East - 2019
Gradering: Distribusjon:
Open Kan distribueres fritt
Utløpsdato: Status
Final
Utgivelsesdato: Rev. nr.: Eksemplar nr.:
Forfatter(e)/Kilde(r):
Gisle Vassenden
Omhandler (fagområde/emneord):
Merknader:
Trer i kraft: Oppdatering:
Ansvarlig for utgivelse: Myndighet til å godkjenne fravik:
Utarbeidet (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur:
FT SST ERO Gisle Vassenden
Fagansvarlig (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur:
FT SST Hanne Greiff Johnsen
Godkjent (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur:
FT SST ERO Cecilie Fjeld Nygaard
Innhold
1 Sammendrag ... 5
2 Innledning ... 7
2.1 Definisjoner og forkortelser ... 7
2.2 Bakgrunn... 8
2.3 Aktivitetsbeskrivelse... 8
3 Miljørisikoanalyse ... 10
3.1 Metodikk og inngangsparametere... 10
3.1.1 Geografisk lokasjon ... 10
3.1.2 Type operasjon og utslippssannsynlighet ... 10
3.1.3 Utblåsningsrater og varigheter ... 11
3.1.4 Oljetype ... 12
3.1.5 Årstid ... 13
3.1.6 Modellverktøy... 13
3.1.7 Beskrivelse av miljøressurser ... 13
3.1.8 Akseptkriterier for miljørisiko ... 13
3.2 Oppsummering av miljørisikoanalysen til referansebrønnen ... 14
3.2.1 Influensområde ... 14
3.2.2 Strandet mengde olje/emulsjon ... 15
3.2.3 Vannsøylekonsentrasjoner ... 16
3.2.4 Miljørisiko ... 17
3.2.4.1 Miljørisiko for sjøfugl i åpent hav... 18
3.2.4.2 Miljørisiko for sjøfugl kystnært ... 18
3.2.4.3 Miljørisiko for sel ... 18
3.2.4.4 Miljørisiko for strandhabitat ... 19
3.2.4.5 Miljørisiko for fisk ... 19
3.3 Konklusjon - Miljørisiko ... 20
4 Beredskapsanalyse ... 21
4.1 Metode ... 23
4.1.1 Ytelseskrav ... 23
4.1.2 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer ... 24
4.1.3 Dimensjonering av barrierer... 24
4.1.3.1 Dimensjonering av barriere 1 og 2 nær kilden og på åpent hav ... 24
4.1.3.2 Dimensjonering av barriere 3 og 4 kyst og strandsone ... 25
4.1.3.3 Dimensjonering av barriere 5 strandrensing ... 25
4.1.4 Kjemisk dispergering... 26
4.1.5 In situ brenning ... 27
4.1.6 Avfallshåndtering ... 27
4.2 Analysegrunnlag ... 27
4.2.1 Utslippsscenarier ... 27
4.2.2 Oljens egenskaper... 28
4.2.3 Oljens egenskaper ved mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering... 28
4.3 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer ... 29
4.3.1 Operasjonslys ved letebrønn Sigrun East... 30
4.3.2 Bølgeforhold nær lokasjon til letebrønn Sigrun East... 31
4.3.3 Bølger i kystsonen (generisk for Norges kystlinje)... 32
4.4 Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger ... 32
4.4.1 Tier 1 Beredskap på/nær feltet ... 33
4.4.2 Tier 2 NOFO ressurser ... 33
4.4.3 Tier 3 OSRL ressurser ... 35
4.5 Resultat... 36
4.5.1 Beregning av beredskapsbehov og responstider for barriere 1 og 2 ... 36
4.5.1.1 Mekanisk oppsamling ... 36
4.5.1.2 Kjemisk dispergering... 39
4.5.2 Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 3 og 4 ... 41
4.5.3 Beregning av beredskapsbehov og responstider i barriere 5 ... 43
4.5.4 Deteksjon av olje og overvåkning av olje under oljevernaksjoner ... 43
4.5.5 Oljevernberedskap som konsekvensreduserende tiltak ... 44
4.6 Håndtering av oljeskadet vilt ... 44
4.7 Miljøundersøkelser... 45
5 Konklusjon ... 45
6 Referanser ... 46
App A Blowoutscenarieanalyse ... 47
1 Introduction ... 48
2 Well specific information ... 48
3 Blowout scenarios and probabilities ... 50
3.1 Scenarios, general... 50
3.2 Scenarios, Sigrun East ... 51
3.3 Frequencies ... 51
4 Blowout rates ... 51
5 Blowout duration ... 52
References... 56
1 Sammendrag
Equinor planlegger boring av letebrønn 15/3-12 S Sigrun East hovedbrønn, og dersom det blir funn av olje vil det også bores et sidesteg 15/3-12 A. Brønnen ligger i Nordsjøen, 179 km fra nærmeste land som er Utsira i Rogaland. Vanndypet på borelokasjon er 110 meter. Boreoperasjonen har planlagt oppstart i Q4 2019. Brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen West Phoenix, som skal ligge posisjonert med anker. Forventet fluid er olje med tilsvarende
egenskaper som Gudrun olje (2012). Dette dokumentet oppsummerer resultatene fra miljørisikoanalysen (MRA) og setter krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for den planlagte aktiviteten.
Miljørisikoanalysen for boring av letebrønn Sigrun East i 2019 er gjort som en referansebasert analyse med
utgangspunkt i letebrønn Lille Prinsen Outer Wedge fra 2018 [1]. En sammenligning av parameterne for benyttelse av referanseanalyse er presentert i Tabell 1-1. Alle parametere er innenfor kriteriene for å kunne utføre en referansebasert analyse. Miljørisikoen forbundet med boringen av letebrønn Lille Prinsen Outer Wedge (LPOW), og dermed også Sigrun East, er innenfor Equinors operasjonsspesifikke akseptkriterier gjennom hele året. Høyeste utslag i miljørisiko var for LPOW beregnet til 26 % av akseptkriteriet for havhest i åpent hav i månedene august til oktober.
Tabell 1-1 Sammenligning av parametre for referanseanalyse Parameter Kriteriet Sigrun East Lille Prinsen
Outer Wedge [1]
Sammenligning
Geografisk lokasjon
< 50 km fra sammenlignet felt/operasjon
58° 46' 53" N 001° 54' 49" Ø
58° 58' 47" N 002° 17' 7" Ø
Avstand 30 km i NØ retning til LPOW.
OK, se Kap 3.1.1 Avstand til land Ikke vesentlig
nærmere land
179 km 150 km OK, se Kap 3.1.1
Sannsynlighet for utslipp
Tilsvarende eller lavere
1,2E-04 for hver brønnbane
1,31E-04 Ok, se 3.1.2
Sannsynlighets- fordeling sjøbunn/
overflate
Sannsynlighet for
sjøbunnsutblå sning må være tilsvarende eller lavere
75/25 75/25 Ok, se Kap 3.1.3
Utblåsnings- rate- vektet rate ved boring
Tilsvarende eller lavere
Hovedbrønn:
1600 Sm3/d Sidesteg 4600 Sm3/d
8050 Sm3/d OK, se Kap 3.1.3
Potensiell maksimal varighet av utblåsningen
Tilsvarende eller lavere
77 75 OK, se Kap 3.1.3
Oljetype Tilsvarende eller kortere levetid på sjø
Gudrun (824 kg/m3)
Ivar Aasen (838 kg/m3)
Ok, se Kap 3.1.4
Årstid Q4-2019 Helårlig analyse Ok, se Kap 3.1.5 Modellverktøy Lik eller nyere
enn Oscar MEMW 7.01
Dagens versjon MEMW 10.01
MEMW 8.01 OK, se Kap 3.1.6
Equinors krav til beredskap mot akutt oljeforurensning for boring av letebrønn Sigrun East er etablert gjennom
foreliggende beredskapsanalyse og oppsummert i Tabell 1-2. Krav til beredskap mot akutt forurensning er satt til 3 NOFO systemer i barriere 1 og 2 når hovedbrønnen bores. Dersom det blir funn av olje, øker behovet til 7 NOFO systemer i barriere 1 og 2 når sidesteget bores. Det stilles krav til en responstid på 5 timer på første system og 24 timer på fullt utbygd barriere 1 og 2. Dersom oljen er bekjempbar vil både mekanisk bekjempelse og kjemisk overflatedispergering kunne bidra til et effektivt oljevern til havs. Subsea dispergering antas å ikke være et effektivt oljeverntiltak for Sigrun East.
