Miljørisiko - og beredskapsanalyse
Brø nn 6406/2-8 (Imsa) i PL 589
Wintershall Norge AS
Akvaplan-niva AS
Rådgivningog forskninginnenmiljø og akvakultur Org.nr:NO 937 375158MVA
Framsenteret 9296Tromsø Norge
Akvaplan-niva er et forskningsbasertselskapsomlevererkunnskapog rådom miljø og havbruk.Selskapetkombinererforskning,beslutningsstøtteog teknisk innovasjontil praktiskeog kostnadseffektiveløsningerfor bedrifter,myndigheter og andrekunderverdenover.Vår serviceporteføljeinkluderermiljøovervåking undersøkelser,konsekvensutredningerog risikovurderinger,beslutningsstøttefor petroleumsvirksomhet,arktiskmiljøforskning,akvakulturdesignog ledelse,FoU pånyeoppdrettsarter,og enrekkeakkreditertemiljømessige,tekniskeog
analytisketjenester.
www.akvaplan-niva.no
Forsidebilde:Lunde (Fratercula arctica).
(Foto: Cathrine S. Spikkerud, Akvaplan-niva AS)
Alle foto er CopyrightCathrine S. Spikkerud/GeirMorten Skeie.
Akvaplan-niva AS
SensitiveEnvironmentsDecisionSupportGroup Idrettsveien6
1400Ski Norge
Tlf: +47 92804193/+47 91372252
SensitiveEnvironmentsDecisionSupportGroup(SensE)er engruppeinnen Akvaplan-niva AS. SensElevererenrekketjenesterrelaterttil miljørisiko og oljevernberedskapfor petroleumsoperasjonerog aktiviteteri sensitivemarine områder.SensEfokusererpåkvalitet og kompetansei gjennomføringav analyser og arbeider,og samarbeidertett medoppdragsgiveri prosessen,for å sikre god involveringog utarbeidelseav analysermedhøykvalitet.
Verktøyetwww.senseweb.noer enpresentasjonsportalfor visningav fullstendige resultaterfra miljørisikoanalysergjennomført av Akvaplan-niva AS vedSensE.
Tjenestener åpenfor alle i høringsperiodenfor analysen,og tilgjengelig kontinuerligfor oppdragsgiver.
www.akvaplan.niva.no www.senseweb.no
Rapporttittel:
Miljørisiko- og beredskapsanalyse. Brønn 6406/2-8 (Imsa) i PL 589 Forfatter(e):
Cathrine S. Spikkerud Geir Morten Skeie
Akvaplan-niva rapport nr.: 6529.01 Dato: 21.11.2013
Antall sider: 111
Distribusjon: Oppdragsgiver
Oppdragsgiver: Wintershall Norge AS Oppdragsgivers referanse: Carina Björkblom Oppsummering:
Det er gjennomført en miljørisiko og beredskapsanalyse for brønn 6406/2-8 (Imsa) i PL 589. Utslippsratene er moderate og utblåsningsfrekvensen er som for en HPHT letebrønn. Miljørisiko er analysert for i perioden mars-desember. Miljørisikoen er lav i åpent hav og kystnært, maksimalt utslag i åpent hav er i konsekvenskategori
"moderat" med 8 % av akseptkriteriet for alke i Norskehavet. Kystnært er det utslag i mer alvorlige skadekategorier i hekkesesongen fra april. Høyeste utslag var i overkant av 4,5 % av akseptkriteriet i skadekategori "alvorlig" for lunde (med funksjonsområder opptil 100 km fra kolonien). Beredskapsbehovet i åpent hav er ett-to NOFO havgående systemer, og i kyst- og strandsone totalt 8 systemer. Kondensatet danner tynne oljefilmer. Brønnen skal bores med Transocean Arctic.
Prosjektleder:
_________________________________
Cathrine S. Spikkerud
Kvalitetskontroll:
_________________________________
Geir Morten Skeie
© 2013 Akvaplan-niva AS. This report may only be copied as a whole. Copying and use of results by Client is permitted according to Contract between the Client and Akvaplan- niva AS. For others than Client, copying of part of this report (sections of text, illustrations, tables, conclusions, etc.) and/or reproduction in other ways, is only permitted with written consent from Akvaplan-niva AS and the client and may only be used in the context for which permission was given.
Innhold
1 Innledning... 12
1.1 Tilnærmingtil miljørisikoanalyse...12
1.2 Regelverk...12
1.3 Wintershallsinemiljøkrav og akseptkriterierfor denneaktiviteten.... 12
1.4 Ytelseskravfor oljevernberedskap...13
2 Aktiviteten, reservoarforhold,brønndesignog hendelser...14
2.1 Aktivitetsbeskrivelse...14
2.2 Bore- og analyseperiode...15
2.3 Forholdenei reservoaret...15
2.4 Definertefare- og ulykkeshendelser...16
2.5 Risikoreduserendetiltak ...16
2.5.1 Brønndesign...16
2.5.2 Boring av avlastningsbrønn...16
2.6 Utstrømningsraterog -varigheter...17
2.7 Oljensegenskaper...18
2.8 Brønnspesifikkutblåsningsfrekvens...19
2.8.1 Frekvens...19
2.8.2 Brønnspesifikkutblåsningsfrekvens...19
2.9 Oppsummeringav nøkkelparametre...19
3 Metoderog analysekonsept...20
3.1 Miljørisiko i brønnplanlegging...20
3.2 Oljedriftssimuleringer...20
3.3.1 Sjøfugl og marinepattedyr...22
3.3.2 Kysthabitater...22
3.3.3 Fisk...22
3.4 Beredskapsanalyse...23
3.4.1 Beregningav systembehov...23
3.4.2 Risikoreduksjonsomfølge av effekt av beredskap...23
4 Miljøbeskrivelse...24
4.1 Strømforholdog frontsystemer...24
4.1.1 Norskehavet...24
4.2 Klimatiskeforhold ...24
4.2.1 Vanntemperatur...24
4.2.2 Lufttemperatur...25
4.2.3 Lysforhold...25
4.2.4 Vindforhold...26
4.3 Bølgeforhold...26
4.3.1 Vind, bølgerog effektivitet...27
4.3.2 Forventetsystemeffektivitet...27
4.4 Sårbarhetsperioder...28
4.5 Miljøsoner...28
4.6 Sjøfugl...31
4.6.1 Pelagiskedykkere...31
4.6.2 Pelagiskoverflatebeitendesjøfugl...34
4.6.3 Kystbundnedykkere...35
4.6.4 Kystbundneoverflatebeitende...38
4.6.5 Marint tilknyttedevadere...40
4.7 Marine pattedyr ... 41
4.7.1 Havert (gråsel) (Halichoerus grypus) ... 42
4.7.2 Steinkobbe (Phoca vitulina) ... 42
4.7.3 Oter (Lutra lutra)... 43
4.7.4 Hvalarter ... 43
4.8 Fiskeressurser ... 44
4.9 Sårbare kysthabitater ... 45
4.9.1 Sensitivitetsindeks ... 45
4.9.2 Kysttyper i analyseområdet ... 46
4.10 Koraller og annen sensitiv bunnfauna ... 49
4.11 Miljøprioriterte lokaliteter ... 50
4.12 Ressursdata til miljørisikoanalysen ... 50
4.12.1 Sjøfugl ... 50
4.12.2 Marine pattedyr ... 51
4.12.3 Sårbare kysthabitater ... 51
4.12.4 Fiskeressurser ... 51
5 Resultater av oljedriftsanalyser... 52
5.1 Influensområder ... 52
5.2 Strandingsstatistikk og konfliktpotensial for kysthabitater og strandruter ... 55
5.2.1 Mars-desember ... 55
5.2.2 Influensområde strand – hele året ... 57
5.2.3 Strandingsverdier innen utvalgte områder ... 59
6 Resultater av analyse av miljørisiko ... 60
6.1 Trinn 1 miljørisikoanalyse av fisk ... 60
6.2 Skadebasert miljørisikoanalyse ... 62
6.2.1 Miljørisiko for sjøfugl... 62
6.2.2 Miljørisiko for marine pattedyr ... 68
6.3 Variasjon i miljørisiko gjennom året ... 70
6.3.1 Metode... 70
6.3.2 Månedsvis miljørisiko – åpent hav ... 70
6.3.3 Månedsvis miljørisiko – kystnært ... 76
6.3.4 Miljørisiko for strandressurser ... 83
7 Beredskapsanalyse ... 84
7.1 Innledning ... 84
7.2 Tilgjengelige beredskapsressurser... 84
7.2.1 Områdeberedskap ... 85
7.2.2 Landbaserte baser ... 85
7.3 Beredskapsmessige utfordringer ved aktiviteten ... 86
7.4 Brønnspesifikke utstrømningsrater som grunnlag for dimensjonering 86 7.5 Behov for og virkning av havgående beredskap ... 87
7.5.1 Effektivitet og kapasitet ... 87
7.5.2 Oljemengder ved ulike værforhold og tidspunkt ... 88
7.5.3 Filmtykkelse på overflaten ... 89
7.5.4 Effekt av skimmersystemer på tynn oljefilm ... 90
7.5.5 Virkning ved ulike værforhold ... 90
7.5.6 Beredskapsbehov i åpent hav gjennom året ... 91
7.6 Løsninger for å møte ytelseskravene ... 92
7.7 Forslag til beredskapsstrategier i ulike miljøsoner ... 92
7.7.1 Åpent hav ... 92
7.7.2 Kystnært ... 93
7.7.3 Fokusområder åpent hav ... 93
7.7.4 Strand og utvalgte områder ... 95
7.8 Effekt av beredskap på miljørisiko... 96
7.9 Oppsummeringog anbefaltberedskapsløsning... 97
8 Referanser... 99
9 Vedlegg3 Liste overVØK til MIRA -analyse...101
10 Vedlegg4. Utdypendemetodebeskrivelse,effekt- og skadenøkler...104
10.1 Formelfor beregningav miljørisiko...104
10.2 Effekt- og skadenøklerfor sjøfuglog marinepattedyr...104
10.3 Effekt- og skadenøklerfor kysthabitater...106
10.4 Miljørisikoberegningfor fisk...106
11 Vedlegg5. Anvendelseav støtteinformasjonpåinternett...108
11.1 Fullstendigeresultater– alle arter...108
11.1.1 Bestandstapi intervaller...109
11.1.2 Miljørisiko i konsekvenskategorier:...109
11.1.3 Utbredelseskart...110
11.1.4 Influensområder...110
Sammendrag
WintershallNorgeAS (Wintershall)planleggerå boreletebrønn6406/2-8 (Imsa) somen vertikal letebrønngjennomLysing- og Intra-Langeformasjonenetil målreservoarenei Garn-, Ile-, Tofte- og Tiljeformasjoneneformasjonene.
