012. Blowout and well release frequencies- Based on SINTEF Offshore Blowout Database, 2011. Report no. 19.101.001-3009/2012/R3 (14 August 2012).
SEAPOP, 2012. Rådata innhentet for konsentrasjoner av kystnære sjøfuglarter fra Norsk Institutt for Naturforskning ved Geir Systad, mars/april 2012.
response. Sintef report A22589 / 2012-03-23 (70 s).
SINTEF & DNV, 2009. Oil spill modelling and oil spill response modeling, Oil Spill Contingency and Response (OSCAR) /Oil Spill 3D (OS3D).
Sætre, R. 1999. Strømforhold i øvre vannlag utenfor Norge. Havforskningsinstituttet. Rapport:
FO 8306. 34 s
Vikebø m. fl 2010. http://talos.nodc.no:8080/ncWMS/larve.html
- o0o -
DNV bistår sine kunder med risikostyring gjennom tre typer tjenester: klassifisering, sertifisering og konsulentvirksomhet. Siden etableringen som en uavhengig stiftelse i 1864 har DNV blitt en internasjonalt anerkjent leverandør av ledelsestjenester og tekniske konsulent- og rådgivningstjenester, og er et av verdens ledende klassifiseringsselskaper. Dette innebærer kontinuerlig utvikling av ny tilnærming til helse-, miljø- og sikkerhetsledelse, slik at bedrifter kan fungere effektivt under alle forhold.
Global impact for a safe and sustainable future:
Besøk vår internettside for mer informasjon: www.dnv.com