Kravene til barriere 3-5 er konservativt satt i forhold til strandingsmengder fra oljedriftssimuleringene til Lille Prinsen Outer Wedge. For barriere 3 og 4 stilles det krav til en kapasitet tilsvarende 6 kystsystemer og 9 fjordsystemer med responstid på 9 døgn. For barriere 5 avhenger behovet for antall strandrenselag av oljens geografiske spredning og tilgjengelighet.
Det vil være en operasjonell vurdering av hvor og når strandrenselag skal mobiliseres i en hendelse.
Ytterligere ressurser og utstyr kan mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler med NOFO, OSRL og Kystverket. Gjennom beredskapsledelsen vil Equinor fortløpende tilpasse bruk av bekjempelsesmetoder, utstyr og dimensjonering til de gjeldende forhold.
Tabell 1-2 Equinors krav til beredskap mot akutt forurensning for boring av letebrønn Sigrun East Barriere 1 og 2 bekjempelse nær kilden og på åpent hav
Systemer og responstid 3 havgående systemer når hovedbrønn bores. 7 havgående systemer dersom sidesteget bores.
Første system innen 5 timer, fullt utbygd barriere innen 24 timer Tilgang til ressurser for kjemisk dispergering, responstid for første beredskapsfartøy med dispergeringskapasitet 9 timer
Barriere 3 og 4 bekjempelse i kyst- og strandsone Systemer og responstid
Kapasitet tilsvarende 6 kystsystem og 9 fjordsystem, responstid på 9 døgn Barriere 5 strandrensing
Systemer og responstid Mobilisering av strandrenselag (personell og utstyr) med tilstrekkelig kapasitet til å håndtere 95 persentilen av strandet emulsjonsmengde
Miljøundersøkelser Miljøundersøkelser igangsettes snarest mulig og senest innen 48 timer
2 Innledning
2.1 Definisjoner og forkortelser
Sentrale ord og uttrykk som inngår i miljørisiko- og beredskapsanalysen er kort beskrevet nedenfor:
Akseptkriterium: Verbal eller tallfestet grense for hvilket risikonivå som aksepteres.
Bestand: Gruppe av individer innen en art som befinner seg i et bestemt geografisk område i en bestemt tidsperiode (naturlig avgrenset del av en populasjon).
DFU: Definert fare- og ulykkessituasjon.
Grunnberedskap: 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B).
IKV: Indre Kystvakt
Influensområde: Område som med mer enn 5 % sannsynlighet vil bli berørt av et oljeutslipp, hvor det er tatt hensyn til fordeling over alle utslippsrater og -varigheter.
Korteste drivtid: 95-persentilen i utfallsrommet for korteste drivtid til kysten.
KYV: Kystverket
Miljø: Et ytre miljø som kan bli berørt av oljeutslipp til sjø, dvs. det marine miljø.
Miljørisikoanalyse: Risikoanalyse som vurderer risiko for ytre miljø.
Miljøskade: Direkte eller indirekte tap av liv for en eller flere biologiske ressurser på grunn av oljeutslipp som kan beskrives på individ- eller bestandsnivå. For at et oljeutslipp skal kunne gi en miljøskade må restitusjonstiden for den mest sårbare bestanden være lengre enn 1 måned.
Miljøskadekategorier: Kategorisering av miljøskader i hhv. mindre, moderat, betydelig eller alvorlig på grunnlag av restitusjonstid for den mest sårbare bestanden:
- Mindre: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 måned og 1 år.
- Moderat: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 år og 3 år.
- Betydelig: en miljøskade med restitusjonstid mellom 3 år og 10 år.
- Alvorlig: en miljøskade med restitusjonstid over 10 år.
NEBA: Net Environmental Benefit Analysis. Tilnærming som brukes av de ulike partene som inngår i en oljevernorganisasjon for å minimere effekten av oljeutslipp på mennesker og miljø
NOFO: Norsk Oljevernforening for Operatørselskap
Operasjon: En enkel, tidsbegrenset arbeidsoperasjon som kan medføre akutt utslipp, f.eks. boring av en letebrønn, som inkluderer all aktivitet fra leteriggen er på borelokasjonen til den forlater lokasjonen.
OSRL: Oil Spill Response Limited internasjonalt oljevernselskap, kan bidra med dispergeringskapasitet fra fly samt utstyr til capping og subseadispergering.
Prioriterte områder: Til bruk i beredskapsplanleggingen er det definert arealer kalt prioriterte områder (basert på en vurdering av tidligere eksempelområder i NOFO). Disse er karakterisert ved at de ligger i ytre kystsone, har høy tetthet av miljøprioriterte lokaliteter og som også på andre måter setter strenge krav til oljevernberedskapen. Disse områdene er derfor forhåndsdefinert som dimensjonerende for oljevernberedskapen.
Ressurs eller biologisk ressurs: Levende organismer, f.eks. plankton, tang og tare, virvelløse dyr, fisk, sjøfugl og sjøpattedyr.
Restitusjonstid: Tiden det tar etter en akutt reduksjon før ressursen har tatt seg opp til (omtrentlig) normalnivået. Den akutte reduksjonen skjer (her) som følge av et oljeutslipp.
SIMA: Spill Impact Mitigation Assessment metode for å sammenligne og rangere netto miljøgevinst forbundet med forskjellige bekjempelsesmetoder innen oljevern, eksempelvis oppsamling, mekanisk og kjemisk dispergering.
Metoden omfattes av NEBA-prosessen
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 Sigrun East er gjennomført som en referansebasert analyse med utgangspunkt i analysen som ble gjennomført for letebrønn 16/1-30 Lille Prinsen Outer Wedge fra 2018 . Formålet med miljørisikoanalysen er å kartlegge risikonivået for det ytre miljøet med hensyn til akutt oljeutslipp i forbindelse med den planlagte aktiviteten og å sammenholde risiko mot gjeldende operasjonsspesifikke akseptkriterier.
Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning. Dette skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av oljevernberedskap i forbindelse med akutte utslipp. Beredskapsanalysen for Sigrun East 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
Equinor planlegger boring av letebrønn 15/3-12 S Sigrun East hovedbrønn, og dersom det blir funn av olje vil det også bores et sidesteg 15/3-12 A. Letebrønn Sigrun East er lokalisert i Nordsjøen (Figur 2-1). Brønnen ligger mellom Gudrun og Johan Sverdupfeltet, og i nærheten av flere letebrønner i dette området. Brønnen ligger ca 179 km fra Utsira
(Rogaland). Vanndypet på borelokasjon er 110 meter. Boreoperasjonen har planlagt oppstart i Q4 2019, og brønnen skal bores med den halvt nedsenkbare riggen West Phoenix. Det forventes å finne olje med tilsvarende kvalitet som Gudrun olje. Basisinformasjon for letebrønnen er oppsummert i Tabell 2-1.
Figur 2-1 Beliggenheten til letebrønn Sigrun East, i forhold til norskekysten, og i forhold til referanseanalyse letebrønnen Lille Prinsen Outer Wedge (30 km).
Tabell 2-1 Basisinformasjon for letebrønn Sigrun East
Letebrønn Sigrun East Posisjon for DFU (geografiske koordinater) 58° 46' 53" N
001° 54' 49" Ø
Vanndyp 110 m
Borerigg West Phoenix
Planlagt boreperiode Q4 2019
Sannsynlighet for utblåsning 1,2E-04 for både hovedbrønn og sidesteg Sannsynlighetsfordeling (% overflate/sjøbunn) 25/75
Utblåsningsrate hovedbrønn 1600 m3/døgn (vektet rate) Utblåsningsrate sidesteg 4600 m3/døgn (vektet rate)
Oljetype (tetthet) Gudrun (824 kg/m3)
Maksimal varighet av en utblåsning (tid til boring av avlastningsbrønn)
77 døgn
179 km 30 km
3 Miljørisikoanalyse
3.1 Metodikk og inngangsparametere
En fullstendig miljørisikoanalyse består av en sammenstilling av sannsynlighet for utslippshendelser og potensiell miljøskade relatert til disse. Oljedriftsmodeller gir innspill til beregning av skadeomfang på utvalgte Verdsatte Økologiske
repsdefinisjoner er fullstendig beskrevet i Norsk olje og gass (NOROG) sin veiledning for miljørettede risikoanalyser [2].
