Miljørisiko- og beredskapsanalyse for avgrensningsbrønn
6608/10-18 Cape Vulture Appraisal
Tittel:
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for avgrensningsbrønn 6608/10-18 Cape Vulture Appraisal
Dokumentnr.: Kontrakt: Prosjekt:
Gradering: Distribusjon:
Åpen Kan distribueres fritt
Utløpsdato: Status
Final
Utgivelsesdato: Rev. nr.: Eksemplar nr.:
2018-02-21 0 1
Forfatter(e)/Kilde(r):
Gisle Vassenden
Omhandler (fagområde/emneord):
Merknader:
Miljørisiko, beredskap, oljevern, akutt forurensning
Trer i kraft: Oppdatering:
2018-02-21
Ansvarlig for utgivelse: Myndighet til å godkjenne fravik:
Innhold
1 Sammendrag ... 4
2 Innledning ... 5
2.1 Definisjoner og forkortelser ... 5
2.2 Bakgrunn... 6
2.3 Aktivitetsbeskrivelse... 6
3 Miljørisikoanalyse ... 7
3.1 Metodikk og inngangsparametre... 7
3.2 Oppsummering av miljørisiko... 10
3.3 Konklusjon – Miljørisiko ... 19
4 Beredskapsanalyse ... 20
4.1 Ytelseskrav ... 20
4.2 Metodikk... 20
4.3 Analysegrunnlag ... 22
4.4 Resultat ... 31
4.5 Oljevernberedskap som konsekvensreduserende tiltak ... 35
4.6 Konklusjon – beredskapsanalyse ... 35
5 Referanser ... 36
App A Blowout scenario analysis ... 37
Summary ... 37
1 Introduction ... 38
2 Well specific information ... 38
3 Blowout scenarios and probabilities ... 40
4 Blowout rates ... 41
5 Blowout duration ... 42
6 References... 45
1 Sammendrag
Statoil planlegger boring av letebrønn 6608/10-18 Cape Vulture Appraisal i Norskehavet (PL/128/PL 128 D). Brønnen ligger 180 km nordvest fra Vega i Nordland fylke. Vanndypet på borelokasjon er ca. 370 meter. Boreoperasjonen har planlagt oppstart i juni 2018. Brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Songa Encourage. Forventet fluid er olje med lignende egenskaper som Skarv olje. Dette dokumentet oppsummerer resultatene fra miljørisikoanalysen og setter krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for den planlagte aktiviteten.
Miljørisikoanalysen for boring av avgrensningsbrønn Cape Vulture Appraisal er gjennomført som en referansebasert analyse med utgangspunkt i letebrønn 6507/3-12 Mim fra 2016 [1]. En sammenligning av parameterne for benyttelse av referanseanalyse er presentert i Tabell 1-1. Miljørisikoen forbundet med boringen av letebrønn Mim, og dermed også Cape Vulture Appraisal, er godt innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier gjennom hele året. Høyeste utslag i miljørisiko viser 48 % av akseptkriteriet for alvorlig miljøskade (norskehavsbestanden av lunde) i juni.
Krav til beredskap mot akutt forurensning er satt til 8 NOFO systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer på første system og 36 timer på fullt utbygd barriere 1 og 2. For barriere 3 og 4 settes det krav til en kapasitet tilsvarende 4 fjordsystem og 4 kystsystem, med responstid på 13 døgn. For barriere 5 settes det krav til kapasitet tilsvarende 5 strandrenselag med responstid på 16 døgn.
Tabell 1-1 Sammenligning av parametere for referanseanalyse
Parameter Kriteriet Mim
6507/3-12
Cape Vulture Appraisal 6608/10-18
Sammenligning
Geografisk lokasjon < 50 km fra sammenlignet felt/operasjon
65° 48' 59" N 007° 50' 14" Ø
66° 06' 9,52" N 008° 04' 23,19" Ø
16 km OK
Oljetype Tilsvarende eller kortere
levetid på sjø
Norne Blend (868 kg/m3)
Skarv (860 kg/m3)
OK
Sannsynlighet for utslipp Tilsvarende eller lavere 1,29E-04 1,22E-04 OK Vektet utblåsningsrate
Overflate/sjøbunn
Tilsvarende eller lavere 9700 Sm3/d 10400 Sm3/d
7300 Sm3/d 7300 Sm3/d
OK
Potensiell maksimal varighet av utblåsningen
Tilsvarende eller lavere 70 døgn 70 døgn OK
Sannsynlighetsfordeling Overflate/sjøbunn
Sannsynlighet for overflateutblåsning må være tilsvarende eller lavere
25/75 25/75 OK
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.
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
SIMA-prinsippet: Spill Impact Mitigation Assessment – metode for å sammenligne og rangere netto miljøgevinst forbundet med forskjellige bekjempelsesmetoder innen oljevern, eksempelvis mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering.
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.
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.
Størst strandet emulsjonsmengde: 95-persentilen i utfallsrommet for størst strandet mengde
VØK: Verdsatte økologiske komponenter. En VØK er en populasjon, et samfunn eller et habitat (naturområde) som:- Er viktig for lokalbefolkningen (ikke bare økonomisk), eller - Har regional, nasjonal eller internasjonal verdi, eller
- Har stor økologisk, vitenskapelig, estetisk og/eller økonomisk verdi, og som
- Vil være dimensjonerende med hensyn på gjennomføring av risikoreduserende tiltak.
2.2 Bakgrunn
Miljørisikoanalysen for boring av letebrønn 6608/10-18 Cape Vulture Appraisal er gjennomført som en referansebasert analyse med utgangspunkt i analysen som ble gjennomført for letebrønn 6507/3-12 Mim fra 2016 [1].
Formålet med miljørisikoanalysen er å kartlegge risikonivået for det ytre miljøet med hensyn til akutte oljeutslipp i forbindelse med den planlagte aktiviteten og å sammenholde risiko mot gjeldende operasjonsspesifikke akseptkriterier.
Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning. Dette skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av oljevernberedskap i forbindelse med akutte utslipp. Beredskapsanalysen for 6608/10-18 Cape Vulture Appraisal er brønnspesifikk. Aktivitetsforskriftens § 73 og Styringsforskriftens § 17 stiller krav til beregning av risiko og beredskap ved miljøforurensning som følge av akutte utslipp som grunnlag for beredskapsetablering.
2.3 Aktivitetsbeskrivelse
Letebrønn 6608/10-18 Cape Vulture Appraisal er lokalisert i Norskehavet (Figur 2-1). Brønnen ligger 16 km nord
letebrønn Mim og ca. 10 km nord for Nornefeltet. Brønnen ligger 180 km fra Vega (Nordland). Vanndypet på borelokasjon er ca 370 meter. Boreoperasjonen har planlagt oppstart i juni 2018, og brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen Songa Encourage. Referanseoljen er Skarv olje. Basisinformasjon for letebrønnen er oppsummert i Tabell 2-1.
Figur 2-1 Beliggenheten til letebrønn 6608/10-18 Cape Vulture Appraisal (gul stjerne) med avstand til referanseanalyse letebrønn Mim (16 km), Nornefeltet og avstand til land.
16 km
Vega
Tabell 2-1 Basisinformasjon for letebrønn 6608/10-18 Cape Vulture Appraisal Letebrønn 6608/10-18 Cape Vulture Appraisal Posisjon for DFU (geografiske koordinater) 66° 06' 9,52" N, 008° 04' 23,19" Ø
Vanndyp 370 m
Borerigg Songa Encourage
Planlagt boreperiode Q3 2018
Sannsynlighet for utblåsning 1,22·10-4
Sannsynlighetsfordeling (% overflate/sjøbunn) 25/75
Vektet utblåsningsrate Overflate: 7300m3/døgn
Sjøbunn: 7300m3/døgn
Oljetype (tetthet) Skarv (860 kg/m3)
Maksimal varighet av en utblåsning (tid til boring av avlastningsbrønn)
70 døgn
3 Miljørisikoanalyse
3.1 Metodikk og inngangsparametre
En fullstendig miljørisikoanalyse består av en sammenstilling av sannsynlighet for utslippshendelser og potensiell miljøskade relatert til disse. Oljedriftsmodeller gir innspill til beregning av skadeomfang på utvalgte Verdsatte Økologiske Komponenter (VØK’er) i influensområdet. Metodikk samt begrepsdefinisjoner er fullstendig beskrevet i Norsk olje og gass (NOROG) sin veiledning for miljørettede risikoanalyser [3].
Miljørisiko uttrykkes ved sannsynlighet for skade på bestander eller kystområder. Skade er definert i form av restitusjonstid og graden av skade er inndelt i fire kategorier: mindre (<1 års restitusjonstid), moderat (1-3 års restitusjonstid), betydelig (3-10 års restitusjonstid) og alvorlig (>10 års restitusjonstid) miljøskade. Miljørisikoen er vist som prosentandel av de operasjonsspesifikke akseptkriteriene i hver av skadekategoriene mindre, moderat, betydelig og alvorlig.
Miljørisikoanalysen for 6608/10-18 Cape Vulture Appraisal er gjennomført som en referansebasert analyse mot 6507/3- 12 Mim fra 2016 [1]. De følgende parametere er gjennomgått:
• Geografisk lokasjon
• Definerte fare- og ulykkeshendelser
• Type operasjon og utslippssannsynlighet
• Utslippsrater og -varigheter
• Oljetype
• Årstid
• Miljøressurser (Verdsatte Økologiske Komponenter)
En detaljert gjennomgang av parameterne er gjort i kapittel 3.1.1 til 3.1.8, og i utblåsningsscenarieanalysen for letebrønnen (Appendix A, Blowout scenario analysis).
3.1.1 Geografisk lokasjon
Avgrensningsbrønn Cape Vulture Appraisal har planlagt borelokasjon 66° 06' 9,52" N, 008° 04' 23,19" Ø og ligger ca 16 km i nordlig retning fra referansebrønnen Mim, se Figur 2-1. Avstand kvalifiserer derfor for å benytte den gjennomførte miljørisikoanalysen for Mim som referanse.
3.1.2 Type operasjon og utslippssannsynlighet
Letebrønn 6608/10-18 Cape Vulture Appraisal er vurdert som en avgrensningsbrønn, der eventuelt hydrokarbonfunn forventes å være olje. Basert på Lloyd’s register rapporten (2016) [4] er utblåsningssannsynligheten beregnet til 1,22 × 10-4.
Brønnen er planlagt boret med Songa Encourage, som er en halvt nedsenkbar flyterigg som vil bli holdt på plass ved dynamisk posisjonering (DP). Sannsynligheten for utblåsning er satt i forhold til oppankring og vil være en konservativ tilnærming. Sannsynligheten er fordelt som 25 % for overflateutblåsning og 75 % for sjøbunnsutblåsning.
Sannsynlighet for overflateutblåsning: 1,22 × 10-4 × 0,25 = 9,15 × 10-5 Sannsynlighet for sjøbunnsutblåsning: 1,22 × 10-4 × 0,75 = 3,05 × 10-5
For referansebrønnen Mim var den totale utblåsningssannsynligheten beregnet til 1,29 x 10-4.
Utblåsningssannsynligheten for Cape Vulture Appraisal er lavere enn for referansebrønnen Mim, og det er dermed en konservativ tilnærming å bruke sistnevnte som referansebrønn.
3.1.3 Utblåsningsrater og – varigheter
Utblåsningsrater og varigheter med tilhørende sannsynligheter er presentert i Tabell 3-1 for Cape Vulture Appraisal, og Tabell 3-2 for referanseanalysen Mim.
For Cape Vulture Appraisal varierer ratene mellom 5600 og 8500 Sm3/d. Vektet rate er 7300 Sm3/d for både
overflateutslipp og sjøbunnutslipp. Vektet utblåsningsratene 7300 Sm3/d for overflate er benyttet til dimensjonering av beredskap mot akutt forurensning.
