Miljørisiko- (MRA) og
Beredskapsanalyse (BA) for letebrønn 7219/12-3 i PL533 i Barentshavet
Lundin Norway AS
Report No.: 2017-0783, Rev. 01 Document No.: 1160OE6I-3 Date: 2017-09-05
Innholdsfortegnelse
DEFINISJONER OG FORKORTELSER ... 1 1 INNLEDNING ... 3
1.1 Aktivitetsbeskrivelse 3
1.2 Hensikt/formål 4
1.3 Lundins akseptkriterier for akutt forurensning 4
1.4 Gjeldende regelverkskrav 5
2 MILJØRISIKOANALYSE ... 6
2.1 Metode referansebasert Miljørisikoanalyse 6
2.2 Viktige parameter for å evaluere miljørisiko 6
2.3 Lokasjon 8
2.4 Sannsynlighet for utblåsning 8
2.5 Utblåsningsrater og -varigheter 8
2.6 Oljetype 10
2.7 GOR (Gas-Oil Ratio) 12
2.8 Oljedriftsmodellering 12
2.9 Vurdering av miljørisiko 16
3 BEREDSKAPSANALYSE FOR LETEBRØNN 7219/12-3 ... 21
3.1 Metode for gjennomføring av miljørettet beredskapsanalyse 21
3.2 Oljetype og forvitringsegenskaper 23
3.3 Utblåsningsrate 25
3.4 Beredskapsbehov åpent hav (barriere 1a og 1b) 25
3.5 Beredskapsbehov Kyst og Strand (barriere 2 og 3) 28
3.6 Konklusjon beredskapsanalyse 29
4 REFERANSER ... 31 Appendix A Gjeldende regelverkskrav
Appendix B Lysloggerdata - lomvi
DEFINISJONER OG FORKORTELSER
Akseptkriterier Kriterier som benyttes for å uttrykke et akseptabelt risikonivå i
virksomheten, uttrykt ved en grense for akseptabel frekvens for en gitt miljøskade
ALARP As Low As Reasonably Practicable (så lav som det er praktisk mulig) Analyseområde Området som er basis for miljørisikoanalysen og som er større enn
influensområdet. Ressursbeskrivelsen dekker analyseområde.
Barriere Fellesbetegnelse for en samlet aksjon i et avgrenset område; kan inkludere ett eller flere system.
Bekjempelse Alle tiltak som gjennomføres i akuttfasen av en forurensningssituasjon og som skal hindre at oljen sprer seg (strakstiltak ved å stanse lekkasjen, begrense utstrekningen, hindre spredning, samle opp fra sjøen, lede oljen forbi sensitive områder og hindre strandet olje fra å bli re- mobilisert) (Carroll m.fl., 1999).
BOP Blowout Preventer
cP Centipoise, måleenhet for viskositet
Dagslys Lysforholdene fra soloppgang til solnedgang.
DFU Definerte fare- og ulykkeshendelser
Eksempelområde Til bruk i beredskapsplanleggingen er det definert arealer kalt
eksempelområder. 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 eksempelområdene er derfor forhåndsdefinert som dimensjonerende for oljevernberedskapen.
Eksponeringsgrad Benyttes for å beskrive hvorvidt kysten er eksponert, moderat eksponert eller beskyttet mht. bølgeeksponering
Forvitring Nedbrytning av olje i miljøet. Forvitringsanalysen måler fysiske og kjemiske egenskaper for oljen til stede i miljøet over tid.
GOR Forkortelse for Gass/Olje forhold. Forholdet mellom produsert gass og produsert olje i brønnen.
Influensområde Området med større eller lik 5 % sannsynlighet for forurensning med mer enn 1 tonn olje innenfor en 10 × 10 km rute, iht. oljedriftsberegninger Miljødirektoratet Tidligere Klima og forurensningsdirektoratet (Klif) og direktoratet for
naturforvaltning
MIRA Metode for miljørettet risikoanalyse (OLF, 2007).
MRA MiljøRisikoAnalyse
NOFO Norsk Oljevernforening For Operatørselskap
NOROG Norsk olje og gass (Tidligere Oljeindustriens landsforening (OLF)) Operasjonslys Lysforholdene under dagslys og borgerlig tussmørke, dvs. når solen står
mindre enn 6 grader under horisonten.
OR-fartøy Oljevernfartøy som inneholder havgående mekaniske
oppsamlingssystemer (oljelenser og skimmere) samt lagringstank, og eventuelt dispergeringsmidler- og systemer.
OSCAR Oil Spill Contingency Analysis and Response
Persentil P-persentil betyr at p prosent av observasjoner i et utfallsrom er
nedenfor verdien for p-persentilen. En 25-persentil er da slik at 25 % av data/observasjoner er under den gitte verdien.
PL Utvinningstillatelse (Produksjonslisens) ppb Parts per billion / deler per milliard ppm Parts per million / deler per million
Responstid Sammenlagt mobiliseringstid, gangtid og utsettelse av lenser.
Restitusjonstid Restitusjonstiden er oppnådd når det opprinnelige dyre- og plantelivet i
det berørte samfunnet er tilstede på tilnærmet samme nivå som før utslippet (naturlig variasjon tatt i betraktning, og de biologiske prosessene fungerer normalt. Bestander anses å være restituert når bestanden er tilbake på 99 % av nivået før hendelsen. Restitusjonstiden er tiden fra et oljeutslipp skjer og til restitusjon er oppnådd.
Sannsynlighet for
treff Sannsynlighet for at en 10x10 km rute treffes av olje fra et potensielt utslipp
Systemeffektivitet (Throughput efficiency, eng.) Prosentandel av sveipet overflateolje som samles opp av ett system.
THC Total Hydrocarbon (totalt hydrokarbon)
TVD True Vertical Depth
VØK Verdsatt Økosystem Komponent
1 INNLEDNING
1.1 Aktivitetsbeskrivelse
Lundin Norway AS (heretter Lundin) planlegger boring av letebrønn 7219/12-3 i PL533 i Barentshavet.
Brønnen ligger ca. 189 km fra nærmeste land som er Sørøya i Finnmark (Figur 1). Vanndypet i området er ca. 313 meter. Boringen har tidligste oppstart desember 2017, og brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Leiv Eiriksson.
Som forberedelse til den planlagte operasjonen på brønnen er det gjennomført en referansebasert miljørisikoanalyse og en beredskapsanalyse for aktiviteten. Basisinformasjon for aktiviteten er oppsummert i Tabell 1.
Det er ikke identifisert behov for en full analyse av miljørisiko for brønnen, men henvises til miljørisikoanalysen gjennomført for referansebrønn 7220/11-2 Alta II (DNV GL, 2014), som anses som dekkende for planlagt aktivitet. 7219/12-3 ligger ca. 32 km nord-vest for brønn Alta II (Figur 1). For beredskapsanalysen er det gjennomført beregninger av beredskapsbehov knyttet til mekanisk oppsamling av olje på åpent hav. Beregningene er i henhold til industristandarden «Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser» (Norsk olje og gass, 2013). Da det ikke er gjennomført oljedriftsmodellering for letebrønnen, er strandingsmengder og drivtider i beredskapsanalysen hentet fra modelleringene gjennomført for referansebrønn Alta II.
Figur 1 Lokasjon til letebrønn 7219/12-3 i PL533 og letebrønn 7220/11-2 Alta i PL609 i Barentshavet.
Figuren viser også avstand mellom brønnene.
Tabell 1 Basisinformasjon for letebrønn 7219/12-3.
Koordinater for modellerte scenarier 19° 43' 2,40" Ø, 72° 12' 3,55" N Analyseperiode Helårlig, fordelt på 4 sesonger
Vanndybde 313 ±1 meter
Avstand til nærmeste kystlinje Ca. 189 km (Sørøya)
Oljetype Grane (942 kg/m3)
Riggtype Leiv Eiriksson (halvt nedsenkbar borerigg)
Utblåsningsrater Vektet rate, overflate: 2010 Sm3/døgn Vektet rate, sjøbunn: 1640 Sm3/døgn
Vektet varighet Overflateutblåsning: 9,8 dager Sjøbunnsutblåsning: 10,2 dager
GOR (Sm3/Sm3) 53
Tid for boring av avlastningsbrønn 52 døgn
Aktiviteter Leteboring
Type scenarier Utblåsning (overflate/sjøbunn)
VØK arter/ populasjoner vurdert Pelagisk sjøfugl, kystnær sjøfugl, marine pattedyr, fisk og strandhabitat – for Barentshavet
Forventet boreperiode Desember 2017
1.2 Hensikt/formål
Gjennomføring av miljørisikoanalyser (MIRA) og beredskapsanalyser (BA) for aktiviteter knyttet til leting etter og/eller produksjon av olje og gass på norsk sokkel er påkrevd i henhold til norsk lovverk (se avsnitt 1.4).