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 Sigrun East er gjennomført som en referansebasert analyse mot letebrønn Lille Prinsen Outer Wedge (LPOW) fra 2018 [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)
Konsekvens for beregnet miljørisiko ved overgang fra OSCAR 7.01 til 10.0.1, inkludert nye ressursdata En detaljert gjennomgang av parameterne er gjort i kapittel 3.1.1 til 3.1.8 og i utblåsningsscenarieanalysen for letebrønnen (App A).
3.1.1 Geografisk lokasjon
Letebrønn Sigrun East har planlagt borelokasjon 30 km sørøst for LPOW, se Figur 2-1. Avstand kvalifiserer derfor for å benytte den gjennomførte miljørisikoanalysen for LPOW som referanse. Avstand til land er også lengre for Sigrun East enn LPOW, som vil være positivt i forhold til miljørisiko og drivtider til land
3.1.2 Type operasjon og utslippssannsynlighet
Letebrønn Sigrun East er vurdert som en letebrønn, der eventuelt hydrokarbonfunn forventes å være olje. Basert på [3] er utblåsningssannsynligheten satt til 1,2 × 10-4 for både hovedbrønn og sidesteg.
For referansebrønnen LPOW var den totale utblåsningssannsynligheten beregnet til 1,31 x 10-4. Utslippssannsynlighet kvalifiserer derfor til å bruke LPOW som referanse.
3.1.3 Utblåsningsrater og varigheter
For Sigrun East er det brukt en vektet rate på 1600 m3/d for hovedbrønnen og 4600 m3/d for sidesteget [4], [App A].
Vektet rate er benyttet til dimensjonering av beredskap mot akutt forurensning.
Tabell 3-1 Utblåsningsrater med tilhørende sannsynlighet for letebrønn Sigrun East (hovedbrønn) Utslipps
lokasjon
Fordeling overflate/
sjøbunn
Rate (Sm3/d)
Varigheter (døgn) og sannsynlighetsfordeling (%) Sannsynlighet for rater (%)
2 5 14 35 77
Surface 25 %
600
48 % 13 % 14 % 5 % 16 %
0,2
1000 0,2
1400 0,2
2500 0,4
Weighted rate 1600
Seabed 75 %
600
36 % 17 % 17 % 7 % 22 %
0,2
900 0,2
1400 0,2
2500 0,4
Weighted rate 1600
Tabell 3-2 Utblåsningsrater med tilhørende sannsynlighet for letebrønn Sigrun East (sidesteg) Utslipps
lokasjon
Fordeling overflate/
sjøbunn
Rate (Sm3/d)
Varigheter (døgn) og sannsynlighetsfordeling (%) Sannsynlighet for rater (%)
2 5 14 35 77
Overflate 25 %
1800
48 % 13 % 14 % 5 % 16 %
0,2
3800 0,4
6800 0,4
Weighted rate 4600
Sjøbunn 75 %
2000
36 % 17 % 17 % 7 % 22 %
0,2
3700 0,4
6700 0,4
Weighted rate 4600
Tabell 3-3 Utblåsningsrater og varighet med tilhørende sannsynligheter for letebrønnen LPOW.
Utslipps lokasjon
Fordeling overflate/
sjøbunn
Rate (Sm3/d)
Varigheter (døgn) og sannsynlighetsfordeling (%) Sannsynlighet for rater (%)
2 5 14 40 75
Surface 25 %
6408
52 % 19 % 15 % 4 % 10 %
0,2
8344 0,4
9289 0,4
Weighted rate 8335
Seabed 75 %
6136
40 % 19 % 19 % 13 % 9 %
0,2
7966 0,4
8851 0,4
Weighted rate 7954
For referanseanalysen LPOW varierer ratene mellom 6000 og 9000 Sm3/d, og vektet rate er 8050 Sm3/d.
Ratene er betydelig lavere for Sigrun East enn for LPOW. Vektet rate for hovedbrønnen er 80 % lavere enn på LPOW, mens sidesteget har 40 % lavere enn på LPOW. I forhold til rater er referanseanalysen godt dekkende for miljørisikoen på Sigrun East.
Fordelingen mellom sannsynligheten for overflate og sjøbunnutblåsning er 25/75 for både Sigrun East og LPOW.
Tid for boring av avlastningsbrønn er basert på operasjonelle og brønnspesifikke forhold og inkluderer tid til avgjørelser, mobilisering av rigg, transitt, oppankring, boring, geomagnetisk styring og dreping av brønnen. Tid til boring av
avlastningsbrønn er basert på vurderinger fra prosjektet. For Sigrun East er maksimal utblåsningsvarighet beregnet til 77 døgn. For LPOW ble maksimal utblåsningsvarighet beregnet til 75 døgn.
3.1.4 Oljetype
Forventet hydrokarbonfunn for Sigrun East er beregnet til å være olje. Dersom det blir funnet olje, er det forventet å ha like egenskaper som Gudrun [5].
Oljedriftssimuleringene for letebrønnen LPOW ble utført med Ivar Aasen olje. Ettersom Gudrun har kortere levetid på sjø enn Ivar Aasen er det vurdert at oljedriftssimuleringene med Ivar Aasen olje for LPOW er dekkende for Sigrun East.
For levetid på sjø se Figur 3-1.
Figur 3-1 Sammenligning av gjenværende olje på overflate vinter og sommer
Tabell 3-4 Egenskaper for oljen Gudrun og Ivar Aasen
Parameter Gudrun olje Ivar Aasen olje
Oljetetthet (kg/m3) 824 838
Maksimalt vanninnhold (vol %) 70 80
Voksinnhold (vekt %) 4,9 4
Asfalten-innhold (harde) (vekt %) 0,1 0,1
Viskositet, fersk olje (13 ºC) (cP) 8 27
3.1.5 Årstid
Miljørisikoanalysen for referansebrønnen LPOW er gjennomført som en helårlig analyse og vil dermed være dekkende for letebrønn Sigrun East.
3.1.6 Modellverktøy
Oljedriftsmodellen som er anvendt for letebrønnen LPOW er SINTEFs OSCAR modell (Oil Spill Contingency And Response) med versjon 8.01 av modellen.
Dagens versjon av OSCAR modellen er 10.0.1. Denne versjonen av OSCAR gir samme influensområde sammenlignet med 8.01, således påvirker ikke dette gyldigheten av å bruke LPOW om referansebrønn.
Oppløsningen i strøm- og vinddata er tilsvarende det som benyttes i dag.
3.1.7 Beskrivelse av miljøressurser
Den miljørettede risikoanalysen på LPOW er gjennomført for nyeste tilgjengelige datasett for sjøfugl kystnært, sjøfugl i åpent hav, sel, fisk og strandhabitat.
3.1.8 Akseptkriterier for miljørisiko
I analysen av miljørisiko knyttet til boringen av letebrønnen LPOW er Equinors akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko benyttet (Tabell 3-5). Equinors akseptkriterier for miljørisiko har ikke endret seg, og er derfor også gjeldende for Sigrun East. Siden det er to operasjoner på Sigrun East (hovedsteg, og gitt et oljefunn også et sidesteg), benyttes de opersjonsspesifikke akseptkriteriene for hver brønnbane.
Equinors akseptkriterier er fastsatt på bakgrunn av hovedprinsippet om at:
«Restitusjonstiden etter en miljøskade for den mest sårbare bestanden skal være ubetydelig i forhold til forventet tid mellom slike miljøskader».