Brønnener lokaliserti produksjonslisens(PL) 589i Norskehavet.Brønnenvil bli boretmeddendelvisnedsenkbareboreriggenTransoceanArctic. Borestarter i begynnelsenav mars2014,og varigheter 135-196 dager.Analyseperiodener mars-desember.
Lisensenligger i et modentpetroleumsområdemedhensyntil leteaktivitetog produksjon,og i et områdemedengodtutviklet oljevernberedskap.Brønnenhar posisjon64° 45' 13.9500"N,6° 30' 9.18"Ø og ligger 12 km sørfor Kristinfeltet og 22 km vestfor Tyrihansfeltet.Wintershallhartidligere boretflere letebrønner i sammereservoarer,bl.a.Rodriguezog Maria Appraisal.
Reservoareneharet høyeretrykkforhold ennstandardpånorsksokkel, men normaltemperatur.Det er derforvalgt å benyttebasisfrekvensenfra Scandpower (2013)for HPHT-brønner.Det er benytteten20/80fordelingmellom
sannsynlighetfor henholdsvisoverflate- og sjøbunnsutslipp.
Wintershallharforetattenvurdering av representativreferanseolje,og det benyttesLavransråolje(kondensat)somanseesmestrepresentativfor Imsa.
Oljedriftsanalysermedfull rate-varighetsmatriseer gjennomførtmedLavrans kondensatsomreferanseolje,for bådesjøbunns- og overflateutblåsninger.
Utslippsratenevarierermedscenariomellom888og 18953Sm3/døgn.Lavrans referanseoljeviserikke vannopptaki forvitringsstudienog dannerikke vann-i- oljeemulsjon,hverkenundersommer- eller vinterforhold.
Oljedriftsberegningerer gjennomført medOSCAR(MEMW 6.2),og medsiste strøm- vinddatamottattfra SINTEF.Oljedriftssimuleringeneer gjennomførtfor heleåret.
Miljørisikoanalysener gjennomførtav Akvaplan-niva etterMIRA -metoden (OLF, 2007),medoppdatertedatasettfor sjøfugl(2013).Dennemetoden benyttesav norskeoperatørselskaperfor å beregnerisiko for miljøet knyttettil
(somf.eks.kjemikalier)og er hellerikke godtegnetfor å beregnekonsekvensog risiko fra mindreakuttutslippav olje.
Beredskapsanalysener utført etterStatoilsin metodefor Miljørettet
beredskapsanalyse(Statoil,2013),somer innenforrammeneav denkommende Norskolje og gassretningslinje.Gjennomføringenav enmiljørettetrisiko- og beredskapsanalyseharflere formål:
Gi operatørenkunnskaptil å styremiljørisiko i prosjektet.Wintershall harsommål å minimereeffektenav operasjonerpåmiljøet, være proaktiveift. å håndtererisiko for uønskedehendelser,samtkontinuerlig å forbedresin ytelseinnenhelse,sikkerhet,miljø og kvalitet. Til detteer miljørisikoanalyseret verktøyfor aktivt for å styreog redusere
miljørisiko. En miljørisikoanalyseskal blantannetgi svarpåom Wintershallsineakseptkriteriermøtes,og vil bli brukt til videre beslutningsstøtte.
Miljørisiko - og beredskapsanalyserer forskriftspålagteanalyser:
Wintershallvil dokumentereoverfornorskemiljømyndigheterog andre legitimeinteressenterhvilken miljørisiko somer forbundetmedboringen av brønn6406/2-8 (Imsa), og hvilke beredskapsbehovsomer knyttettil aktiviteten.Dennedokumentasjonenskal ogsåkunnefremleggesfor andreoffentligeinstanserog høringsinstanseri enoffentlig
høringsprosess.
Dimensjonereberedskap:Beredskapsanalysensformål er å gi grunnlag for å dimensjonereenoljevernberedskapfor brønnensomtilfredsstiller deytelseskravoperatørenharformulert.Analysendannergrunnlagetfor oljevernberedskapsplanen.
Ved borestarti marsvil deti aktivitetsperiodeninnledningsvis værepregetav sterkvind, høyebølgerog noebegrensetlystilgang.Etterhvert(fra april-mai) er gjennomsnittsvindensvakere,signifikantbølgehøydei gjennomsnittlavereog lystilgangenbedre.Fraaugustredusereslystilgangenog utoverhøstenblir det høyerefrekvensav høyerebølgehøyder.
Totalt stranderolje i 21 % av samtligesimuleringersomer gjennomførti
periodenfor periodenmars-desember(sjøbunnog overflateutblåsninger).Dersom maninkluderersannsynlighetsbidragetfra hvertscenario(overflate/sjøbunn,rate og varighet)vil dentotalestrandingssannsynlighetenreduserestil 7 %. Den maksimalestrandingsmengdeni kystsoneni enenkeltsimuleringer 6361tonn emulsjon(100-prosentil)95 –prosentilstørstestrandedemengdeer <2 tonn.
Korteste drivtid i noensimuleringer 12 døgn(100-prosentil).95-prosentiler 62 døgn.
Deninnledendeperiodenmars-april (delvisogsåmai) sammenfallermedgyting for flere arter, menkun få av artenegyter/yngleri nærhetenav lokasjonen.Disse er: Snabeluer(Sebastesmentella)(mars-april), norskvårgytendesild (Clupea harengus)(februar-mars),kysttorskog norskøstarktisk(NØA) torsk (Gadus morhua)(februar-mars),sei(Pollachiusvirens)(januar-april), norskøstarktisk (NØA) hyse(Melanogrammus aeglefinus)og blåkveite(Reinhardtius
hippoglossoides). Det er gjennomførtenTrinn 1 miljørisikoanalysefor artene, somvisteet minimalt overlappmellomområdetmedtotalt
hydrokarbonkonsentrasjoneri vannsøylensomkan forårsakeskadeog forekomst av sårbarefiskeressurserav artenesnabeluer,NVG sild og kysttorsk.Samtlige arterav sjøfugli SEAPOPsdatabase(datafra april/mai2013)er systematisk analysertmht. miljørisiko vedbruk av MIRA -metoden.Resultateneviserat miljørisikoenfor letebrønnImsaer lav for regionalebestanderav sjøfugli åpent hav,samtfor nasjonalebestanderav sjøfuglkystnært.Høyesteutslagi
miljørisiko i åpenthaver 8 % av akseptkriterieti skadekategorimoderat.Fra april tom. august(hekkesesong)er miljørisiko høyerekystnært,og er i sterkere gradfordelt påmeralvorligeskadekategorierfor endel arter.Høyesteutslag kystnærter for lundemedfunksjonsområder, med 4,3 % av akseptkriterieti skadekategori"alvorlig". Miljørisiko for marinepattedyrog strandhabitaterer megetlav.
En beredskapsløsningsomtilfredsstilleroperatørensytelseskravkanbeståav en havgåendeberedskapmedytelsetilsvarende1-2 NOFOsystemer.Da Lavrans kondensatikke danneremulsjonog dannertynneoljefilmer er detviktig å operere opptaksystemenefor maksimaloppbyggingav oljelagetnæropptakeren. Det er gjennomførthøyoppløseligeoljedriftsberegningersomviser områdermed filmtykkelseregnetfor mekaniskoppsamling.Det er ogsåviktig med
tilfredstillendeovervåkningsav oljefilmenslik at opptaketkandirigeresder filmen er tykkest.Kystnærberedskapskalkunnehåndteredimensjonerende strandetmengdehensyntatteffektenav foregåendebarrierer,meden
grunnberedskapfor 4 utvalgteområder,totalt medenytelsetilsvarende8 systemertotalt. Dersomenutblåsningskjer er detsannsynlighetfor olje i kystnærestrøk,menmegetsmåmengder.Mulig berørteområderi ytre kyst er leveområdefor mangeulike arterav sjøfugl.Blant deberørteutvalgteområder (Statoil 2013)er drivtiden kortesttil Vikna Vest,Vega,Lovundenog Træna.
Kjemisk dispergeringkaninngåsomet tiltak vedet eventueltakuttutslipp, etter forutgåendeanalyserav nettomiljøkonsekvenssamtprøvetakingav utslippet.
Summary
WintershallNorgeAS (Wintershall)plansto drill explorationwell 6406/2-8 (Imsa)asa vertical well throughthe Lysing- and Intra-Langeformationsto the targetreservoarsGarn-, Ile-, Tofte- and Tilj e formations. The well is localisedin productionlicence(PL) 589 in theNorwegianSea.Thewell will bedrilled with thesemi-submersibledrilling rig TransoceanArctic. Spudis plannedfor the beginningof March2014,anddurationis expected to be135-196days. The analysisperiodis MarchthroughDecember.
Thelicenceis locatedin a maturepetroleumareawith respectto explorationsand production,andis in anareawith well-developedoil spill preparedness.Thewell has the position64° 45' 13.9500"N,6° 30' 9.18"E andis located12 km southof theKristin field and22 km westof theTyrihansfield. Wintershallhaspreviously drilled severalexplorationwells in the samereservoars,amongthemRodriguez og Maria Appraisal.
Thereservoarshavea higherpressurethanwhatis usualon the NorwegianShelf, but normaltemperatures.Thebasicfrequencyfor HPHT wells from Scandpower (2013)waschosenasfrequencyfor thewell. A 20/80partitioningbetween probabilitiesfor surfaceandsubseareleasesis used.
Wintershallhasassessedthe reservoarpropertiesandchosenLavranscondensate asthe referenceoil mostcloselyrepresentingthe expectedpropertiesof Imsa.Oil drift analyseswith a full rates-durationmatrix havebeencarriedout using Lavranscondensateasthe referenceoil, for bothseabedandsurfaceblowouts.
Dischargerates vary with thescenariobetween888and18953Sm3/day. Lavrans referenceoil showsno uptakeof waterin the degradationstudyandformsno water-in-oil emulsion,at neithersummernor winter conditions.