Miljørisikoanalysen for referanseanalysen (7220/11-2 Alta II) er gjennomført som en full skadebasert analyse i henhold til Norsk Olje og Gass (tidligere OLF) sin Veiledning for gjennomføring av miljørisikoanalyser for petroleumsaktiviteter på norsk sokkel (OLF, 2007). Det henvises til rapporten (DNV GL, 2014) og veiledningen for ytterligere informasjon. Miljørisikoen vurderes opp mot Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier. I en skadebasert miljørisikoanalyse blir konsekvensene av oljeutblåsning/-utslipp knyttet opp mot sannsynligheten (frekvensen) for en slik hendelse, for å tallfeste risikoen et oljesøl kan ha på ulike ressurser i området. Ressursene i området som ble benyttet i analysen omtales som Verdsatte Økosystem Komponenter (VØK) og er en sammensetning av ulike populasjoner (sjøfugl, marine pattedyr, fiskearter) og habitater (kystsonen).
I beredskapsanalysen er det gjennomført en beregning av beredskapsbehov knyttet til mekanisk oppsamling av olje på åpent hav. Beregningene er forenklet, men gjort i henhold til industristandarden
«Veileder for miljørettet beredskapsanalyser» (Norsk olje og gass, 2013), basert på dimensjonerende DFU, som er en utblåsning fra brønnen
1.3 Lundins akseptkriterier for akutt forurensning
Lundin har som en integrert del av deres styringssystem definert akseptkriteriene for miljørisiko. For letebrønn 7219/12-3 benyttes Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier for miljørisiko (Tabell 2).
Disse ble også benyttet i referanseanalysen, 7220/11-2 Alta II. Akseptkriteriene angir den øvre grensen for hva Lundin har definert som en akseptabel risiko knyttet til egne aktiviteter (sannsynlighet for en gitt
konsekvens). Disse er formulert som mål på skade på naturlige ressurser (VØK), uttrykt ved varighet (restitusjonstid) og ulik alvorlighetsgrad.
Lundin anvender de samme akseptkriterier i alle regioner på norsk sokkel. Miljørisikoanalysen fanger opp eventuelle forskjeller i miljøsårbarhet i ulike regioner fordi den tar hensyn til forekomst og sårbarhet (benytter en sårbarhetskategori) av miljøressursene i det enkelte analyseområdet, og fordi den beregner restitusjonstid for berørte ressurser. Dette fører til at det beregnes en høyere miljørisiko i områder der det er høy andel av berørte, sårbare bestander og ressurstyper. Akseptkriteriene setter derved strengere krav til operasjoner i denne type områder.
Akseptkriteriene uttrykker Lundins holdning om at naturen i størst mulig grad skal være uberørt av selskapets aktiviteter. Kriteriene angir maksimal tillatt hyppighet av hendelser som kan forårsake skade på miljøet.
Tabell 2 Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier for forurensing (Lundin Norway AS, 2012).
Miljøskade Varighet av skaden
(restitusjonstid) Operasjonsspesifikke akseptkriterier
Mindre 1 mnd. – 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
1.4 Gjeldende regelverkskrav
Myndighetskrav til HMS (helse, miljø og sikkerhet) for petroleumsvirksomhet til havs omfatter følgende lover og forskrifter; forurensingsloven, rammeforskriften, styringsforskriften, innretningsforskriften og aktivitetsforskriften. En nærmere beskrivelse av noen av kravene er gitt i Appendix A.
2 MILJØRISIKOANALYSE
2.1 Metode referansebasert Miljørisikoanalyse
Det er gjennomført en referansebasert miljørisikoanalyse i henhold til MIRA-metoden (OLF, 2007). En referansebasert analyse kan gjennomføres dersom det foreligger inngangsdata som er sammenlignbare i forhold til aktiviteten det er aktuelt å gjøre en miljørisikoanalyse for. En tidligere utført analyse benyttes da som en referanseanalyse. Sentrale parametere for den aktuelle boreoperasjonen og miljøets sårbarhet gjennomgås og sammenliknes med referanseanalysen. Resultatene av sammenlikningen evalueres, og avgjør om referanseanalysen er dekkende for den planlagte aktiviteten. Referanseanalysen anses som dekkende dersom den er mer konservativ enn de detaljerte analysene en sammenlikner med, - slik at ytterligere analyse ville konkludert med tilsvarende eller lavere miljørisiko enn den gjeldende referanseanalysen.
Følgende momenter inngår i evalueringen:
• Geografisk plassering
• Oljetype
• Sannsynlighet for utslipp
• Rater og varigheter
• Utslippspunkt (havoverflate eller sjøbunn)
• Type operasjon
• Akseptkriterier
• Spesielt sårbar årstid
• Klimatiske forhold
• Influensområde
• Brønntekniske aspekter
Det henvises til veilederen for mer utfyllende informasjon (OLF, 2007).
2.2 Viktige parameter for å evaluere miljørisiko
Miljørisikoen er gjennomført som en referansebasert analyse i henhold til MIRA-metoden (OLF, 2007).
Viktige parametere ved brønn 7219/12-3 har blitt sammenliknet med samsvarende parametere i miljørisikoen for 7220/11-2 Alta II (DNV GL, 2014). Tabell 3 viser sammenlikning av parametere for de to brønnene.
Inngangsdata og eventuelle ulikheter i inngangsdata, og konsekvenser av disse ulikhetene er diskutert i påfølgende delkapitler.
Tabell 3 Sammenstilling av parametere for letebrønn 7219/12-3 og referansebrønn 7220/11-2 Alta II (AddEnergy, 2017; DNV GL, 2014).
Parameter 7219/12-3 7220/11-2
Alta II 2014 Kriterium for
sammenlikning Resultat av sammenlikning
Operatør Lundin Lundin -- --
Posisjon (Geografiske
koordinater) 72° 12' 3.55" N 19° 43' 2.4" Ø
72º 0’ 37.556” N 20º 26’ 9.117” Ø
-- --
Avstand til Alta II (km) 32 -- Mindre enn 50 km
avstand Ok
PL 533 609 -- --
Brønntype Letebrønn Letebrønn -- --
Olje Grane
(SINTEF, 1997)
Realgrunnen/
Kobbe blend (SINTEF, 2008)
-- Se kap. 2.6
Oljens tetthet 942 831 Tilsvarende Se kap. 2.6
Dyp (m) 313 388 Tilsvarende Ok
GOR (Sm3/Sm3) 53 127 Tilsvarende Ok
Avstand til land (km) Ca. 189 km til
Sørøya Ca. 159 km til
Sørøya Tilsvarende eller lengre
avstand til land Se kap. 2.3
Rater overflate (Sm3/d) 500-8160 1787-23687 -- --
Vektet rate overflate
(Sm3/d) 2010 7472 Tilsvarende eller lavere
rate Ok
Rater sjøbunn (Sm3/d) 310-5480 1751-19703 -- --
Vektet rate sjøbunn
(Sm3/d) 1640 6679 Tilsvarende eller lavere
rate Ok
Lengste varighet (d) 52 57 Tilsvarende eller
kortere varighet Ok Vektet var. top/sub 9,8/10,2 9,5/13,0 Tilsvarende eller
kortere varighet Ok
Frekvens 1,42 x 10-4 1,49 x 10-4 Tilsvarende Se kap. 2.4
Topside/subsea
fordeling 20/80 % 18/82 % Tilsvarende Se kap. 2.5
Riggtype Leiv Eriksson
(semi sub flyter) Island Innovator
(semi sub flyter) -- --
Analyseperiode Hele året Hele året Må dekke planlagt
boreperiode. Ok
Seapop datasett -- 2013 (Åpent
hav)/ 2012 (Kystnære)
-- --
Akseptkriterier Lundins Operasjons-
spesifikke akseptkriterier
Lundins Operasjons-
spesifikke akseptkriterier
Tilsvarende Ok
Høyeste risiko -- Høyeste utslag i
miljørisiko utgjør 24 % av
akseptkriteriet for alvorlig
Miljøskade i sommersesongen.
-- Ok
2.3 Lokasjon
Brønn 7219/12-3 ligger ca. 189 km fra nærmeste fastland som er Sørøya i Finnmark, og 32 km nord- vest for referansebrønn 7220/11-2 Alta II (se Figur 1).
2.4 Sannsynlighet for utblåsning
Brønn 7219/12-3 er en letebrønn der det forventes å finne olje. Basert på SINTEF offshore blowout database 2016, er den totale utblåsningsfrekvensen vurdert til 1,42 x 10-4 for en gjennomsnittsbrønn (Lloyd’s, 2017). For Alta II ble den totalt utblåsningsfrekvensen vurdert til 1,49 x 10-4 for en letebrønn og denne var hentet fra Lloyd’s 2014 rapporten, som er basert på SINTEF offshore blowout database 2013.
Brønnen er planlagt boret med den halvt nedsenkbare riggen Leiv Eriksson (7Figur 2). Leiv Eriksson er en halvt nedsenkbar flyter med BOP plassert på havbunnen, noe som tilsier at en utblåsning mest sannsynlig vil forekomme på havbunnen. Sannsynlighetsfordelingen mellom utblåsninger på havbunn kontra overflate under boring, er satt til henholdsvis 80 % / 20 % (Lloyd’s, 2017). For Alta II var sannsynlighetsfordelingen for utblåsninger på havbunn kontra overflate henholdvis 82 % / 18 % da denne var basert på en tidligere rapport fra Lloyd’s (Lloyd’s, 2014).