Tabell 3-1 Utblåsningsrater og –varighet med tilhørende sannsynligheter for Cape Vulture Appraisal Utslippslokasjon Fordeling
Overflate/
sjøbunn
Rate (Sm3/d) Sannsynlighet for rater (%)
Varigheter (døgn) og sannsynlighetsfordeling (%)
2 5 14 35 70
Overflate
25
5600 20 52 19 14 5 10
8500 40
6900 40
Sjøbunn
75
5600 20 40 19 18 8 15
8500 40
6900 40
For referanseanalysen Mim varierte ratene mellom 3000 og 12800 Sm3/d. Vektet rate for referanseanalysen var 9700 Sm3/d for overflateutslipp og 10400 Sm3/d for sjøbunnutslipp.
Tabell 3-2 Utblåsningsrater og –varighet med tilhørende sannsynligheter for benyttet for letebrønnen Mim Utslippslokasjon Fordeling
Overflate/
sjøbunn
Rate (Sm3/d) Sannsynlighet for rater (%)
Varigheter (døgn) og sannsynlighetsfordeling (%)
2 5 14 35 70
Overflate 25
3000 20
52,2 18,9 14 4,6 10
10700 40
11900 40
Sjøbunn 75
3300 20
40,4 18,8 17,9 7,6 15
11500 40
12800 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 6608/10-18 Cape Vulture Appraisal er maksimal utblåsningsvarighet beregnet til 70 døgn, det samme som ble beregnet for 6507/3- 12 Mim.
Fordelingen mellom sannsynligheten for overflate og sjøbunnutblåsning er 25/75 for både Cape Vulture Appraisal og for Mim.
Utblåsningsraten for Cape Vulture Appraisal er lavere enn for referansebrønnen Mim, mens utblåsningsvarighet er identisk, dermed er det en konservativ tilnærming å bruke sistnevnte som referansebrønn.
3.1.4 Oljetype
Forventet hydrokarbonfunn for Cape Vulture Appraisal er beregnet til å ha like egenskaper som oljen i letebrønn 6608/10- 17 S Cape Vulture fra 2016. Det ble konkludert med en oljetype tilsvarende Skarv olje [6] for letebrønn 6608/10-17 S Cape Vulture. PVT studie [2] bekrefter en tetthet på ca. 860 kg/m3, som er samme tetthet som på Skarv olje.
Oljedrift simuleringene for letebrønnen Mim er utført med Norne Blend olje [5]. Ettersom levetiden på sjøen for Skarv og for Norne Blend er tilsvarende, er det vurdert at oljedriftsberegningene med Norne Blend er dekkende for Cape
Vulture Appraisal. For levetid på sjøen se Figur 3-1.
Oljetypen Skarv er benyttet for å dimensjonere oljevernberedskapen for Cape Vulture Appraisal.
Tabell 3-3 Egenskaper for oljene Skarv og Norne Blend.
Parameter Skarv råolje Norne Blend
Oljetetthet (kg/m3) 860 868
Maksimalt vanninnhold (vol %) 70 80
Voksinnhold (vekt %) 6,2 11,7
Asfalteninnhold (harde) (vekt %) 0,16 0,06
Viskositet, fersk olje (13 ºC) (cP) 376 53
Figur 3-1 Sammenligning av gjenværende olje på overflaten mellom Norne Blend og Skarv oljen 0
10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
0 20 40 60 80 100 120
G je n væ re n d e ol je p å ov e rf la te (%)
Tid (timer)
Norne - Sommer Norne - Vinter Skarv - Sommer Skarv - Vinter
3.1.5 Årstid
Miljørisikoanalysen for referansebrønn 6507/3-12 Mim er gjennomført som en helårlig analyse og vil dermed være dekkende for letebrønn 6608/10-18 Cape Vulture Appraisal.
3.1.6 Beskrivelse av miljøressurser
Miljørisikoanalysen for letebrønn 6507/3-12 Mim er gjennomført som en skadebasert miljørisikoanalyse iht. til NOROG veiledning for miljørisikoanalyser. Miljørisikoanalysen ble gjennomført i 2016, og nyeste naturressursdata ble da benyttet.
Basert på influensområdet ble det beregnet miljørisiko for sjøfugl åpent hav og i kystnære farvann, marine pattedyr, fisk og strandhabitat, med datasett både for Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet.
Datasettene for miljøressurser er ikke oppdatert vesentlig siden analysen ble gjennomført på Mim.
3.1.7 Akseptkriterier for miljørisiko
I analysen av miljørisiko knyttet til boringen av 6507/3-12 Mim er Statoils akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko benyttet (Tabell 3-4). Statoils akseptkriterier for miljørisiko har ikke endret seg siden 2016, og er også gjeldende for Cape Vulture Appraisal.
Statoils akseptkriterier er fastsatt på bakgrunn av hovedprinsippet om at: «Restitusjonstiden etter en miljøskade for den mest sårbare bestanden skal være ubetydelig i forhold til forventet tid mellom slike miljøskader».
Tabell 3-4 Statoils akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko Miljøskade Akseptkriterier for
operasjonsspesifikk miljørisiko:
Mindre < 1 × 10-3 Moderat < 2,5 × 10-4 Betydelig < 1 × 10-4
Alvorlig < 2,5 × 10-5
3.1.8 Modellverktøy
Oljedriftsmodellen som er anvendt for 6507/3-12 Mim er SINTEFs OSCAR modell (Oil Spill Contingency And Response) en del av programvarepakken MEMW 7.0.1 fra SINTEF. Dette er også dagens versjon av programvarepakken, og er derfor også gjeldende for Cape Vulture Appraisal.