Tabell 3-5 Equinors akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko Miljøskade Akseptkriterier for operasjonsspesifikk
miljørisiko:
Mindre < 1 × 10-3
Moderat < 2,5 × 10-4
Betydelig < 1 × 10-4
Alvorlig < 2,5 × 10-5
3.2 Oppsummering av miljørisikoanalysen til referansebrønnen
Ved sammenligning av inputparametere til miljørisikoanalysene er det vurdert som relevant å bruke Lille Prinsen Outer Wedge (LPOW) som referansebrønn for Sigrun East. Resultatene fra referanseanalysene presentert under vil da være konservative for letebrønn Sigrun East.
3.2.1 Influensområde
I miljørisikoanalysen for letebrønn LPOW ble det modellert overflate- og sjøbunnsutblåsning og generert oljedriftsstatistikk for fire sesonger: vår (mars-mai), sommer (juni-august), høst (september-november) og vinter (desember-februar). Influensområd
fra letebrønn LPOW, er presentert i Figur 3-2.
Figur 3-2 Sannsynligheten for treff av over 1 tonn olje i 10 x 10 km sjøruter gitt en overflate- og
sjøbunnsutblåsning fra letebrønn LPOW for hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Influensområdet er vist med stiplede linjer (mer enn 5 % sannsynlighet for olje over grenseverdi) og konturen for 50% er vist med heltrukne linjer. Alle sannsynlighetene er betinget at en utblåsning har funnet sted.
3.2.2 Strandet mengde olje/emulsjon
Treffsannsynligheten for olje gitt en utblåsning fra letebrønnen LPOW er vist i Figur 3-3. Sannsynligheten for landpåslag og mengde olje forventes å være lavere på Sigrun East da ratene er lavere og Sigrun East har en oljetype med kortere levetid på sjø.
Figur 3-3 Sannsynlige oljemengder i strandruter beregnet fra simuleringer av overflateutslipp fra LPOW. Hvert område består av alle 10x10km kyststripekartruter med mer akkumulert olje enn 0,01 tonn/km i mer enn 5, 25, 50 eller 75% av enkeltsimuleringene, gjengitt med ulike fargekoder. Det er liten forskjell mellom overflate- og sjøbunnsutblåsning.
Resultatene fra oljedriftssimuleringene viser at 95-persentil av korteste drivtid inn til kyst- og strandsone er 9 døgn. 95- persentilen av størst strandet emulsjonsmengde er maksimalt 19 000 tonn om våren og sommeren, men i planlagt boreperiode (høst) er maksimal strandingsmengde 11 300 tonn. Disse mengdene er konsevative siden disse mengdene er basert på ratene til Lille Prinsen Outer Wedge, som var høyere enn det som tilfelle er på Sigrun East.
Disse mengdene er beregnet uten effekt av oljevernberedskap.
Tabell 3-6 Minste drivtid og største strandingsmengder (95-percentil) inn til land basert på oljedriftssimuleringer utført for letebrønn LPOW.
Periode Korteste drivtid (døgn)
Maksimal strandet mengde (tonn)
Vinter 9 16253
Vår 9 19039
Sommer 14 19134
Høst 10 11347
Tabell 3-7 Emulsjonsmengder og drivtider til NOFOs eksempelområder.
Prioritert Område
Maksimal mengde strandet
oljeemulsjon (tonn) Korteste drivtid (døgn)
Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst Vinter
Austevoll 1915 1184 652 1504 11 19 14 13
Bømlo 406 344 128 209 15 22 21 24
Nord-Jæren 540 943 592 818 18 25 18 22
Onøy (Øygarden) 1203 974 789 1164 14 20 15 17
Utsira 1031 1479 1014 1272 13 18 12 13
Ytre Sula 980 1381 970 1430 16 18 17 16
3.2.3 Vannsøylekonsentrasjoner
Resultatene av konsentrasjonsberegningene rapporteres som totale konsentrasjonsverdier av olje (THC) i de øverste vannmassene (0 50 meter), det vil si det skilles ikke mellom 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 3-4 Influensområdene for olje i vannkolonnen gitt et overflateutblåsning ved LPOW. Hvert område består av alle 10x10km kartruter som har høyere oljekonsentrasjon i vannsøylen enn 100 ppm i mer enn 5, 25, 50 eller 75% av enkeltsimuleringene, gjengitt med ulike fargekoder. Det er liten forskjell mellom overflate- og
sjøbunnsutblåsning.
3.2.4 Miljørisiko
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 for
r er presentert under som prosentandel av de operasjonsspesifikke akseptkriteriene i hver av skadekategoriene mindre, moderat, betydelig og alvorlig miljøskade.
Miljørisikoen som ble beregnet for LPOW er konservativt for hver opersjon/brønnbane på Sigrun East.
3.2.4.1 Miljørisiko for sjøfugl i åpent hav
For hver av brønnbanene for hovedbrønn og sidesteg på Sigrun East er høyeste beregnede miljørisiko <26 % av
Equinors operasjonspesifikke akseptkriterier for skadekategori Moderat (restitusjonstid 1 3 år). Den høyeste miljørisikoen i hver skadekategori er:
<7% i kategori Alvorlig for alkekonge (januar)
<10% i kategori Betydelig for havsule (desember)
<26% i kategori Moderat for havhest (august - oktober)
<6% i kategori Mindre for havhest (august - oktober)
Høyeste miljørisiko er i perioden august til oktober. Gjennom hele året er det havhest og havsule
som har høyest risiko. Miljørisiko for sjøfugl på åpent hav er innenfor Equinors operasjonspesifikke akseptkriterier for alle skadekategorier og måneder.
3.2.4.2 Miljørisiko for sjøfugl kystnært
For hver av brønnbanene for hovedbrønn og sidesteg på Sigrun East er høyeste beregnede miljørisiko <10 % av
Equinors operasjonspesifikke akseptkriterier for skadekategori Moderat (restitusjonstid 1 3 år). Den høyeste miljørisikoen i hver skadekategori er:
<5% i kategori Alvorlig for svartand (januar)
<7% i kategori Betydelig for svartand (januar)
<10% i kategori Moderat for svartand (oktober - desember og februar)
<2% i kategori Mindre for toppskarv (august) og svartand (oktober - februar)
Det er de typisk kystbudne artene som slår ut med høyest risiko gjennom hele året, med høyeste miljørisiko i høst- og vintermånedene. Svartand, som har høyest risiko i denne perioden, er en liten dykkand som overvintrer langs kysten (hekker ved ferskvann, og unntaksvis ved kysten). Den tilhører den økologiske gruppen "kystbundne dykkende sjøfugl", og er en av artene som er vurdert egnet til kvantitative miljørisikoanalyser i marine miljøer.
Miljørisiko for sjøfugl ved kysten er innenfor Equinors operasjonspesifikke akseptkriterier for alle skadekategorier og måneder
3.2.4.3 Miljørisiko for sel
For hver av brønnbanene for hovedbrønn og sidesteg på Sigrun East er høyeste beregnede miljørisiko <12 % av
Equinors operasjonspesifikke akseptkriterier for skadekategori Moderat (restitusjonstid 1 3 år). Den høyeste miljørisikoen i hver skadekategori er:
<5% i kategori Alvorlig for havert (mars)
<9% i kategori Betydelig for havert (september)
<12% i kategori Moderat for havert (september)
<2% i kategori Mindre for havert (november og desember)
Det er den sørlige havertbestanden som slår høyest ut i analysen, der en stor del av bestanden holder til ved Kjørholmana utenfor Sola kommune. Miljørisiko for sel (sjøpattedyr) er innenfor Equinors operasjonspesifikke akseptkriterier for alle skadekategorier og måneder.
3.2.4.4 Miljørisiko for strandhabitat
Det er gjennomført en kvantitativ miljørisikoanalyse etter MIRA-metoden for strandressurser, basert på helårlig statistikk.
For hver av brønnbanene for hovedbrønn og sidesteg på Sigrun East er høyeste beregnede miljørisiko <9 % av Equinors operasjonspesifikke akseptkriterier for skadekategori Moderat (restitusjonstid 1 3 år). Den høyeste miljørisikoen i hver skadekategori er:
<2% i kategori Alvorlig på Shetland og i England (RuteID 13 107 og 8 669)
<8% i kategori Betydelig i Sola kommune (RuteID 10 191)
<9% i kategori Moderat i Øygarden kommune (RuteID 14 200)
<4% i kategori Mindre i Austevoll og Utsira kommune (RuteID 12 723 og 11 033)
Miljørisiko for strandhabitat er innenfor Equinors operasjonspesifikke akseptkriterier for alle skadekategorier og måneder.