Figur 2 Leiv Eriksson som skal brukes til boring av 7219/12-3 i PL533 (kilde: www.offshore.no).
2.5 Utblåsningsrater og -varigheter
De fleste former for 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 anses dimensjonerende for foreliggende analyse.
Lengste utblåsningsvarighet er satt til tiden det tar å bore en avlastningsbrønn. For brønn 7219712-3 er denne satt til 52 døgn, fordelt på mobilisering av rigg, boring inn i reservoar og dreping av utblåsningen (AddEnergy, 2017). For referansebrønn Alta II var lengste varighet beregnet til 57 døgn (AddEnergy, 2014). Vektet varighet for overflateutblåsning fra 7219/12-3 er 9,8 døgn, mens tilsvarende verdi for
sjøbunnsutblåsning er 10,2 døgn. Den vektede varighetene for Alta II var noe høyere for overflate (13 døgn) og noe lavere for sjøbunn (9,5 døgn). Forskjellen skyldes delvis at lengste varighet er noe høyere for Alta II, og at sannsynlighetsfordelingen for varigheter er endret noe basert på SINTEF databasen (Lloyd’s 2014; Lloyd’s, 2017).
Rate-/varighetsmatrisen som ligger til grunn for oljedriftsmodelleringen og miljørisikoanalysen for referansebrønn 7220/11-2 Alta II er basert på utblåsningsstudiet fra AddEnergy (2014). Vektet rate for overflateutblåsning er 7472 Sm3/døgn, og 6679 Sm3/døgn for sjøbunnsutblåsning. Rate- /varighetsmatrisen er gitt i Tabell 4.
Tabell 4 Rate- og varighetsfordeling for overflate- og sjøbunnsutblåsning for letebrønn 7220/11-2 Alta II (AddEnergy, 2014; Lloyd’s, 2014).
Utslipps- lokasjon
Fordeling overflate/
sjøbunn
Rate Sm3/d
Varigheter (dager) og
sannsynlighetsfordeling Sannsynlighet for raten
2 5 15 35 57
Overflate 18 %
1884
53,6 % 18,5 % 16,6 % 5,5 % 5,8 %
7,7 %
3115 3,3 %
7167 71,7 %
10970 15,8 %
23687 1,5 %
Sjøbunn 82 %
1812
44,7 % 17,4 % 19,3 % 9,2 % 9,4 %
7,7 %
3220 3,3 %
6456 71,7 %
8736 12,3 %
12406 3,5 %
Forventede utblåsningsrater for letebrønn 7219/12-3 er basert på utblåsningsstudiet fra AddEnergy
(2017). Vektet rate for overflateutblåsning er 2010 Sm3/døgn, og 1640 Sm3/døgn for sjøbunnsutblåsning.
(Tabell 5).
Tabell 5 Rateberegninger for brønn 7219/12-3 gitt en overflateutblåsning (øverst) eller sjøbunnsutblåsning (nederst) (AddEnergy, 2017).
2.6 Oljetype
Både levetid til olje på sjø, grad av nedblanding i vannmassene og de tilhørende potensielle
miljøeffektene vil avhenge av oljetype. Det samme gjelder egnetheten til og effekten av ulike typer oljevernberedskap (mekanisk og kjemisk bekjempelse). Det forventes å finne hydrokarboner, og det er valgt å benytte Grane olje (SINTEF, 1997) som referanseolje i analysene for miljørisiko- og beredskap.
Referanseoljen har egenskaper tilsvarende den tunge oljen man forventer for denne brønnen.
Grane er en svært tung råolje. Oljen har en høy tetthet på 942 kg/m3 med høyt asfalteninnhold (1,4 %) og middels voksinnhold (3,2 %) sammenliknet med andre oljer på norsk sokkel. Avdampning fra
havoverflaten vil imidlertid føre til en oppkonsentrering av voks, asfaltener og andre residier. Med tid på havoverflaten vil dette føre til dannelse av en stabil emulsjon som må kunne påregnes å ha lang levetid på sjøen (SINTEF, 1997).
I analysen for letebrønn 7220/11-2 Alta II ble Goliat blend 1 brukt som referanseolje. Goliat blend 1 er en 50:50 blanding av Realgrunnen olje og Kobbe olje. En sammenstilling av parametere for de to oljetypene er gitt i Tabell 6.
Tabell 6 Parametere for Grane olje som er valgt som referanseolje for brønn 7219/12-3, og for Goliat blend 1 olje som ble benyttet i spredningsberegningene for letebrønn 7220/11-2 Alta II.
Parameter
Goliat blend 1 (50:50) råolje (SINTEF, 2008)
Grane råolje (SINTEF, 1997)
Oljetetthet [kg/ m³] 831,4 942
Maksimum vanninnhold ved 5 °C [volum %] 70 55
Viskositet, fersk olje ved 5 ºC (10s-1) [cP] 19,8 638
Voksinnhold, fersk olje [vekt %] 3,64 3,2
Asfalteinnhold, fersk olje [vekt %] 0,10 1,4
Figur 3 viser emulsjon på overflaten for de ulike referanseoljene ved vindhastighet 10 m/s og temperatur 5 °C. Referanseoljen som ble brukt i analysen for brønn 7220/11-2 Alta II (Goliat blend 1 olje, 50:50 Kobbe:Realgrunnen) har ikke oppgitt detaljerte verdier for emulsjon på overflaten i databasen. Det er derfor sett på verdiene for Goliat blend 2 (70:30 Kobbe:Realgrunnen) og Realgrunnen olje, og verdiene for Goliat blend 1 vil ligge mellom disse to. Figuren viser at Goliat oljene vil ha større emulsjonsmengde på overflaten frem til 24-48 timer etter utslippet, og at Grane olje vil ha større emulsjonsmengder på overflaten etter dette. Dette kan forklares ved at Goliat oljene har høyere vannopptak enn Grane olje, og Grane olje har høyere viskositet enn Goliat og vil defor ha mindre nedblanding i vannmassene.
Grane olje oppnår en høy viskositet etter få timer på sjø, og det vil være behov for tungoljeskimmer ved en eventuell oljevernaksjon.
Figur 3 Emulsjon på overflaten for Goliat blend olje, Goliat Realgrunnen olje og Grane olje ved vindhastighet 10 m/s og temperatur 5° C (SINTEF, 1997; SINTEF, 2008).
2.7 GOR (Gas-Oil Ratio)
GOR (gas-oil-ratio) gir en indikasjon på hvor mye gass den forventede oljen i brønnen inneholder. For letebrønn 7219/12-3 er GOR 53 Sm3/Sm3 (AddEnergy, 2017), og for referansebrønn Alta II var GOR 127 Sm3/Sm3 (AddEnergy, 2014). En høyere GOR kan gi tynnere oljefilm på overflaten fordi oljen fra
sjøbunnsutslipp vil få mindre dråpestørrelser i vannsøylen, men dette er også avhengig av oljetype og dens forvitringsegenskaper.
2.8 Oljedriftsmodellering
2.8.1 Treffsannsynlighet av olje på overflaten
For modellerte overflate- og sjøbunnsutblåsninger fra 7220/11-4 Alta II 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 fra brønnen i de ulike sesongene er presentert i hhv. Figur 4 og Figur 5. Merk imidlertid at influensområdene er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter, og at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i ≥ 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong.
Resultatene viser oljen etter utblåsning i stor grad spres i sørøstlig retning inn mot Finnmarkskysten.
Treffsannsynlighethen langs Finnmarkskysten ligger i området 10-20 %. Influensområdene er tilnærmet like for sjøbunnsutblåsning sammenliknet med overflateutblåsning.
Resultatene viser større influensområder for utblåsning på overflaten sammenlignet med en sjøbunnsutblåsning. Influensområdet hvor treffsannsynligheten er > 50 % (oransje i Figur 4 og Figur 5) er noe større i alle sesonger gitt en overflateutblåsning.
Resultatene, som viser treffsannsynlighet av ulike oljemengder på overflaten, gir størst influensområder i kategorien 1-100 tonn olje med noe større utstrekning for overflateutblåsning sammenlignet med sjøbunnsutblåsningen. For kategoriene > 100 tonn olje avtar influensområdet så vel som treffsanssynligheten.
Figur 4 Sesongvise sannsynligheter for treff av mer enn 1 tonn olje i 10×10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra letebrønn 7220/11-2 Alta II. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i ≥ 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong.
Figur 5 Sesongvise sannsynligheter for treff av mer enn 1 tonn olje i 10×10 km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra letebrønn 7220/11-2 Alta II. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i ≥ 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong.
2.8.2 Stranding
Korteste ankomsttid til land og største strandingsmengder av emulsjon fra modelleringene av 7220/11-2 Alta II er vist i Tabell 7 (95- og 100-persentiler). Resultatene for forventet strandet emulsjon og drivtid presentert stammer ikke nødvendigvis fra samme simulering. Alle simuleringer, både for overflate- og sjøbunnsutblåsning ligger til grunn for resultatene. 95 persentil av scenarioene gir stranding av 1258 tonn oljeemulsjon langs kystlinjen i sommersesongen. 95 persentil av korteste drivtid er 14,5 døgn i vintersesongen.