3.2 Oppsummering av miljørisiko
3.2.1 Influensområde
I miljørisikoanalysen for letebrønn Mim ble det modellert overflate- og sjøbunnsutblåsning og generert oljedriftsstatistikk på rutenivå for fire sesonger: vår (mars-mai), sommer (juni-august), høst (september-november) og vinter (desember- februar). Influensområdene (≥ 5 % sannsynlighet for treff av over 1 tonn olje i 10 x 10 km ruter), gitt utblåsning fra en letebrønn i Mim i de ulike sesongene, er presentert i Figur 3-2 og Figur 3-3 .
Figur 3-2 Sannsynligheten for treff av mer enn 1 tonn olje i 10×10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra letebrønnen Mim i hver sesong. 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 3-3 Sannsynligheten for treff av mer enn 1 tonn olje i 10×10 km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra letebrønnen Mim i hver sesong. 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.
3.2.2 Strandet mengde olje/emulsjon
Influensområdene for olje på strandlinjen dekker flest kartruter for sjøbunnsutblåsning med berørte ruter fra sør i Trøndelag til nord i Nordland for overflateutblåsning og til Troms for sjøbunnsutblåsning.
Strandingsstatistikk for all oljeberørt kyst viser at sannsynligheter for stranding varierer mellom 27,1
og 43,9 %, der høyeste sannsynlighet er for sjøbunnsutslipp om høsten. Korteste drivtid og størst strandet mengde emulsjon, representert ved de respektive 95-persentiler, varierer mellom 13,3 og 17,9
døgn og 2 983 og 32 944 tonn oljeemulsjon (Tabell 3-5). 11 av Statoils prioriterte kystområder har mer enn 5 % sannsynlighet for stranding, der Træna har høyest sannsynlighet for stranding, kortest drivtid og størst
mengde strandet emulsjon (Tabell 3-6).
Figur 3-4 Sannsynligheten for treff av mer enn 1 tonn olje i 10×10 km kystruter gitt en overflateutblåsning fra letebrønnen Mim i hver sesong. 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 3-5 Sannsynligheten for treff av mer enn 1 tonn olje i 10×10 km kystruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra letebrønnen Mim i hver sesong. 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.
Tabell 3-5 Strandingsmengder med oljeemulsjon og korteste drivtid til land for letebrønn 6507/3-12 Mim gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning (95-persentil).
Maksimal mengde strandet emulsjon (tonn) Korteste drivtid (døgn)
Vinter Sommer Vinter Sommer
Overflate 3587 9864 16 15
Sjøbunn 6786 32944 13 13
Tabell 3-6 Prioriterte områder som blir truffet av emulsjon gitt et overflateutslipp (øverst) eller sjøbunnsutslipp (nederst) fra letebrønn en 6507/3-12 Mim (95-persentil).
Overflateutslipp Maksimal mengde strandet emulsjon (tonn) Korteste drivtid (døgn)
Vinter Sommer Vinter Sommer
Andøya 811 888 26 36
Bø og Hadseløya 81 125 48 54
Karlsøy - 9 - 86
Moskenesøy og
Flakstadøy 76 373 79 47
Røst 270 589 31 42
Træna 509 1552 21 21
Vega 56 144 45 51
Sjøbunnsutslipp Maksimal mengde strandet emulsjon (tonn) Korteste drivtid (døgn)
Vinter Sommer Vinter Sommer
Andøya 1462 2128 22 29
Bø og Hadseløya 171 464 44 41
Frøya og Froan - 392 - 61
Karlsøy 53 144 66 63
Lovunden - 37 - 79
Moskenesøy og
Flakstadøy 209 880 38 40
Røst 664 995 30 33
Steigen - 85 - 75
Træna 1077 4700 16 20
Vega 214 1035 33 30
Vikna Vest - 293 - 57
3.2.3 Vannsøylekonsentrasjoner
Influensområdet for olje i vannkolonnen består av alle kartruter som har høyere oljekonsentrasjoner i vannsøylen enn 100 ppb, i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene er vist i Figur 3-6 og Figur 3-7.
Figur 3-6 Influensområdene for olje i vannkolonnen gitt en sjøbunnsutblåsning ved letebrønn 6507/3-12 Mim. Hvert område består av alle 10x10 kartruter som har mer olje i vannsøylen enn 100 ppb, i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene. Kartene dekker sesongene vinter, vår, sommer og høst.
Figur 3-7 Influensområdene for olje i vannkolonnen gitt en overflateutblåsning ved letebrønn 6507/3-12 Mim. Hvert område består av alle 10x10 kartruter som har mer olje i vannsøylen enn 100 ppb, i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene. Kartene dekker sesongene vinter, vår, sommer og høst.
3.2.4 Miljørisiko
Det er analysert for potensielle effekter på flere sjøfuglarter (pelagisk og kystbundne), sel, fisk og strandhabitater.
Miljørisiko uttrykkes ved sannsynlighet for skade på bestander eller kystområder kombinert med frekvens for utblåsning.
For bestander; pelagisk og kystnær sjøfugl, og marine pattedyr presenteres risikoen på artsnivå mens for kysthabitat presenteres de 10 rutene (10 × 10 km) med høyest utslag. De sesongvise verdiene tilsvarer måneden med høyest innslag innenfor en gitt sesong. Risikoen presenteres som prosentvis andel av Statoils gjeldende operasjonsspesifikke akseptkriterier.
3.2.4.1 Miljørisiko for sjøfugl i åpent hav
For pelagisk sjøfugl er høyeste beregnet miljørisiko 48 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for skadekategori Alvorlig. Den høyeste miljørisikoen i hver skadekategori er:
• 48 % i kategori Alvorlig for lunde (juni)
• 19 % i kategori Betydelig for lunde (oktober)
• 25 % i kategori Moderat for lomvi (august, september og oktober)
• 6 % i kategori Mindre for havhest (september) og lomvi (oktober)
For alle arter er det norskehavbestandene som har høyest miljørisiko. Miljørisiko for pelagiske sjøfugl er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier.