3.2.4.5 Miljørisiko for fisk
Resultatene for fisk er presentert i to avsnitt (1) miljørisikoanalyse vha MIRA-metode for norsk
vårgytende sild og nordøst-arktisk torsk (skrei) og (2) overlappsanalyse for viktige fiskebestander i det aktuelle havområdet.
MIRA: Analysen viser ingen sannsynlighet for tapsandeler av torsk eller sild over 1 %, og således ingen målbar negativ effekt på årsklasserekruttering eller på gytebestandene. Miljørisiko som andel av akseptkriteriene er derfor null.
Overlappsanalyse: Det arealmessige overlappet mellom influensområdet for olje i vannkolonnen og gyteområdene til viktige fiskebestander i Nordsjøen og Norskehavet er presentert i Tabell 3-8. Tabellen viser hvilke fiskebestander, og hvor stor andel av deres gyteareal, som overlapper med influensområdene for olje i vannkolonnen (THC-konsentrasjon >
100 ppb). Influensområdet i vannkolonnen overlapper med gyteområdet til nordsjøbestandene av torsk, sei og hyse.
Overlappet varierer fra 1,3% til 3,9 %. Betinget sannsynlighet (sannsynlighet gitt en utblåsning) for å få overlapp i denne størrelseorden varierer fra på 8 - 17 %. Overlappsanalysen indikerer at en utblåsning vil kunne medføre en økt
dødelighet på egg- og larver på tre av gytebestandene i Nordsjøen. Risikoen for effekt på fremtidig årsklasserekruttering og/eller bestander er lav og risikonivået til alle de analyserte bestander anses som lav og akseptabel.
Tabell 3-8 Andelen gyteareal for ulike fiskebestander som overlapper med influensområdet til olje i vannkolonnen gitt en utblåsning ved LPOW.
3.3 Konklusjon - Miljørisiko
Miljøsårbare ressurser er analysert med hensyn til akutt forurensning i miljørisikoanalysen for Lille Prinsen Outer Wegde.
Det er havsule og havhest som gir størst utslag i miljørisiko, se Figur 3-5. Utslagene for sjøfugl i åpent hav er høyere enn utslagene for kystnære sjøfugl. Maksimal miljørisiko for sjøfugl i åpent hav er 26 % for hver operasjon/brønnbane.
Miljørisikoen for sel er maksimalt 12 % for hver operasjon/brønnbane. Det er den sørlige havertbestanden som slår høyest ut i analysen. Potensialet for skader på bestandsnivå for fisk vurderes som lav. Miljørisiko for strandhabitater er maksimalt 9 % av akseptkriteriene for hver operasjon. De strandrutene med høyest miljørisiko ligger i Hordaland og Rogaland.
I forbindelse med boring av letebrønn Sigrun East er det beregnet betydelig lavere utblåsningsrater sammenlignet med LPOW. Med ellers sammenlignbare forhold vil dette medføre vesentlig lavere miljørisiko pr operasjon, og det konkluderes dermed med at miljørisikoen forbundet med boringen av letebrønn Sigrun East er innenfor Equinor sine akseptkriterier.
Figur 3-5 Høyeste miljørisiko gjennom året for alle VØKer for letebrønn LPOW. Alle punkter er i skadekategori Moderat (1-3 år). Bestanden med høyest miljørisiko er vist for her måned. NS = Nordsjøbestand.
4 Beredskapsanalyse
Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning basert på dimensjonerende utslippsrater fra aktiviteten.
Effektiv oljevernberedskap vil redusere oljemengder på sjøen, begrense utstrekning og påslagsområder for et oljesøl og redusere miljørisiko. Equinor vil være ansvarlig for en eventuell oljevernaksjon både nær kilden til havs, langs kysten og på land i tilfelle stranding. Valg av metoder og utstyr for bekjempelse vil baseres på utslippets karakter, værforhold, effektivitet av utstyr og tilstedeværelse av sårbare ressurser. Hovedstrategien for aksjoner er bekjempelse nær kilden. En vil tilstrebe å benytte den bekjempelsesmetoden som resulterer i minst miljøskade.
Equinor bygger opp sin beredskap etter «tier» konseptet, for å sikre at beredskapen kan bygges opp på en sømløs måte for å ivareta ulike hendelser. Det vil si at det kontinuerlig gjøres vurdering om behov for å bygge opp eller trappe ned beredskapen etter hvordan aksjonen utvikler seg. Beredskapsfunksjonene er definert som ressursene som kreves for å redusere konsekvensene av en hendelse og er kombinasjonen av beredskapspersonell, utstyr og tilleggsstøtte.
Tier konseptet er definert som følgende i Equinor sitt styringssystem [6].
Tier 1: tilstrekkelig beredskapsevne for å håndtere et lokalt utslipp og/eller initiell beredskap ved en større hendelse.
Tier 2: tilstrekkelig regional (nasjonal) beredskapsevne til å supplere Tier 1 beredskap, inkludert generelt utstyr og spesialiserte verktøy og tjenester.
Tier 3: tilstrekkelig globale (internasjonale) ressurser for utslipp som krever vesentlig tilleggsberedskap grunnet størrelsen, kompleksiteten og potensiell konsekvens av hendelsen.
I følgende beredskapsanalyse vil det gis en systematisk gjennomgang av ulike beredskapsfunksjoner som er sentrale for gjennomføring av en oljevernaksjon på feltet. Beredskapsfunksjonene som skal inngå i beredskapsanalysen er beskrevet i Equinors styrende dokumentasjon, og er hentet fra IPIECA [7]. Beredskapsfunksjonene som inngår i denne analysen er:
mekanisk bekjempelse;
offshore overflate dispergering (fra fly og fartøy);
offshore subsea dispergering;
utslippsdeteksjon og overvåkning;
håndtering av oljeskadet vilt;
miljøundersøkelser;
avfallshåndtering
Kildekontroll; håndtering og involvering av berørte parter (stakeholder management); og økonomisk evaluering og kompensasjon er ikke omtalt denne beredskapsanalysen, da de omtales i egne analyser og planer.
I tillegg til tier konseptet benytter man på norsk sokkel barrierebegrepet som en geografisk inndeling av den aktuelle beredskapsresponsen i forhold til avstand fra utslippspunkt. Figur 4-1 illustrerer barrierekonseptet: Barriere 1 (nærmest mulig kilden), barriere 2 åpent hav (mellom kilden og kysten), barriere 3 (kystnære områder), barriere 4 (remobiliserbar strandet olje), barriere 5 (strandet olje). For hver barriere har Equinor spesifikke ytelseskrav, og ulikt utstyr og ulike metoder vil være aktuelle. Barriere 0 er definert som kildekontroll, og omtales ikke i denne analysen. Tiltak i en barriere kan være fordelt på ulike beredskapsfunksjoner, og komme fra ulike «tier»-nivå. Det kan være verdt å merke seg at myndighetene opererer med færre antall barriere enn Equinor.
Figur 4-1 Illustrasjon over barrierekonseptet.
Equinor vil ha det fulle ansvaret for oljevernberedskap ved et (akutt) oljeutslipp som følge av sin egen aktivitet. Norsk Oljevernforening for Operatørselskap (NOFO) står for den operative delen av beredskapen både til havs, nær kysten og ved eventuelle strandrenseaksjoner, og disponerer ressurser og personell for å håndtere dette. NOFO etablerer og ivaretar oljevernberedskap på norsk sokkel for å bekjempe oljeforurensning på vegne av operatørselskapene, som også i felleskap finansierer aktiviteten. NOFO er klar til aksjon hele døgnet, hele året. NOFO ressurser omtales som tier 2 ressurs for operasjoner på norsk sokkel. Felt- og områdeberedskapsfartøyene på sokkelen omtales som en tier 1 ressurs for de enkelte feltene de tilhører, men er tier 2 ressurser for de øvrige felt og installasjoner på sokkelen. Initielt, de første timene etter en hendelse, vil operatøren styre tier 1 ressursen, og etter hvert vil den overføres til NOFO som vil operere alle beredskapsressurser som inngår i den pågående oljevernaksjonen.