Tabell 7 Strandingsmengder av oljeemulsjon og korteste drivtid til den norske kystlinje gitt en utblåsning fra brønn 7220/11-2 Alta II (95- og 100-persentiler) oppgitt for hver sesong. Alle simuleringene for overflate- og sjøbunnsutblåsning er lagt til grunn for tallene presentert.
Persentil Strandet oljeemulsjon (tonn) Drivtid (døgn)
Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Vinter
100
114552 126370 66115 18644 8,8 8,3 8,3 7,5
95
544 1258 209 144 16,3 17,5 19,3 14,5
Tabell 8 angir 95 persentil av korteste drivtid til land og strandingsmengde inn i de definerte eksempelområdene. Lokasjon av eksempelområdene er gitt i Figur 6. Av eksempelområdene er det størst strandingsmengde på Nordkinn, med 164 tonn oljeemulsjon i sommersesongen. Korteste drivtid til eksempelområdet er 18 døgn (Ingøya i vintersesongen).
Tabell 8 Strandingsmengder av emulsjon og korteste drivtid til de definerte eksempelområdene gitt en utblåsning fra brønn 7220/11-2 Alta II (95-persentiler) oppgitt for hver sesong. Alle simuleringer for overflate- og sjøbunnsutblåsning er lagt til grunn for tallene vist under.
Eksempelområde Strandet emulsjon (tonn) Drivtid (døgn)
Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Vinter
Ingøya 46 155 9 19 24,7 28,0 57,7 18,0
Hjelmsøy 19 22 0 5 30,6 44,7 - 29,2
Gjesværstappen 43 139 0 9 28,5 26,6 - 54,8
Nordkinn 36 164 0 9 34,8 26,6 - 47,3
Figur 6 Lokasjon av eksempelområdene langs Finnmarkskysten.
2.9 Vurdering av miljørisiko
2.9.1 Utvalgte Verdifulle Økosystem Komponenter (VØK)
Tabell 9 viser utvalgte VØK inkludert i analysen for referansebrønn 7220/11-2 Alta II.
Flere av de pelagiske sjøfuglene inngår også i datasettene for kystnære sjøfugl, da det benyttes ulike datasett for disse etter tilholdssted i ulike deler av året. For disse artene dreier det seg i all hovedsak om hekkebestanden som oppholder seg rundt hekkekoloniene i en begrenset periode av året (vår/sommer).
Det er ikke tatt hensyn til svømmetrekk for sjøfugl i datasettene. Det ble benyttet de mest oppdaterte sjøfugl-datasettene for region Barentshavet.
Havert og steinkobbe har høyest sårbarhet under kaste- og hårfellingsperioden da de samler seg i kolonier i kystnære områder. Influensområdet til brønn 7220/11-2 Alta II strekker seg sørover mot Finnmarkskysten. Det er derfor valgt å gjennomføre risikoberegninger for havert, steinkobbe og oter i analysen.
I tillegg ble det for 7220/11-2 Alta II valgt å inkludere fisk (torsk og lodde), samt strandhabitat i miljørisikoanalysen.
Tabell 9 Utvalgte VØKer sjøfugl for miljørisikoanalysen for brønn 7220/11-2 Alta II (Seapop, 2012;
Seapop, 2013; Artsdatabanken (rødliste), 2010).
Navn Latinsk navn Rødlista Tilhørighet
Alke Alca torda VU
Pelagisk sjøfugl (åpent hav)
Alkekonge Alle alle -
Gråmåke Larus argentatus LC
Havhest Fulmarus glacialis NT
Havsule Morus bassanus LC
Krykkje Rissa tridactyla EN
Lomvi Uria aalge CR
Lunde Fratercula arctica VU
Polarlomvi Uria lomvia VU
Polarmåke Larus hyperboreus -
Svartbak Larus marinus LC
Alke Alca torda VU
Kystnær sjøfugl
Fiskemåke Larus canus NT
Gråstupedykker Podiceps grisegena LC
Havelle Clangula hyemalis LC
Havhest Fulmarus glacialis NT
Havsule Morus bassanus LC
Islom Gavia immer LC
Krykkje Rissa tridactyla EN
Laksand Mergus merganser LC
Lomvi Uria aalge CR
Lunde Fratercula arctica VU
Polarlomvi Uria lomvia VU
Polarmåke Larus hyperboreus -
Praktærfugl Somateria spectabilis -
Siland Mergus serrator LC
Sjøorre Melanitta fusca NT
Smålom Gavia stellata LC
Stellerand Polysticta stelleri VU
Storskarv Phalacrocorax carbo LC
Svartand Melanitta nigra LC
Svartbak Larus marinus LC
Teist Cepphus grylle VU
Toppskarv Phalacrocorax aristotelis LC
Ærfugl Somateria molissima LC
Havert Halichoerus grypus LC Marine pattedyr
Steinkobbe Phoca vitulina VU
Oter Lutra lutra VU
Torsk Gadus morhua LC Fisk
Lodde Mallotus villosus LC
Strandhabitat - - Strand
NT – Nær Truet, EN – Sterkt Truet, CR – Kritisk Truet, VU – Sårbar, LC – Livskraftig
2.9.2 Konsekvensberegninger
I henhold til standard MIRA-metodikk (OLF, 2007) ble det beregnet sannsynlighet for bestandstap av ulike sjøfuglarter og marine pattedyr som følge av en utblåsning fra 7220/11-2 Alta II. For strandhabitat er det beregnet sannsynlighet for treff av ulike oljemengdekategorier (1-100 tonn, 100-500 tonn, 500- 1000 tonn og > 1000 tonn per 10 × 10 km strandrute) og medfølgende sannsynlighet for miljøskade.
Største sannsynligheter for bestandstap av sjøfugl og marine pattedyr ble i alle sesonger funnet å være:
1-5 % bestandstap: 65,2 % sannsynlighet (lunde, pelagisk sjøfugl, i høstsesongen;
overflateutblåsning)
5-10 % bestandstap: 33,2 % sannsynlighet (alke, pelagisk sjøfugl, i vintersesongen;
overflateutblåsning)
10-20 % bestandstap: 11,3 % sannsynlighet (alke, pelagisk sjøfugl, i sommersesongen;
sjøbunnsutblåsning)
20-30 % bestandstap: 5,6 % sannsynlighet (alke, pelagisk sjøfugl, i sommersesongen;
overflateutblåsning)
30 % bestandstap: 3,4 % sannsynlighet (toppskarv, kystnær sjøfugl, i vårsesongen;
overflateutblåsning)
For strandhabitat ble treffsannsynligheten av olje i 10×10 km strandhabitater langs kysten maksimalt funnet å være henholdsvis:
14,8 % sannsynlighet for treff av 1-100 tonn olje per rute (vinter).
6,5 % sannsynlighet for treff av 100-500 tonn olje per rute (sommer).
2,1 % sannsynlighet for treff av 500-1000 tonn olje per rute (vår).
Det er ingen sannsynlighet for treff av > 100 tonn olje i habitatene.
2.9.3 Miljørisikonivå
Tabell 10 og Figur 7 viser sesongvis høyeste miljørisiko for hver av VØK-kategoriene; pelagisk og kystnær sjøfugl, marine pattedyr og strandhabitat, uavhengig av art. Miljørisikoen er presentert som prosentandel av Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier.
Det er viktig å merke seg at pelagisk og kystnær sjøfugl i utgangspunktet kan tilhøre samme bestand, men at analysene er basert på to ulike datasett etter sjøfuglenes tilholdssted i ulike perioder av året. I vår-/ sommersesongen vil hekkebestandene av de pelagiske artene trekke inn mot kysten (hekkekoloniene), og inngår i denne perioden i datasettet for kystnær sjøfugl.
Pelagisk sjøfugl (alke) er dimensjonerende for risikonivået med 24 % av akseptkriteriet for Alvorlig miljøskade i sommersesongen (juni-august), se Figur 7. Det høyeste risikonivået for kystnær sjøfugl er 15,3 % (sommer) for Alvorlig miljøskade. Det høyeste beregnede risikonivået for strandhabitat og marine pattedyr er henholdsvis 3,0 % (sommer) og 2,5 % (sommer) for Moderat miljøskade.
Tabell 10 Beregnet sesongvis miljørisiko for alle VØK-kategoriene lagt til grunn i analysen for brønn 7220/11-2 Alta II i Barentshavet. For sjøfugl og pattedyr er den månedlige verdien som gir høyest utslag innenfor de ulike skadekategoriene presentert, uavhengig art. For strandhabitat er risikoen presentert for den 10 × 10 km kystruten (strand) som viser høyest utslag. Verdiene er oppgitt som prosent av Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier.