3.2.4.2 Miljørisiko for kystnære sjøfugl
For kystbundne sjøfugl er høyeste miljørisiko 9,5 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for skadekategori Alvorlig. Den høyeste miljørisikoen i hver skadekategori er:
• 9,5 % i kategori Alvorlig for toppskarv (april)
• 4,7 % i kategori Betydelig for toppskarv (april)
• 5,9 % i kategori Moderat for storskarv (mai)
• 1,2 % i kategori Mindre for storskarv (mai og august)
For alle arter er det norskehavbestandene som har høyest miljørisiko. Miljørisiko for kystbundne sjøfugl er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier.
3.2.4.3 Miljørisiko for marine pattedyr
For sjøpattedyr er høyeste miljørisiko 5,8 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for skadekategori Moderat.
Den høyeste miljørisikoen i hver skadekategori er:
• 2,7 % i kategori Alvorlig for havert (april)
• 2,8 % i kategori Betydelig for havert (april)
• 5,8 % i kategori Moderat for havert (august)
• 1,4 % i kategori Mindre for havert (august)
Det er den midtnorske havertbestanden som har høyest miljørisiko. Miljørisiko for sel er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier.
3.2.4.4 Miljørisiko for fisk
Beregnet tapsandel av gyteprodukter fra norsk vårgytende sild og nordøstarktisk torsk (skrei) var mindre enn 1 %. Det er dermed ingen sannsynlighet for reduksjon i årsklasserekrutteringen eller for målbar skade på de to bestandene.
Gyteområdene til fem bestander (nordøstarktisk torsk, norsk vårgytende sild, nordøstarktisk sei, nordøstarktisk hyse og snabeluer) overlapper med influensområdet i vannkolonnen. Det største overlappet er beregnet for snabeluer i mars og
utgjør 10,9 %. Sannsynligheten for å få overlapp i den størrelsen er imidlertid relativt lav; rundt 11 %. Risikoen for effekt på rekruttering og/eller bestand anses å være lav.
3.2.4.5 Miljørisiko for strandhabitat
Høyeste beregnet miljørisiko for strandhabitat er 3,7 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for skadekategori Moderat. Den høyeste miljørisikoen i hver skadekategori er:
• 1,7% i kategori Alvorlig (juni)
• 3,0% i kategori Betydelig (juni)
• 3,7%, i kategori Moderat (august)
• 2,3% i kategori Mindre (august og september)
3.3 Konklusjon – Miljørisiko
En oppsummering av miljørisikoen for alle undersøkte verdsatte økosystemkomponenter (VØK-er) er presentert i Figur 3-8. Høyest beregnet miljørisiko er 48 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier i skadekategorien Alvorlig.
Den høyeste miljørisikoen i hver skadekategori er:
• 48 % i kategori Alvorlig for lunde (juni)
• 19 % i kategori Betydelig for lunde (oktober)
• 25 % i kategori Moderat for lomvi (august, september og oktober)
• 6 % i kategori Mindre for havhest (september) og lomvi (oktober)
Det er gruppen pelagisk sjøfugl som har høyest miljørisiko gjennom hele året. MIRA-beregninger for norsk vårgytende sild og nørdøstarktisk torsk gir ingen målbar skade eller miljørisiko. Overlappsanalyse av influensområde for vannkolonne med gyteområde gir opptil 11% overlapp (snabeluer i mars) med en sannsynlighet på 11 %. Risikoen for effekt på rekruttering og/eller bestand anses å være lav for fisk.
Figur 3-8 Høyeste miljørisiko gjennom året for alle VØK-er for letebrønn 6507/3-12, Mim. Bestanden med høyest miljørisiko er vist for hver måned.
I forbindelse med boring av letebrønn Cape Vulture Appraisal er det beregnet lavere utblåsningsrater sammenlignet med letebrønn Mim. Med ellers sammenlignbare forhold vil dette medføre lavere miljørisiko, og det konkluderes dermed at miljørisikoen forbundet med boringen av letebrønn Cape Vulture Appraisal også er innenfor Statoil sine akseptkriterier.
4 Beredskapsanalyse
Beredskap som et konsekvensreduserende tiltak vil være et viktig bidrag til risikoreduksjon. Effektiv oljevernberedskap vil redusere oljemengdene på sjøen, og videre føre til reduksjon av influensområdet for et mulig oljeutslipp. Statoils primære strategi for oljevern ved leteboring er mekanisk oppsamling på åpent hav nær kilden. Dispergering 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.
Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning basert på dimensjonerende utslippsrater fra aktiviteten.
4.1 Ytelseskrav
Statoils ytelseskrav for de ulike barrierene er beskrevet under [7].
Barriere 1: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe beregnet emulsjonsmengde på sjø. Første system innen best oppnåelig responstid. Full kapasitet snarest mulig og senest innen 95-persentilen av korteste drivtid til land, basert på beregnet kapasitetsbehov. 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: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe den mengden emulsjon som passerer barriere 1 på grunn av operative begrensninger. Første system skal mobiliseres fortløpende etter at systemene i barriere 1 er mobilisert og med full kapasitet innen 95-persentilen av korteste drivtid til land.
Barriere 3 og 4: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon innen influensområdet. Systemene skal være mobilisert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land.
Barriere 5: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon inn til et prioritert område. Personell og utstyr til strandsanering skal være klar til operasjon innen 95-persentilen av korteste drivtid inn til prioritert område for de berørte områder med kortere drivtid enn 20 døgn.
En plan for grovrensing av forurenset strand skal utarbeides senest innen 7 døgn fra registrert påslag av oljeemulsjon.
Grovrensing av de påslagsområder som prioriteres av operasjonsledelsen i samråd med aksjonsledelsen skal være gjennomført innen 100 døgn fra plan for grovrensing foreligger, forutsatt at dette kan gjennomføres på en
sikkerhetsmessig forsvarlig måte.
4.2 Metodikk
Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Statoils forutsetninger og metode for
beredskapsdimensjonering i alle barrierer [7], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i NOROG veiledning [8] og NOFO [9].
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, 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 et prioritert området. Dersom drivtiden til et prioritert område 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 minste drivtid er lengre enn 20 døgn stilles det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 5.