Oil drift simulationswerecarriedout with OSCAR(MEMW 6.2), usingthe latest currentandwind datareceivedfrom SINTEF. Oil drift simulationshavebeen carriedout for the wholeyear.
Theenvironmentalrisk assessmentis carriedout by Akvaplan-niva usingthe MIRA -method(OLF, 2007),with updateddatasetsfor seabirds(2013).This
environmentrelatedto largerincidentsthat canleadto oil spills. It doesnot cover othertypesof releasesanddischarges(e.g.chemicaldischarges)nor is it well suitedfor calculatingthe consequencesandrisk dueto smalleracute oil spills.
Theoil spill preparednessanalysis wascarriedout usingthe Statoil methodfor environmentaloil spill preparednessanalysis(Statoil,2013),which is within the frameworkof the comingNorwegianOil & Gasguidelines.
Carryingout anenvironmentalrisk andoil spill preparednessanalysis serves severalpurposes:
Givethe operatorknowledgeto manageenvironmentalrisk in the project. Wintershallhasa goalto minimisetheeffectof operationson the environment,to bepro-activein handlingrisk of unintentionalincidents, aswell ascontinuouslyimproveit's performancewithin health,safety, environmentandquality. Environmentalrisk assessmentsarea tool for activelymanagingandreducingrisk. An environmentalrisk assessment shouldshowwhetherWintershall'sacceptancecriteriaare met,andwill beusedin further decision-making.
Environmentalrisk and oil spill preparednessanalysesare mandatory analyses.Wintershallwill documentto Norwegianenvironmental Authoritiesandotherlegitimatestake-holderswhich environmentalrisk is associatedwith thedrilling of well 6406/2-8 (Imsa), andwhich oil spill contingencyrequirementsthatarerelatedto theactivity. This
documentationsshallalsobesubmittableto authoritiesandstakeholders in a publicehearingprocess.
Dimension oil spill preparedness: Thepurposeof the oil spill
preparednessanalysisis to form the basis for dimensioninganoil spill preparednessfor thewell which satisfiesthe requirementsthatthe operatorhasstated.Theanalysisis the basisfor the oil spill plan.
At the startof thedrilling activity in March,the climateconditionswill initially becharacterisedby strongwinds,high wavesandreducedoperationallight. Later in the activity period(from April -May) thewind speedsarereducedand
Augustthe amountof operationlight is reducedandthroughautumnthe frequencyof higherwavesis increased.
Oil is strandedin 21 % of all oil drift simulationsthathavebeencarriedout in the periodMarch-December(surfaceandseabedblowouts).If theprobability
contributionfrom eachscenariois included,thetotal strandingprobabilityis reducedto 7 %. Themaximumamountof strandedoil in thecoastalzonein any singlesimulationis 6361tonnesof oil (100-percentile), the 95 percentileis <2 tonnes. Shortestdrift time to shorein any singlesimulationis 12 days(100- percentile)andthe95-percentileis 62 days..
Theinitial periodMarch-April (partly alsoMay) co-incideswith the spawningof severalspecies.Only a few of thesespawnnearthedrilling location.Deepwater redfish(Sebastesmentella)(March-April ), Norwegianspring-spawning(NSS) herring(Clupeaharengus)(February-March), the coastalandthe Norwegian East-Arctic (NEA) codstocks(Gadusmorhua)(February-March),saithe (pollock) (Pollachiusvirens)(January-April), NorwegianEast-Arctic (NEA) haddock(Melanogrammusaeglefinus)andGreenlandhalibut (Reinhardtius hippoglossoides). A step1 environmentalrisk assessment(overlapanalysis)for fish hasbeencarriedout for thesespeciesanda minimal overlapwasfound betweentheareawith total hydrocarbonconcentrationshigh enoughto be expectedto causeharmto developingspawningproductsandthe spawning/
reproductionareasof vulnerablefish resourcesof deepwaterredfish,NSSherring andcoastalcod.
All speciesof seabirdsin theSEAPOPdatabase(datafrom April/May 2013) havebeensystematically analysedwith respectto environmentalrisk usingthe MIRA method.Theresultsshowthatthe environmentalrisk for explorationwell Imsais low for regionalpopulationsof seabirdsin opensea,aswell asfor
nationalpopulationsof seabirdsin coastalareas.Thehighestenvironmentalrisk in openseais 8 % of the acceptancecriterionin impactcategory"Moderate".
FromApril throughAugust(breedingseason)environmentalrisk is higherin the coastalareas,andsomespeciesshowhigherfrequenciesof moreseriousimpact.
Thehighestrisk is foundfor puffins (datasetwith functionareas)at 4,3 % of the acceptancecriterionin impactcategory"Serious".Environmentalrisk for marine mammalsandshorelinehabitatsis very low.
An oil spill preparednesssolution that satifiestheoperatorsperformance requirementscouldconsistof capacitycorresponding to 1-2 NOFOsystems, and requiresa planfor mobilisingthe first systemthat satifiestheserequirements. SinceLavranscondensatedoesnot form anemulsion, but formsthin oil films, the efficiencyof oil recoveryon the surfacecanbeincreasedby deployinga bridle for narrowingtheinnerpartof the boomto concentratethe oil to a thicker slick for recoveryby a skimmer.It is alsoimportantto monitorthespill
adequatelysothe recoverycanbedirectedwherethe slick is thickest.Coastal contingencyshouldbeableto handlethe dimensioningstrandedamount, includingthe effectof previousbarriers,with a basiccontingencyfor 4 selected prioritisedareas,with a capacityof 8 systemsin total. If a blowoutoccurs,oiling of thecoastalareasis probable,but with very smallamountsof oil. Possible impactedareasin theoutercoastalregionsarehabitatsfor manydifferent species of seabirds.Amongthe impactedselectedpriority areas(Statoil2013)the
shortestdrift time is foundto beto Vikna Vest,Vega,LovundenandTræna.
Chemicaldispersioncanbea relevantcombatmeasurein thecaseof a spill event, dependingon theresultsfrom samplingthe oil releaseandfollowing initial analysisof netenvironmental impactof alternativecombatmeasures.
Forkortelser og definisjoner
ALARP As Low As Reasonably Practicable
AMSA Austrailian Maritime Safety Authority
BOP Blowout Preventer
DNV Det Norske Veritas
GIS Geografisk Informasjonssystem
Grid Rutenett som brukes i GIS
HI Havforskningsinstituttet
Influensområde Områder med mer enn 5 %
sannsynlighet for treff av mer enn 1 tonn olje i en 10x10 km rute.
KLIF Klima- og Forurensningsdirektoratet
(tidligere navn på Miljødirektoratet (se www.miljødirektoratet.no)
MEMW Marine Environmental Modelling
Workbench (SINTEF model)
MIRA Miljørettet risikoanalyse
MIRABA Miljørettet risiko- og
beredskapsanalyse
MOB Modell for prioritering av områder for
beskyttelse mot oljeforurensning.
MRDB Marin Ressurs Data Base
NCS Norwegian Continental Shelf (Norsk
kontinentalsokkel)
NINA Norsk Institutt for Naturforskning
http://www.nina.no/
NOAA National Oceanic and Atmospheric
Administration
NOF Norsk Ornitologisk Forening
NOFO Norsk Oljevernforening for
Operatørselskap http://www.nofo.no/
OD Norwegian Petroleum Directorate
http://www.npd.no/ (Oljedirektoratet)
OLF Oljeindustriens Landsforening, nå
Norsk Olje og Gass http://www.olf.no
OR Oil Recovery
OSCAR Oil Spill Contingency And Response
Model (SINTEF modell for oljedriftsimuleringer)
PAH Polysykliske aromatiske
hydrokarboner.
PL Produksjonslisens
Ptil Petroleumstilsynet http://www.ptil.no/
RKB Rotary Kelly Bushing
SFT Statens forurensningstilsyn (et
tidligere navn på Miljødirektoratet)
SEAPOP NINAs program for overvåking og
kartlegging av sjøfugl http://www.seapop.no/
SINTEF http://www.sintef.no/
THC Totalt hydrokarboninnhold
TD Total Depth
TFO Tildeling i forhåndsdefinerte områder
TVD Totalt vertikalt dyp
ULB Utredning av Lofoten -
Barentshavsområdet
VØK Verdsatt økosystemkomponent
1 Innledning
1.1 Tilnærming til miljørisikoanalyse
Miljørisikoanalysen gjennomførespåentransparentog etterprøvbarmåte.
Letebrønn6406/2-8 Imsaer lokaliserti PL 589, beliggendei Norskehavet.
For Imsaer detvalgt å gjennomføreenfull miljørisiko- og beredskapsanalyse vedbruk av oljedriftsanalyserav full rate-varighetsmatrisegrupperti
sammenlignbarehendelser.Miljørisikoanalysener gjennomført påalle arterav sjøfuglsomer registrerti SEAPOPsin database,pådearterav marinepattedyr somer egnetfor kvantitative analyser,for strandog for utvalgtearterav fisk.
Samtligeresultaterfra oljedriftsberegningene(alle raterog varigheter)analyseres for alle disseartene,noesomgir et omfattenderesultatsett.
1.2 Regelverk
HMS-regelverketfor norsksokkel,landanleggog Svalbardskal bidratil at petroleumssektoreni Norgeblir verdensledendepåHMS-området.I underliggendeforskrifter beskriveskrav til miljørettederisiko- og beredskapsanalyserakutt oljeforurensning.Spesielt relevantedelerer:
Styringsforskriftens§ 16, somblant annetbeskriverkrav til analyser, kriterier for oppdateringog sammenhengmellomanalyser.
Styringsforskriftens§ 17, om risikoanalyserog beredskapsanalyser.
Rammeforskriftens§ 11 om prinsipperfor risikoreduksjonog § 48 om plikten til å overvåkeog fjernmåledetytre miljøet, samt§ 20 om samordningav beredskaptil havsog § 21 om samarbeidom beredskap.
Aktivitetsforskriftenskapittel10 om overvåkningav det ytre miljøet, somogsåomhandlerovervåkningrelevantfor akutteutslipp.Videre Aktivitetsforskriftenskapittel13 om beredskap.
