Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønn 30/9-28S B-Vest Angkor Thom

(1)

B-Vest Angkor Thom

(2)

Dokumentnr.: Kontrakt: Prosjekt:

Gradering: Distribusjon:

Open Kan distribueres fritt

Utløpsdato: Status

2016-07-31 Final

Utgivelsesdato: Rev. nr.: Eksemplar nr.:

2015-07-13 Forfatter(e)/Kilde(r):

Øystein Rantrud

Omhandler (fagområde/emneord):

miljørisiko, beredskap, oljevern

Merknader:

Trer i kraft: Oppdatering:

2015-07-13

Ansvarlig for utgivelse: Myndighet til å godkjenne fravik:

Fagansvarlig (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur:

TPD TEX SST ETOP Anne-Lise Heggø

Utarbeidet (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur:

TPD TEX SST ETOP Øystein Rantrud

Anbefalt (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur:

TPD TEX SST Arne Myhrvold

Godkjent (organisasjonsenhet/ navn): Dato/Signatur:

TPD TEX SST ETOP Per Gunnar Stavland

(3)

Innhold

1 Sammendrag ... 4

2 Innledning ... 4

2.1 Definisjoner og forkortelser ... 4

2.1 Bakgrunn... 6

2.2 Aktivitetsbeskrivelse... 6

3 Miljørisikoanalyse ... 8

3.1 Metodikk... 8

3.2 Type operasjon og utslippssannsynlighet ... 8

3.3 Utblåsningsrater og –varigheter ... 9

3.4 Oljetype ... 11

3.5 Oppsummering av miljørisiko... 12

3.6 Oppsummering og konklusjon miljørisikoanalyse ... 26

4 Beredskapsanalyse ... 28

4.1 Ytelseskrav ... 28

4.2 Metodikk... 28

4.3 Dimensjonering av barriere 1 og 2 – nær kilden og på åpent hav ... 29

4.4 Dimensjonering av barriere 3 og 4 – Kyst og strandsone ... 29

4.5 Dimensjonering av barriere 5 – Strandrensing ... 30

4.6 Analysegrunnlag ... 30

4.7 Resultat - Beredskapsbehov og responstider ... 39

4.8 Oppsummering av krav til beredskap for letebrønn 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom ... 44

5 Referanser ... 45

Technical note: Input to the environmental risk assessment– Blowout scenario analysis – exploration wells B-Vest & Angkor Thom (30/9-28 S). ... 46

(4)

1 Sammendrag

Statoil planlegger boring av letebrønn 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom. Brønnen er lokalisert i den nordlige delen av Nordsjøen. Avstanden til nærmeste land, Øygarden i Hordaland, er om lag 115 km. Boringen er planlagt med oppstart i oktober 2015.

30/9-28 S B-Vest Angkor Thom skal bores gjennom to ulike reservoarseksjoner med tilhørende

utblåsningssannsynligheter, -rater og oljetype. Det skal bores gjennom to hydrokarbonførende lag, et oljeførende lag i 12

¼ '' seksjon, og et kondensatførende lag i 8 ½ '' seksjon.

Miljørisikoanalysen for 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom [1] er gjennomført som en skadebasert analyse, og er utført av Acona. Miljørisikoanalysen ser på miljørisikoen for boring av hele brønnen, og adderer risikoen fra de to seksjonene.

Miljørisikoen for letebrønn 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for alle VØKer, i alle fire sesonger. Høyest miljørisiko gjennom året er beregnet for vintersesongen, med utslag på 21 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for moderat miljøskade (Havsule).

For beredskap mot akutt forurensning er boringen av 12 ¼ ''-seksjonen av 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom dimensjonerende for type beredskapstiltak og for antall systemer i barriere 1 til 5. Dette er grunnet høyere utblåsningsrater og at det er forventet olje i denne seksjonen mot kondensat i 8 ½ ''seksjonen.

Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning for boring av letebrønn 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom er oppsummert i Tabell 4-18. Det er satt krav til 4 NOFO-systemer i barriere 1 og 2, med responstid på 5 timer for første system og fullt utbygd barriere 1 og 2 innen 13 timer. Det settes krav til 7 kystsystemer i barriere 3 og 7 kystsystemer i barriere 4. Det stilles krav til 11 strandrenselag i barriere 5.

Ved behov, vil ytterligere ressurser kunne mobiliseres i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og IUAer.

2 Innledning

2.1 Definisjoner og forkortelser

Sentrale ord og uttrykk som inngår i miljørisikoanalysen er kort beskrevet nedenfor:

Akseptkriterium Verbal eller tallfestet grense for hvilket risikonivå som aksepteres.

ALARP ”As low as reasonably practicable”: Prinsipp som benyttes ved vurdering av risikoreduserende tiltak.

Risikoreduserende tiltak skal implementeres med mindre den tilhørende kostnaden eller gjennomførbarheten er urimelig i forhold til risikoreduksjonen. Det skal være et særlig fokus på risikoreduserende tiltak når risikoen er beregnet å være over halvparten av akseptkriteriet.

Bestand: Gruppe av individer innen en art som befinner seg i et bestemt geografisk område i en bestemt tidsperiode (naturlig avgrenset del av en populasjon).

BOP Blow Out Preventer

DFU Definert fare- og ulykkessituasjon.

(5)

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.

HPHT: High pressure high temperature, forhold i brønn

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 med hensyn til akutt oljeforurensning.

Miljøskade Direkte eller indirekte tap av liv for en eller flere biologiske ressurser på grunn av oljeutslipp som kan beskrives på individ- eller bestandsnivå. For at et oljeutslipp skal kunne gi en miljøskade må

restitusjonstiden for den mest sårbare bestanden være lengre enn 1 måned.

Miljøskadekategorier Kategorisering av miljøskader i hhv. mindre, moderat, betydelig eller alvorlig på grunnlag av restitusjonstid for den mest sårbare bestanden:

Mindre: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 måned og 1 år.

Moderat: en miljøskade med restitusjonstid mellom 1 år og 3 år.

Betydelig: en miljøskade med restitusjonstid mellom 3 år og 10 år.

Alvorlig: en miljøskade med restitusjonstid over 10 år.

NOFO Norsk Oljevernforening for Operatørselskap

NEBA Net Environmental Benefit Analysis – metode for å sammenligne og rangere netto miljøgevinst forbundet med forskjellige bekjempelsesmetoder innen oljevern, eksempelvis oppsamling, mekanisk og kjemisk dispergering.

Operasjon En enkel, tidsbegrenset arbeidsoperasjon som kan medføre akutt utslipp, f.eks. boring av en letebrønn, som inkluderer all aktivitet fra leteriggen er på borelokasjonen til den forlater lokasjonen.

Prioriterte områder Til bruk i beredskapsplanleggingen er det definert arealer kalt prioriterte områder (basert på en vurdering av tidligere eksempelområder i NOFO). Disse er karakterisert ved at de ligger i ytre kystsone, har høy tetthet av miljøprioriterte lokaliteter og som også på andre måter setter strenge krav til

oljevernberedskapen. Disse områdene er derfor forhåndsdefinert som dimensjonerende for oljevernberedskapen.

Ressurs eller biologisk ressurs Levende organismer, f.eks. plankton, tang og tare, virvelløse dyr, fisk, sjøfugl og sjøpattedyr.

Restitusjonstid Tiden det tar etter en akutt reduksjon før ressursen har tatt seg opp til (omtrentlig) normalnivået. Den akutte reduksjonen skjer (her) som følge av et oljeutslipp.

Størst strandet emulsjonsmengde 95-persentilen i utfallsrommet for størst strandet mengde

(6)

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.

2.1 Bakgrunn

I forkant av boringen av letebrønn 30/9-28S B-Vest Angkor Thom er det utarbeidet en miljørisiko- og beredskapsanalyse.

Miljørisikoanalysen er gjennomført som en skadebasert helårlig analyse av Acona [1].