4.3 Analysegrunnlag
4.3.1 Oljens egenskaper
Skarv olje er ansett som representativ for forventet oljetype ved letebrønn 6608/10-18 Cape Vulture Appraisal. Det er gjennomført en forvitringsstudie av Skarv av SINTEF i 2004 [6]. Forvitringsegenskaper for Skarv-oljen ved ulike vind og temperaturer er angitt i Tabell 4-1.
Tabell 4-1 Detaljert forvitringsegenskaper til Skarvolje ved 2 og 12 timer, sommer og vinter
Time Parameter Vinter
5 ºC - 10 m/s
Sommer 15 ºC - 5 m/s
2 timer
Fordampning (%) 18 16
Nedblanding (%) 2 0
Olje på overflate (%) 78 82
Vanninnhold (%) 28 15
Viskositet av emulsjon (cP) 4060 830
12 timer Fordampning (%) 24 23
Nedblanding (%) 13 1
Olje på overflate (%) 62 75
Vanninnhold (%) 66 55
Viskositet av emulsjon (cP) 11100 2870
4.3.1.1 Potensiale for mekanisk oppsamling og kjemisk dispergerbarhet
Tabell 4-2 oppsummerer potensiale for mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering av Skarv-olje ved definerte vinter- og sommerforhold.
Erfaring fra norske feltforsøk viser at risikoen for lekkasje av olje under lensa er størst for oljer/emulsjoner med viskositet under 1000 cP. Skarvoljens emulsjoner vil ha viskositeter over 1000 cP etter ca. 1 time sommerforhold og umiddelbart ved vinterforhold. Det kan være behov for tungoljeskimmer, spesielt ved lave temperaturer, og allerede etter det første døgnet ved høye vindhastigheter.
Emulsjonen til Skarv oljen vil ha redusert til lavt potensiale for kjemisk dispergering. Tidsvindu for dispergering er vist i Tabell 4-2.
Tabell 4-2 Potensiale for mekanisk oppsamling og kjemisk dispergerbarhet av Skarv-olje
4.3.2 Utslippsscenarier
Tabell 4-3 gir en oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for avgrensningsbrønnen.
Tabell 4-3 Utslippsscenarier for letebrønn 6608/10-18 Cape Vulture Appraisal
Type utslipp Kilde Referanse – bakgrunn for
rate/volum
Oljetype Utblåsning – 7300 m3/døgn Langvarig utblåsning fra
reservoar
(Maks varighet 70 døgn)
Dimensjonerende utblåsningsrate (vektet) for 6608/10-18 Cape Vulture
Skarv
Middels utslipp - 2000 m3 punktutslipp
Eksempelvis lekkasje fra brønn
Volum bestemt ut fra faglig vurdering Skarv Mindre utslipp - 100 m3
punktutslipp
Eksempelvis lekkasje fra brønn
Volum bestemt ut fra faglig vurdering Skarv Mindre punktutslipp av
lette produkter
Lekkasje fra dieseltank, hydraulikksystem
- Kondensat eller
andre
petroleumsprodukter som danner tynn oljefilm
4.3.3 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer
Ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning, målt i bekjempet mengde oljeemulsjon pr. døgn, er en funksjon av følgende forhold:
- Andel av tiden enheten kan operere (mørke/redusert sikt og bølgeforhold)
- Effektiviteten innen operasjonsvinduet (relatert til ulike bølgeforhold, eller antatt konstant) - Opptaks-/bekjempelseskapasitet under operasjon
- Lagringskapasitet for oppsamlet olje (kun relevant for opptakssystemer)
- Frekvens og varighet av driftsstans (overføring av oppsamlet olje, plunder og heft)
- Andel av tiden hvor tilgangen/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 20000 cP). Kapasiteten til havgående dispergeringssystem i NOFO-klasse er satt til 1950 m3/døgn.
Faktorene som er områdespesifikke for 6608/10-18 Cape Vulture Appraisal er omtalt i de følgende delkapitlene. For flere detaljer henvises det til Statoils metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [7].
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 6608/10-18 Cape Vulture Appraisal (region 4) er operasjonslys oppsummert i Tabell 4-5.
Figur 4-1 Regioner brukt i beregning av operasjonslys
Tabell 4-4 Andel operasjonslys i region 4, hvor letebrønn 6608/10-18 Cape Vulture Appraisal er lokalisert
Vinter Vår Sommer Høst År
Operasjonslys 32 % 76 % 95 % 49 % 63 %
4.3.3.2 Bølgeforhold
Bølgeforhold på åpent hav inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 1 og 2. Statoil har bølgedata for 27 stasjoner, som vist i Figur 4-2. Stasjon 18 er antatt å best representere bølgeforholdene ved letebrønn 6608/10-18 Cape Vulture Appraisal. Antatt gjennomsnittlig
opptakseffektivitet for NOFO- og Kystvaktsystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) er oppsummert i Tabell 4-5.
Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-6.
Figur 4-2 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav
Tabell 4-5 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon 6608/10-18 Cape Vulture Appraisal (Stasjon 18)
Vinter Vår Sommer Høst År
NOFO-system 44 % 64 % 77 % 58 % 60 %
Kystvakt-system 29 % 53 % 69 % 45 % 49 %
Tabell 4-6 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon 6608/10-18 Cape Vulture Appraisal (Stasjon 18)
Vinter Vår Sommer Høst
NOFO-system (Hs < 4 m) 68 % 89 % 99 % 84 %
NOFO-dispergering (Hs < 4 m) 68 % 89 % 99 % 84 % Kystvakt-system (Hs < 3 m) 43 % 76 % 95 % 66 %
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 4-7. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-8.