1.3 Wintershall sine miljøkrav og akseptkriterier for denne aktiviteten
Wintershallharsommål å minimereeffektenav operasjoner påmiljøet, være proaktiveift. å håndtererisiko for uønskedehendelser,samtkontinuerligå forbedresin ytelseinnenhelse,sikkerhet,miljø og kvalitet.
Denenkelteoperatørskalta stilling til hvilken risiko somanseeså være akseptabelfor sin aktivitet og hvilken sannsynlighetsomaksepteresfor miljøskadei ulike alvorlighetskategorier.I OLFsveiledningfor
miljørisikoanalyser(OLF, 2007)er det gitt et eksempelpåhvordanden forventederestitusjonstidenetterenmiljøskadekanbenyttessomgrunnlagfor akseptkriterier.Prinsippetsomer benytteti OLFseksempelsierat
restitusjonstidenskalværeubetydeligi forhold til forventetfrekvensav en hendelsesomfører til miljøskade.Dermedakseptereslaveresannsynlighetfor at hendelserinntreffer somkan føretil miljøskadei dehøyere
konsekvenskategoriene.Det er ogsågitt et eksempelpåakseptkriterieri hver skadekategorifor spesifikkeenkeltoperasjoner(pr. operasjon),installasjoner(per år) og felt (per år). Wintershallharvurdertdette eksempeletpåakseptkriterier, somogsåbenyttesav mangeoperatørerfor tilsvarendevirksomhet,og har besluttetat deoperasjonsspesifikkeakseptkriterienevil værei trådmedderes miljømål for denneavgrensningsboringen.
Dersommiljørisikoenviser segå overstigeakseptkriteriet,regnerWintershallden sommiljømessiguakseptabel,og risikoreduserendetiltak skalgjennomføres.
Selvom miljørisikoenikke overstigerakseptkriterietskal miljørisiko reduseres etterALARP prinsippet,medhovedfokuspåtiltak somreduserersannsynligheten for hendelse.I MIRA -metodenbenytteset ALARP-områdesomgrensefor når risikoreduserendetiltak bør vurderes,og selskapetskalselvta stilling til hvor høy andelav akseptkriterietsomutgjør ALARP-området.Det er vanlig å benytte50
% av akseptkriteriet.
Tabell1 Eksempelpå akseptkriteriersomer basertpå at miljøeter uberørt95 % av tiden.Øvrigeforutsetninger,seMIRA metodebeskrivelse(OLF, 2007).
Konsekvenskategori
Betegnelse Mindre Moderat Betydelig Alvorlig
Varighet av miljøskade
0,1-1 år (1) 1-3 år (3) 3-10 år (10) > 10 år (20) Operasjonsspesifikt
akseptkriterium (pr.
operasjon)
1,25 x 10-3 4,25 x 10-4 1,25 x 10-4 6,25 x 10-5
1.4 Ytelseskrav for oljevernberedskap
Wintershallharetablertytelseskravfor oljevernberedskapsomangitti Tabell2 nedenfor.Dissedannergrunnlagfor gjennomføringav beredskapsanalyse oljevern.
Tabell2 Wintershallsineytelseskravtil oljevernberedskap.
Element Relevant
for
Krav
Deteksjon Barriere 0 Innen 3 timer Dimensjoneren
de hendelse
Inngangs- data
Tap av brønnkontroll Dimensjoneren
de rate
Inngangs- data
Vektet strømningsrate Responstid
første system
Barriere 1 Avhengig av miljørisiko og kost/nytte vurderinger
Omfang av respons
Alle barrierer
Tilstrekkelig kapasitet i hver barriere, definert slik:
Åpent hav: Emulsjonsmengden som følger av vektet rate.
Kystnært: 95-prosentil av største strandede mengde emulsjon, hensyntatt effekten av beredskap i de foregående barrierer
Responstid for full barriere
Barriere 1 og 2
Så raskt som mulig fra normal plassering, med mindre miljørisikoanalysen tilsier raskere responstid.
Responstid kystnært
Barriere 3 og 4
95 prosentil av resultater av oljedriftsberegninger mht.
minste drivtid Kartlegging Alle
barrierer
Effektiv kartlegging av forurensningen, uavhengig av sikt og lysforhold.
2 Aktiviteten, reservoarforhold , brønndesign og hendelser
2.1 Aktivitetsbeskrivelse
Wintershallplanleggerå boreletebrønn6406/2-8 (Imsa) i produksjonslisens(PL) 589pådennorskekontinentalsokkelenvåren2014. Der ikke brønnummereter viktig for presisjonenbrukesheretterbetegnelsenImsaom aktiviteten.
Brønnenboressomenvertikal letebrønn, førstnedi sandsteinsformasjonene Lysing og Intra Langemed12 ¼ " bit, og deretternedi Garn, Ile, Tofte og Tilje- formasjonenemed8 ½" bit. Forventetfluidtype er gass, mendet er ogsåen mulighetfor funn av kondensat,og detteer konservativtlagt til grunnfor denne analysen.
Lisensener lokaliserti Norskehavet, og brønnenharposisjon64° 45' 13.9500"N, 6° 30' 9.18"Ø. Denligger 12 km sørfor Kristinfeltet og 22 km vestfor
Tyrihansfeltet.Wintershallhartidligereboretflere letebrønneri samme reservoarer,denærmesteer Rodriguezsomligger 36 km østnordøst,og Maria Appraisal35 km nordøstfor Imsa.Nærmesteoverflateinstallasjoner
Kristinplattformen27 km nord for Imsa.
Nærmesteavstandtil land i drivretninger 138 km (Sulai Frøyakommune).
Vanndypetpålokalitetener 262 m.
Brønnenligger i et områdemedstrømforholdsomfører til at influensområdetfor eventuelleakuttutslippav olje vil ligge hovedsakeligi Norskehavet,og avhengig av varighetenog oljensforvitringsegenskaper– ogsådelvisi Barentshavet.
Brønnenvil bli boretmeddendelvisnedsenkbareboreriggenTransoceanArctic.
Figur1. Lokaliseringav Wintershallsin letebrønnIms,og lokaliseringav omkringliggendeinstallasjoner(overflate- og sjøbunnsinnretninger).
Figur2. Lokaliseringav Wintershallsin letebrønnImsa,tidligere borede Wintershallbrønner,samtomkringliggendefelt og funn.
2.2 Bore - og analyseperiode
Tidligste borestarter estimerttil primo mars2014.Varighetenav aktivitetener estimerttil ca.135dagervedtørr brønn,156dagervedfunn og 196dagerved funn og brønntesting.
Det er gjennomførtoljedriftsberegningerfor heleåret,og disseligger til grunn for utvalgettil analyseperioderfor miljørisiko og beredskapsbehov.
Ved oppstarti begynnelsenav marsog utgangspunkti lengstevarigheti 196 dagerer bore-/aktivitetsperiodenmarstom. halveseptember. Analyseperioden for miljørisiko beregnesfra dettidspunktetpotensieltoljeførendelag penetreres, normalt2-4 ukeretterborestart,menutenoppdelingav måneder.
Analyseperiodenomfatterogsåfølgetid av oljen (30 dager)etteravsluttetlengste varighet, somfor aktivitetener beregnetav Aconaå være75 dagerberegnetfra sist i boreperioden, til sammen301dager (10 måneder). Analyseperioden er dermedmars-desember.
Månedsvisrelativ miljørisiko beregnesfor alle arterav sjøfuglog marine pattedyr.Beredskapsbehovberegnesogsåpr. månedgjennomåret.
2.3 Forholdene i reservoaret
Formåletmedbrønneneer å skaffeinformasjonom hydrokarbonpotensialeti reservoaretsomer lokaliserti Garn,Ile, Tofte og Tiljeformasjonen.Det skalogså boresgjennomLysing (top 3470m TVD RKB) og Intra Lange(top 4227m TVD RKB) før målformasjoene.Top Garnforventespå4526m TVD RKB, top Ile på 4627m TVD RKB, top Tofte på4891m TVD RKB og top Tilje på5003m TVD RKB. Blant målformasjonenevarierertrykket mellom830barai Garnog Ile til 922i Tilje. Temperaturenevedtoppenav reservoarenevarierer mellom 160-177 °C i målreservoarene.
Detteborehullet hartrykkforhold somer høyereennfor tilsvarendeletebrønner pånorsksokkel.(SeTabell3). Temperaturener normal.
Innenforenradiusav 50 km hardet værtboretsværtmangelete- og
utbyggingsbrønner.WintershallharboretMaria-brønnene,Rodriguezog Mjøsai
funn av kondensat,somer lagt til grunnfor denneanalysen. Basertpåkunnskap om forventede brønnforholdog nærliggendefelt er Lavranskondensatbenyttet somreferanseolje.De viktigsteegenskapenetil denneråoljen beskreveti SINTEF(1997) og i avsnitt2.7.
2.4 Definerte fare - og ulykkeshendelser
En ukontrollertutstrømning fra brønnenunderboringble identifisertsomden dimensjonerendeDFU for miljørettetrisiko- og beredskapsanalyse.Detteer i tråd medanbefalingeneinkluderti denkommendeveiledningenfra Norskolje og gass.
Andreuhellsutslipper vurdertå væreav mindrevolumerog konsekvensenn utblåsning, og er derforikke ansettsomdimensjonerende.
2.5 Risikoreduserende tiltak
2.5.1 Brønndesign
Brønnenplanleggesboretsomen vertikal letebrønn,meden8 ½” casingfør det boresinn i målformasjonene. Utstrømningsraterog varighetervedtap av brønnkontroll er angitti gjennomførtblowout& kill studie(Acona2013).
2.5.2 Boring av avlastningsbrønn
Lengstetid for boringav avlastningsbrønner 75 dager(Acona2013),og det er for alle scenariertilstrekkeligmedénavlastningsbrønnfor å stanseen
ukontrollertstrømning. Brønnener lokaliserti regionmedetablertaktivitet og medgodtilgangtil riggerfor å boreenavlastningsbrønndersombehovetskulle oppstå.Figur 3 viserhvordanbrønnener planlagtkonstruert.
Tilleggsfaktorersombidrar til beredskapeller reduksjonav tiden for boringav avlastningsbrønner:
Dedikertsupplyskipfor operasjonen
Signertavtalei NorskOlje og GassDrilling ManagersForumfor tilgang til rigg for boringav avlastningsbrønn.
Brønnlokasjonerfor avlastningsbrønnerer lokalisert.
