Innhold
1 Sammendrag ... 5
2 Innledning ... 6
2.1 Definisjoner og forkortelser ... 6
2.2 Bakgrunn... 7
2.3 Aktivitetsbeskrivelse... 7
3 Miljørisikoanalyse ... 9
3.1 Metodikk... 9
3.2 Analysegrunnlag ... 10
3.2.1 Lokasjon... 10
3.2.2 Type operasjon og utslippssannsynlighet ... 10
3.2.3 Utblåsningsrater og –varigheter ... 11
3.2.4 Oljetype ... 12
3.2.5 Miljøressurser og akseptkriterier ... 13
3.3 Resultater miljørisiko ... 14
3.3.1 Influensområde ... 14
3.3.2 Miljørisiko for pelagisk sjøfugl ... 22
3.3.3 Miljørisiko for kystnær VØK ... 22
3.3.4 Miljørisiko for fisk ... 23
3.3.5 Miljørisiko for strandhabitat ... 23
3.4 Konklusjon miljørisiko ... 24
4 Beredskapsanalyse ... 25
4.1 Ytelseskrav ... 25
4.2 Metodikk... 26
4.2.1 Dimensjonering av barriere 1 og 2 – nær kilden og på åpent hav ... 26
4.2.2 Dimensjonering av barriere 3 og 4 – kyst- og strandsone ... 26
4.2.3 Dimensjonering av barriere 5 - strandrensing ... 27
4.3 Analysegrunnlag ... 27
4.3.1 Utslippsscenarier ... 27
4.3.2 Oljens egenskaper ... 27
4.3.2.1 Mekanisk oppsamling ... 28
4.3.2.2 Kjemisk dispergerbarhet ... 28
4.3.3 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer ... 29
4.3.3.1 Operasjonslys ... 30
4.3.3.2 Bølgeforhold... 30
4.3.3.3 Bølger i kystsonen ... 31
4.3.4 Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger ... 33
4.3.5 Influensområder og stranding ... 35
4.4 Resultat ... 37
4.4.1 Beredskapsbehov og responstider i barriere 1 og 2 ... 37
4.4.2 Beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og 4 ... 39
4.4.3 Beredskapsbehov og responstider i barriere 5 ... 39
4.4.4 Bruk av kjemisk dispergering ... 41
4.5 Oljevernberedskap som konsekvensreduserende tiltak ... 41
4.6 Konklusjon – beredskapsanalyse ... 42
5 Referanser ... 43
App A Blow out scenario analysis ... 44
1 Sammendrag
Statoil planlegger boring av letebrønn 35/11-21 S Bergand i PL248c. Brønnen er lokalisert i Nordsjøen, vest for Fram- feltet. Vanndypet på borelokasjonen er ca. 360 meter og avstanden til nærmeste land, Utvær i Solund kommune i Sogn og Fjordane, er 63 km. Boringen av 35/11-21 S Bergand har planlagt oppstart høst 2018 (Q3-Q4). Brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Deepsea Bergen. Dette dokumentet utgjør miljørisikoanalyse og beredskapsanalyse for den planlagte aktiviteten.
Miljørisikoanalysen for letebrønn 35/11-21 S Bergand er gjennomført ved hjelp av miljørisikoverktøyet OPERAto (Operational Risk Analysis tool) for letebrønn 35/10-4 Ståull som har lokasjon ca. 8 km nord for 35/11-21 S Bergand.
OPERAto for 35/10-4 Stålull ble fremstilt av DNV våren 2018, basert på en rekke rater og varigheter som også dekker utblåsningsratene for 35/11-21 S Bergand. Analysen viser at miljørisikonivået basert på rater og varigheter for 35/11 S Bergand ligger innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for alle Verdsatte Økologiske Komponenter (VØK’er), i alle fire sesonger. Høyeste utslag i miljørisiko var relatert til pelagisk sjøfugl i kategori alvorlig miljøskade i vintersesongen med 73,5 % av akseptkriteriet.
Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for boring av letebrønn 35/11-21 S Bergand er oppsummert i tabellen nedenfor.
Barriere 1 og 2 – bekjempelse nær kilden og på åpent hav Systemer og responstid 9 NOFO-systemer
Første system innen 5 timer, fullt utbygd barriere innen 24 timer Tilgang til ressurser for kjemisk dispergering
Barriere 3 og 4 – bekjempelse i kyst- og strandsone
Systemer og responstid Kapasitet tilsvarende 10 Kystsystem og 10 Fjordsystem, initiell responstid på 48 timer og fullt utbygd barriere 3 og 4 innen 120 timer.
Barriere 5 - strandrensing
Systemer og responstid Initiell responstid 5 døgn. Bemanningen vil tilpasses og forsterkes aktuelt behov utover i aksjonen.
Fjernmåling og miljøundersøkelser
Akutt forurensning skal oppdages innen 3 timer etter at hendelsen har inntruffet Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer
Ved behov vil ytterligere ressurser kunne mobiliseres i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og IUAer. Statoil har også avtale med OSRL om bistand til rådgivning og ressurser (inkludert dispergering fra fly).
2 Innledning
2.1 Definisjoner og forkortelser
Sentrale ord og uttrykk som inngår i miljørisikoanalysen er kort beskrevet nedenfor:
Akseptkriterium: Verbal eller tallfestet grense for hvilket risikonivå som aksepteres.
ALARP ” as low as reasonably practicable”: Prinsipp som benyttes ved vurdering av risikoreduserende tiltak.Risikoreduserende tiltak skal implementeres med mindre den tilhørende kostnaden eller gjennomførbarheten er urimelig i forhold til risikoreduksjonen.
Bestand: Gruppe av individer innen en art som befinner seg i et bestemt geografisk område i en bestemt tidsperiode (naturlig avgrenset del av en populasjon).
BOP: Blow Out Preventer
DFU: Definert fare- og ulykkessituasjon.
Grunnberedskap: 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B).
IKV: Indre Kystvakt
Influensområde: Område som med mer enn 5 % sannsynlighet vil bli berørt av et oljeutslipp, hvor det er tatt hensyn til fordeling over alle utslippsrater og -varigheter.
Korteste drivtid: 95-persentilen i utfallsrommet for korteste drivtid til kysten.
KYV: Kystverket
Miljø: Et ytre miljø som kan bli berørt av oljeutslipp til sjø, dvs. det marine miljø.
Miljørisikoanalyse: Risikoanalyse som vurderer risiko for ytre miljø.
Miljøskade: Direkte eller indirekte tap av liv for en eller flere biologiske ressurser på grunn av oljeutslipp som kan beskrives på individ- eller bestandsnivå. For at et oljeutslipp skal kunne gi en miljøskade må restitusjonstiden for den mest sårbare bestanden være lengre enn 1 måned.
Miljøskadekategorier: Kategorisering av miljøskader i hhv. mindre, moderat, betydelig eller alvorlig på grunnlag av restitusjonstid for den mest sårbare bestanden:Mindre: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 måned og 1 år.
Moderat: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 år og 3 år.
Betydelig: en miljøskade med restitusjonstid mellom 3 år og 10 år.
Alvorlig: en miljøskade med restitusjonstid over 10 år.
NOFO: Norsk Oljevernforening for Operatørselskap
Operasjon: En enkel, tidsbegrenset arbeidsoperasjon som kan medføre akutt utslipp, f.eks. boring av en letebrønn, som inkluderer all aktivitet fra leteriggen er på borelokasjonen til den forlater lokasjonen.
OPERAto: Operational Risk Analysis tool. Excel basert metode for å beregne miljørisiko innenfor gitte rammer av utblåsningsrater og –varigheter samt oljetype og geografisk beliggenhet.
OSRL: Oil Spill Response Limited
Prioriterte områder: Til bruk i beredskapsplanleggingen er det definert arealer kalt prioriterte områder (basert på en vurdering av tidligere eksempelområder i NOFO). Disse er karakterisert ved at de ligger i ytre kystsone, har høy tetthet av miljøprioriterte lokaliteter og som også på andre måter setter strenge krav til oljevernberedskapen. Disse områdene er derfor forhåndsdefinert som dimensjonerende for oljevernberedskapen.
Ressurs eller biologisk ressurs: Levende organismer, f.eks. plankton, tang og tare, virvelløse dyr, fisk, sjøfugl og sjøpattedyr.
Restitusjonstid: Tiden det tar etter en akutt reduksjon før ressursen har tatt seg opp til (omtrentlig) normalnivået. Den akutte reduksjonen skjer (her) som følge av et oljeutslipp.