Figur 4-3 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold i kystsonen. Stasjonene er valgt ut som representative for norskekysten
Tabell 4-7 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet gitt bølgeforhold ved stasjon 4 (kystsystem) og 3 (fjordsystem)
Vinter Vår Sommer Høst
Kyst-system 39 % 55 % 65 % 47 %
Fjord-system 66 % 66 % 72 % 68 %
Tabell 4-8 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon for kyst- og fjordsystem, gitt bølgeforhold ved stasjon 4 og 3
Vinter Vår Sommer Høst Kyst-system (Hs < 1,5 m) 56 % 78 % 93 % 68 % Fjord-system (Hs < 1 m) 91 % 92 % 99 % 94 %
4.3.4 Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger
Figur 4-4 viser plasseringen av NOFO utstyr per februar 2018 [9]. Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til borelokasjon brukt som grunnlag for beredskapsanalysen er vist i Tabell 4-9. Tabell 4-10 presenterer ytterligere forutsetninger som gangfart, avgivelsestid for beredskapsfartøy og slepefartøy samt tid for mobilisering av utstyr fra baser.
Figur 4-4 NOFOs utstyrsoversikt per februar 2018 [9].
Tabell 4-9 Avstander fra oljevernressurser til 6608/10-18 Cape Vulture Appraisal benyttet i analysen
Oljevernressurser Avstander fra 6608/10-18 Cape Vulture Appraisal (nm)
Stril Poseidon 63
Havila Troll 60*
Ocean Alden 308
Stril Herkules 341
Stril Merkur 348
Sandnessjøen – NOFO Base 117
Kristiansund – NOFO Base 182
Mongstad – NOFO Base 350
Redningsskøyte Kristiansund 182
Redningsskøyte Rørvik 116
Redningsskøyte Måløy 269
*avstand dersom Havila Troll er ved Aasta Hansteen når et utslipp skjer
Tabell 4-10 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av barriere 1 og 2 [9]
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 (20 timer for Sandnessjøen) 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 Utsira Sør og Nord: 6 timer Oseberg: 6 timer
Troll: 6 timer Tampen: 6 timer Haltenbanken: 6 timer Aasta Hansteen/Norne: 0 timer Goliat: 4 timer
Gjøa: 4 timer Avløserfartøy: 6 timer
Responstid for slepefartøy Slepefartøy fra NOFO-pool: 24 timer
Redningsskøyter: 20 knops hastighet, 2 time frigivelsestid
• Egersund
• Haugesund
• Måløy
• Kristiansund – N
• Rørvik
• Ballstad
• Sørvær
• Båtsfjord
• Vadsø Tid til å sette lenser på sjøen / klargjøre
dispergering ombord
1 time
NOFOs utstyr for barriere 3 til 5 er lokalisert på basene Stavanger, Mongstad, Kristiansund, Sandnessjøen og Hammerfest. På hver base er det tilknyttet ressurser og fartøy for 10 sett med oljevernsystemer, det inkluderer oppsamlings- opptaks-, kommando- og støttefartøy. Disse har en mobiliseringstid på mellom 48 timer og 120 timer.
Gangfarten til de ulike fartøyene er mellom 7 og 20 knop.
NOFO har tilleggsutstyr på depot langs kysten og avtaler med over 60 fiskefartøy for å drive kystnær oljevernberedskap.
NOFO har avtaler med kommunale og private etater og organisasjoner for å sikre tilstrekkelig personellressurser til den første fasen av en operasjon i barriere 3 til 5. Disse inkluderer IUA, NOFOs Innsatsgruppe Strand Akutt (IGSA) og Spesialteam, WWF, Maritim Miljø Beredskap (MMB), Norlense og Kystverket depotstyrker. Kjemisk dispergering vil som regel ha høyest effekt nær kilden, men ved behov vil også NOFO kunne gjennomføre dispergeringsoperasjoner kystnært.
Figur 4-5 Oljevernfartøy kystnært NOFO [9]
Statoil har flere avtaler med OSRL: Service Level Agreement (SLA), Global Dispersant Stockpile (GDS) og Subsea Well Intervention Services (SWIS). SLA går ut på at Statoil kan mobilisere halvparten av OSRLs tilgjengelige utstyr og personell til enhver tid. Dette inkluderer blant annet dispergeringsmidler, flybåren dispergeringspåføringssystemer, modellering av oljedrift, satellittovervåking og rådgivning forbundet med håndtering av oljeskadet vilt. GDS er en tilleggsavtale som sikrer tilgang til ytterligere dispergeringsmidler. Dispergeringsmidlene i GDS er lokalisert i England, Singapore, Frankrike, Sør-Afrika og Florida, som vist i Figur 4-6 og er pakket klar for videre frakt ved både luft-, sjø- eller veitransport [10]. Dispergeringsmidlene som inngår i avtalen er Dasic Slickgone NS, Finasol OSR 52, og Corexit
EC9500A. Dasic Slickgone NS [12] og Finasol OSR 52 [11] tilfredsstiller norske myndigheters krav til toksikologiske tester. 4000 m3 dispergeringsmidler er derfor tilgjengelig for bruk i norske farvann. SWIS gir tilgang til utstyr for subsea brønnintervensjon, som inkluderer capping og subsea kjemisk dispergering.
OSRL har to Boeing 727 lokalisert på Doncaster Sheffield Airport i UK. Begge har dispergeringsutstyr og en kapasitet for transport og operasjoner av 15 m3 dispergeringsmidler per flyvning.
Figur 4-6 Lokasjon til dispergeringsmidler i GDS og Capping Stack System som er tilgengelig for Statoil. *symboliserer at capping stack har utstyr for subsea kjemisk dispergering.
4.3.5 Influensområder og stranding
Korteste drivtid til land (hele kysten) er 13 døgn og største strandet emulsjonsmengde er 32944 tonn om
sommeren (95 persentil), vist i Tabell 4-11. Influensområdet omfatter 1 prioritert område som har kortere drivtid enn 20 døgn, Træna, vist i Tabell 4-12. Dimensjoneringen av barriere 5 benytter seg av strandingsmengdene inn til Træna, dimensjoneringen er basert på stranding av 1077 tonn emulsjon om vinteren med drivtid 16 dager.