Wintershallhartilgangtil utstyrfor kapslingav enbrønnsomstrømmer fra havbunnen
Wintershalllagerenbrønnspesifikkberedskapsplanfor brønnkontroll
Figur 3 Brønndesignfor Imsa.
2.6 Utstrømningsrater og -varigheter
AconaFlow Technology(2013) hargjennomførtsimuleringav utstrømningsrater fra Imsafor Wintershall, medsannsynlighetsfordelingav raterog varigheter. I dettekapitletbeskrivesgrupperingenav disseratene.
Vektetratefor overflateutslipper 2638Sm3/døgnog for sjøbunnsutslipp 2561 Sm3/døgn.Vektetvarigheter 13 døgnfor overflateutslippog 19 døgnfor sjøbunnsutslipp.Aconaharberegnetstatistisklengstevarighettil 75 døgn.
Sannsynligheterfor hvertscenarioer benyttetsombeskreveti blowout& kill analysen(Acona2013),medinnbyrdesgrupperingog vektingav rategrupper. Til drivbaneberegningerog analyseav miljørisiko og beredskapsforholdble ratenevedoverflateutblåsningfor Imsainnplasserti fire grupperfor
overflateutslippog fem for sjøbunnsutslipp,etterstørrelserav utslippet:
Grupperingenav overflateutslippfor oljedriftssimuleringerfor Imsaer slik:
924Sm3/d (varierendefra 888til 932Sm3/d). (Rategruppenutgjør 60 % av overflateutslippgitt hendelse).
3668Sm3/d (varierendefra 3083til 4365m3/d). (Rategruppenutgjør 29,6
% av overflateutslippgitt hendelse).
6949Sm3/d (Raten utgjør8,16 % av overflateutslippgitt hendelse).
18953Sm3/d vedutstrømningfra åpenthull dersomhelereservoareter eksponert.(Raten utgjør2,28% av overflateutslippgitt hendelse).
Grupperingenav sjøbunnsutslippfor oljedriftssimuleringerfor Imsavar slik:
910Sm3/d (varierendefra 894til 933m3/d) dersomøvredel av
reservoareter eksponertmed5 % åpenBOP.(Rategruppenutgjør 42 % av sjøbunnsutslippgitt hendelse.)
3668Sm3/d (varierendefra 3154til 4143m3/d) dersomhelereservoaret er eksponertmed5 % åpenBOP.(Rategruppenutgjør28 % av
sjøbunnsutslippgitt hendelse.)
reservoaret er eksponertog 100 % åpenBOP. (Rategruppenutgjør18 % av sjøbunnsutslippgitt hendelse.)
6562Sm3/d) (varierendefra 4530til 6950Sm3/d) vedutslippfra bore- /teststrengdersomhelereservoareter eksponertog 100% åpenBOPfra ringrom eller borestreng/teststreng. (Rategruppenutgjør9,72% av sjøbunnsutslippgitt hendelse).
18950Sm3/d vedutstrømningfra åpnethull dersomhelereservoareter eksponertog 100 % åpenBOP.(Ratenutgjør 2,28% av sjøbunnsutslipp gitt hendelse).
Oljedriftssimuleringenefra disseto analyseneer kombinerttil enrate- og varighetsmatrisesomvist i Figur 4.
Figur 4 Sannsynlighetsfordelingav rater og varigheterfor Imsa.
2.7 Olj ens egenskaper
Ettervurderingergjennomførti foranalysener Lavranskondensatoljetypevalgt somreferanseolje.For denneråoljener detgjennomførtforvitringsstudie
(SINTEF,1997). I forvitringsstudietkarakteriseresLavransolje somet kondensat medet relativt høytvoksinnhold, og relativt høyestivnepunktsverdier.
Forvitringsstudieter gjennomførtvedhenholdsvis15 °C og 5 °C.
Vanntemperaturenvarierergjennomanalyseperiodenfra under8 °C i mars-april, til i underkantav 14 °C i august.Gjennomsnittstemperaturen(Heidrunfeltet)er 10 ºC i mars-desember. Fordampningeni periodenvil dervedværeet sted mellomavdampningenvedhhv- 5 °C og 15 ºC, innledningsvisnærmere5 ºC, meni juni-oktobernærmeresommertemperaturer.
Emulsjonenav Lavranskondensater oppgittå hasålav stabilitetat dener lagt inn i forvitringsmodellenmedvannopptak0 %, bådeunder sommer- eller vinterforhold. Stivnepunktetfor Lavrans(ferskolje) er lavere enn0 °C, men stivnepunktetstigerrasktmedfordampningenav deletterekomponentene.
SINTEFforventerogsåat bølgeaktivitetvil gi noeemulsjonsdannelseog lavere tendenstil å stivne(SINTEF1997).Forvitringsstudienbeskrivervidereat detkan væreenrelativt tynn film påsjøenog stornaturligdispergering.SINTEFoppgir videreat deforventerat egenskapeneved5 °C er desombestrepresenterer egenskapenepåsjøen.Disseer derforbenytteti den viderebeskrivelsenog i beregninger.
Lavranskondensatharenhøyandellettekomponenter,ved5 °C og 5 m/svind er 39 % fordampetetter2 timer, og ved10 m/ser 44 % fordampetetter2 timer.
Etter12 timer er 52 % fordampetved5 m/sog 48 % ved10 m/s.Nedblandingen er derimotlav vedlavevindstyrker, ved5 m/ser 2 % nedblandetetter2 timer og 14 % etter12 timer. Ved 10 m/ser nedblandingenhøyere,etter2 timer er 25 % nedblandetog etter12 timer er 55 % nedblandet.Etterto døgner 3 % igjen på overflatenved5 m/svind og ettertre døgner det ikke olje igjen påoverflaten.
Ved 10 m/svind er detikke olje igjen påoverflatenetter9 timer. Denoljen som er påoverflatenetter24 timer harmegetlav viskositet(<100cP) og vil foreligge somtynneoljefilmer.
Lavransoljen er undersøktmht. dispergerbarhet, og er av SINTEF(2004)angittå
For detaljertmassebalanseog endringeri ulike egenskapersomen funksjonav tid etterutslipp,temperaturog vindforholdvisesdet til forvitringsstudien (SINTEF1997).
2.8 Brønnspesifikk utblåsningsfrekvens
2.8.1 Frekvens
Scandpowerutgir årlig enrapportsomangir frekvensfor utblåsningerog
brønnlekkasjervedaktivitetergjennomførtetterNordsjøstandard,dvs.aktiviteter pånorsksokkel.Rapporten(Scandpower2013) inneholderinformasjonom frekvenser,sannsynlighetsfordelingerav utslippstyper,samtsannsynlighetfor ulike varigheter.Brønnenharhøyeretrykk ennvanlig pånorskkontinentalsokkel og regnessomen høytrykksbrønn.Utblåsningsfrekvensener vurdertå væresom for enHPHT brønn
FraScandpowersrapporthentesut verdiersomfølger:
FraTabell1.1 hentesbasisfrekvensenfor utblåsningvedboring,med verdien0,00078 for HPHT brønner.
Fratabell 6.2.i Scandpowersrapporthentessannsynlighetsfordelingen mellomoverflateutslippog sjøbunnsutslipp,somer henholdsvis20 % og 80 % for flytere.
2.8.2 Brønnspesifikk utblåsningsfrekvens
Samletsettgir dettefølgendedata,somleggestil grunnfor oljedriftsberegninger, analyseav miljørisiko samtberedskapsanalyse:
Brønnspesifikkutblåsningsfrekvens0,00078 utenkorreksjoner Sannsynlighetsfordelingmellomraterog varighetersompresenterti Figur 4.
2.9 Oppsummering av nøkkelparametre
Kapittel 2 er viet enbeskrivelseav definertefare- og ulykkeshendelser, oljetypensegenskaper,frekvensvurderingerog risikoreduksjon.De viktigste parameternevedaktivitetener oppsummerti Tabell3.
Tabell3. Nøkkelparametrefor letebrønnImsa.
Parameter Verdi Brønn
Brønnavn Brønn 6406/2-8 Imsa
Lokasjon 64° 45' 13.9500"N, 6° 30' 9.18 "Ø
Vanndyp -262 MSL
Avstand til nærmeste land 138 km (Sula)
Referanseolje Lavrans
Gass/olje forhold 1100 Sm3/Sm3 Vektete utblåsningsrater og
varigheter
Overflateutslipp:
Vektet utsl.rate: 2638 Sm3/døgn Vektet varighet: 13 døgn Sjøbunnsutslipp:
Vektet utsl.rate: 2561 Sm3/døgn Vektet varighet: 19 døgn Varigheter av ukontrollert
strømning for ulike scenarier
2, 15 og 75 døgn Maksimal tid for boring av
avlastningsbrønn
75 døgn
Fluidtetthet 795 kg/Sm3(kondensat) Gasstetthet 0,7 kg/Sm3- 0,73 kg/Sm3
3 Metoder og analysekonsept
3.1 Miljørisiko i brønnplanlegging
Miljøanalyserer gjennomførtpåflere stadieri brønnplanleggingen.Det er foretatten undersøkelseav forekomstav sensitivbunnfauna(Calesurvey, 2013).
3.2 Oljedriftssimuleringer
Beregningav oljensdrift og spredninger foretattvedbruk av OSCAR,somer en del av MarineEnvironmentalModelling Workbench(MEMW) 6.2 (SINTEF).
OSCAR-modellenberegneroljemengderi et brukervalgtrutenettog dybdegrid, og resultateneoverførestil samme10x10km rutenettsombenyttesi
miljørisikoanalysene.
Parameternesombenyttesviderei miljørisiko- og beredskapsanalysener:
Oljemengdepåoverflaten(pr. 10x10km rute) (miljørisiko for overflateressurser)
Total hydrokarbonkonsentrasjoni vannsøyle(pr. 10x10km rute) (miljørisiko for fisk)
Oljemengdei landruter(pr. 10x10km rute) (miljørisiko for strandhabitater)
Kortestedrivtid til land(dimensjoneringav mobiliseringstidfor beredskapsressurseri kystsonen).
Størsteoljemengdepåhavoverflaten
Viskositetav emulsjon(til vurderingav tiltaksvalg).