Formålet med miljørisikoanalysen er å kartlegge risikonivået for det ytre miljøet i forbindelse med boring av letebrønnen og å sammenholde risiko mot gjeldende operasjonsspesifikke akseptkriterier.

Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning. Dette skal gi grunnlag for valg og dimensjonering av oljevernberedskap i forbindelse med akutte utslipp. Beredskapsanalysen for 30/9-28 S B- Vest Angkor Thom 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.

2.2 Aktivitetsbeskrivelse

Letebrønnen 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom skal bores i Nordsjøen (Figur 2-1). Vanndybden på borelokasjon er 99 m og korteste avstand til land, som er Øygarden i Hordaland, er om lag 115 km. Boringen har planlagt oppstart sommer 2015.

Brønnen er planlagt boret med den halvt nedsenkbare riggen Songa Delta.

Hovedformålet med letebrønn 30/9-28 S er å bekrefte kommersielle ressurser i de to uavhengige prospektene B-Vest og Angkor Thom. B-Vest (øverste reservoar) er forventet å inneholde olje med tilsvarende egenskaper som Oseberg Sør- olje. Angkor Thom (nederste reservoar) er forventet å inneholde gass og kondensat med tilsvarende egenskaper som Huldra-kondensat. Et mulig sidesteg kan bli boret i B-Vest og er forventet å inneholde olje med tilsvarende egenskaper som Oseberg Sør-olje.

(7)

Figur 2-1 Lokasjon for letebrønn 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom

Basisinformasjon om letebrønn 30/9-28S B-Vest Angkor Thom er oppsummert i Tabell 3-1.

Tabell 3-1 Basisinformasjon for letebrønn 30/9-28S B-Vest Angkor Thom

Parameter Verdi Brønn

Brønnavn 30/9-28S B-Vest Angkor Thom

Lokasjon 60° 25' 52" N, 002° 44' 40" Ø

Vanndyp 99 m

Avstand til nærmeste land 115 km (Øygarden)

Referanseolje Oseberg Sør og Huldra kondensat

Vektede utblåsningsrater - Øvre reservoarseksjon (12 ¼" ) 4200 Sm³/d sjøbunn og overflate Vektede utblåsningsrater - Nedre reservoarseksjon (8 ½ ") 2900 Sm³/d sjøbunn og overflate

Vektede utblåsningsvarigheter Overflate: 9,5 døgn

Sjøbunn: 16,4 døgn Varigheter brukt i oljedriftssimulering 2, 5, 14, 35 og 70 døgn Maksimal tid for boring av avlastningsbrønn 70 døgn

(8)

3 Miljørisikoanalyse

3.1 Metodikk

En fullstendig miljørisikoanalyse består av en sammenstilling av sannsynlighet for utslippshendelser og potensiell miljøskade relatert til disse. Oljedriftsmodeller gir innspill til beregning av skadeomfang på utvalgte Verdsatte Økologiske Komponenter (VØK’er) i influensområdet. Metodikk samt begrepsdefinisjoner er fullstendig beskrevet i Norsk olje og gass (tidligere OLF) sin veiledning for miljørettede risikoanalyser [2]. En noe mer kortfattet beskrivelse av metoden er

tilgjengelig i kapittel 3 i miljørisikoanalysen [1].

Siden Angkor Thom & B Vest er en brønn som bores i to reservoarseksjoner med ulik forventet oljetype (Oseberg Sør og Huldra) er bidrag til miljørisiko beregnet separat, men sammensatt for å uttrykke miljørisikoen for hele brønnen i forhold til akseptkriteriene.

I analysen av miljørisiko knyttet til boringen av letebrønn 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom benyttes Statoils akseptkriterier for operasjonsspesifikk miljørisiko (Tabell 2-1). Statoils akseptkriterier er fastsatt på grunnlag av hovedprinsippet om at:

"Restitusjonstiden etter en miljøskade for den mest sårbare bestanden skal være ubetydelig i forhold til forventet tid mellom slike miljøskader".