Sesong VØK Mindre
(< 1 år) Moderat
(1 -3 år) Betydelig
(3 -10 år) Alvorlig (> 10 år)
Vår
Pelagisk sjøfugl 4,7 % 22,8 % 12,6 % 20,5 %
Kystnær sjøfugl 2,7 % 12,0 % 8,1 % 9,6 %
Marine pattedyr 0,4 % 1,6 % 0,1 % 0,0 %
Strandhabitat 1,8 % 2,4 % 0,6 % 0,1 %
Sommer
Pelagisk sjøfugl 3,7 % 19,1 % 15,9 % 23,8 %
Kystnær sjøfugl 3,0 % 15,0 % 9,3 % 15,3 %
Marine pattedyr 0,6 % 3,0 % 2,4 % 1,9 %
Strandhabitat 1,9 % 2,5 % 0,6 % 0,1 %
Høst
Pelagisk sjøfugl 4,1 % 18,9 % 10,0 % 7,1 %
Kystnær sjøfugl 0,2 % 1,0 % 0,1 % 0,2 %
Marine pattedyr 0,4 % 1,5 % 0,2 % 0,1 %
Strandhabitat 0,7 % 1,0 % 0,2 % 0,1 %
Vinter
Pelagisk sjøfugl 4,2 % 21,4 % 14,5 % 9,5 %
Kystnær sjøfugl 0,6 % 2,3 % 0,0 % 0,0 %
Marine pattedyr 0,6 % 2,4 % 0,1 % 0,0 %
Strandhabitat 1,2 % 1,5 % 0,3 % 0,0 %
Figur 7 Beregnet miljørisiko for alle VØK-kategoriene lagt til grunn i analysen for de ulike sesongene, for letebrønn 7220/11-2 Alta II i Barentshavet. Verdiene er oppgitt som prosent av Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier (Grafisk fremstilling av resultatene er presentert i Tabell 10).
2.9.4 Oppsummering av miljørisiko forbundet med aktiviteten
I den referansebaserte analysen er miljørisikoanalysen gjennomført for 7220/11-2 Alta II sammenliknet med inngangsdata for brønn 7219/12-3. Alle inngangsdata som vil ha innvirkning på miljørisikonivået er evaluert, og det konkluderes med at referanseanalysen er dekkende for den planlagte aktiviteten på brønn 7219/12-3.
Det forventes tilsvarende brønntekniske forhold i de to brønnene, det skal benyttes samme type borerigg og varighetene og utblåsningsratene er vurdert som lavere enn i referanseanalysen. Brønnen ligger 32 km lenger fra land enn Alta II. Ratene for brønn 7219/12-3 er lavere enn for 7220/11-2 Alta II, og det forventes derfor mindre mengder strandet olje, og dermed lavere miljørisiko for kystartene.
For Grane oljen forventes høyerer emulsjonsmengder på overflaten enn det som var forventet for referanseolje Goliat blend 1, da Grane har høyere viskositet som gir mindre nedblanding i vannsøylen.
De lavere ratene vil derimot kompensere for dette, og det forventes tilsvarende eller lavere emulsjonsmengder på overflaten etter en eventuell utblåsning fra brønn 7219/12-3.
Høyeste miljørisikonivå for Alta II var 24 % av Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier for pelagiske sjøfugl. Basert på vurderinger av alle inngangsparametere for de to brønnene forventes det at risikonivået ved boring av brønn 7219/12-3 er tilsvarende eller lavere enn for brønn 7220/11-2 Alta II og innenfor Lundins operasjonsspesifikke akseptkriterier i alle sesonger, og er vurdert å være akseptabelt.
3 BEREDSKAPSANALYSE FOR LETEBRØNN 7219/12-3
3.1 Metode for gjennomføring av miljørettet beredskapsanalyse
Det er gjennomført beregninger av beredskapsbehov knyttet til et utslipp fra brønn 7219/12-3.
Beregningen er gjort i henhold til veiledningen «Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser» (Norsk olje og gass, 2013), basert på dimensjonerende utslippshendelse (DFU, se avsnitt 2.5), som er en overflateutblåsning. Det forventes en oljetype med liknende egenskaper som Grane, og denne benyttes som referanseolje. Forvitringsdata for Grane (SINTEF, 1997) benyttes som underlag for beregning av emulsjonsvolum og vurdering av beredskapsmessig relevante egenskaper. Både emulsjonsvolum og effektivitet av barrierer beregnes sesongvis basert på gjennomsnitt for aktuelle parametere (eksempelvis lys, vind og temperatur).
3.1.1 Effektivitet
En barriere vil normalt bestå av ett eller flere oppsamlingssystemer. Figur 8illustrerer et standardsystem bestående av to fartøyer, lense, oljeopptaker og lagringskapasitet. Effekten av hver enkelt barriere avhenger av vær- (lensetap øker med økende bølgehøyde) samt lysforhold (det antas en lavere effektivitet ved dårlige lysforhold som en konsekvens av høyere sannsynlighet for at oljeflak passerer på utsiden av lensene). I mørket forventes en effektivitetsreduksjon til 65 % (Norsk olje og gass, 2013).
Forventet effektivitet av en barriere er også lavere med økende avstand fra kilden.
Figur 8 Systemeffektiviteten tilsvarer den andelen av sveipet overflateolje som samles opp.
Systemeffektivitet er et uttrykk for hvor mye olje som samles opp fra et lensesystem og er dermed hovedsakelig relatert til lensetype, selve operasjonen, oljens egenskaper og bølge-/strømforhold.
Lysforhold påvirker i liten grad systemeffektiviteten. Mange år med olje-på-vann øvelser har etablert kunnskap om hvilken oppsamlingseffektivitet som oppnås med et NOFO-system som funksjon av
bølgehøyde. For havgående NOFO-system forventes systemeffektiviteten å være lik null ved sjøtilstander over 4 meter signifikant bølgehøyde (Hs), mens tilsvarende for havgående kystvakt er forventet å være 3 meter Hs. Figur 9 gir en benyttet sammenheng mellom systemeffektivitet og bølgehøyde basert på dette erfaringsmaterialet for henholdsvis mellomtungt og lett lenseutstyr.
Figur 9 Sammenhengen mellom signifikant bølgehøyde (meter) og systemeffektivitet (%) (Norsk olje og gass, 2013).
3.1.2 Kapasitet og dimensjonering
Dimensjonering av oljevernberedskap gjøres som en regnearkøvelse, hvor forvitringsdata for Skrugard råolje, lokale klimatiske forhold (temperatur, vind, lys), oppgitt kapasitet til NOFO systemer, og lys- og bølgerelaterte effektivitetsvurderinger inngår. Standard NOFO-systemer har opptakskapasitet på 2400 Sm3/døgn, mens Hi-Wax/Hi-Visc skimmersystemer har en opptakskapasitet på 1900 Sm3/døgn.
Beredskapen dimensjoneres for tilstrekkelig kapasitet i barriere 1a (nær kilden) og 1b (langs drivbanen) til å håndtere tilflyt av emulsjon fra en hendelse tilsvarende dimensjonerende DFU (for metodikk se Norsk olje og gass, 2014).
3.1.3 Oljens egenskaper relevant for oppsamling, opptak og dispergering
Utover dimensjoneringen av oljevernberedskapen med tanke på mekanisk opptak, vurderes også oljens egenskaper kvalitativt. Her er de sentrale parameterne viskositet og dispergerbarhet. Viskositet er viktig for mekanisk opptak, og oljens dispergerbarhet i ulike tidsvinduer avgjør når kjemisk dispergering forventes relevant som tiltak.
3.1.3.1 Mekanisk oppsamling
Studier utført av SINTEF på oljevernutstyr har vist at overløpsskimmere (TransRec) kan ha redusert systemeffektivitet ved viskositeter over 20 000 cP. Ved viskositet over 20 000 cP er det anbefalt å bytte ut vanlige overløpsskimmer med Hi-Wax/Hi-Visc utstyr for å optimalisere opptakseffektiviteten (Leirvik et al., 2001). Nedre viskositetsgrense for effektiv mekanisk oppsamling regnes som 1000 cP, grunnet lensetap ved lavere viskositeter (Nordvik et al., 1992
)
.3.1.3.2 Kjemisk dispergering
Kjemisk dispergering skal vurderes som et supplement til mekanisk oppsamling, eller som et alternativ til mekanisk oppsamling dersom det foreligger dokumentasjon på at bruk av dispergeringsmiddel reduserer miljøpåvirkningen mest i den spesifikke forurensningssituasjonen (Norsk olje og gass, 2013/Miljøverndepartementet, 2001). Dokumentasjonen skal gi beslutningstaker tilstrekkelig grunnlag for å avgjøre hvilke tiltak og bekjempelsesstrategi som totalt sett gir minst belastning på naturen i berørt område. I forbindelse med en eventuell aksjon der kjemisk dispergering inngår skal det fylles ut et Kontroll- og Beslutningsskjema for dispergering (se www.kystverket.no) som sendes myndighetene.
Hvor lenge oljen er dispergerbar avhenger blant annet av endring i viskositet over tid av oljeemulsjonen, lokalisert på havoverflaten.