MEMW inneholderSINTEFsdatabaseoverforvitringsstudierfor norskeråoljer, og alle parameterefor referanseoljener benyttetuendret.OSCARmodellerer oljensskjebnei miljøet vedbruk av komponentgruppermedulike fysikalsk- kjemiskeegenskaper.Oljeneskjemiskesammensetningtransformerestil såkalte pseudokomponentersomOSCARbenytter.
For å oppnåsammetetthetav simuleringersomandreanalyserpånorsksokkeler det benyttet10 simuleringerpr. månedpr. år vedbruk av OSCARi statistisk modus.Modellenvelgerdastartdatofor kjøringenhvertredjedag.For hver simuleringer scenarietfulgt i 30 dageretteravsluttetvarighetav utslippet.
Vinddatasetteter tilrettelagtav SINTEFpåbakgrunnav værdatafra
Meteorologiskinstitutt,og dekkerhelelandeti perioden1988-2007,tilrettelagt av SINTEFfor bruk i MEMW 6.2.Strømdatasetteter ogsåtilrettelagtav SINTEF påbakgrunnav datafra Meteorologiskinstitutt, og dekkerhelelandeti perioden 1970-2009.For strømdataenearbeidesdetmedenoppdateringav datasettetsom implementeresi OSCAR.
Det brukerdefinerterutenettet(”habitatgrid”) og dybdegrid’etsomer benyttettil OSCAR-simuleringeneer lagetslik at detdekkeret størreområdeenndetsom forventeså bli berørtav olje i sjøoverflateeller vannsøyle.Dybdegridetharogså endefinertfordelingmellomvann- og bunnsubstrat,menbruker må velge dominerendesubstrattype.Brukerenvelgerogsåhvilken regionmodellensettes oppi, valg av regiontilordneret settmedregionsspesifikkeparametereknyttettil rutenettetog dybdegridet.
I oljedriftsberegningerfor sjøbunnsutblåsningerer det skilt mellomhendelser medrestriksjoni BOPog åpenBOP.Dettegjøresfordi restriksjoni BOPvil gi økt innblandingav olje i vannmasseneog mindreolje påoverflaten.Det er benyttetfull rate-varighetsmatrisefor grupperteraterog det er lagt vekt påå benytteet høytantallsimuleringersomrepresentererulike værsituasjonerfor å fangeopp størstmulig variasjoni utfallsromhva gjelderværsituasjonersomskal håndteres.Seogsåkapittel2.6.
3.3 Analyse av miljørisiko – Skadebasert analyse
Miljørisikoanalysener gjennomførtetterMIRA -metoden(OLF, 2007)for sjøfugl i SEAPOP-databasen,samtfor strand.For fisk er detgjennomførten trinn 1-
av analysemetodikken.
Skjematiskkanmiljørisikoanalysenbeskrivesslik for deVØK’ene somer valgt ut (SeFigur 5):
1. Inngangsdata:Oljedriftsanalysermedenkeltsimuleringersominneholder oljemengderi kategorier(Tabell12).
2. Inngangsdata:VØK-datasettfor alle artersomforekommerinnen influensområdetsomdet foreliggerdatasettfor. For disseVØK’er finnes datasettsomer tilrettelagtmedbestandsandeleri 10x10km ruter,og sårbarhetsverdi,beggemedmånedsoppløsning).
3. Ved bruk av effektnøklene(Tabell12, Tabell14 og Tabell18)
bestemmesfor hverVØK hvor stor andelav bestandensomvil gåtapt i hver10x10km rute.Dettebestandstapetsummeresi hversimulering,og tallet tasvarepå.
4. Bestandstapetsammenholdesmedskadenøklene(og Tabell18) og det beregnesenfordelingav sannsynlighetfor skadensalvorlighetsgrad, beregnetpågrunnlagav antalletsimuleringeri hverbestandstapskategori og bidragfra hversimuleringtil sannsynlighetsfordelingenblant
konsekvenskategoriene.For kysthabitatergjørestrinn 3 og 4 samtidig vedbruk av enkombinertnøkkel.
5. Sannsynligheteni hverkategorimultipliseresmedsannsynlighetenfor hendelse(utslippsfrekvens)og gir frekvensenav miljøskadei hver alvorlighetskategori.
6. Ved sammenholdelsemot akseptkriterienefor hverav
alvorlighetskategoriene,beregneshvorvidt akseptkriterienebrytes.
Dissetrinneneinngåri beregningenav miljørisiko, somangissomen
frekvenspr. skadekategoripr. år (felt og installasjoner).Miljørisiko kanogså regnesut pr. operasjon(f.eks.boring).
Ved å vise miljørisiko (frekvensfor skadei enskadekategori)somenandel av akseptkriterietkanmiljørisiko visesfor ulike VØK for ulike alternative
aktivitetsnivå(miljørisiko pr. år), eller for ulike teknologivalg(f.eks.pr.
operasjon)osv.Analyseav miljørisiko kandermedbrukestil å styrerisiko, f.eks.vedå identifisereperiodemedlaveremiljørisiko osv.
Figur 5 Skissesomviserinngangsdataog resultatberegningerienmiljørisikoanalyse etterMIRA-metoden.
Oljedriftsimuleringer
med oljemengder i kategorier
Effektnøkler for akutt dødelighet og bestandstap
(Individuell sårbarhet)
1. Beregning av bestandstap pr.
VØK pr. simulering
Skadenøkler (Bestandens sårbarhet)
2. Ber. av sanns. for miljøskade i alvorlighetskategorier
Utslippsfrekvens 3. Ber. av frekv. av miljøskade i alvorlighetskategorier
4. Ber. av miljørisiko som andel av akseptkriteriet for hver VØK i
alvorlighetskategorier Akseptkriterier
Inngangsdata og beslutninger Resultat
3.3.1 Sjøfugl og marine pattedyr
Effektnøklerfor sjøfuglog marinepattedyrer gitt i Tabell13 i Vedlegg(Kapittel 10.2). De harfellesskadenøkkel,gitt i Tabell15. Sjøfuglhar høyfysiologisk sensitivitet overforoljeforurensningog dermedhøysannsynlighetfor å omkommehvis deforurensesav olje. Det er imidlertid sværtvariabeltom
fugleneblir eksponertfor oljen, og deulike arteneharlevesettog formeringsevne somgjør dembestandsmessigsårbarei ulik grad.Disseforholdeneer reflekterti effektnøkleneog sårbarhetstabellene(Tabell16 og Tabell17), der
sårbarhetsverdi3 er høyestesårbarhet.
Ogsåmarinepattedyrharulik sårbarhetoverforoljeforurensning.For oterer den individuellesårbarhetenhøyheleåret,mensdenfor kystselarteneer mer
varierendemedlivs-/årssyklus,og er høyesti kasteperioden.Spesieltvedanalyse av aktivitetersomgåroverperioderderressursenessårbarheter i endring,er det viktig å benytteenperiodiseringsomtar hensyntil dette,f.eks.
månedsvis/sesongvisoppløsningi oljedrift, VØK-datasettog
sårbarhetsinformasjon.Risikoenkandermedberegnesfor hverdelperiode,og etterpåsummeresfor heleaktivitetsperioden.
3.3.2 Kysthabitater
For kyst/strandhabitaterer det utviklet enkombinerteffekt- og skadenøkkelvist i Tabell18 i Vedlegg(Kapittel 10.3). Metodener i hovedtrekkdensammesomfor sjøfuglog sjøpattedyr,mentrinnene2 og 3 i Figur 5 gjennomføressamtidig, sideneffekt- og skadenøkkeler kombinert.
Miljørisikoanalysenav kysthabitaterer gjennomførti henholdtil ovenstående effekt- og skadenøkkel,operasjonalisertsomfølger:
Utarbeidelseav oljedriftstatistikksomfor samtligeberørtestrandruter angirtreffsannsynlighet for oljemengderinnenintervallenebeskreveti Tabell18.
For hverberørtrutehentessårbarhetsverdienfor kysthabitat,og sannsynlighetsfordelingenav skadeutslagetberegnespågrunnlagav
denneog treffsannsynlighetav olje innenmengdeintervaller,dividert på antallruter meddenaktuellesårbarheten(1-3).
Resultateneoppsummeresfor alle berørteruterfor hverkombinasjonav rateog varighet.
Oppsummerteresultatermultipliseresmedsannsynlighetfor kombinasjonenav rateog varighet,og gir samletenfrekvensinnen konsekvenskategorieneMindre, Moderat,Betydeligog Alvorlig, som målesdirektemot akseptkriteriene.
3.3.3 Fisk
Beregningenav miljørisiko påfisk utføresettermetodensomer beskreveti NorskOlje og Gasssin veiledning(OLF, 2007).Dennemetodikkener entrinnvis tilnærmingsombestårav to nivåerav skadeberegningerpådesårbarestadieneav fiskeressurser– eggog larver.Miljørisiko for fisk etterMIRA -metodener utfordrendeå kvantifiserefordi endepunktetfor analyseninnebærerenvurdering av om tapetav enandelav enårsklasseharnoenbetydningfor utviklingenav en gytebestand.Til dettetrengsbådeinformasjonom giftighet av olje påeggog larver,samthistorisk-statistiskinformasjonom gytebestandensutvikling for å kunneestimereenrestitusjonstidetteroljepåvirkning.Det er i utgangspunktet kun enmegetliten andelav enårsklassesomnårgytemodenalder,og
modelleringav betydningenav småtapsandelerkreverrestitusjonsmodellog kunnskapom denenkelteart/gytebestandsin bestandsutvikling.
Det førstetrinnet bestårav entapsanalyse,detandretrinnetav envurderingav betydningenav detberegnedetapetpåutviklingenav gytebestandenfor enkelte arter.En ytterligerebeskrivelseer gitt i kapittel 10.4(Vedlegg).For andrearter vil deti mangelav dokumentert restitusjonsmodellbli benyttetdenmer
konservativetilnærmingenmedoverlappsanalysesombeskrevetfor Trinn 1.
For å få et bilde av mulig miljørisiko for fisk somsamsvarermestmulig med risikoberegningfor sjøfuglog marinepattedyr,derhelerate-varighetsmatrisen benyttes,og dersannsynlighetsbidragetfra deulike hendelseneer medi
beregningen,velgeså benytteoljedriftsstatistikkenfor ratennærmestovervektet rateog varighet, dvs.15 dagerfor et overflateutslippsomforventeså være representativtfor olje i vannmassene.