Tabell 3-1 Statoils akseptkriterier for miljørisiko Miljøskade Feltspesifikk

risiko per år:

Installasjonsspesifikk risiko per år:

Operasjonsspesifikk risiko per operasjon:

Mindre < 2 x 10^-2 < 1 x 10^-2 < 1 x 10^-3 Moderat < 5 x 10^-3 < 2,5 x 10^-3 < 2,5 x 10^-4 Betydelig < 2 x 10^-3 < 1 x 10^-3 < 1 x 10^-4

Alvorlig < 5 x 10^-4 < 2,5 x 10^-4 < 2,5 x 10^-5

3.2 Type operasjon og utslippssannsynlighet

Det skal benyttes en halvt nedsenkbar rigg (Songa Delta) for boringen av letebrønnen. Det skal bores gjennom to hydrokarbonførende lag, et oljeførende lag i 12 ¼ '' seksjon, og et kondensatførende lag i 8 ½ '' seksjon. Et sidesteg vil bli vurdert basert på informasjon fra hovedbrønnen. Dette vil i så fall bli boret ut fra eksisterende 13 3/8’’ foringsrør, og vil bores inn i det oljeførende laget med en dimensjon på 8 ½ ''.

Sannsynligheten for en utblåsning er satt til 1,72 · 10^-4. Denne verdien er basert på frekvensen til en gassbrønn (wildcat), oppjustert med 10 % basert på en helhetsvurdering av spesifikke forhold for B-Vest Angkor Thom. Sannsynligheten for en utblåsning er videre vurdert å være lik for begge seksjonene (dvs. 1,72 · 10^-4 · 0,5 = 0,86· 10^-4 for hver seksjon).

Sannsynlighetsfordelingen mellom sjøbunn- og overflateutblåsninger er satt til hhv. 0,75 og 0,25.

B-Vest & Angkor Thom, hovedbrønn (hele brønnen, begge seksjoner) P(blowout sjøbunn) = 1,72 · 10^-4 · 0,75 = 1,3 · 10^-4

P(blowout overflate) = 1,72 · 10^-4 · 0,25 = 0,4 · 10^-4

(9)

B-Vest & Angkor Thom, mulig sidesteg

P(blowout with seabed release) = 1,72 · 10^-4 · 0,75 = 1,3 · 10^-4 P(blowout with surface release) = 1,72 · 10^-4 · 0,25 = 0,4 · 10^-4

3.3 Utblåsningsrater og –varigheter

Ratefordelingen for letebrønn 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom er presentert i Tabell 3-2 og Tabell 3-3. Et eventuelt sidesteg i det oljeførende laget vil ha tilsvarende sannsynlighet som hovedbrønnen, men lavere rater siden diameteren på seksjonen er mindre.

Tid til boring av avlastningsbrønn er basert på operasjonelle og brønnspesifikke forhold og inkluderer tid til avgjørelser, mobilisering av rigg, transitt, oppankring, boring, geomagnetisk styring og dreping av brønnen. Tid til boring av

avlastningsbrønn er basert på vurderinger fra prosjektet og beregnet vha Monte-Carlo-simuleringer.

For 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom er potensiell utblåsningsvarighet beregnet til 70 døgn. Varighetsfordelingen er lik for de to reservoarseksjonene, slik Tabell 3-2 og Tabell 3-3 viser. Se 0 for flere detaljer.

Tabell 3-2 Rate- og varighetsfordeling for overflate- og sjøbunnsutblåsning ved boring av 30/9-28S B-Vest Angkor Thom, øvre reservoarseksjon (12 ¼’’)

Probability top/ sub

Rate (Sm³/d)

Probability distribution - duration Scenario probability

2 5 14 35 70

Topside 0,25

100

0,67 0,14 0,09 0,03 0,07

0,2

1600 0,4

9000 0,4

Average:

4200

Subsea 0,75

100

0,49 0,16 0,14 0,06 0,15

0,2

1600 0,4

9000 0,4

Average:

4200

(10)

Tabell 3-3 Rate- og varighetsfordeling for overflate- og sjøbunnsutblåsning ved boring av 30/9-28S B-Vest Angkor Thom, nedre reservoarseksjon (8 ½’’)