I tillegg er Equinor medlem i Oil Spill Response Limited (OSRL) og vil kunne benytte oljevernressurser herfra, som for eksempel kjemisk dispergering, strandrenseutstyr og personell, etter behov i en aksjon. OSRL er et samarbeidsorgan som opererer på global basis, og som eies og styres av oljeselskaper internasjonalt. OSRL omtales dermed som en Tier 3-ressurs. OSRL har utstyr og personell for å håndtere oljeutslipp til havs, samt på kyst og strand. Personell fra OSRL har god praktisk og operasjonell erfaring, og har deltatt i flere store oljevernaksjoner. Ved en hendelse vil det kunne være aktuelt å benytte personell fra OSRL, enten i ledelsesfunksjoner, med selvstendige oppgaver eller som rådgivere og/eller leverandør av ressurser. Dette medfører at Equinor kan disponere OSRL sine ressurser i form av oljevernutstyr og personell [14].
Kystverket er norske myndigheters representant i forbindelse med akutt forurensning, og har noe ulikt ansvar og rolle avhengig om forurensningen er privat, kommunal eller statlig [8]. Uansett gjelder at ansvarlig forurenser har plikt til å sette i verk tiltak ved akutt forurensning eller fare for akutt forurensning. Ved utslipp fra petroleumsnæringen er Kystverket tilsynsmyndighet. Kystverket og oljeindustrien har gjennom eget brodokument [9], øvelser og trening gjort forberedelser for at staten kan overta ledelsen av aksjoneringen ved en ekstrem forurensingshendelse fra
petroleumsindustrien. En slik overtakelse gjennomføres ved samordnet aksjonsledelse og endrer ikke på operatørens ansvar for egen beredskap, ansvar for hendelsen i seg selv eller ansvaret for konsekvensene av denne. NOFO og Kystverket har en samarbeidsavtale som innebærer utstyr og ressurser stilles til rådighet for hverandre ved behov [10].
4.1 Metode
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. Equinors strategi for oljevern ved leteboring er mekanisk oppsamling på åpent hav nær kilden, samt kjemisk dispergering når forholdene ligger til rette for dette. Valg av kjemisk dispergering og/eller mekanisk oppsamling vil vurderes fortløpende under en beredskapsaksjon. Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning basert på dimensjonerende utslippsrater fra aktiviteten.
4.1.1 Ytelseskrav
Equinors krav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Equinors forutsetninger og metode for
beredskapsdimensjonering i alle barrierer [11], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes i NOROG veiledning [12] og NOFO [13].
Barriere 1: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe beregnet emulsjonsmengde på sjø. Første system innen best oppnåelig responstid. Full kapasitet snarest mulig og senest innen 95-persentilen av korteste drivtid til land, basert på beregnet kapasitetsbehov. Equinor setter, som et minimum, krav til tilstrekkelig kapasitet for å bekjempe et oljeutslipp på minimum 500 m3 med ressurser som skal være klar for operasjon innen 5 timer etter at utslippet er oppdaget.
Barriere 2: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe den mengden emulsjon som passerer barriere 1 på grunn av operative begrensninger. Første system skal mobiliseres fortløpende etter at systemene i barriere 1 er mobilisert og med full kapasitet innen 95-persentilen av korteste drivtid til land.
Barriere 3 og 4: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon innen influensområdet. Systemene skal være mobilisert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land. I de tilfeller hvor influensområdet strekker seg over store deler av kysten eller det av andre årsaker er hensiktsmessig å beregne responstid til spesifikke områder, vil det være mulig å differensiere responstiden i henhold til NOFOs eksempelområder (også kalt prioriterte områder).
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.
4.1.2 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-/bekjempelses-kapasitet 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 benyttes i Equinors beregningskalkulator for beredskapsbehov i alle barrierer. De forskjellige faktorene er behandlet i kapittel 4.3 i dette dokumentet.
Kapasiteten til havgående opptakssystem i NOFO-klasse som brukes i beregningene er 2400 m3/døgn (for oljer med viskositet under 20000 cP). Dersom det brukes en-båt-system/høyhastighetssystem (HHS) er kapasiteten satt til 1500 m3/døgn. Kapasiteten til havgående dispergeringssystem i NOFO-klasse er satt til 1950 m3/døgn.
Utstyr som kan benyttes til bekjempelse av olje/emulsjon i barriere 1-4:
Havgående NOFO-system Havgående en-båtsystem Havgående Kystvaktsystem System Kyst A IKV System Kyst B KYV
System Fjord A NOFO/Operatør System Fjord B IUA/KYV
Dispergeringssystem (NOFO og OSRL)
4.1.3 Dimensjonering av barrierer
4.1.3.1 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). Ved særlig lange avstander til eksisterende oljevernressurser kan det settes krav til kortere responstider, noe som forutsetter brønn eller installasjonsspesifikke løsninger med reduserte responstider for oljevernressursene.
4.1.3.2 Dimensjonering av barriere 3 og 4 kyst og strandsone
For barriere 3 og 4, bekjempelse av olje i kyst- og strandsone, er kravene til beredskap satt ut fra størst behov ved å bruke to alternative tilnærminger:
95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon. Beredskapen i barriere 4 skal ha kapasitet til å bekjempe emulsjonen som passerer barriere 3. Beredskapsbehovet i barriere 3 og 4 er beregnet basert på resultater fra oljedriftssimuleringer gjennomført for aktiviteten.
Prioriterte områder som er berørt av stranding med drivtid kortere enn 20 døgn (ifølge oljedriftssimuleringer) skal kunne ha tilgang til grunnberedskap. Grunnberedskap er definert som 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B). Beredskapsressursene skal brukes der det er mest hensiktsmessig og er ikke begrenset til de prioriterte områdene.
Denne tilnærmingen medfører at Equinor dimensjonerer både for volumer og utstrekning av strandet emulsjon, og legger til grunn det største behovet, når krav til beredskap i barriere 3 og 4 settes.
Equinor stiller krav til at beredskapen i barriere 3 og 4 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til et prioritert området. Dersom drivtiden til et prioritert område er lenger enn 20 døgn settes det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 3 og 4.
4.1.3.3 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.
Når minste drivtid er lengre enn 20 døgn stilles det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 5.
4.1.4 Kjemisk dispergering
Kjemisk dispergering kan være en effektiv måte å redusere den totale økologiske skaden av et utslipp ved å bidra til å unngå eller redusere at emulsjon når særlig verdifulle områder og kysten. Olje som blandes ned i vannmassene ved at overflatespenningen mellom olje og vann reduseres og muligheten for dispersjon av olje i vann øker som følge av mulighet for dannelse av oljedråper med mindre diameter. Surfaktantene i dispergeringsmidlene, sammen med energi fra bølger eller annen turbulens, akselerer nedbrytingen av oljen til mindre oljedråper. Oljedråpene spres ned i de øvre vannmassene av bølgeenergien, og forblir der lengre grunnet turbulens og lav oppdrift. De mindre oljedråpene forårsaket av dispergeringen blir mer tilgjengelige for den naturlige biodegraderingsprosessen sammenlignet med flytende eller strandet olje på grunn av økt grenseflate areal mellom olje og vann. Ved subsea dispergering, vil dispergeringsmiddel injiseres direkte inn i brønnstrømmen, som består av fersk olje som ikke er forvitret eller emulgert. Fersk olje og høy turbulens gir effektiv dispergering av oljen til små oljedråper. De små oljedråpene vil kunne innlagres i vannmassene og gi redusert mengde olje på overflaten og dermed også mindre andel flyktige oljekomponenter på overflaten. Den oljen som kommer til overflaten vil typisk forekomme som tynnere oljefilmer med kortere levetid sammenlignet med ikke dispergert olje. Økt oppholdstid i vannkolonnen gir høyere grad av biodegradering og økt utløsning av gasser og lettere komponenter i vannfasen før oljen når overflaten. Vanndyp, GOR (gas-oil-ratio), utblåsningsdiameter, volum/rater, oljens tetthet og strøm/vind er viktige faktorer som påvirker effektiviteten til subsea dispergering.