Tabell 4-11: Strandingsmengder med oljeemulsjon og kortest drivtid til land for letebrønnen 6507/3-12 Mim gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning (95-persentiler).
Maksimal mengde strandet emulsjon (tonn) Korteste drivtid (døgn) Hele
Kysten Vinter Sommer Vinter Sommer
Overflate 3587 9864 16 15
Sjøbunn 6786 32944 13 13
Tabell 4-12: Strandingsmengder med oljeemulsjon og kortest drivtid til Træna for letebrønnen 6507/3-12 Mim gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning (95-persentiler).
Maksimal mengde strandet emulsjon (tonn) Korteste drivtid (døgn)
Træna Vinter Sommer Vinter Sommer
Overflate 509 1552 21 21
Sjøbunn 1077 4700 16 20
4.4 Resultat
4.4.1 Beredskapsbehov og responstider i barriere 1 og 2
For 6608/10-18 Cape Vulture Appraisal er systembehov beregnet for mindre utslipp (Tabell 4-13), middels utslipp (Tabell 4-14) og dimensjonerende hendelse (Tabell 4-15).
Tabell 4-13 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) 18 16
Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 2 0
Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3) 80 84
Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 28 15
Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3) 111 99 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 4060 830
Behov for NOFO-systemer 1 1
Tabell 4-14 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) 18 16
Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 2 0
Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3) 1600 1680
Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 28 15
Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1 (Sm3) 2222 1976 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 4060 830
Behov for NOFO-systemer 2** 2**
** For å sikre fleksibilitet og robusthet i beredskapsløsningen legges det inn behov for 2 NOFO systemer.
Tabell 4-15 Beregnet systembehov ved dimensjonerende hendelse for 6608/10-18 Cape Vulture Appraisal i barriere 1 og 2 – langvarig utblåsning 7300 m3/d
Parameter
Vinter 5 °C - 10 m/s
Sommer 10 °C - 5 m/s
Utstrømningsrate (Sm3/d) 7300 7300
Tetthet (Kg/Sm3) 860 860
Fordampning etter 2 timer på sjø (%) 18 16
Nedblanding etter 2 timer på sjø (%) 2 0
Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 5840 6132
Vannopptak etter 2 timer på sjø (%) 28 15
Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 1 (Sm3/d) 8111 7214 Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 4060 830 Økt systembehov grunnet høy cP (HiVisc: >15000 cP)? Nei Nei
Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere 1 4 4
Emulsjonsmengde inn til barriere 2 (Sm3/d) 5441 1788
Oljemengde inn til barriere 2 (Sm3/d) 3917 1520
Fordampning etter 12 timer på sjø (%) 24 23
Nedblanding etter 12 timer på sjø (%) 13 1
Oljemengde tilgjengelig for emulsjonsdannelse (Sm3/d) 3251 1398
Vannopptak etter 12 timer på sjø (%) 66 55
Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 2 (Sm3/d) 9563 3107 Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 (cP) 11100 2870 Økt systembehov grunnet høy cP (HiVisc: >15000 cP)? Nei Nei
Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere 2 4 2
Behov for NOFO-systemer i barriere 1 og 2 8 6
Basert på dimensjonerende scenario for 6608/10-18 Cape Vulture Appraisal er det beregnet et behov for 8 NOFO- systemer i barriere 1 og 2 for å håndtere dimensjonerende hendelse med mekanisk oppsamling.
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 36 timer.
Ytterligere systemer vil kunne bli mobilisert gjennom NOFO ved behov. Nærmere detaljer om fartøy og systemer vil bli beskrevet i beredskapsplanen, et eksempel er gitt i Tabell 4-16. Fartøyene oppgitt i Tabell 4-18 har dispergeringsutstyr og dispergeringsmiddel om bord.
Tabell 4-16 Eksempel på disponering av oljevernressurser i barriere 1 og 2 ved dimensjonerende hendelse ved 6608/10-18 Cape Vulture Appraisal
Oljevernressurs Lokasjon Avstand (nm)
Responstid
OR-fartøy/slepefartøy* Responstid*
Havila Troll Aasta Hansteen/Norne 60**
5 timer OR-fartøy
Daughter craft frem til Redningsskøyte fra Rørvik kan være på lokasjon (9 timer).
Slepebåt fra NOFO-pool innen 24 timer
5 timer
Stril Poseidon Haltenbanken 63
11 timer OR-fartøy
Daughter craft frem til Redningsskøyte fra Kristiansund kan være på lokasjon (12 timer).
Slepebåt fra NOFO-pool innen 24 timer
11 timer
NOFO Base Kristiansund 182
24 timer OR-fartøy
24 timer slepefartøy fra NOFO-pool 24 timer
Ocean Alden Gjøa 308 27 timer OR-fartøy
24 timer slepefartøy fra NOFO-pool 27 timer
Stril Herkules Tampen 341 27 timer OR-fartøy
24 timer slepefartøy fra NOFO-pool 27 timer
Stril Merkur Troll Oseberg 348
27 timer OR-fartøy
24 timer slepefartøy fra NOFO-pool 27 timer
NOFO Base Sandnessjøen 117 29 timer OR-fartøy
24 timer slepefartøy fra NOFO-pool 29 timer
NOFO Base Mongstad 350 36 timer OR-fartøy
24 timer slepefartøy fra NOFO-pool 36 timer
*inkl. klargjøring for dispergering eller utsetting av lenser (1 time)
** Avstanden er beregnet som den maksimale avstanden fartøyet kan ha, dvs dersom fartøyet er ved Aasta Hansteen når en hendelse skjer
4.4.2 Beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og 4
95-persentilen av størst strandet emulsjonsmengde, gitt en utblåsning, er 32944 tonn. Korteste drivtid til land er 13 døgn.
Det antas at størst strandet mengde strander over en periode på 10 døgn. Ved å ta effekten i barriere 1 og 2 i betraktning gir dette en tilførselsrate inn i barriere 3 på 381 tonn/døgn for vinterhalvåret og 510 tonn/døgn for sommerhalvåret.
Beregningene er basert på Skarv-olje.