Probability top/ sub

Rate (Sm³/d)

Probability distribution - duration Scenario probability

2 5 14 35 70

Topside 0,25

600

0,67 0,14 0,09 0,03 0,07

0,2

3400 0,4

3500 0,4

Average:

2900

Subsea 0,75

600

0,49 0,16 0,14 0,06 0,15

0,2

3400 0,4

3500 0,4

Average:

2900

(11)

3.4 Oljetype

Forventet oljetype for øvre reservoarseksjon (12 ¼ '') i 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom er Oseberg Sør, mens det for nedre reservoarseksjon (8 ½ '') forventet Huldra kondensat. Oseberg Sør (0,839 g/ml) har lengst levetid på sjø og høyest tetthet sammenlignet med Huldra(0,809 g/ml) (Figur 3-1). Oseberg Sør regnes dermed som dimensjonerende oljetype, og er benyttet som referanseolje både for miljørisikoberegningene og i beregning av beredskapsbehovet.

Figur 3-1: Sammenligning av Oseberg Sør og Huldra kondensat i forhold til gjenværende olje på overflate (%) som funksjon av tid på overflaten .

Forvitringsegenskapene til Oseberg Sør, og Huldra kondensat er oppsummert i Tabell 3-4 og Tabell 3-5, og er hentet fra forvitringsstudier gjennomført for oljetypene [3,4]. Både Oseberg Sør olje og Huldra kondensat har potensiale for bruk av dispergeringsmidler .

(12)

Tabell 3-4: Oseberg Sør, forvitringsegenskaper ved 2 og 12 timer for definerte vinter- og sommerforhold Timer Parameter – Oseberg Sør olje Vinter,

5 ºC 10 m/s vind

Sommer, 15 ºC 5 m/s vind

2 timer

Fordampning (%) 20 19

Nedblanding (%) 2 0

Vanninnhold (%) 25 29

Viskositet av emulsjon (cP) 4380 902

12 timer Fordampning (%) 27 26

Nedblanding (%) 13 1

Tabell 3-5: Huldra kondensat, forvitringsegenskaper ved 2 og 12 timer for definerte vinter- og sommerforhold

Timer Parameter – Huldra kondensat

Vinter, 5 ºC 10 m/s vind

Sommer, 15 ºC 5 m/s vind

2 timer

Fordampning (%) 38 36

12 timer Fordampning (%) 28 28

3.5 Oppsummering av miljørisiko

Resultater for oljedriftsimuleringer og miljørisiko er oppsummert for letebrønn 30/9-28S B-Vest Angkor Thom i dette kapittelet. Utbredelsen av olje- og strandingsstatistikk er basert på modellering av utblåsning fra øvre reservoarseksjon siden denne er vurdert til å være dimensjonerende for oljevernberedskapen. Oljedriftsimuleringene er derfor konservative i forhold til modellering av hele utfallsrommet av rater og varigheter til hele brønnen. For alle resultater refereres det videre til miljørisikoanalysen [1].

3.5.1 Resultater fra oljedriftsimuleringer

Influensområdene er presentert i Figur 3-2, Figur 3-3, Figur 3-4, Figur 3-5 og Figur 3-6. Det er tilnærmet like

influensområder for overflate- og sjøbunnsutblåsninger. Influensområdene for olje på sjøoverflaten, i vannkolonnen og akkumulert på strandlinjen består av alle 10 x 10 km kartruter som har mer olje enn en viss grenseverdi i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene. Grenseverdien er 0,01 tonn/km² for sjøoverflaten, 100 ppb THC (Total Hydrocarbon Concentration, oppløst og i dråpeform) for vannkolonnen, og 0,01 tonn/km for strandlinjen.

(13)

Merk at influensområdene er basert på alle utblåsningsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter, og at det markerte området ikke viser omfanget av en enkelt oljeutblåsning, men er det området som berøres i ≥ 5 % av

enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong.

Figur 3-2 Sannsynligheten for treff av over 1 tonn olje i 10 x 10 km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra B-Vest Angkor Thom i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Utslippspunktet er lokalisert i sentrum av den blå ruten.