3.2 Oljetype og forvitringsegenskaper 3.2.1 Grane råolje
Grane olje er brukt som referanseolje i beregningene. Bakgrunnsinformasjonen er hentet fra et forvitringsstudium gjennomført av SINTEF (1997). Se avsnitt 2.6 for oljespesifikke parametere.
Graneoljen har et godt potensiale for kjemisk dispergering. Ved vintertemperatur (5 °C) og moderate vindforhold (10 m/s) forventes det at Grane-oljen vil være dispergerbar i 3 timer med redusert
dispergeringsevne frem til 24 timer og med lav/ dårlig dispergerbarhet etter dette (SINTEF, 1997). Ved sommertemperatur (15 °C) og rolige vindforhold (5 m/s) forventes det at referanseoljen på
havoverflaten er kjemisk dispergerbar frem til 12 timer etter utslippstart med redusert evne i resten av studiens varighet (5 døgn).
Figur 10 viser at Graneolje vil være egnet for mekanisk oppsamling, og nedre viskositetsgrense (1000 cP) for mekanisk oppsamling oppnås etter ca 1 time på sjøen (SINTEF, 1997).
Figur 10 Predikert viskositet for emulsjon av Grane olje ved ulike vindsituasjoner for vinterforhold øverst, og for sommerforhold nederst (SINTEF, 1997).
Tidsvinduet for dispergerbarhet for både sommer- og vinterforhold er vist i Tabell 11 og representerer predikerte verdier basert på oljens viskositet (SINTEF, 1997).
Tabell 11 Tidsvindu for kjemisk dispergering angitt for vinter- og sommerforhold (ved henholdsvis 5 °C og 10 °C) for ulike vindhastigheter. Grønn farge indikerer at oljen er dispergerbar, gul indikerer redusert kjemisk dispergerbarhet, mens rød indikerer lav/dårlig dispergerbarhet (SINTEF, 1997).
Sesong (temp.)
Tidsvindu dispergering
Timer 1 2 3 6 9 12 24 48 72 96 120
Dager 0,04 0,08 0,13 0,25 0,38 0,50 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00
Vinter (5 °C)
Vind 2 m/s 5 m/s 10 m/s 15 m/s
Sommer (15 °C)
Vind 2 m/s 5 m/s 10 m/s 15 m/s
3.3 Utblåsningsrate
I henhold til eksisterende industristandard (Norsk olje og gass, 2013) skal vektet utblåsningsrate være dimensjonerende når beredskapsbehovet for leteboring beregnes. Vektet utblåsningsrate er beregnet til 2010 Sm3/d for en overflateutblåsning og til 1640 Sm3/d for en sjøbunnsutblåsning for brønn 7219/12-3 (AddEnergy, 2017).
Det er dimensjonert for overflateutblåsning da dette scenariet har høyest vektet utblåsningsrate (2010 Sm3/d), og er det scenarioet som forventes å medføre størst oljemengder på havoverflaten.
3.4 Beredskapsbehov åpent hav (barriere 1a og 1b)
For å beregne systembehov for mekanisk opptak i barriere 1a og 1b, er det tatt utgangspunkt i lokal vind- og temperaturstatistikk for et utvalg av parametere fra forvitringsstudien til Grane råoljen (Tabell 6) (SINTEF, 1997). Data innsamlet ved Bjørnøya er lagt til grunn for sjøtemperatur, og data innsamlet ved Fruholmen fyr er lagt til grunn for vindstyrke (Figur 11) (eKlima, 2016).
For den aktuelle brønnen er det beregnet operasjonslys for boreoperasjonen ved å benytte geografiske koordinater til brønnlokasjonen. Timer med dagslys og dagslysandelen er presentert i Tabell 12.
Effektivitet som funksjon av bølgehøyde er også presentert i Tabell 12. Bølgehøydeobservasjoner er innhentet fra Meteorologisk Institutts nærmeste observasjonspunkt til den aktuelle brønnen (hsmd 982) (eKlima, 2016) (Figur 11).
Figur 11 Oversikt over stasjoner for innsamling av data for vindstyrke (Fruholmen fyr), sjøtemperatur (Bjørnøya) og bølgehøyder (hsmd 982). Lokasjon for letebrønn 7219/12-3 og letebrønn 7220/11-2 Alta II er vist.
Tabell 12 Vindhastigheter og sjøtemperaturer er målt ved hhv. Fruholmen fyr og Bjørnøya. Avrundet verdi refererer til valg av datasett i forvitringsstudiet. Andel dagslys er oppgitt som timer dagslys og prosent (%), og er beregnet for planlagt borelokasjon. Siste kolonne viser effektiviteten av mekanisk oppsamling som en funksjon av bølgehøyde for nærmeste målepunkt, hsmd 982. Data er hentet fra eKlima (2016).
Sesong
Målt vind (m/s)
Målt sjø- temperatur
(°C)
Timer dagslys
(t)
Dagslys- andel
(%)
Effektivitet som en funksjon av bølgehøyde Snitt Avrundet Snitt Avrundet (%)
Vår (mars-mai) 8,3 10 0,0 5 19 80 61
Sommer (juni-august) 6,6 5 3,8 5 24 100 70
Høst (september-november) 8,2 10 3,0 5 12 49 58
Vinter (desember-februar) 8,8 10 -1,2 5 5 22 48
Forvitringsegenskapene til oljen, gitt de klimatiske forholdene presentert i tabellen over, er oppsummert i Tabell 13 sammen med beregnet beredskapsbehov i barrierene 1a og 1b.
Med utgangspunkt i forvitringsdataene (SINTEF, 1997) og vektet utblåsningsrate (AddEnergy, 2017) er emulsjonsmengden tilgjengelig for mekanisk opptak på åpent hav beregnet. For systembehovene i barriere 1a og 1b er forvitringsdata for henholdsvis 2 og 12 timer forvitret olje lagt til grunn for alle sesonger.
For en overflateutblåsning er behovet beregnet til to NOFO-system i barriere 1a og ett NOFO system i barriere 1b i vår-, høst- og vintersesongen, og ett NOFO-system i barriere 1a og ett NOFO system i barriere 1b i sommersesongen.
Tabell 13 Beregnet systembehov for overflateutblåsning fra letebrønn 7219/12-3. Beregningene for barriere 1a er basert på den oljemengden som, basert på forvitringsegenskapene til Grane råolje, tilflyter barrieren. For barriere 1b er det beregnet systembehov på samme måte, men gitt at barriere 1a er operativ.
Parameter Vår Sommer Høst Vinter
Vektet utblåsningsrate (Sm3/d) 2010 2010 2010 2010
Fordampning etter 2 timer på sjø 5 % 4 % 5 % 5 %
Nedblanding etter 2 timer på sjø 3 % 0 % 3 % 3 %
Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 1849 1930 1849 1849
Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 36 % 16 % 36 % 36 %
Viskositet etter 2 timer på sjø (cP) 6000 2700 6000 6000
Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1a (Sm3/d) 2889 2297 2889 2889
Opptakskapasitet (Sm3/d) 2400 2400 2400 2400
Behov for NOFO-systemer i barriere 1a 1,2 (2) 1,0 (1) 1,2 (2) 1,2 (2)
Effektivitet av barriere 1a 57 % 70 % 48 % 35 %
Olje ut av barriere 1a 798 571 963 1210
Fordampning etter 12 t (%) 8 % 6 % 8 % 8 %
Nedblanding etter 12 t (%) 12 % 1 % 12 % 12 %
Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) 54 % 46 % 54 % 54 %
Viskositet etter 12 timer på sjø (cP) 19000 10000 19000 19000
Olje inn i barriere 1b 702 554 847 1065
Opptakskapasitet (Sm3/d) 2400 2400 2400 2400
Emulsjonsmengde til barriere 1b (Sm3/d) 1527 1026 1842 2315
Behov for NOFO-systemer i barriere 1b 0,6 (1) 0,4 (1) 0,8 (1) 1,0 (1)
Effektivitet av barriere 1a+1b 69 % 81 % 60 % 46 %
Totalt systembehov for barriere 1a og 1b 3 2 3 3
NOFO disponerer oljevernfartøy både som del av områdeberedskapen på norsk sokkel og tilknyttet landbaser langs kysten. Responstid til hvert enkelt system avhenger av seilingstid (avstand til lokasjon og hastighet), frigivelsestid, samt tid for utsetting av lense, for både OR-fartøy og slepebåt.
Oljevernfartøyene er utstyrt med lenser og oljeopptakere. For å operere behøver de et slepefartøy som trekker i den andre enden av lensen. NOFO-fartøy inkludert slepebåt kalles et NOFO-system.
Responstider er beregnet for identifiserte oljevernfartøy og slepefartøy, som sammen gir responstid for NOFO-systemer til den aktuelle lokasjonen. Responstider avspeiler garanterte maksimale responstider for tilgjengelige NOFO-fartøy og slepebåter på norsk sokkel.
Responstidene for oljevernfartøy er beregnet ut fra følgende antagelser (fra NOFO, 2017):
1) 14 knop transitthastighet.
2) 1 time for utsetting av lense.