Videreer gjennomsnittligTHC-konsentrasjongitt at rutentreffesmultiplisert medtreffsannsynligheti rutafor å gi et sannsynliginfluensområde.
3.4 Beredskapsanalyse
Beredskapsanalysener gjennomførti henholdtil Statoilsin metode(Statoil, 2013),somer innenrammeneav denkommendeoppdateringav Norsk olje og gasssin veiledningfor miljørettetberedskapsanalyse.
3.4.1 Beregning av systembehov
Beregningav systembehovfor bekjempelseav oljeemulsjontar utgangspunkt i en strategisombestårav å byggeopp ulike barrierermot denflytendeoljen.
Et opptakssystembestårav lensefor innringingav oljeemulsjon,tilpassetden aktuellebarrierenmht. holdekapasitetog envissbølgetoleranse,og en
oljeopptakermedenviss kapasitetpr. tidsenhet.Videre hørerlagringskapasitet, fartøy(er)for utleggingog manøvrering,samtutstyrfor deteksjonog
monitoreringav olje påhavoverflatentil et fullt system.
En barrierebestårav flere systemersomtil sammenhar nominell (teoretisk) kapasitettil å håndtereemulsjonsmengdensomtilflyter barrieren,mensdens effektivitet er begrensetav værforholdsombølger,strømog lystilgangen, dessutenom oljen tilflyter barriereni tilstrekkeligmengdetil å væreeffektiv.
Emulsjonsmengdeog effektivitet beskrivesi denedenståendeavsnittene.
Fordi olje somflyter påoverflatenbrytesoppi mindreflak somspres,er oppsamlingeni åpenthavmesteffektiv sånærkilden sommulig, men emulsjonenmåhaoppnåddenvissstabilitetfor å kunnetasopp.Ved en
utblåsninger det dessutenensikkerhetsavstandrundtriggenpga.eksplosjonsfare.
Man beregnerderforat opptaketi denførstebarrierenskjer påom lag 2 timer gammelolje.
I praksis(bl.a.av manøvreringshensyn)er detikke mulig eller hensiktsmessigå lageen helt tett førstebarriere,og dettefaktumtashensyntil i beregningenav
systembehovenei dennestebarrieren,somogsåforetaropptaki åpenthav.
Barriere2 beregneså ha50 % lavereeffektivitet ennBarriere1 fordi oljefilmen i praksiser tynnereog kapasitetentil systemetikke utnyttesi like stor grad.Dette tashensyntil vedutregningav antalletsystemeri Barriere2.
Det gjøresvidereenberegningav hvor myeolje somtilflyter kystsonenog strander.Dersomdennemengdener lavereennbehovenerelaterttil denvedtatte grunnberedskapen(Statoil 2013)for utvalgteområderinneninfluensområderer det sistnevntesomleggestil grunn.
I beredskapsanalysenbeskrivesoljensegenskapermht. forvitring og emulsjonsdannelsemht ulike klimatiskeparametereav betydningfor dimensjoneringen.
3.4.2 Risikoreduksjon som følge av effekt av beredskap
For å synliggjørehvordankonsekvensreduserendetiltak kanreduseremiljørisiko harAkvaplan-niva, SensEstartetutvikling av enmetodesomkan benyttesfor å tallfesterisikoreduksjonsomfølge av redusertoljemengdepåhav(ReduSensE).
Det er foretattmetodeutviklingfor å sepårelasjonmellomratereduksjon og effekt påfordelingav skadeutslagi konsekvenskategoriene.Ratereduksjonsees hersomillustrerendefor opptakav olje dagliggjennomenutblåsningmeden vissvarighet.Da deter gjennomførtoljedriftssimuleringerfor ulike rateri analysenmedpåfølgendeMIRA -beregninger,ble detvalgt å ta utgangspunkti disse.
Resultatenefra MIRA -analysenoverantalletsimuleringersomgautslagi de forskjelligebestandstapskategorieneog dermedogsåutslagi
konsekvenskategorierble brukt for overflateutslippene,alle raterog med15 dagersvarighet,slik at detkun er ratensomskiller scenariene.
4 Miljøbeskrivelse
Imsaharenbeliggenhetsomtilsier at influensområdetligger i Norskehavet. Noe påvirkningav Barentshavetkanforventesvedlangvarigehendelser.
SammenlignetmedNordsjøener Norskehavetkun moderatmenneskepåvirket, selvom det pågårfiskeri og enøkendepetroleumsaktivitet.
4.1 Strømforhold og frontsystemer.
4.1.1 Norskehavet
Bådedet atlantiskevannetog dennorskekyststrømmenflyter beggei Norskehavetgenerelti nordlig retning.Norskehaveter sterktpregetav
frontsystemerog lokale virvler somdannermuligheterfor gunstigeforhold for biologisk produksjon.
Norskehaveter dominertav to storebassengerpåom lag 3000-4000m dybde.
SammenlignetmedNordsjøener Norskehavetkun moderatmenneskepåvirket, selvom det pågårfiskeri og enøkendepetroleumsaktivitet.Hvert sekund strømmer8 millioner tonnvarmtatlantiskvanninn i Norskehavet,noesom tilsvarer8 gangersummenav globalelvetilførsel,og er årsaktil detmilde klimaeti Nord-Europa.Økosystemeti Norskehavetharrelativt lav biodiversitet, mendeter produktivtog noenarterforekommeri sværthøyeantall.
Fytoplankton(planteplankton)finnesi enormeantall undervåroppblomstringen.
Dettegir grunnlagfor oppvekstav demangefiskeartenesomgytesi Nordsjøen og Norskehavet.
4.2 Klimatiske forhold
4.2.1 Vanntemperatur
Vanntemperaturer enviktig faktor for biologiskproduksjon,samtfor forløpetav spredningog nedbrytningog gradenav emulsjonsdannelseav olje i det marine
periodenmars-desemberer gjennomsnittstemperatureni sjøen9,9 ºC. Den gjennomsnittligevanntemperaturen hvermåneder vist for Heidrunfeltet i Figur 6.
Figur 6: Gjennomsnittligsjøtemperatur vedHeidrunfeltet(Met.no).
4.2.2 Lufttemperatur
Lufttemperaturhari dennesammenhengstørstbetydningfor operasjonelle forhold vedoljevernaksjoner.I Figur 7 er derforogsåminimums- og
maksimumstemperaturervist for å illustrereutfallsromi operasjonelleforhold.
Områdetvedborelokasjonenhar noevariasjoni gjennomsnittliglufttemperatur (pr. måned)overåret,fra gjennomsnittlig3 ºC i februar/marstil ca.12 ºC i august.Gjennomsnitter ca 7 ºC.
Figur 7 GjennomsnittliglufttemperaturvedHeidrunfelteti hvermåned(lys blå) samt maksimumsverdier(mørkblå og minimumstemperaturer(gul).
4.2.3 Lysforhold
I oljevernsammenhengbenyttesbegrepet”Operasjonslys”,sominkluderer den del av døgnethvor solener overhorisonten(”Dagslys”) eller mindreenn6 grader underhorisonten(”Borgerlig tussmørke”).Detteer forhold hvor aktiviteter utendørs,inkludertoljevernaksjoner,kanforegåutentilførsel av kunstiglys.
Av Figur 8 seesat i periodenmars-augustøkesførstlystilgangen,fra ca.13,5 timer operasjonslysi mars, til 24 timer i mai til juli, før denigjen synkeri august.
I desemberer tilgangentil operasjonslysunder7 timer i døgnet.
Figur 8 Lysforholdi områdetgjennomåret.
4.2.4 Vindforhold
Gjennomåretvarierervindforholdenebetydeliginnenanalyseområdet,bådemht.
vindstyrkerog dominerendevindretning.Dennærmesteoffshoremålestasjonen for vind er Heidrunfeltet.
Figur 9 Øverst:GjennomsnittligvindstyrkevedHeidrunfelteti hver måned.
4.3 Bølgeforhold
MeteorologiskInstitutt hargjennomført modelleringav bølgehøyderfor utvalgte punkterpånorsksokkel(Met.no,2009).Det punktetsomligger nærmest borelokasjonener No. 1271, 29 km nord for brønnen.
Frekvensfordelingenav ulike bølgehøyderoveråreter vist i Figur 10. Somdet fremgårav figuren er detenrelativt høytidsandelmedhøyebølger,høyesti førstedel av boreperioden.
Figur 10 Frekvensfordelingav bølgehøydervedpunkt1271, 29 kmnord for borelokasjonen.
4.3.1 Vind, bølger og effektivitet
Vind og bølgerharstorpåvirkningpåeffektivitet av oljeverntiltak.
Effektivitetsbegrepetog tilhørendeinformasjoner omtaltinnledningsvisi denne delenav rapporten,og utførligeomtalerog tilhørendeinformasjonharvært tilgjengeliggjennomlenkenetil NOFOOljevernportalsomtidligereangitt.
Det benyttesulike enheterog begreperinnenangivelseav vind og bølger.For å lettetil gjengelighetog lesbarhetav informasjoneni analysener detlageten oversiktstabellsomviser sammenhengenmellomvind, bølgerog effektivitet, medentilhørendefargekodingsomer benyttetkonsistentgjennomrapporten.
Intervalleneav signifikantbølgehøydeer basertpåBeaufortsskalaog
inndelingentil World MeteorologicalOrganisation,modifisertnoefor å ivareta mindreforskjellermellomdisseinndelingene.I angivelsenav effektivitet er det valgt ennoekonservativtilnærmelse,somentilpasningtil intervallenei
vindstyrkeog bølgehøyde.Dettegjelderspesieltdeto høyesteintervalleneav vindstyrke(mellomgråog mørkgråfarge)Tabell4.
Tabell4 Sammenhengmellomvindstyrke,bølgehøyderog effektivitetav oljevernsystemer.
Vindstyrkeinterval l
(m/s)
Signifikant
bølgehøydeinterval l (m)
Effektivitetsinterval l NOFO system (% av full kapasitet)
Effektivitetsinterval l Kystverk system (% av full
kapasitet)
0-5.5 <0.6 >80 >80
5.5-8.0 0.6-1.5 70-80 60-80
8.0-10.8 1.5-2.5 60-70 50-60
10.8-15 2.5-4 50-60 0
15-20 4-6 0 0
>20 >6 0 0
4.3.2 Forventet systemeffektivitet
Boringenplanleggesi enperiodeog et områdemedrelativ høyandelav sterk vind og høyebølger,og medførst synkendeog deretterøkendetilgangpålys i perioden.Basertpåbølgeforholdenevedstasjon1271 og forutsetningersom tidligerediskutertvil forventetgjennomsnittligsystemeffektivitetav
oljevernsystemerværeca.49 % for periodenmars-desember.