Kjemisk dispergering vil være mest effektivt på fersk olje avhengig av filmtykkelse, og dispergeringsoperasjoner
fokuseres derfor ved kilden (direkte i brønnstrømmen) og/eller på overflaten nær kilden (barriere 1). Forvitringsprosessen fører til at oljens lette komponenter fordamper og den gjenværende oljen tar opp vann og øker i viskositet, noe som gir redusert effekt av dispergeringsmiddelet. Økt dosering av dispergering vil imidlertid kunne motvirke lavere effektivitet av kjemisk dispergering.
Ved et utslipp skal alltid dispergeringsevnen til olje/ oljeemulsjon testes in-situ for å vurdere om dispergering kan være et egnet beredskapstiltak. En skal også alltid vurdere observasjoner eller sannsynlig tilstedeværelse av naturressurser i området samt værforhold for å kunne utføre en operasjonell SIMA (Spill Impact Mitigation Assessment) for å avgjøre bruk av kjemisk dispergering ved en hendelse. Kjemisk dispergering vil være særlig aktuelt ved høye forekomster av sjøfugl og/eller for å forhindre landpåslag.
Bruk av dispergeringsmidler i norske farvann er regulert i Forurensningsforskriften §19 og setter krav til giftighetstester på produktnivå (Skeletonema costatum test EC50 >10mg/l, ISO/DIS 10253). Testene utføres av produsenten av
dispergeringsmiddelet og dokumenteres i produktets sikkerhetsdatablad. Tre typer dispergeringsmidler er tilgjengelig gjennom Equinors avtaler: Finasol OSR 52 [15], Dasic Slickgone NS [16] og Corexit 9500 [17]. De to førstnevnte har sikkerhetsdatablad som dokumenter lovlig bruk i Norge basert på giftighet. Gjeldende krav fra myndigheter omfatter foreløpig ikke testkriterier eller dokumentasjon av oljens potensiale for subsea dispergering. Oljeprøver fra overflaten vil kunne benyttes for testing av oljetypens effektivitet i forhold til subsea dispergering.
Operasjonelt kan de samme dispergeringsmidlene benyttes til dispergering på havoverflaten fra fartøy, ved
dispergeringsoperasjon fra luften, subsea ved brønnhode i forbindelse med capping (stenging) av brønnen eller subsea ved brønnhode som et oljeverntiltak (uten capping). Dosering, oppgitt som dispergeringsmiddel til olje (DOR), vil kunne variere med oljetype, forvitringsgrad, dispergeringsmiddel og omgivelsestemperatur. Standard DOR vil være 1:100 for subsea dispergering og 1:20 eller 1:25 ved overflate dispergering [18].
I en hendelse bør dispergeringsmidler samles på en operasjonsbase for å muliggjøre effektive kontinuerlige operasjoner.
En slik operasjonsbase kan være en flyplass for flyoperasjoner, eller en offshorebase for dispergering fra fartøy.
Dispergeringsmidler fra OSRL kan transporteres med fly, båt eller veitransport.
Dispergeringsmidler som fraktes fra utlandet, omfattes ikke av importrestriksjoner grunnet produktenes sammensetning og det antas at det ikke vil være store forsinkelser forbundet med import.
Dispergeringsmiddelprodusenter er generelt ansett å kunne produsere 100 Sm3/d dispergeringsmiddel innen 30 døgn, og ytterlige dispergeringsmidler vil dermed kunne være tilgjengelig ved en langvarig hendelse [21].
4.1.5 In situ brenning
In situ brenning (ISB) er per dags dato ikke en primær oljevernrespons på norsk sokkel og ikke inkludert i NOFO eller OSRL standard utstyrspakke (det er likevel utstyr for ISB hos OSRL). Generelt sett er ISB mer akseptert som en beredskapsstrategi i isfylte farvann, der mekanisk oppsamling har større operasjonelle begrensninger, og tidsvinduet hvor oljen er antennbar og brennbar er lengre. ISB ble benyttet under Deep Water Horizon/Macondo hendelsen, og er blitt testet for bruk på norsk sokkel, for eksempel under Olje På Vann 2016 og 2018. Brenning under optimale forhold (lite vind og lite bølger) har potensiale for å kunne redusere oljemengder på overflaten med 90 %. Ytterligere
kunnskapsinnhenting og studier av operasjonsvindu relevant for norsk sokkel vil kunne føre til økt forståelse og mulighet for bruk ISB som beredskapstiltak på norsk sokkel.
4.1.6 Avfallshåndtering
Avfallshåndtering er en viktig del av en oljevernaksjon, og vil være mest krevende ved mekanisk oppsamling (i alle barrierer) sammenlignet med kjemisk dispergering. Avfallshåndtering ved en oljevernaksjon omtales i en egen avfallshåndteringsplan for Equinors operasjoner på norsk sokkel (WR1152) [19]. Planen beskriver rammer for hvordan avfallshåndtering skal håndteres i henhold til norsk regelverk samt hvordan avfallshåndtering kan integreres som del av en oljevernaksjon. Planen beskriver også kapasiteter og oppgaver relatert til håndtering av avfall som følge av et akutt oljeutslipp. Planen gjelder alle faser av en oljevernaksjon, og avfallshåndtering omtales dermed ikke videre i dette dokumentet.
4.2 Analysegrunnlag 4.2.1 Utslippsscenarier
Tabell 4-1 gir en oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønnen.
Tabell 4-1 Utslippsscenarier for letebrønn Sigrun East
Type utslipp Kilde Referanse bakgrunn for
rate/volum
Oljetype Utblåsning 1600
m3/døgn (hovedbrønn)
Langvarig utblåsning fra reservoar (Maks varighet 77 døgn)
Dimensjonerende
utblåsningsrate (vektet) for Sigrun East ved boring av hovedbrønn
Gudrun
Utblåsning 4600 m3/døgn
(sidesteg)
Langvarig utblåsning fra reservoar (Maks varighet 77 døgn)
Dimensjonerende
utblåsningsrate (vektet) for Sigrun East for boring av sidesteg
Gudrun
Mindre utslipp - 1000 m3 punktutslipp
Eksempelvis lekkasje fra brønn
Volum bestemt ut fra faglig vurdering
Gudrun Mindre utslipp - 100
m3 punktutslipp
Eksempelvis lekkasje fra brønn
Volum bestemt ut fra faglig vurdering
Gudrun Mindre punktutslipp av
lette produkter
Lekkasje fra dieseltank, hydraulikksystem
- Kondensat eller
andre
petroleumsprodukter som danner tynn oljefilm
4.2.2 Oljens egenskaper
Gudrun olje er valgt som representativ for forventet oljetype ved letebrønn Sigrun East. Det er gjennomført en forvitringsstudie av Gudrun olje av SINTEF i 2012 [5]. Forvitringsegenskaper for Gudrun-oljen ved ulike vind og temperaturer er angitt i Tabell 4-2.
Tabell 4-2 Detaljert forvitringsegenskaper til Gudrun olje ved 2 og 12 timer, sommer og vinter
Time Parameter Vinter
5 ºC - 10 m/s
Sommer 10 ºC - 5 m/s
2 timer
Fordampning (%) 24 21
Nedblanding (%) 4 0
Olje på overflate (%) 72 79
Vanninnhold (%) 57 28
Viskositet av emulsjon (cP) 736 129
12 timer Fordampning (%) 38 36
Nedblanding (%) 18 1
Olje på overflate (%) 44 63
Vanninnhold (%) 70 66
Viskositet av emulsjon (cP) 4090 1830
4.2.3 Oljens egenskaper ved mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering
Gudrun oljen er godt egnet til vanlig overløp opptaker. Det forventes ikke å være behov for tungoljeskimmere, da viskositeten er forventet å være lavere enn 20 000 cP etter 5 døgn.
Emulsjonen til Gudrunoljen vil ha potensiale for bruk av kjemisk dispergering. Ved høyere vindhastigheter og utover i forvitringsforløpet, reduseres dispergerbarheten. Dispergerbarheten til olje/ oljeemulsjon skal alltid testes/verifiseres in- situ ved hjelp av SINTEF prøvetakingskoffert ved et utslipp for å vurdere om dispergering kan være et aktuelt
beredskapstiltak.