SIMA-prinsippet: Spill Impact Mitigation Assessment – metode for å sammenligne og rangere netto miljøgevinst forbundet med forskjellige bekjempelsesmetoder innen oljevern, eksempelvis oppsamling, mekanisk og kjemisk dispergering. Tilsvarer tidligere brukt NEBA-prinsippet
Størst strandet emulsjonsmengde: 95-persentilen i utfallsrommet for størst strandet mengde
VØK: Verdsatte økologiske komponenter. En VØK er en populasjon, et samfunn eller et habitat (naturområde) som:- Er viktig for lokalbefolkningen (ikke bare økonomisk), eller - Har regional, nasjonal eller internasjonal verdi, eller
- Har stor økologisk, vitenskapelig, estetisk og/eller økonomisk verdi, og som
- Vil være dimensjonerende med hensyn på gjennomføring av risikoreduserende tiltak.
2.2 Bakgrunn
I forkant av boringen av letebrønn 35/11-21 S Bergand er det utarbeidet en miljørisiko- og beredskapsanalyse.
Miljørisikoanalysen er utført med verktøyet OPERAto, utviklet på basis av miljørisikoanalyse for letebrønn 35/10-4 Stålull [1]. Formålet med miljørisikoanalysen er å kartlegge risikonivået for det ytre miljøet i forbindelse med boring av
letebrønnen, og å sammenholde risiko mot gjeldende operasjonsspesifikke akseptkriterier.
Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning. Dette skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av oljevernberedskap i forbindelse med akutte utslipp. Beredskapsanalysen for 35/11-21 S Bergand er brønnspesifikk. Aktivitetsforskriftens § 73 og Styringsforskriftens § 17 stiller krav til beregning av risiko og beredskap ved miljøforurensning som følge av akutte utslipp som grunnlag for beredskapsetablering.
2.3 Aktivitetsbeskrivelse
Letebrønnen 35/11-21 S Bergand skal bores i Nordsjøen (Figur 2-1). Vanndybden på borelokasjon er ca. 360 meter og korteste avstand til land, Utvær i Solund kommune i (Sogn og Fjordane), er om lag 63 km. Boringen har planlagt oppstart Q3-Q4 2018. Brønnen er planlagt boret med den halvt nedsenkbare riggen Deepsea Bergen, som vil være forankret til havbunnen.
Hovedformålet med letebrønn 35/11-21 S Bergand er å undersøke hydrokarbonforekomster i reservoarene TUN, LNER, Oseberg, Cook og Statfjord. Forventet oljetype er tilsvarende som Fram, og denne oljetypen er benyttet som
referanseolje i miljørisikoanalysen og til å dimensjonere beredskapen. Basisinformasjon for letebrønnen er oppsummert i Tabell 2-1.
Figur 2-1 Lokasjon for letebrønn 35/11-21 S Bergand er vist i forhold til letebrønn 35/10-4 Stålull og avstand til land (Utvær)
Tabell 2-1 Basisinformasjon for letebrønn 35/11-21 S Bergand
Letebrønn 35/11-21 S Bergand Posisjon for DFU (geografiske koordinater) 61°05'02''N, 003°20'56''E
Vanndyp 355-360 m
Borerigg Deepsea Bergen
Planlagt boreperiode Q3-Q4 2018
Sannsynlighet for utblåsning 6,70 · 10-5 Sannsynlighetsfordeling (% overflate/sjøbunn) 25/75
Vektet utblåsningsrate Overflate: 7300 m3/døgn
Sjøbunn: 7000 m3/døgn
Oljetype (tetthet) Fram olje (850 kg/m3)
Maksimal varighet av en utblåsning (tid til boring av avlastningsbrønn)
63 døgn
3 Miljørisikoanalyse
3.1 Metodikk
En fullstendig miljørisikoanalyse består av en sammenstilling av sannsynlighet for utslippshendelser og potensiell miljøskade relatert til disse. Oljedriftsmodeller gir innspill til beregning av skadeomfang på utvalgte Verdsatte Økologiske Komponenter (VØK’er) i influensområdet.
Miljørisikoanalysen for letebrønn 35/11-21 S Bergand er gjennomført som en skadebasert miljørisikoanalyse iht. til Norsk olje og gass sin veiledning for miljørettede risikoanalyser [2], og omfatter sjøfugl (åpent hav og kystnært), marine pattedyr, fisk og strandhabitat.
Miljørisiko uttrykkes ved sannsynlighet for skade på bestander eller kystområder. Skade er definert i form av restitusjonstid og graden av skade er inndelt i fire kategorier: mindre (<1 års restitusjonstid), moderat (1-3 års restitusjonstid), betydelig (3-10 års restitusjonstid) og alvorlig (>10 års restitusjonstid) miljøskade. Miljørisikoen er vist som prosentandel av de operasjonsspesifikke akseptkriteriene i hver av skadekategoriene mindre, moderat, betydelig og alvorlig. Metodikk samt begrepsdefinisjoner er fullstendig beskrevet i Norsk olje og gass sin veiledning for miljørettede risikoanalyser [2].
OPERAto er et Excel basert verktøy basert på en fullstendig miljørisikoanalyse, som kan brukes til å beregne miljørisiko for et felt eller en installasjon (ved operasjonelle endringer) og for enkeltoperasjoner (letebrønner, P&A og lignende). Det er flere momenter som må evalueres for å vurdere om et spesifikt OPERAto verktøy kan benyttes til en miljørisikoanalyse av en operasjon: geografisk plassering, oljetype, sannsynlighet for utslipp, rate og varighet, utslippspunkt
(havoverflate/sjøbunn) og type operasjon.
OPERAto blir utviklet for spesifikke områder/felt, med én gitt oljetype og én gitt utslippslokasjon, og et spekter av
utslippsrater og varigheter, og sannsynlighetsfordeling for utslippspunkt. Brukeren (Statoil) kan selv legge inn de aktuelle inngangsdataene for en operasjon innenfor de gitte rammene samt utblåsningssannsynlighet, og få frem sesongvise resultater på oljedrift og miljørisiko umiddelbart. Beregnet miljørisiko blir presentert i forhold til akseptkriterier. OPERAto ansees som likeverdig med en fullstendig miljørisikoanalyse.
OPERAto Stålull er basert på data for letebrønn 35/10-4 Stålull som er planlagt boret nord i Nordsjøen i 2018.
Oljedriftsberegningene er gjort fra utslippslokasjon 61°08'56''N, 003°17'05''Ø og et havdyp på 366 meter (letebrønn Stålull). Oljedriftsberegningene og miljørisikoen er knyttet opp mot en utblåsningsmatrise med ni utslippsrater og åtte utslippsvarigheter, presentert i Tabell 3-1.
Utblåsningssannsynlighet per aktivitet, antall aktiviteter per analyseår, spesifikke akseptkriterier, utslippspunkt (fordeling havoverflate/sjøbunn) kan endres innenfor de rammene som er modellert i utgangspunktet. Utslippsrater og – varigheter med tilhørende sannsynligheter rundes oppover til nærmeste verdi i eksisterende utblåsningsmatrise for OPERAto Stålull. Dette gir en konservativ tilnærming til oljedrift og miljørisiko.
Tabell 3-1 OPERAto Stålull utblåsningsmatrise tilgjengelig for miljørisikoanalyse for letebrønn Bergand Utslippsrater (m3/d) Varighet (dager)
500 1
1950 2
3500 5
5500 14
7500 35
9700 50
13450 63
15600 90
18000
3.2 Analysegrunnlag
3.2.1 Lokasjon
Letebrønn Bergand har planlagt borelokasjon 61°05'02''N, 003°20'56''E. OPERAto Stålull har et gyldighetsområde i en 50 km radius fra Stålulls posisjon. Letebrønn 35/11-21 S Bergand ligger ca. 8 km i nordlig retning fra Stålull (Figur 2-1), og er dermed innenfor det geografiske gyldighetsområde til OPERAto Stålull.
3.2.2 Type operasjon og utslippssannsynlighet
En utblåsningscenarioanalyse er utført for letebrønn 35/11-21 S Bergand (App A), og denne benyttes som en del av analysegrunnlaget til miljørisikoanalysen og beredskapsanalysen.
Brønnen er planlagt boret med Deepsea Bergen, som er en halvt nedsenkbar flyterigg som vil bli holdt på plass ved ankring, og BOP plassert på havbunnen. Sannsynligheten for utblåsning fordelt på utslippspunkt er satt til 25 % for overflateutblåsning og 75 % for sjøbunnsutblåsning.