3) 4-6 timers frigivelsestid for områdefartøy.
4) 10 timer mobiliseringstid for første fartøy fra NOFO baser (20 timer mobiliseringstid for system fra Sandnessjøen) og 30 timer mobiliseringstid for andre fartøy fra NOFO baser.
Tabell 14 gir en oppsummering av responstidene som søkes benyttet for brønnoperasjonen.
Første system benytter OR-fartøy fra Goliat (Esvagt Aurora) og har RS Sørvær som slepefartøy, systemet vil være operativt innen 11 timer. Andre system benytter Lundins Stand by fartøy Island Contender med NOFO system om bord og har RS Båtsfjord som slepefartøy, systemet vil være operativt innen 14 timer. Tredje system er Stril Barents fra Hammerfest base (S1) og benytter RS Vadsø som slepefartøy, systemet vil være operativt innen 15 timer.
De 3 systemene vil være operative innen 15 timer i alle sesonger. Dersom andre fartøy er i området samtidig med denne boreaktiviteten vil disse kunne benyttes i en eventuell boreoperasjon.
Tabell 14 Beregninger av responstid for oljevernfartøy til brønn 7219/12-3 i PL533 for OR- og slepefartøy.
System Seilings
- tid (t) Tids- tillegg
(t)1)
Samlet responstid
NOFO- fartøy (t)
Slepefartøy
Samlet responstid Slepefartøy
(t)
Total responstid for
komplett system (t)
Goliat (Esvagt Aurora) 4,8 6 11 RS Sørvær 9 11
Island Contender (LNAS) 8,6 3 12 RS Båtsfjord 14 14
Stril Barents (Hammerfest S1) 8,6 6 15 RS Vadsø 15 15
1) Spesifikk mobiliseringstid for områdefartøy og basefartøy inkluderer mobiliseringstid for NOFO (1 time), frigivelsestid fra operatør (2-6 timer), og tid for utsetting av lense (1 time).
Grane olje oppnår en høy viskositet etter få timer på sjø, og det vil være behov for tungoljeskimmer ved en eventuell oljevernaksjon. Goliat (Esvagt Aurora) har ikke tungoljeskimmer om bord, men de tre andre oppgitte responsfartøyene har tungoljeskimmer tilgjenglig om bord.
3.5 Beredskapsbehov Kyst og Strand (barriere 2 og 3)
For strandingsresultatene nedenfor er det derfor lagt til grunn resultatene fra oljedriftsmodelleringen gjennomført for 7220/11-2 Alta II (DNV GL, 2014). Brønn 7220/11-2 ligger 32 km sør-øst for 7219/12-3 og tilsvarende nærmere kysten. Basert på lokasjon av brønnene vil en kunne forvente noe mindre stranding av olje etter en utblåsning fra brønn 7219/12-3. Ratene beregnet for brønn 7219/12-3 er langt lavere enn ratene for 7220/11-2 Alta II (vektet rate hhv. 2010 Sm3/d og 7472 Sm3/d). For Grane oljen forventes høyerer emulsjonsmengder på overflaten enn det som var forventet for referanseolje Goliat blend 1 da Grane har høyere viskositet som gir mindre nedblanding i vannsøylen. De lavere ratene vil derimot kompensere for dette, og det forventes tilsvarende eller lavere strandingsmengder etter en eventuell utblåsning fra brønn 7219/12-3.
I henhold til ytelseskravene til Lundin Norway AS og veiledningen til Norsk olje og gass skal fullt utbygd barriere 1a være på plass senest innen korteste drivtid til land (7,5 døgn – 100 persentil), mens barriere 1b skal være på plass innen 95 persentil av korteste drivtid til land (dvs. 14,5 døgn). Kystnære systemer og strandrensesystemer skal videre innen 95 persentil av korteste drivtid til land være i stand til å håndtere 95 persentil av tilflytende mengde oljeemulsjon, etter at effekten av forutgående barrierer er trukket fra.
95-persentil av drivtider og strandet oljeemulsjon, med og uten effekt av barrierer 1a og 1b , er presentert i Tabell 15. For den aktuelle boreperioden (vinter) utgjør dette 8 tonn emulsjon per dag forutsatt en varighet på 9,8 dager (vektet varighet) og effekt av beredskap.
100 persentil av strandet oljeemulsjonsmengde i den mest ressurskrevende sesongen (sommer) er på 24 tonn per døgn, forutsatt en utslippsperiode på 9,8 døgn (vektet varighet), fratrukket effektiviteten av barriere 1a og 1b. For å håndtere denne emulsjonsmengden vil det være tilstrekkelig med ett
kystsystem (basert kun på nominell kapasitet).
Av de definerte eksempelområdene er det størst strandingsmengde på Nordkinn, med 95 persentil strandingsmengde på 164 tonn oljeemulsjon i sommersesongen, uten effekt av beredskapstiltak. Dette gir en innkommende strandingsrate på 3 tonn/døgn forutsatt effektivitet av barriere 1a og 1b og vektet varighet. Korteste drivtid til eksempelområder er 18 døgn (Ingøya, vinter).
Med de oppgitte responstidene for oljevernfartøy til letebrønn 7219/12-3 er ytelseskravene tilfredsstilt med god margin. Ytterligere detaljering av systemer og ressurser vil fremgå av oljevernplanen som ferdigstilles før oppstart.
Tabell 15 Strandet emulsjon i tonn og drivtider til land i dager (95- persentil) gitt et overflateutslipp for vår-, sommer-, høst- og vintersesongen, basert på oljedriftsmodelleringen for brønn 7220/11-2 Alta II.
De beregnede strandingsmengdene og drivtidene for sesongene (vår, sommer, høst og vinter) representerer forskjellige simuleringer. Alle simuleringer for overflateutblåsningen er lagt til grunn for tallene vist under.
Sesong
Strandet emulsjon (tonn), uten effekt av
barriere 1a og 1b
Drivtid til land (døgn)
Tilflyt til barriere 2 (tonn/døgn), forutsatt effekt av barriere 1a og
1b
Vår 544 16,3 17
Sommer 1258 17,5 24
Høst 209 19,3 9
Vinter 144 14,5 8
3.6 Konklusjon beredskapsanalyse
Med basis i forvitringsdataene (SINTEF, 1997) og den beregnede vektede utblåsningsraten for 7219/12- 3 (AddEnergy, 2017) er emulsjonsvolum tilgjengelig for mekanisk opptak på åpent hav beregnet.
Grane referanseolje vil være egnet for mekanisk oppsamling, og nedre viskositetsgrense (1000 cP) for mekanisk oppsamling oppnås etter ca 1 time på sjøen. Ved vintertemperatur (5 °C) og moderate vindforhold (10 m/s) forventes det at Grane-oljen vil være dispergerbar i 3 timer med redusert dispergeringsevne frem til 24 timer og med lav/ dårlig dispergerbarhet etter dette.
For beregning av systembehov i barriere 1a og 1b er forvitringsdata for henholdsvis 2 timer og 12 timer gammel olje lagt til grunn for alle sesonger.
For dimensjonerende scenario, som er en overflateutblåsning med vektet utblåsningsrate på 2010 Sm3/døgn og vektet varighet på 9,8 døgn, er behovet beregnet til to NOFO-system i barriere 1a og ett NOFO system i barriere 1b, totalt 3 system i vår-, høst- og vintersesongen, og ett NOFO-system i
De tre systemene vil være operative innen 15 timer. Dette er godt innenfor tidskravet for fullt utbygde barrierer, 7,5 døgn for barriere 1a og 14,5 døgn for barriere 1b.
Av de definerte eksempelområdene er det størst strandingsmengde på Nordkinn, med 95 persentil strandingsmengde på 164 tonn oljeemulsjon i sommersesongen, uten effekt av beredskapstiltak. Dette gir en innkommende strandingsrate på 3 tonn/døgn forutsatt effektivitet av barriere 1a og 1b og vektet varighet. Korteste drivtid til eksempelområdet er 18 døgn (Ingøya, vinter).
4 REFERANSER
AddEnergy, 2014. Memo - Blowout and Kill Simulation study. Initial Simulation Results. Well 7220/11-2 Alta II. Lundin Norway AS. Dated 12th November 2014.
AddEnergy, 2017. Blowout and Kill simulation study. Hurri, 7219/12-3. Report dated 5 September 2017.
Artsdatabanken 2010; 5Hhttp://www.artsdatabanken.no. Nasjonal kunnskapskilde for biologisk mangfold.
Norske Rødliste for arter 2010.
DNV GL, 2014. Miljørisikoanalyse (MRA) og forenklet beredskapsanalyse (BA) for avgrensningsbrønn 7220/11-2 Alta II i PL609 i Barentshavet. DNV GL rapport nr. 2014-1463.
e-klima, 2016. www.eklima.no Måleverdier for sjøtemperatur/vind ved i Barentshavet.
Leirvik, F., Moldestad, M., Johansen, Ø., 2001: Kartlegging av voksrike råoljers tilflytsevn til skimmere.
Lloyd’s, 2014. Blowout and well release frequencies based on SINTEF offshore blowout database 2013.