(14)

Figur 3-3 Sannsynligheten for treff av over 1 tonn olje i 10 x 10 km sjøruter gitt en overflateutblåsning fra B- Vest Angkor Thom i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong.Utslippspunktet er lokalisert i sentrum av den blå ruten.

(15)

Figur 3-4 Sannsynligheten for oljekonsentrasjon i vannsøylen over 100 ppb i 10 x 10 km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra B-Vest Angkor Thom i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Utslippspunktet er lokalisert i sentrum av den blå ruten. Disse

influensområdene kan sees i sammenheng med miljørisiko for fisk, presentert i kap 3.5.2.4

(16)

Figur 3-5 Sannsynligheten for treff av over 1 tonn olje i 10 x 10 km kyststripe-kartruter gitt en

sjøbunnsutblåsning fra B-Vest Angkor Thom i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Utslippspunktet er lokalisert i sentrum av den blå firkanten.

(17)

Figur 3-6 Sannsynligheten for treff av over 1 tonn olje i 10 x 10 km kyststripe-kartruter gitt en

overflateutblåsning fra B-Vest Angkor Thom i hver sesong. Influensområdet er basert på alle utslippsrater og varigheter og deres individuelle sannsynligheter. Merk at det markerte området ikke viser omfanget av et enkelt oljeutslipp, men er det området som berøres i mer enn 5 % av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning innenfor hver sesong. Utslippspunktet er lokalisert i sentrum av den blå firkanten.

Oljedriftsimuleringene viser relativt store influensområder for olje på sjøoverflaten med utstrekning fra havområdene utenfor Rogaland til Nord-Trøndelag. Influensområdene i vannkolonne er null ved overflateutslipp, og små og lokalisert rundt brønnen ved sjøbunnsutslipp. Influensområde for olje akkumulert på strandlinjen strekker seg fra Hordaland til sør i Sør-Trøndelag.

Strandingsstatistikken for all oljeberørt kyst viser moderat sannsynlighet for stranding (29,5 - 48,4 %), med korteste drivtider mellom 7 og 13 døgn og størst strandet mengder oljeemulsjon mellom 3 051 og 11 940 tonn (representert ved

(18)

de respektive 95-persentilene). Ni av Statoils 36 prioriterte områder har mer enn 5 % sannsynlighet for stranding der korteste drivtid (95-persentil) er 8 døgn, til Sverslingsosen-Skorpa i Sogn og Fjordane.

Tabell 3-6: Strandingsmengder med oljeemulsjon og kortest drivtid til land for letebrønnen 30/9-28S B-Vest Angkor Thom gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning (95-persentiler).

Maksimal mengde strandet emulsjon (tonn) Korteste drivtid (døgn)

Vinter Vår Sommer Høst Vinter Vår Sommer Høst

Overflate 5129 6380 11940 7070 8 10 10 8

Sjøbunn 3051 5048 10580 7377 10 13 13 9

Tabell 3-7: Prioriterte områder som blir truffet av emulsjon gitt et overflateutslipp fra letebrønnen 30/9-28S B-Vest Angkor Thom (95-persentil).

Maksimal mengde strandet emulsjon (tonn)

Korteste drivtid (døgn)

Atløy/Værlandet 174 315 417 152 13 15 16 13

Austevoll 15 - - - 17 - - -

Frøya og Froan 9 - 33 66 62 - 63 34

Onøy (Øygarden) 98 37 29 127 19 37 63 18

Runde 382 424 1415 846 12 20 14 11

Sandøy 9 - 107 53 40 - 40 18

Smøla 131 - 134 243 38 - 45 20

Sverslingsosen -

Skorpa 529 777 1477 830 8 12 13 9

Ytre Sula 10 20 - 9 58 48 - 62

Tabell 3-8: Prioriterte områder som blir truffet av emulsjon gitt et sjøbunnsutslipp fra letebrønnen 30/9-28S B-Vest Angkor Thom (95-persentil).