Det er gjennomført en brønnspesifikk risikoanalyse (Well Risk Assessment) for letebrønn 35/11-21 S Bergand, fasilitert av DNV GL [11]. Bergand er en letebrønn hvor det forventes å finne olje. Brønnen skal bores i et velkjent område der Statoil og andre operatører tidligere har boret flere brønner. Letebrønn 35/11-21 S Bergand er den fjerde brønnen på rad riggen Deepsea Bergen skal bore for Statoil. Resultatet av den brønnspesifikke risikoanalysen ga en
utblåsningssannsynlighet på 6,70 · 10-5. Dette er omlag 50 % lavere enn en generisk utblåsningssannsynlighet for en wildcat leteboring (Lloyd’s, 2017).
Sannsynlighet for overflateutblåsning: 0,25 · 6.70 · 10-5 = 1.68 · 10-5 Sannsynlighet for sjøbunnsutblåsning: 0,75 · 6.70 · 10-5 = 5,03 · 10-5
3.2.3 Utblåsningsrater og –varigheter
Utblåsningsrater og varigheter med tilhørende sannsynligheter for letebrønn 35/11-21 S Bergand er presentert i Tabell 3-2. Ratene varierer mellom 200 og 12800 Sm3/d. Vektet rate er beregnet til henholdsvis 7300 Sm3/d og 7000 Sm3/d for overflate og sjøbunnsutblåsning [3].
Tabell 3-2 Utblåsningsrater og –varighet med tilhørende sannsynligheter for letebrønnen 35/11-21 S Bergand Utblåsnings-
lokasjon
Fordeling Overflate/
Sjøbunn (%)
Utlåsnings- rate (Sm3/d)
Sannsynlighet for rater (%)
Varigheter (døgn) og sannsynlighetsfordeling (%)
2 5 14 35 63
Overflate 25
200 20
52 19 14 5 10
1600 20
5800 10
12700 10
12800 40
Sjøbunn 75
200 20
40 19 18 8 15
1500 20
5500 10
12100 10
12200 40
Tid for boring av avlastningsbrønn er basert på operasjonelle og brønnspesifikke forhold og inkluderer tid til avgjørelser, mobilisering av rigg, transitt, oppankring, boring, geomagnetisk styring og dreping av brønnen. Tid til boring av
avlastningsbrønn er basert på vurderinger fra prosjektet og beregnet vha. Monte Carlo-simuleringer. For letebrønn 35/11- 21 Bergand er maksimal utblåsningsvarighet beregnet til 63 døgn.
Ratene brukt i OPERAto Stålull for Bergand er presentert i Tabell 3-3 og er rundet opp til nærmeste verdi i
utblåsningsmatrisen for OPERAto Stålull. I ratematrisen som danner grunnlaget for beregningene av miljørisiko for Bergand (Tabell 3-3) er vektet rate beregnet til 7390 m3/d for overflate- og 7473 Sm3/d for sjøbunnsutblåsning, noe konservativt i forhold til vektet rate for Bergand (henholdsvis 7300 Sm3/d og 7000 Sm3/d for overflate og
sjøbunnsutblåsning). Sannsynlighet for varighet av en utblåsning brukt som input i OPERAto Stålull for Bergand er presentert i Tabell 3-4.
Tabell 3-3 Utblåsningsrate med tilhørende sannsynlighet, tilpasset i OPERAto Stålull for 35/11-21 S Bergand
Utslippssted Rate Sm3/d Sannsynlighet for raten
Overflate
500 24,80 %
1950 15,20 %
3500 0,00 %
5500 8,50 %
7500 1,50 %
9700 8,90 %
13450 41,10 %
15600 0,00 %
18000 0,00 %
Sjøbunn
500 21,30 %
1950 14,70 %
3500 0,00 %
5500 10,70 %
7500 0,00 %
9700 18,10 %
13450 35,30 %
15600 0,00 %
18000 0,00 %
Tabell 3-4 Sannsynlighetsfordeling for varighet av en utblåsning som funksjon av tid, brukt i OPERAto Stålull for 35/11-21 S Bergand
Varighet (døgn) Overflate (%) Sjøbunn (%)
2 52 40
5 19 19
14 14 18
35 5 8
63 10 15
3.2.4 Oljetype
Forventet hydrokarbonfunn for 35/11-21 S Bergand er beregnet til å være olje med tilsvarende egenskaper som Fram olje (850 kg/m3). Egenskaper for framolje er presentert i Tabell 3-5. Fram råolje er en parafinsk råolje og har en middels tetthet (850 kg/m3) med et middels asfalten- og voksinnhold som resulterer i en relativt høy fordampning. Fram råoljen kan bli gjenværende på havoverflaten over lengre tid på grunn et raskt vannopptak og høy viskositet. Ved høy sjø (15
m/s) kan derimot oljen forsvinne fra overflaten i løpet av to dager [4]. Fram olje har redusert potensiale for kjemisk dispergering ved bekjempelse på overflaten.
OPERAto Stålull er basert på Fram olje, og samme oljetype er benyttet for dimensjonering av beredskap for letebrønn 35/11-21 S Bergand.
Tabell 3-5 Egenskaper for Fram olje
Parameter Fram olje [4]
Oljetetthet (kg/m3) 850
Maksimalt vanninnhold (vol %) 80
Voksinnhold (vekt %) 5,3
Asfalteninnhold (harde) (vekt %) 0,11 Viskositet, fersk olje (13 ºC) (cP) 69
3.2.5 Miljøressurser og akseptkriterier
OPERAto Stålull for 35/11-21 S Bergand benytter seg av de samme VØK data som inngikk i miljørisikoanalysen for Stålull, og utgjør VØK gruppene sjøfugl åpent hav, kystnære ressurser (sjøfugl og marine pattedyr), fisk og strandhabitater. En detaljert beskrivelse av VØKene finnes i miljørisikoanalysen for Stålull [1].
I analysen av miljørisiko knyttet til boringen av letebrønn 35/11-21 S Bergand benyttes Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for miljørisiko vist i Tabell 3-6. Statoils akseptkriterier er fastsatt på grunnlag av hovedprinsippet om at:
"Restitusjonstiden etter en miljøskade for den mest sårbare bestanden skal være ubetydelig i forhold til forventet tid mellom slike miljøskader".
Tabell 3-6 Statoils akseptkriterier for miljørisiko Miljøskade Varighet av skaden
(restitusjonstid)
Operasjonsspesifikk risiko per operasjon:
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
3.3 Resultater miljørisiko
3.3.1 Influensområde
Det er fremstilt figurer for oljedriftsspredning for 35/11-21 S Bergand. For 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). Forventet treff av oljemengder (sannsynlighet for treff x mengde olje gitt treff) og Influensområder (5 % og 50 % treffsannsynlighet for olje) gitt en utblåsning fra henholdsvis overflate og sjøbunn fra brønnen i de ulike sesongene er presentert i Figur 3-1 og Figur 3-2.
Influensområdet er basert på sannsynligheten for at en rute treffes i den statistiske oljedriftsmodelleringen. For den forventede oljemengden (tonn) er sannsynligheten for at ruten treffes multiplisert med den gjennomsnittlige tidsmidlete oljemengden ≥1 tonn i ruten gitt at den treffes. Influensområdet vil bli stort i utstrekning siden det også inneholder ruter med lav treffsannsynlighet som mottar mer enn 1 tonn olje. Merk imidlertid at forventet oljemengde og treff av olje er basert på alle utblåsningsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter, og at det markerte området ikke viser omfanget av en enkelt oljeutblåsning, men er det området som berøres i ≥ 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong.
Resultatene for både overflate- og sjøbunnsutblåsning viser at oljen i stor grad fordeles rundt utblåsningspunktet nord i Nordsjøen, men at oljen trekkes nordover med Kyststrømmen uavhengig av sesong. Oljen spres og forvitrer slik at det i all hovedsak er sannsynlighet for treff av oljemengder i kategori < 100 tonn per 10 × 10 km rute, med sannsynlighet for større oljemengder opp til >1000 tonn i nærområdet til brønnlokasjonen. Det er noe variasjon i spredning fra sesong til sesong, og dette skyldes variasjon i vær og vinddata i de ulike sesongene.