Figur 11 Forventeteffektivitetav NOFOhavgåendeoljevernsystemersomfunksjonav bølgehøydervedlokasjon1271 og lysforholdvedlokasjonen
4.4 Sårbarhetsperioder
Ulike arterog grupperav naturressurserharforskjellig sårbarhetoverfor
oljeforurensningavhengigav fysiologiskeog atferdsmessigeforhold. Sårbarheten varierermedtrekkmønstreog formeringssyklus,samtandresårbareperioderder dyrenefor eksempelsamlesi størreflokker slik at mangeindivider kanrammes samtidig.
Tabell5 visersårbarhetsperioderog -graderingfor ulike naturressurser,samten grovinndelingi hvor artenekanpåtreffes.
4.5 Miljøsoner
I Figur 12 er vist eksemplerpåfordelingav ulike miljøressurseri soneraktuelle for beredskapen.Anvendelsenav dettesystemeti oppbygningenav miljøstrategi for hversonevil bli utdypeti beredskapsplanfor brønnen.
Tabell5 Sårbarhetsperioderfor ulike naturressurser,medsårbarhetsgradfra 1 (grå) – lavestesårbarhetsgradtil 3 (brun) – høyestesårbarhet.
Gruppe Komponent Habitat Måned
Jan Feb Mar Apr Mai Jun Jul Aug Sep Okt Nov Des
Marine
pattedyr Havert Kystnært/strand/hav 1 3 3 1 1 1 1 1 3 3 3 3
Steinkobbe Kystnært/strand 1 1 1 1 1 3 3 3 1 1 1 1
Oter Kyst/strand 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3
Hvaler Åpenthav 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Sjøfugl Pelagiskedykkere Kyst/strand 3 3 3 3 3 3
Pelagisknæringssøk 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3
KystbundnedykkereKyst/strand/sjø 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3
Pelagisk
overflatebeitende Kyst/strand 2 2 2 2 2 2
Pelagisknæringssøk 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2
Kystbundne
overflatebeitende Kyst/strand 2 2 2 2 2 2 2 2
Kyst/sjø 1 1 1 1
Fisk NØA Torsk Norskehavet 2 2
NVG Sild Nordsjøen 2 2 1
NVG Sild Norskehavet 2 2 1 1
Figur 12 Inndelingi miljøsonerog eksemplerpå ressurstyperinnendisse.
4.6 Sjøfugl
Ulike økologiskegrupperav sjøfuglharsværtulik sårbarhetoverfor oljeforurensning.Ift. miljørisiko er detrelevantå beskrivedeøkologiske
gruppenebasertpåartenesatferdsmønstresomgjør demmereller mindresårbare overforoljeforurensning,og trekkmønstresompåvirkerderesutbredelse
gjennomåret.Det er ogsårelevantå deledeminn ettergeografisktilstedeværelse i åpenthaveller kystnært,i forhold til å visekonfliktpotensialmed
oljeforurensningfra enbestemtaktivitet. I denfølgendebeskrivelsenav artene tasutgangspunkti denatferdsbaserteinndelingeni økologiskegrupper,mens beskrivelsenav datasettenebestgjøresmedutgangspunkti tilstedeværelsei kystsone,strandsoneeller i åpenthavi dengjeldendesesongen.Analyseperioden er mars-desember, dendekkersåledesmyeav sjøfuglenesårssyklus.
Områdenei Norskehaveter viktige overvintringsområderfor enrekkearter,også demsomhekkerlengernordi sommerhalvåret.Det er rikelig medhekkeområder langskystenav Norskehavet.Regionener ogsåviktige rasteplasserfor trekkende fugl i høst- og vårperioden.Det er dermedhelårlig sensitivitet, medvariasjoni artssammensetninggjennomåretog medgenerelthøyartsrikdom.
I influensområdeter detenrekkeviktige områderfor sjøfugllangskystenfra Møreog Romsdal,Trøndelagsfylkene,Helgelandskysten,Lofotenog Vesterålen, områdersomRunde,Smøla,Frøya/Froan,Vega,Lovundenog Røster kjente, viktige områderfor ulike grupperav sjøfugl.
For sjøfugler detbenyttettilrettelagteVØK-datafra SEAPOP(NINA). Samtlige sjøfuglartersomdet er tilgjengeligdatasettfor i SEAPOPer analysertfor denne brønnen.For kystnærtilstedeværelseav sjøfuglharAkvaplan-niva fått tilgangtil SEAPOPdatabaseni MS Accessformat.Datasetteneinkluderer
funksjonsområder,somvariererinnendeenkelteartsgrupper.Dissedatasettene tar ogsåhensyntil at storedelerav norskbestandoppholdersegutenfornorske områdervinterstid,medtilhørendelavebestandsandeler.Sesonginndelingener derfornoeforskjellig fra art til art (Geir Systad,NINA, persmedd.). Det er i april/mai2013mottattoppdatertedatafor sjøfuglkystnærtog i åpenthav.Både gamleog nyedataer benytteti foreliggendeanalyse,for å kunnegi en
sammenligningmellom kjentedataog nye.
Datasomviser sjøfugli åpenthaver delt inn i tre sesonger:Sommer(april-juli), høst(august-oktober) og vinter (november-mars).Det er i tillegg gjennomførten analyseav endringerav relativ miljørisiko gjennomåretfor to artersomga utslag i miljørisikoanalysen.
For utbredelseskartovertilstedeværelseav sjøfugli analyseområdetsomikke er beskrevethervisestil http://www.senseweb.no/content/173/MRABA-Imsa I rapportengis herengeneriskbeskrivelseav deulike gruppenessårbarhetog tilstedeværelse,samtkortfattetartsbeskrivelse for enkeltearter.
Periodenmars-desembervil omfattesistedel av overvintringenfor enkeltearter, vårtrekk,hekkeperiode,høsttrekkog delerav overvintringen. Enkelte
sommergjesterharenmegetkort hekkeperiodei Norgeog er ikke til stedeutover (mai) juni-juli, somf.eks.ternene.Detteer reflekterti datasettenefor hverenkelt art. Det er valgt å viseartenesutbredelsei juni.
4.6.1 Pelagiske dykkere
Arter somtilhører denneøkologiskegruppen(alkefugl)vandrerover store områder,og kanhaet næringssøkover100 km ut fra hekkeplassene.Hekkingen foregåri storekolonier i ytre kystsonefra april til juli, typisk i fuglefjell. Resten av årettilbringer gruppenmyetid påhavoverflateni næringssøk.Fødener hovedsakeligkrill og stimfisk somsild, loddeog tobis,sombefinnersegved fronterhvor detoppstårgodevekstvilkårfor planktonproduksjon.
Frontsystemeneer dynamiskeog derfor vil krill og fisk vandreoverstore avstander.
Alkefugl harsmåvingerog relativt storekropper,og fuglenebrukermyeenergi vedflyving. De har et stortenergiforbrukmedliten evnetil lagring,og måhele tidenjaktepånæring.Kroppsbygningengjør demderimottil godedykkere,dade kortevingenegir godmanøvreringsevnenår denfangerfisk i defrie
vannmassene(Christensen-Dalsgaardet al., 2008). De pelagiskedykkerne forfølger vandringeneav byttedyr,og i dårligereår mådekunnefinne alternativ fødeeller oppsøkenyeområder.Dettegjør at variasjoneni lokaliseringenav pelagiskdykkendesjøfugler stor,og individenekanværespredtoverstore avstandereller konsentrerti småområder.Dettegir enstorvariasjonog
sværtfysiologisksårbare.Alkefuglenebytterflyvefjær (myter)påsjøen,deer da ikke flyvedyktige,og er spesieltsårbarefor oljeforurensning.
Følgendearterav alkefugli åpenthavog kystnærtomtales(rødlistestatusi parentes)(Kålåset al, 2010):
Lomvi (Uria aalge)(RødlisteCR(A2ab)) Alke (Alca torda) (RødlisteVU (A2b))
Lunde(Fraterculaarctica) (RødlisteVU (A2b)) Alkekonge(Alle alle)(Ikkerødlistet)
Polarlomvi(Uria lomvia)(RødlisteVU (C1))
Figur 13 Alkefugleri næringssøkkansamlesi storeantall på havoverflaten,bådei åpent havog kystnært(her lomvi m-fl.). (Foto: CathrineS.Spikkerud).
Det er gjennomførtmiljørisikoanalysefor alle alkefuglartenei åpenthav.De mestutsatteartene;lomvi (forsidebildet),lunde(Figur 15) og alke(Figur 14) har flere hekkeområderianalyseområdetog harhelårlig tilstedeværelse.
Alkekonge(Alle alle) er overvintringsarti Nordsjøenog Norskehavet.Polarlomvi (Uria lomvia) er til stedei Norskehavetog Barentshavet.Alkekongehekker hovedsakeligi Barentshavet,påSvalbardog JanMayenderdeikke berøresav aktiviteteni hekkeperioden,mendatasetteneviser noetilstedeværelsei
hekkeperiodenlangskystenav Norskehavet.Polarlomvi(Figur 17) hekkerogså påBjørnøya,og forventesikke berørtder,menartenogsåi mindreantalllangs Finnmarkskysten.
Kart for artene(datafor 2013)visespå
http://www.senseweb.no/content/173/MRABA-Imsa For hverav artenevisesutbredelsei juni.
Figur 14 Alkehekkerbådei ur og direktepå fjellhyller. (Foto: CathrineS.Spikkerud).
Figur 15 Lundei hekkekolonienpå Røst.Her hekkerbådelundeog alkei huler i den gressdekkedeura. Foto: CathrineS.Spikkerud.
Figur 16 Lomviog polarlomvihekkermeråpentennlundeog i noentilfelle alke,på smalehyller i klippevegger,oftesammenmedkrykkje.Hekkeplassenkanværebarenoen meteroverhavetsompå Røst(lomvi) eller høytoppei fjellsiden(Foto: CathrineS.
Spikkerud).