Det er ikke fare for eksplosjonsfare på havoverflaten, men det er eksplosjonsfare ved tanking i opptil 12 timer ved lav vindhastighet om vinteren.
Tabell 4-3 oppsummerer potensialet for mekanisk oppsamling og kjemisk dispergering av Gudrunolje ved definerte vinter- og sommerforhold, basert på kun viskositeter.
Tabell 4-3. Potensiale for mekanisk oppsamling, kjemisk dispergering og eksplosjonsfare for Gudrunolje [13].
4.3 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer
Ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning, målt i bekjempet mengde oljeemulsjon pr. døgn, er en funksjon av følgende forhold:
Andel av tiden enheten kan operere (mørke/redusert sikt og bølgeforhold)
Effektiviteten innen operasjonsvinduet (relatert til ulike bølgeforhold, eller antatt konstant) Opptaks-/bekjempelseskapasitet under operasjon
Lagringskapasitet for oppsamlet olje (kun relevant for opptakssystemer)
Frekvens og varighet av driftsstans (overføring av oppsamlet olje, plunder og heft)
Andel av tiden hvor tilgangen/tilflyt av olje til lense er mindre enn oljeopptakerens kapasitet (for mekanisk bekjempelse) eller hvor emulsjonen har en fordeling som gjør at dispergeringsmiddel ikke kan påføres med optimal effektivitet.
Funksjonene er brukt i Equinor sin beregningskalkulator for beredskapsbehov i alle barrierer.
Kapasiteten til havgående opptakssystem i NOFO-klasse som brukes i beregningene er 2400 m3/døgn (for oljer med viskositet under 15000 cP). Kapasiteten til havgående dispergeringssystem i NOFO-klasse er satt til 1950 m3/døgn.
Faktorene som er områdespesifikke for Sigrun East er omtalt i de følgende delkapitlene. For flere detaljer henvises det til Equinors metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer.
4.3.1 Operasjonslys ved letebrønn Sigrun East
Andel operasjonslys inngår i beregning av ytelsen og effektiviteten til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt
forurensning. Equinor har valgt å beregne operasjonslys for 5 regioner, se Figur 4-2. For letebrønn Sigrun East (region 2) er operasjonslys oppsummert i Tabell 4-4.
Figur 4-2 Regioner brukt i beregning av operasjonslys
Tabell 4-4 Andel operasjonslys i region 2, hvor letebrønn Sigrun East er lokalisert
Vinter Vår Sommer Høst År
Operasjonslys 38 % 66 % 80 % 50 % 58 %
4.3.2 Bølgeforhold nær lokasjon til letebrønn Sigrun East
Bølgeforhold på åpent hav inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 1 og 2. Equinor har bølgedata for 27 stasjoner, som vist i Figur 4-3. Stasjon 5 er antatt å best representere bølgeforholdene for NOFO system og for kystvaktsystem ved letebrønn Sigrun East. 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 4-3 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav
Tabell 4-5 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon Sigrun East (Stasjon 5 for NOFO system og for Kystvakt system).
Vinter Vår Sommer Høst År
NOFO-system 48 % 65 % 77 % 59 % 62 %
Kystvakt-system 34 % 54 % 69 % 46 % 51 %
Tabell 4-6 Andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon Sigrun East.
Vinter Vår Sommer Høst
NOFO-system (Hs < 4 m) 51 % 69 % 79 % 61 %
NOFO-dispergering (Hs < 4 m) 51 % 69 % 79 % 61 %
Kystvakt-system (Hs < 3 m) 35 % 58 % 77 % 51 %
4.3.3 Bølger i kystsonen (generisk for Norges kystlinje)
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. Equinor har bølgedata for 5 stasjoner, som vist i Figur 4-4. 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 4-4 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 %
4.4 Oljevernressurser- utstyrsplassering og forutsetninger
Oljevernressurser tilgjengelig for Sigrun East er beskrevet nedenfor, kategorisert etter tier-nivå og beredskapsfunksjon.
Viser også til Equinor sin plan for langvarige aksjoner [20], som gir en oversikt over de totale oljevernressurser Equinor vil kunne disponere ved et større oljeutslipp, og tiltak for å sikre utholdenhet og robusthet i en langvarig oljevernaksjon er beskrevet.
4.4.1 Tier 1 Beredskap på/nær feltet
Equinor setter, som et minimum, krav til tilstrekkelig kapasitet for å bekjempe et oljeutslipp på minimum 500 m3 med ressurser som skal være klar for operasjon innen 5 timer etter at utslippet er oppdaget [6]. For Sigrun East er Esvagt Bergen Tier 1 beredskapen på feltet. Esvagt Bergen er en del av NOFOs stående beredskap på sokkelen og ligger 25 nm fra Sigrun East. Esvagt Bergen har utstyr om bord for mekanisk oppsamling, men ikke kjemisk dispergering.
4.4.2 Tier 2 NOFO ressurser
Figur 4-5 viser plasseringen av NOFO utstyr per mai 2019 [13]. 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. Et NOFO system inkluderer oljelenser, skimmer, tankvolum for oppsamlet emulsjon og overvåkningsutstyr. De fleste fartøyene har også utstyr for oppsamling av høyviskøse oljer og dispergeringssystem.
Totalt disponerer NOFO om lag 765 Sm3 dispergeringsmiddel fordelt på baser og fartøy. Dispergeringsmiddelet er av type Dasic Slickgone NS, som tilfredsstiller norske myndigheters krav til toksikologiske tester.
Figur 4-5 NOFOs utstyrsoversikt per mai 2019.
Tabell 4-9 Avstander fra oljevernressurser til letebrønn Sigrun East benyttet i analysen.
Oljevernressurser Avstand fra letebrønn (nm)
Esvagt Bergen Sleipner/Utsira Sør 25 Esvagt Stavanger Sleipner/Utsira Nord 30 Stril Mariner Ula/Gyda/Tamber 111
Stril Merkur Troll/Oseberg 132
Stril Herkules - Tampen 144
Skandi Hugen Ekofisk 151
Ocean Alden - Gjøa 165
NOFO base - Stavanger 116
NOFO base - Mongstad 163
NOFO base - Kristiansund 331
Redningsskøyte - Egersund 134
Redningsskøyte - Haugesund 114
Redningsskøyte - Måløy 219
Tabell 4-10 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av barriere 1 og 2 [9]
Gangfart, OR-fartøy 14 knop (17 knop for Equinors egne fartøy)
Mobilisering, klargjøring, lasting og lossing på base system 1 fra NOFO-base
10 timer 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: 0 timer Sleipner/Utsira Nord: 6 timer Oseberg: 6 timer
Troll: 6 timer Tampen: 6 timer Haltenbanken: 6 timer
Aasta Hansteen/Norne: 6 timer Goliat: 4 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
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 som 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, Norlense og Kystverket depotstyrker.
Kjemisk dispergering vil som regel ha høyest effekt nær kilden, men hvis aktuelt vil NOFO også kunne gjennomføre dispergeringsoperasjoner kystnært.
Figur 4-6 Oljevernfartøy for kystnære operasjoner som NOFO har avtaler med.
4.4.3 Tier 3 OSRL ressurser
Equinor har flere avtaler med OSRL: Service Level Agreement (SLA), Global Dispersant Stockpile (GDS) og Subsea Well Intervention Services (SWIS). SLA går ut på at Equinor kan mobilisere halvparten av OSRLs tilgjengelige utstyr og personell til enhver tid. Dette inkluderer blant annet dispergeringsmidler, flybåren dispergeringspåføringssystemer, modellering av oljedrift, satellittovervåking og rådgivning forbundet med håndtering av oljeskadet vilt. 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 4-7 og er pakket klar for videre frakt ved både luft-, sjø- eller veitransport. Dispergeringsmidlene som inngår i avtalen er Dasic Slickgone NS, Finasol OSR 52, og Corexit EC9500A.
Dasic Slickgone NS og Finasol OSR 52 tilfredsstiller norske myndigheters krav til toksikologiske tester. 4000 m3 dispergeringsmidler er derfor tilgjengelig for bruk i norske farvann. SWIS gir tilgang til utstyr for subsea
brønnintervensjon, som inkluderer capping og subsea kjemisk dispergering.