Landrutene som har ≥5 % sannsynlighet for stranding av mer enn 1 tonn olje per 10 × 10 km ruter per sesong er vist i Figur 3-3 og
Figur 3-4, gitt henholdsvis en overflate- og en sjøbunnsutblåsning. Det er størst strandningssannsynlighet i området fra Stad til Froan (5-70 % treffsannsynlighet).
Figur 3-1 Sesongvise forventede treff av oljemengder (≥ 5 % treff av > 1 tonn olje) i 10×10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra letebrønn 35/11-21 S. Forventet treff av olje er basert på alle utblåsningsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter.
Figur 3-2 Sesongvise forventede treff av oljemengder (≥ 5 % treff av > 1 tonn olje) i 10×10 km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra letebrønn 35/11-21 S. Forventet treff av olje er basert på alle utblåsningsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter
Figur 3-3 Sannsynligheten for treff av mer enn 1 tonn olje i 10×10 km kystruter gitt en overflateutblåsning fra letebrønnen 35/11-21 S i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter.
Figur 3-4 Sannsynligheten for treff av mer enn 1 tonn olje i 10×10 km kystruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra letebrønnen 35/11-21 S i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter.
Korteste drivtid til land og største strandingsmengder av emulsjon inn til definerte prioriterte områder er vist i Tabell 3-7 (angir -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-persentilen av scenariene gir 106244 tonn oljeemulsjon langs kystlinjen i sommersesongen og 79396 tonn oljeemulsjon i vintersesongen. 95-persentilen av korteste drivtid er 3,7 døgn i høstsesongen.
Tabell 3-7 Største strandingsmengder av oljeemulsjon og korteste drivtid til den norske kystlinje gitt en utblåsning fra letebrønn 35/11-21 S Bergand (95-persentiler)
Persentil Størst mengde strandet oljeemulsjon (tonn) Korteste drivtid (døgn)
Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Vinter
100 209994 243600 194515 175771 2,4 2,6 1,8 1,9
95 65099 106244 80548 79396 5,6 5,3 3,7 4,0
Tabell 3-8 angir 95-persentiler av korteste drivtid til land og største strandingsmengde inn i prioriterte områder. Av de prioriterte områdene er det størst strandingsmengde på Frøya og Froan, med 19772 tonn oljeemulsjon i
sommersesongen. Korteste drivtid til et eksempelområde er 5 døgn (Stadlandet, Sverslingsosen- Skorpa og Atløy- Værlandet) i vintersesongen. Drivtid i er rundet ned til hele døgn. Alle simuleringene for overflate- og sjøbunnsutblåsning er lagt til grunn for tallene presentert i Tabell 3-7 og Tabell 3-8.
Tabell 3-8 Største strandingsmengder av emulsjon og korteste drivtid til de definerte eksempelområdene gitt en utblåsning fra letebrønn 35/11-21 S (95-persentiler) oppgitt for hver sesong. Alle simuleringene for overflate- og sjøbunnsutblåsning er lagt til grunn for tallene presentert
Prioritert område Størst mengde strandet emulsjon (tonn) Korteste drivtid (døgn)
Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Vinter
Andøya-Skogvoll - - 17 11 - - 60 67
Bø og Hadseløya - - 28 - - - 61 -
Lofotodden - 5 18 - - 73 63 -
Moskenesøy og
Flakstadøy - 8 39 - - 66 53 -
Værøy - 35 95 5 - 56 49 69
Røst - 75 257 106 - 54 37 55
Bliksvær - 37 26 24 - 49 38 51
Steigen - 3 9 2 - 56 52 61
Træna 46 566 638 410 57 30 20 30
Lovunden - 84 124 40 - 44 26 43
Vega 1 333 410 312 64 33 21 32
Sklinna 15 492 483 328 60 36 21 31
Hortavær - - 2 - - - 43 -
Vikna Vest 702 3711 2315 1781 30 21 16 21
Frøya og Froan 16468 19772 16424 15407 15 12 9 11
Smøla 6684 9305 5835 6326 13 11 8 10
Sandøy 2763 4151 2602 1869 14 11 9 8
Vigra-Godøya 2660 5526 2803 1586 14 10 7 8
Runde 3503 6289 4418 2993 9 10 5 7
Stadtlandet 5026 9375 6838 5660 7 8 5 5
Sverslingsosen-
Skorpa 2342 4319 4406 4618 9 9 6 5
Atløy-Værlandet 3420 6118 5558 4844 8 6 5 5
Ytre Sula 1858 2811 3418 3073 12 11 6 7
Onøy-Øygarden 502 227 324 321 31 42 28 16
Austevoll 22 - - - 74 - - -
Resultatene av konsentrasjonsberegningene rapporteres vanligvis som totale konsentrasjonsverdier av olje (THC) i de øverste vannmassene, det vil si både dispergert olje og løste oljekomponenter. Oljen i vannmassene vil i hovedsak skrive seg fra olje som blandes ned i vannmassene fra drivende oljeflak (naturlig dispergering som følge av vind og bølger).
Nedblanding av oljen fra overflaten beregnes på basis av oljens egenskaper og den rådende sjøtilstanden.
Figur 3-5 viser helårlige THC konsentrasjoner i vannsøylen gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning fra letebrønn 35/11- 21 S. Resultatene av modelleringen viser at fullt utfallsrom (dvs. alle rate- og varighetskombinasjonene) gir moderate THC-konsentrasjoner i vannsøylen. Både en overflate- og en sjøbunnsutblåsning gir THC konsentrasjoner mindre enn 100 ppb. 58 ppb regnes som nedre effektgrense for skade på fiskeegg og – larver (Nilsen et.al., 2006). Figurene viser også definerte tobisområder i Nordsjøen. Det forventes ikke at olje i skadelige konsentrasjoner kan nå tobisområder som følge av en utblåsning fra brønnen.
Figur 3-5 Maksimale tidsmidlede THC konsentrasjoner i vannsøylen gitt en overflateutblåsning (venstre) og en sjøbunnsutblåsning (høyre) fra letebrønn 35/11-21 S vist årlig. 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 mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor året. Rød markering viser definerte Tobisområder i Nordsjøen.
3.3.2 Miljørisiko for pelagisk sjøfugl
Miljørisiko i hver skadekategori for sjøfugl i åpent hav i Nordsjøen er presentert i Figur 3-6. Høyest miljørisiko er beregnet for vintersesongen og skadekategori alvorlig (restitusjonstid >10 år) med 73,5 % av akseptkriteriet. Det er artene
alkekonge og lomvi som har høyest miljørisiko gjennom året.
Figur 3-6 Miljørisiko forbundet med utblåsning fra letebrønn 35/11-21 S Bergand presentert for pelagisk sjøfugl (Nordsjøen) og vist som andel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene og alle sesonger.
3.3.3 Miljørisiko for kystnær VØK
Miljørisiko for kystnær VØK (Kystnær sjøfugl og marine pattedyr) er vist i Figur 3-7. Høyest miljørisiko er beregnet for sommer- og høstsesongene og skadekategori moderat (restitusjonstid 1-3 år) med hhv. 8,4 % og 8,5 % av
akseptkriteriet.
Figur 3-7 Miljørisiko forbundet med utblåsning fra letebrønn 35/11-21 S Bergand presentert for kystnær VØK og vist som andel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene og alle sesonger
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Vår Sommer Høst Vinter
Andel av akseptkriteriet
Miljørisiko som del av akseptkriterium - Exploration Drilling - Pelagisk sjøfugl
Alvorlig
> 10 år
Betydelig 3-10 år
Moderat 1-3 år
Mindre
< 1 år
0%
10%
20%
30%
40%
Vår Sommer Høst Vinter
Andel av akseptkriteriet
Miljørisiko som del av akseptkriterium - Exploration Drilling - Kystnær VØK
Alvorlig
> 10 år
Betydelig 3-10 år
Moderat 1-3 år
Mindre
< 1 år
3.3.4 Miljørisiko for fisk
Tapsandeler av fiskeegg og fiskelarver gitt en utblåsning fra Stålull viste ingen sannsynlighet for tapsandeler av torsk (overflate og sjøbunn) eller sild (sjøbunn) over 0,5 %, og således ingen kvantifiserbare effekter. Resultatene for sild (overflateutblåsning) ga 5 % sannsynlighet for et larvetap <3 % helt i begynnelsen av gyteperioden (døgn 70), og ingen utslag over 0,5 % larvetap i resterende gyte-/larvedriftsperiode. Et så lavt tap helt i begynnelsen av gyteperioden vil ha minimalt utslag på de samlede gyteproduktene, og det forventes ingen innvirkning på årsklasserekruttering. Eventuelle effekter på gytebestanden anses dermed som neglisjerbare.