Report no: 19101001-8/2014/R3. Rev: Final. Dated 22 May 2014.
Lloyd’s, 2017. Blowout and well release frequencies based on SINTEF offshore blowout database 2016.
Report no: 19101001-8/2017/R3. Rev: Final. Dated 28 April 2017.
Lundin Norway AS, 2012. Risk Acceptance criteria for Operations on the Norwegian Continental Shelf, 90000-LUNAS-S-FD-0001.
Miljøverndepartementet, 2001. Forskrift om sammensetning og bruk av dispergeringsmidler og strandrensemidler for bekjempelse av oljeforurensning.
https://lovdata.no/dokument/LTI/forskrift/2001-10-10-1207
Norvik, A.B., Daling, P., and Engelhardt, F.R, 1992: Problems in inerpretation of spill response
technology studies. In: Proceedings of the 15th AMPO Technical Seminar, June 10-12, Edmonton, Alberta, Canada, pp 211-217.
Norsk olje og gass, 2013. Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser, datert 16.08.2013.
NOFO, 2017. Planforutsetninger barriere 1. Edocs #10924 v6
OLF, 2007. Metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA) – revisjon 2007. OLF rapport, 2007.
Seapop, 2013. Sjøfugl åpent hav. Utbredelsen av sjøfugl i norske og tilgrensende havområder.
Seapop 2012. Rådata innhentet for konsentrasjoner av kystnære sjøfuglarter fra Norsk Institutt for Naturforskning ved Geir Systad.
SINTEF, 1997. Forvitringsegenskaper på sjøen og kjemisk dispergerbarhet for Grane råolje. SINTEF rapport STF66 F98038.
SINTEF, 2008. Weathering of the Goliat Kobbe and two Goliat Blend of Kobbe and Realgrunnen crude oils.
SINTEF rapportnr. F3959. 2008-05-13.
APPENDIX A
Gjeldende regelverkskrav
Myndighetskrav til HMS (helse, miljø og sikkerhet) for petroleumsvirksomhet til havs omfatter følgende lover og forskrifter; forurensingsloven, rammeforskriften, styringsforskriften, innretningsforskriften og aktivitetsforskriften. En nærmere beskrivelse av noen av kravene er gitt nedenfor.
Lov om vern mot forurensning og om avfall (forurensningsloven)
Formålet med forurensningsloven (§ 1) er å verne det ytre miljø mot forurensning og å redusere eksisterende forurensning, redusere mengden av avfall og å fremme en bedre behandling av avfall. I § 7 beskrives det at når det er fare for forurensning i strid med loven, eller vedtak i medhold av loven skal den ansvarlige for forurensning sørge for tiltak for å hindre at den inntrer. Har forurensningen inntrådt skal vedkomne sørge for tiltak for å stanse, fjerne eller begrense virkningen av den. Den ansvarlige plikter også å treffe tiltak for å avbøte skader og ulemper som følge av forurensningen eller av tiltakene for å motvirke den. Plikten etter dette ledd gjelder tiltak som står i et rimelig forhold til de skader og ulemper som skal unngås. I henhold til bestemmelsene i § 11 skal det søkes om tillatelse til virksomhet som kan medføre forurensning. Søknad om tillatelse etter § 11 skal gi de opplysninger som er nødvendig for å vurdere om tillatelse bør gis og hvilke vilkår som skal settes.
Forurensingsloven kan leses i helhet her:
http://lovdata.no/dokument/NL/lov/1981-03-13-6
Forskrift om styring i petroleumsvirksomheten (styringsforskriften)
Styringsforskriften § 25 krever at det søkes om samtykke fra norske myndigheter i forbindelse med all type aktivitet relatert til leting etter og/eller produksjon av olje og gass i norsk sektor. Ifølge Styringsforskriften § 17 skal det utarbeides en miljørettet risikoanalyse og en miljørettet beredskapsanalyse i forbindelse med aktiviteten, for å avdekke hva som kan bidra til miljørisiko knyttet til akutt forurensning, og skal vise hvilken effekt ulike prosesser, operasjoner og modifikasjoner har på miljørisikoen. For større utslipp av olje eller kondensat skal det gjennomføres drifts- og spredningsberegninger.
Styringsforskriften, § 4, beskriver prinsipper for risikoreduksjon. Ved reduksjon av risiko skal den ansvarlige velge tekniske, operasjonelle og organisatoriske løsninger som reduserer sannsynligheten for at det oppstår feil, fare- og ulykkessituasjoner. I tillegg skal det etableres barrierer som reduserer sannsynligheten for at slike feil og fare- og ulykkessituasjoner utvikler seg, og som begrenser mulige skader og ulemper. Resultater fra miljørettede risikoanalyser bør inngå i grunnlaget for valg av løsninger for å redusere risiko. Risikoreduserende tiltak som bør vurderes, er gjennomføring av aktiviteten til perioder av året med lavest miljørisiko og valg av design som reduserer omfang av forurensning, f.eks.
utblåsningsrater.
I § 5 stilles krav til barrierer. Der det er nødvendig med flere barrierer, skal det være tilstrekkelig uavhengighet mellom barrierene. De løsningene og barrierene som har størst risikoreduserende effekt, skal velges ut fra en enkeltvis og samlet vurdering. Operatøren eller den som står for driften av en innretning, skal fastsette de strategiene og prinsippene som skal legges til grunn for utforming, bruk og vedlikehold av barrierer, slik at barrierenes funksjon blir ivaretatt gjennom hele innretningens levetid.
Det skal være kjent hvilke barrierer som er etablert og hvilken funksjon de skal ivareta, samt hvilke krav til ytelse som er satt til de tekniske, operasjonelle eller organisatoriske elementene som er nødvendige for at den enkelte barrieren skal være effektiv. Det skal være kjent hvilke barrierer som er ute av funksjon eller er svekket. Den ansvarlige skal sette i verk nødvendige tiltak for å rette opp eller kompensere for manglende eller svekkede barrierer.
I henhold til styringsforskriften, § 9, skal det etableres akseptkriterier for akutt forurensning som omfatter både risiko for at akutt forurensning skal inntreffe, og risiko for skade på det ytre miljø (miljørisiko). Operatørene som har innretninger og aktiviteter i samme område, bør samarbeide om prinsipper for etablering av akseptkriterier, slik at disse har en sammenlignbar form mellom operatører og er egnet som grunnlag blant annet for felles beredskapsetablering.
Regelverket for petroleumsvirksomhet (Styringsforskriften) finnes på:
http://www.ptil.no/styringsforskriften/category382.html
Forskrift om helse, miljø og sikkerhet i petroleumsvirksomheten (rammeforskriften)
Rammeforskriften er en overordnet forskrift som gir overordnede føringer for helse-, miljø- og sikkerhet i petroleumsindustrien. I § 11 presenteres prinsipper for risikoreduksjon. Foruten en pålagt minstestandard identifisert i regelverket, skal risikoen reduseres ytterligere så langt det er mulig. Ved reduksjon av risiko skal den ansvarlige velge de tekniske, operasjonelle eller organisatoriske løsningene som etter en enkeltvis eller samlet vurdering av skadepotensialet og nåværende og fremtidig bruk gir de beste resultater, så sant kostnadene ikke står i et vesentlig misforhold til den risikoreduksjonen som oppnås. I § 26 og § 29 henvises det til når en skal søke om samtykke og hva en slik søknad skal inneholde (herunder miljørisiko- og beredskapsanalyser). § 20 poengterer at en operatør skal sikre at beredskapen er samordnet når det brukes flere innretninger eller fartøy samtidig. Operatørens beredskapstiltak skal også være egnet til å samordnes med offentlige beredskapsressurser. Det er operatøren som skal lede og koordinere innsatsen av beredskapsressursene ved fare og ulykkessituasjoner. Samarbeid om beredskap er temaet for § 21. Operatørene skal samarbeide om beredskapen mot akutt forurensning. Det skal etableres regioner med felles beredskapsplaner og felles beredskapsressurser.
Rammeforskriften kan leses i sin helhet her:
http://www.ptil.no/rammeforskriften/category381.html
Forskrift om utføring av aktiviteter i petroleumsvirksomheten (aktivitetsforskriften)
Aktivitetsforskriften § 73 stiller krav til beredskapsetablering og krav til etablering av beredskapsstrategi.
Der fremgår blant annet at beredskapen skal etableres på bakgrunn av blant annet resultater av miljørettede risiko- og beredskapsanalyser, og skal ivareta hav, kyst og strandsone. Det stilles videre krav til etablering av tre teknisk uavhengige barrierer; én nær kilden og i åpent hav, én i fjor- og kystfarvann og én i strandsonen. Barrieren nær kilden og i åpent hav skal kunne håndtere den mengden forurensning som kan tilflyte barrieren. Barrierene i fjord- og kystfarvann og i strandsonen skal kunne håndtere den mengden forurensning som kan tilflyte barrieren etter at effekten av forutgående barriere er lagt til grunn.
Aktivitetsforskriften kan leses i sin helhet her:
http://www.ptil.no/aktivitetsforskriften/category379.htm l