Miljørisiko for fisk for letebrønn 35/11-21 S Bergand er forventet å være sammenlignbar med miljørisiko for OPERAto Stålull, og dermed neglisjerbare. Det er ikke overlapp mellom influensområdet for vannkollone og viktige gyteområder for fisk.
3.3.5 Miljørisiko for strandhabitat
Miljørisiko for strandhabitat er vist i Figur 3-8. Høyest miljørisiko er beregnet for sommersesongen og skadekategori moderat (restitusjonstid 1-3 år) med 6,8 % av akseptkriteriet.
Figur 3-8 Miljørisiko for strandhabitat forbundet med utblåsning fra letebrønn 35/11-21 S Bergand, presentert som prosentandel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene og alle sesonger
0%
10%
20%
30%
40%
Vår Sommer Høst Vinter
Andel av akseptkriteriet
Miljørisiko som del av akseptkriterium - Exploration Drilling - Stranding
Alvorlig
> 10 år
Betydelig 3-10 år
Moderat 1-3 år
Mindre
< 1 år
3.4 Konklusjon miljørisiko
Høyest miljørisiko for boring av letebrønn 35/11-21 S Bergand er knyttet til pelagisk sjøfugl og i særlig grad alkekonge og lomvi. Miljørisikoen (forbundet med boring av letebrønn 35/11-21 S Bergand) ligger for alle VØK-grupper (Figur 3-9), innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier. Det kan dermed konkluderes med at miljørisikoen forbundet med boring av letebrønn 35/11-21 S Bergand er akseptabel sett i forhold til Statoils akseptkriterier for miljørisiko gjennom hele året.
Figur 3-9 Oppsummering av høyest miljørisiko per VØK gjennom året forbundet med utblåsning fra letebrønn 35/11-21 S Bergand, presentert som prosentandel av akseptkriteriet i de fire skadekategoriene.
0 10 20 30 40 50 60 70 80
Mindre <1år Moderat 1-3år Betydelig 3-10år Alvorlig >10år
Andel av akseptkriteriet (%)
Miljørisiko per VØK
Pelagisk sjøfugl Kystnær VØK Stranding
4 Beredskapsanalyse
Beredskapsanalysen for Letebrønn 35/11-21 S Bergand er operasjonsspesifikk. Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge og analysere behovet for beredskap ved akutt forurensning. Dette skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av oljevernberedskap i forbindelse med akutte utslipp. Aktivitetsforskriftens § 73 og Styringsforskriftens § 17 stiller krav til beregning av risiko og beredskap ved miljøforurensning som følge av akutte utslipp som grunnlag for
beredskapsetablering.
Beredskap som et konsekvensreduserende tiltak vil være et viktig bidrag til risikoreduksjon. Effektiv oljevernberedskap vil redusere oljemengdene på sjøen, og videre føre til reduksjon av influensområdet for et mulig oljeutslipp. Statoil vil være ansvarlig for en eventuell oljevernaksjon. NOFO står for den operative delen av beredskapen både til havs, nær kysten og ved eventuelle strandrenseaksjoner og disponerer ressurser for dette. Dispergering på overflaten vil vurderes som et alternativ eller supplement under en aksjon og NOFOs ressurser vil da kunne benyttes. I tillegg er Statoil medlem i OSRL og vil kunne benytte oljevernressurser, som kjemisk dispergering og strandrenseutstyr, etter behov i en aksjon.
Det vil lages en egen «Blow out Contingency and Relief Well Plan» for letebrønn Bergand. Denne inneholder beskrivelse og tekniske prosedyrer for hvordan brønnutblåsning vil kunne stoppes, enten med brønninternt utstyr, capping eller avlastningsboring.
4.1 Ytelseskrav
Statoils ytelseskrav for de ulike barrierene er beskrevet under [5].
Barriere 1 (nær kilden): Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe beregnet emulsjonsmengde på sjø. Første system innen best oppnåelig responstid. Full kapasitet snarest mulig og senest innen 95-persentilen av korteste drivtid til land, basert på beregnet kapasitetsbehov. Statoil setter, som et minimum, krav til tilstrekkelig kapasitet for å bekjempe et oljeutslipp på minimum 500 m3 med ressurser som skal være klar for operasjon innen 5 timer etter at utslippet er oppdaget.
Barriere 2 (i åpent hav): Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe den mengden emulsjon som passerer barriere 1 på grunn av operative begrensninger. Første system skal mobiliseres fortløpende etter at systemene i barriere 1 er mobilisert og med full kapasitet innen 95-persentilen av korteste drivtid til land.
Barriere 3 og 4 (kystnært): Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon innen influensområdet. Systemene skal være mobilisert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land.
Barriere 5 (strand): Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon inn til prioriterte områder. Personell og utstyr til strandsanering skal være klar til operasjon innen 95-persentilen av korteste drivtid inn til prioritert område for de berørte områder med kortere drivtid enn 20 døgn.
En plan for grovrensing av forurenset strand skal utarbeides senest innen 7 døgn fra registrert påslag av oljeemulsjon.
Grovrensing av de påslagsområder som prioriteres av operasjonsledelsen i samråd med aksjonsledelsen skal være gjennomført innen 100 døgn fra plan for grovrensing foreligger, forutsatt at dette kan gjennomføres på en
sikkerhetsmessig forsvarlig måte.
4.2 Metodikk
Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut i fra Statoils forutsetninger og metode for
beredskapsdimensjonering i alle barrierer [5], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i NOROG veiledning [6] og NOFO [7].
Utstyr som kan benyttes til bekjempelse av olje/emulsjon i barriere 1-4:
Havgående NOFO-system
Havgående Kystvaktsystem
System Kyst A – IKV
System Kyst B – KYV
System Fjord A – NOFO/Operatør
System Fjord B – IUA/KYV
Dispergeringssystem (NOFO og OSRL)
4.2.1 Dimensjonering av barriere 1 og 2 – nær kilden og på åpent hav
Beredskapsanalysen for barriere 1 og 2, bekjempelse nær kilden og på åpent hav, er basert på vektet utblåsningsrate og forventet oljetype. Beregninger er gjort for vintersesong og sommersesong.
For dimensjonering av barriere 1 benyttes egenskaper (fordamping, naturlig nedblanding, vannopptak og viskositet av emulsjon) for 2 timer gammel olje. Det grunnleggende prinsippet er at kapasiteten i de ulike barrierene skal være tilstrekkelig til å kunne håndtere emulsjonsmengden ved de gitte betingelsene.
For dimensjonering av barriere 2 er det utført beregninger av det antall systemer som kreves for å kunne bekjempe emulsjonsmengden som har passert barriere 1 pga. redusert systemeffektivitet. Systemeffektiviteten er avhengig av bølgehøyde og lysforhold, og varierer mellom de ulike områdene (Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet) på norsk sokkel. I beregningen av systembehov for barriere 2 benyttes oljeegenskaper for 12 timer gammel olje.
Kravene til responstid er satt til best oppnåelig responstid for NOFO-fartøyer til feltet, og er basert på avstand til
oljevernressurser, gangfart for OR-fartøy, slepebåtkapasitet og gangfart for disse, mobilisering av oljevernutstyr om bord på OR-fartøy, og tilgang til personell på basene. I tillegg kommer en vurdering opp mot krav om etablering av barriere 1 og 2 senest innen korteste drivtid til land (95-persentil).
4.2.2 Dimensjonering av barriere 3 og 4 – kyst- og strandsone
For barriere 3 og 4, bekjempelse av olje i kyst- og strandsone, er kravene til beredskap satt ut fra størst behov ved å bruke to alternative tilnærminger:
95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon. Beredskapen i barriere 4 skal ha kapasitet til å bekjempe emulsjonen som passerer barriere 3. Beredskapsbehovet i barriere 3 og 4 er beregnet basert på resultater fra oljedriftssimuleringer gjennomført for aktiviteten.
Prioriterte områder som er berørt av stranding med drivtid kortere enn 20 døgn (ifølge oljedriftssimuleringer) skal kunne ha tilgang til grunnberedskap. Grunnberedskap er definert som 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B). Beredskapsressursene skal brukes der det er mest hensiktsmessig og er ikke begrenset til de prioriterte områdene.
Denne tilnærmingen medfører at Statoil dimensjonerer både for volumer og utstrekning av strandet emulsjon, og legger til grunn det største behovet, når krav til beredskap i barriere 3 og 4 settes.
Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 3 og 4 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land.
Dersom drivtiden til land er lenger enn 20 døgn settes det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 3 og 4.
4.2.3 Dimensjonering av barriere 5 - strandrensing
For barriere 5, bekjempelse av strandet olje, er det beregnet behov for antall strandrenselag med tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av størst strandet mengde emulsjon innenfor de berørte prioriterte områdene med kortere drivtid enn 20 døgn.
Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 5 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land til hvert prioritert område.
Når korteste drivtid er lengre enn 20 døgn stilles det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 5.
4.3 Analysegrunnlag
4.3.1 Utslippsscenarier
Tabell 4-1 gir en oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønn 35/11-21 S Bergand
Tabell 4-1 Utslippsscenarier for letebrønn 35/11-21 S Bergand
Type utslipp Kilde Referanse – bakgrunn for
rate/volum
Oljetype Utblåsning – 7100
m3/døgn
Langvarig utblåsning fra reservoar
(Maks varighet i 63 døgn)
Vektet utblåsningsrate fra 35/11- 21 S Bergand – BSA 2018
Fram olje
Middels utslipp – 2000 m3 punktutslipp
Eksempelvis lekkasje fra brønn
Volum basert på faglig vurdering Fram olje
Mindre utslipp – 100 m3 punktutslipp
Eksempelvis lekkasje fra brønn
Volum basert på faglig vurdering Fram olje
Mindre punktutslipp av lette produkter
Lekkasje fra dieseltank, hydraulikksystem
- Kondensat eller andre
petroleumsprodukter som danner tynn oljefilm
4.3.2 Oljens egenskaper
Fram olje er valgt ut som representativ for forventet oljetype ved letebrønn 35/11-21 S Bergand. Det er gjennomført en forvitringsstudie av Fram olje av SINTEF i 2013 [4]. Forvitringsegenskaper for Fram ved ulike vind og temperaturer er angitt i Tabell 4-2.
Tabell 4-2 Fram olje, forvitringsegenskaper ved 2 og 12 timer for definerte vinter- og sommerforhold
Timer Parameter – Fram olje Vinter,
5 ºC 10 m/s vind
Sommer, 15 ºC 5 m/s vind
2 timer
Fordampning (%) 16 14
Nedblanding (%) 4 0
Vanninnhold (%) 49 35
Viskositet av emulsjon (cP) 1610 583
Gjenværende olje på overflate (%) 79 84
12 timer
Fordampning (%) 22 21
Nedblanding (%) 18 1
Vanninnhold (%) 67 72
Viskositet av emulsjon (cP) 4610 2020
Gjenværende olje på overflate (%) 59 76
4.3.2.1 Mekanisk oppsamling
Erfaring fra norske feltforsøk viser at risikoen for lekkasje av olje under lensa er størst for oljer/emulsjoner med viskositet under 1000 cP. Frams emulsjoner vil ha viskositeter over 1000 cP i løpet av den første timen ved vinterforhold og etter 5 timer ved sommerforhold. Bruk av HiVisc skimmere bør vurderes etter 4 dager ved vinterforhold. Tabell 4-3
oppsummerer potensialet for mekanisk oppsamling av Fram olje ved definerte vinter- og sommerforhold, basert på kun viskositet.
Tabell 4-3 Potensiale for mekanisk oppsamling basert på viskositet av Fram olje
Tid (timer) Tid (døgn)
1 3 6 12 1 2 3 4 5
Vinterforhold (5 ºC - 10m/s) Sommerforhold (15 ºC - 5m/s)
Viskositet < 1000 cP – risiko for lekkasje under lensa
Viskositet mellom 1000 og 15000 cP
Viskositet > 15000 cP – bruk av HiVisc skimmer anbefalt
4.3.2.2 Kjemisk dispergerbarhet
Oljens egenskaper tilsier at man kan forvente en redusert effektivitet ved kjemisk dispergering av oljen både under sommer og vinterforhold ved ulike vindhastigheter. Vinterstid forventes oljen å ha lite eller ikke potensiale for kjemisk dispergering etter ca. 1-2 døgns forvitring på sjøoverflaten. Tabell 4-4 oppsummerer potensiale for kjemisk dispergering av Fram olje ved definerte vinter- og sommerforhold.
Dispergerbarheten til olje/ oljeemulsjon skal alltid testes in situ ved hjelp av SINTEF prøvetakingskoffert ved et utslipp for å vurdere om dispergering kan være et aktuelt beredskapstiltak.
Tabell 4-4 Potensiale for kjemisk dispergerbarhet av emulsjon til Fram olje
Tid (timer) Tid (døgn)
1 3 6 12 1 2 3 4 5
Vinterforhold (5 ºC - 10m/s)
Sommerforhold (15 ºC - 5m/s)
Godt potensial for kjemisk dispergering
Redusert potensial for kjemisk dispergering
Lite eller ikke potensial for kjemisk dispergering
4.3.3 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer
Ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning, målt i bekjempet mengde oljeemulsjon pr. døgn, er en funksjon av følgende forhold:
- Andel av tiden enheten kan operere (mørke/redusert sikt og bølgeforhold)
- Effektiviteten innen operasjonsvinduet (relatert til ulike bølgeforhold, eller antatt konstant) - Opptaks-/bekjempelseskapasitet under operasjon
- Lagringskapasitet for oppsamlet olje (kun relevant for opptakssystemer)
- Frekvens og varighet av driftsstans (overføring av oppsamlet olje, plunder og heft)
- Andel av tiden hvor tilgangen/tilflyten av olje til lense er mindre enn oljeopptakerens kapasitet (for mekanisk bekjempelse) eller hvor emulsjonen har en fordeling som gjør at dispergeringsmiddel ikke kan påføres med optimal effektivitet.
Funksjonene er brukt i Statoil sin beregningskalkulator for beredskapsbehov i alle barrierer.
Kapasiteten til havgående opptakssystem i NOFO-klasse som brukes i beregningene er 2400 m3/døgn (for oljer med viskositet under 15000 cP).
Faktorene som er områdespesifikke for Bergand er omtalt i de følgende delkapitlene. For flere detaljer henvises det til Statoils metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [5].
4.3.3.1 Operasjonslys
Andel operasjonslys inngår i beregning av ytelsen og effektiviteten til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning. Statoil har valgt å beregne operasjonslys for 5 regioner, se Figur 4-1. For letebrønn Bergandl (region 3) er operasjonslys oppsummert i Tabell 4-5.
Figur 4-1 Regioner brukt i beregning av operasjonslys
Tabell 4-5 Andel operasjonslys i region 3, hvor letebrønn Bergand er lokalisert Vinter Sommer
Operasjonslys 36 % 90 %
4.3.3.2 Bølgeforhold
Bølgeforhold på åpent hav inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 1 og 2. Statoil har bølgedata for 27 stasjoner, som vist i Figur 4-2. Stasjon 10 (NOFO-system) og 9 (Kystvakt-system) er antatt å best representere bølgeforholdene ved letebrønn Bergand. Antatt gjennomsnittlig
opptakseffektivitet for NOFO- og Kystvaktsystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) er oppsummert i Tabell 4-6.
Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-7.
Figur 4-2 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav
Tabell 4-6 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon Bergand (Stasjon 9 og 10) Vinter Sommer
NOFO-system (Stasjon 10) 44 % 76 % Kystvakt-system (Stasjon 9) 35 % 69 %
Tabell 4-7 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon Bergand (Stasjon 9 og 10)
Vinter Sommer NOFO-system (Hs < 4m) 68 % 99 % NOFO-dispergering (Hs < 4 m) 68 % 99 % Kystvakt-system (Hs < 3 m) 51 % 95 %
4.3.3.3 Bølger i kystsonen
Bølgeforhold i kystsonen inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 3 og 4. Statoil har bølgedata for 5 stasjoner, som vist i Figur 4-3. Stasjon 4 og 3 er antatt mest konservative mtp å representere bølgeforholdene for henholdsvis kyst- og fjordsystem. Antatt gjennomsnittlig
opptakseffektivitet for kyst- og fjordsystem er oppsummert i Tabell 4-8. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-9.
Figur 4-3 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold i kystsonen. Stasjonene er valgt ut som representative for norskekysten
Tabell 4-8 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet gitt bølgeforhold ved stasjon 4 (kystsystem) og 3 (fjordsystem) Vinter Sommer
Kyst-system 39 % 65 %
Fjord-system 66 % 72 %
Tabell 4-9 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon for kyst- og fjordsystem, gitt bølgeforhold ved stasjon 4 og 3
Vinter Sommer Kyst-system (Hs < 1,5 m) 56 % 93 % Fjord-system (Hs < 1 m) 91 % 99 %
4.3.4 Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger
Figur 4-4 viser plasseringen av NOFO utstyr per april 2018 [7]. Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til borelokasjon brukt som grunnlag for beredskapsanalysen er vist i Tabell 4-10.
Tabell 4-11 presenterer ytterligere forutsetninger som gangfart, avgivelsestid for beredskapsfartøy og slepefartøy samt tid for mobilisering av utstyr fra baser. Et NOFO system inkluderer oljelenser, skimmer, tankvolum for oppsamlet emulsjon og overvåkningsutstyr.
Totalt disponerer NOFO om lag 765 Sm3 dispergeringsmidler fordelt på baser og fartøy.
Figur 4-4 NOFOs utstyrsoversikt per april 2018
Tabell 4-10 Avstander fra oljevernressurser til Bergand benyttet i analysen
Oljevernressurser Avstander fra Bergand (nm)
Stril Merkur (Troll Oseberg) 20
Ocean Alden (Gjøa) 21
Stril Herkules (Tampen) 43
Esvagt Stavanger (Sleipner Utsira Nord) 111
Esvagt Bergen (Sleipner Utsira Sør) 167
Stril Mariner (Ula Gyda Tamber) 244
Stril Poseidon (Haltenbanken) 265
Havila Troll (Norne/Aasta Hansteen) 265
Skandi Hugen (Ekofisk) 283
Mongstad NOFO-base 54
Stavanger NOFO-base 150
Kristiansund NOFO-base 178
Sandnessjøen NOFO-base 389
Redningsskøyte Måløy 73
Redningsskøyte Haugesund 117
Redningsskøyte Kristiansund 177
Redningsskjøyte Egersund 184
Tabell 4-11 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av barriere 1 og 2
Gangfart, OR-fartøy 14 knop (17 knop for Statoils egne
fartøy) Mobilisering, klargjøring, lasting og lossing på base –
system 1 fra NOFO-base
10 timer
Unntatt Sandnessjøen – 20 timer Mobilisering av system 2 fra NOFO-base 30 timer
Mobilisering av system 3 fra NOFO-base 48 timer
Avgivelsestid for beredskapsfartøyer Ekofisk/sørfeltene: 6 timer Ula/Gyda/Tamber: 6 timer Sleipner/Utsira Sør: 6 timer Sleipner/Utsira Nord: 6 timer Troll/Oseberg: 0 timer Tampen: 6 timer Haltenbanken: 6 timer Aasta Hansteen: 6 timer Goliat: 6 timer
Gjøa: 4 timer
Avløserfartøy: 6 timer
Responstid for slepefartøy Slepefartøy fra NOFO-pool: 24 timer
Redningsskøyter Gangfart 20 knop, avgivelsestid 2 timer
Sørvær, Båtsfjord, Vadsø, Ballstad, Rørvik, Kristiansund, Måløy, Haugesund, Egersund Tid til å sette lenser på sjøen / klargjøre dispergering
ombord
1 time
4.3.5 Influensområder og stranding
Korteste drivtid til land (95-persentil, hele kysten) er 4 døgn i vintersesongen, og 5 døgn i sommersesong vist i Tabell 4-12. Største strandet emulsjonsmengde er henholdsvis 79194 tonn og 106244 tonn i sommer- og vintersesong (95- persentil). Alle simuleringer, både for overflate- og sjøbunnsutblåsning ligger til grunn for resultatene og det er derfor lite sannsynlig at alle de aktuelle prioriterte områdene berøres ved en hendelse.
For å belyse den store variasjonen hver simulering gir til strandingsstatistikken er 50-persentilen vist i Tabell 4-12 og strandingsmønster til enkeltsimulering med størst strandingsmengde (95-persentilen) fra oljedriftsmodellering for letebrønn Stålull vist i Figur 4-5. 50-persentilen for største strandet emulsjonsmengde er henholdsvis 355 og 645 tonn i sommer- og vintersesong, og 50 persentil for korteste drivtid til land 12 døgn i vintersesongen.
Tabell 4-12 Største strandingsmengder med oljeemulsjon og kortest drivtid til land for letebrønnen letebrønn 35/11-21 S Bergand gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning (95-persentiler og 50-persentiler)
Persentil
Størst strandet
emulsjonsmengde (tonn) Korteste drivtid (døgn)
Sommer Vinter Sommer Vinter
95 106244 79194 5 4
50 355 635 17 12
Influensområdet omfatter 10 prioriterte område som har kortere drivtid enn 20 døgn; Frøya og Froan, Smøla, Sandøy, Vigra-Godøya, Runde, Stadtlandet, Sverlingsosen-Skorpa, Atløy-Værlandet, Ytre Sula og Ønøy-Øygarden vist i Tabell 4-13.
Tabell 4-13 Største strandingsmengder med oljeemulsjon og kortest drivtid til de prioritert områdene som har kortere drivtid enn 20 døgn for letebrønnen 35/11-21 S Bergand, gitt en utblåsning (95-persentiler)
Prioritert område
Sommer Vinter
Størst strandet emulsjonsemngde
(tonn)
Korteste drivtid (døgn)
Størst strandet emulsjonsmengde
(tonn)
Korteste drivtid (døgn)
Frøya og Froan 19772 12 15407 11
Smøla 9305 11 6326 10
Sandøy 4151 11 1869 8
Vigra-Godøya 5526 10 1586 8
Runde 6289 10 2993 7
Stadtlandet 9375 8 5660 5
Sverslingsosen- Skorpa 4319 9 4618 5
Atløy-Værlandet 6118 6 4844 5
Ytre Sula 2811 11 3073 7
Onøy-Øygarden - - 321 16
Figur 4-5 viser P95 simuleringen for størst strandet mengde for letebrønn Stålull. Denne simuleringen er også representativ for Bergand. Simuleringen var en sjøbunnsutblåsning med startdato i vintersesongen, modellert med høyeste rate 15400 Sm3/d og varighet 63 dager, og med 20 dagers følgetid. Resultatet viser at
hovedstrandingsmengden er begrenset til et fåtall prioriterte områder selv for store langvarige utslipp.
Figur 4-5 Strandingsforløp i forhold til prioriterte områder for p95 simulering for letebrønn Stålull, med startdato 03.02.2003. Merk at strandingsmengden er gitt i m3 olje og ikke emulsjon.
4.4 Resultat
4.4.1 Beredskapsbehov og responstider i barriere 1 og 2
For 35/11-21 S Bergand er systembehov beregnet for mindre utslipp (Tabell 4-14), middels utslipp (Tabell 4-15) og dimensjonerende hendelse (Tabell 4-16).
Tabell 4-14 Beregnet systembehov ved et mindre utslipp – punktutslipp 100 m3 Vinter
5 °C - 10 m/s vind
Sommer 15 °C - 5 m/s vind
Utslipp (Sm3) 100 100
Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 16 14
Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 4 0
Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3) 80 86
Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 49 35
Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3) 157 132 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 1610 583*
Behov for NOFO-systemer 1 1
* Det vil være fare for lensetap i inntil 1 time om vinteren og 5 timer om sommeren
Tabell 4-15 Beregnet systembehov ved et middels utslipp - punktutslipp 2000 m3 Vinter
5 °C – 10 m/s
Sommer 15 °C – 5 m/s
Utslipp (Sm3) 2000 2000
Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 16 14
Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 4 0
Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3) 1600 1720
Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 49 35
Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3) 3137 2646 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 1610 583*
Behov for NOFO-systemer 2 2
* Det vil være fare for lensetap i inntil 1 time om vinteren og 5 timer om sommeren
Tabell 4-16 Beregnet systembehov ved dimensjonerende hendelse for 35/11-21 S Bergand i barriere 1 og 2 – langvarig utblåsning 7100 m3/d
Parameter
Vinter 5 °C - 10 m/s
Sommer 15 °C - 5 m/s
Utstrømningsrate (Sm3/d) 7100 7100
Tetthet (Kg/Sm3) 850 850
Fordampning etter 2 timer på sjø (%) 16 14
Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 4 0
Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 5680 6106
Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 49 35
Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 1 (Sm3/d) 11137 9394
Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 1610 583*
Økt systembehov grunnet høy cP (HiVisc: >15000 cP)? Nei Nei
Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere 1 5 4
Emulsjonsmengde inn til barriere 2 (Sm3/d) 7349 2491
Oljemengde inn til barriere 2 (Sm3/d) 3748 1619
Fordampning etter 12 timer på sjø (%) 22 21
Nedblanding etter 12 timer på sjø (%) 18 1
Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 2998 1490
Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) 67 72
Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 2 (Sm3/d) 9086 5321
Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 (cP) 4610 2020
Økt systembehov grunnet høy cP (HiVisc: >15000 cP)? Nei Nei
Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere 2 4 3
Behov for NOFO-systemer i barriere 1 og 2 9 7
* Det vil være fare for lensetap i inntil 1 time om vinteren og 5 timer om sommeren
Basert på dimensjonerende scenario for 35/11-21 S Bergand er det beregnet et behov for totalt 9 NOFO-systemer i barriere 1 og 2 for å håndtere dimensjonerende hendelse med mekanisk oppsamling. Det er beregnet behov for 5 NOFO- systemer i barriere 1 og 4 NOFO-systemer i barriere 2. Systembehovet er størst under vinterforhold, og det settes som en konservativ tilnærming som beredskapskrav for hele året.
Krav til første NOFO system er satt til 5 timer etter at oljeutslipp er oppdaget. Krav til fullt utbygd barriere 1 og 2 er satt til 24 timer. Korteste drivtid til land er 4 døgn vinter, og fullt utbygd barriere 1 og 2 er godt innenfor kravet om å være etablert innen korteste drivtid til land
Ytterligere systemer vil kunne bli mobilisert gjennom NOFO ved behov. Nærmere detaljer om fartøy og systemer vil bli beskrevet i beredskapsplanen.
4.4.2 Beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og 4
95-persentilen av størst strandet emulsjonsmengde, gitt en sjøbunnsutblåsning, er 79194 tonn om vinteren og 106244 tonn om sommeren. Korteste modellerte drivtid til land er 4 døgn I vintersessongen og 5 døgn i sommersesongen. Det er beregnet at størst strandet mengde strander over en periode på 60 døgn. Ved å ta effekten i barriere 1 og 2 i betraktning gir dette en tilførselsrate inn i barriere 3 på 723 tonn/døgn for vinterhalvåret og 298 tonn/døgn for sommerhalvåret. . Beregnet barriereeffektivitet og ressursbehov for barriere 3 og 4 ved dimensjonerende hendelse er presentert i Tabell 4-17. Beregningene er basert på Fram olje. Merk at beredskapsbehovet er beregnet ut i fra kyst- og fjordsystem av type B.
Tabell 4-17 Beregnet ressursbehov for barriere 3 og 4 for dimensjonerende hendelse, langvarig utblåsning 35/11-21 S Bergand
Parameter
Vinter 5 °C - 10 m/s
Sommer 15 °C - 5 m/s
95-persentil av strandet emulsjonsmengde (tonn) 79194 106244
Samlet barriereeffektivitet i barriere 1 (%) 34 % 74 %
Strandet mengde etter effekt av barriere 1 (tonn) 52254 28176
Samlet barriereeffektivitet i barriere 2 (%) 17% 37 %
Strandet mengde etter effekt av barriere 2 (tonn) 43366 17824
Antall døgn hvor stranding forekommer (d) 60 60
Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 3 (tonn/d) 723 298
Beregnet behov for kystsystemer i barriere 3 5 3
Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 4 (Sm3/d) 569 118
Beregnet behov for fjordsystemer i barriere 4 8 2
Antall prioriterte områder med landpåslag innen 20 døgn 10 9
Behov for kystsystemer i barriere 3 10 9
Behov for fjordsystemer i barriere 4 10 9
For barriere 3 og 4 er antall prioriterte områder som treffes innen 20 døgn dimensjonerende for valg av beregningsmåte (ref avsnitt 4.2.2). Det er beregnet et behov for en kapasitet tilsvarende 10 kystsystem og 10 fjordsystem i barriere 3 og 4 for de planlagte aktivitetene på letebrønn 35/11-21 S Bergand. Krav til initiell responstid settes til 48 timer og fullt utbygd barriere 3 og 4 innen 120 timer. Resultatene fra oljedriftssimuleringen viser potensielt høye strandingsmengder og flere berørte prioriterte områder. Stranding vil forekomme over lang tid, opptil 60 døgn ved en langvarig utblåsning. Vurdering av behov for ytterligere ressurser og utstyr vil være en kontinuerlig prosess under en aksjon, og disse vil kunne mobiliseres etter behov og iht. eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og de berørte IUA-ene. Riktig og tilstrekkelig
dimensjonert beredskap vil være et viktig tiltak for å redusere mengde olje inn til kyst og strand, og for å hindre remobilisering av olje.
4.4.3 Beredskapsbehov og responstider i barriere 5
Statoil har et tett samarbeid med NOFO for å tilrettelegge for en robust oljevernberedskap i kyst- og strandsonen i forkant av boreoperasjonen.
Det er 10 prioriterte områder som har mer enn 5% sannsynlighet for stranding og kortere drivtid enn 20
døgn. Beregnet behov for antall strandrenselag for hvert prioriterte område er vist i Tabell 4-18. Stadlandet, Sverlingsosen-Skorpa og Atløy - Værlandet og Stadlandet har de korteste modellerte drivtider til land (5 døgn i vintersesongen). Frøya og Froan, Smøla og Stadlandet har de største modellerte strandingsmengder.
Tabell 4-18 Beregnet behov for antall strandrenselag (á 10 personer) ved dimensjonerende hendelse
Prioritert område
Sommer Vinter Strandrenselag
Størst strandet emulsjonsmengde
(tonn)
Korteste drivtid (døgn)
Størst strandet emulsjonsmengde
(tonn)
Korteste drivtid (Døgn)
Sommer Vinter
Frøya og Froan 19772
12
15407 11 1 43Smøla 9305
11
6326 10 1 18Sandøy 4151
11
1869 8 1 6Vigra-Godøya 5526
10
1586 8 1 5Runde 6289
10
2993 7 1 9Stadtlandet 9375
8
5660 5 1 16Sverslingsosen- Skorpa 4319
9
4618 5 1 13Atløy-Værlandet 6118
6
4844 5 1 14Ytre Sula 2811
11
3073 7 1 9Onøy-Øygarden -
-
321 16 - 1Responstid for barriere 5 settes til 5 døgn, som er korteste drivtid til prioriterte område. Det vil være nødvendig med tidlig varsling og mobilisering ved oljedrift mot kyst og land i forhold til potensielle strandrenseaksjoner i disse områdene.
Statistikk fra modellering viser at oljen vil kunne strande over en periode på rundt 60 døgn. Da stranding vil kunne forekomme over lang tid, vil det i en aksjon være fokus på å redusere stranding og remobilisering av olje. Strandrenselag vil der det er hensiktsmessig kunne erstattes av alternative oppsamlingsmetoder og verktøy med langt høyere kapasitet.
Basert på beregninger gjennomført for aktiviteter i Barentshavet, antar man en rensekapasitet på 0,18 tonn per dagsverk.
Strandsanering er beregnet på dagsverk, antall personer og avrundet opp til et antall strandrenselag. Hvert
strandrenselag består av 10 personer. Statoil har valgt å gjøre beregninger for vinterstid og lagt inn en effektivitetsfaktor på dagsverk på 0,5. Beregning av antall strandrenselag per prioritert område er basert på at strandrensingen skal være gjennomført innen 100 døgn.
De aktuelle IUA-regionen som følger av oljedriftstatistikken er Sogn og Sunnfjord (Sverlingsoesen-Skorpa og Atløy - Værlandet), Nordfjord (Stadlandet), Sunnmøre (Runde og Vigra-Godøya), Bergen (Ytre Sula og Onøy-Øygarden), Nordmøre (Smøla), Romsdal, (Sandøy) og Sør-Trøndelag (Frøya og Froan). I mobiliseringsfasen er ca. 190 personer (IUA, IGSA, spesialteam, WWF, MMB og Norlense) tilgjengelig i løpet av 48 timer, og totalt 223 personer i løpet av 96 timer. Totalt har NOFO ca. 850 stk øvet personell tilgjengelig, inklusive Kystverket Depotstyrke på 176 personer [7].
Kystnære aksjoner og strandaksjoner kan potensielt strekke seg over lang tid, og vil kreve mye personellressurser Statoil har laget en oversikt som viser detaljering av tilgjengelige ressurser og avtaler som er relevante for en langvarig og storskala oljevernaksjon [12].