Maksimal mengde strandet emulsjon (tonn)

Korteste drivtid (døgn)

Atløy/Værlandet 140 207 99 117 16 23 37 16

Austevoll - - - 4 - - - 75

Frøya og Froan 49 15 30 71 50 76 65 38

Onøy (Øygarden) 48 8 43 82 27 79 65 25

Runde 163 400 660 799 16 29 26 12

Sandøy 5 10 43 44 67 72 51 27

Smøla 71 36 141 264 37 60 48 30

Sverslingsosen -

Skorpa 225 775 1157 743 13 15 17 10

Ytre Sula 17 9 - 4 52 56 - 65

(19)

3.5.2 Resultater miljørisiko

Det er analysert for potensielle effekter på flere sjøfuglarter (pelagisk og kystbundne), sel, fisk og strandhabitater.

Analysen er utført for hele året og presentert sesongvis. Miljørisikoen er presentert for hele brønnen og inkluderer bidrag fra begge seksjonene, både det oljeførende laget og det kondensatførende laget.

Miljørisiko uttrykkes ved sannsynlighet for skade på bestander eller kystområder kombinert med frekvens for utblåsning.

For bestander; pelagisk og kystnær sjøfugl, og marine pattedyr presenteres risikoen på artsnivå mens for kysthabitat presenteres de 10 rutene (10 × 10 km) med høyest utslag. De sesongvise verdiene tilsvarer måneden med høyest innslag innenfor en gitt sesong. Risikoen presenteres som prosentvis andel av Statoils gjeldende operasjonsspesifikke akseptkriterier

3.5.2.1 Miljørisiko for pelagisk sjøfugl

For pelagisk sjøfugl er høyeste miljørisiko for hver av de fire skadeklassene presentert i Figur 3-7. Høyeste beregnet relativ miljørisiko er 21 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for skadekategori Moderat. Den høyeste relative miljørisikoen i hver skadekategori er:

 12 % i kategori Alvorlig for lomvi (vinter og vår)

 7 % i kategori Betydelig for lomvi (vinter)

 21 % i kategori Moderat for havsule (vinter)

 5 % i kategori Mindre for havsule (vinter)

Miljørisikoen fordelt på sesong er høyest for havsule om vinteren, lomvi på våren og havhest sommer og høst (se Figur 3-7). For havsule og havhest er det nordsjøbestandene som har høyest miljørisiko, mens det for lomvi er norskehavsbestanden. Relativ miljørisiko for pelagiske sjøfugl er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier og under ALARP-området. For fullstendige resultater se tabell 11 i vedlegg A i miljørisikoanalysen [1].

(20)

Figur 3-7 Hovedresultater for skade på pelagisk sjøfugl beregnet fra de stokastiske oljedriftssimuleringene gitt et utslipp ved prospektet B-Vest Angkor Thom, letebrønn 30/9-28 S. Kolonnen med horisontale

søylediagrammer viser relativ miljørisiko for hver av skadekategoriene.

3.5.2.2 Miljørisiko for kystbundne sjøfugl

For kystbundne sjøfugl er høyeste miljørisiko for hver av de fire skadeklassene presentert i Figur 3-8. Høyeste beregnet relativ miljørisiko er 17 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for skadekategori Alvorlig. Den høyeste relative miljørisikoen i hver skadekategori er:

 17 % i kategori Alvorlig for toppskarv (høst)

 14 % i kategori Betydelig for toppskarv (høst)

 12 % i kategori Moderat for storskarv (høst)

 3 % i kategori Mindre for teist og siland (høst)

Miljørisikoen fordelt på sesong er høyest for toppskarv om høsten og vinteren og smålom om våren og sommeren (se Figur 3-8 ). Det er gjennomgående for alle sesonger nordsjøbestandene av de berørte artene som har høyest miljørisiko.

Relativ miljørisiko for kystbunden sjøfugl er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier og under ALARP- området. For fullstendige resultater se tabell 12 i vedlegg A i miljørisikoanalysen [1].

(21)

Figur 3-8 Hovedresultater for miljørisiko på kystbunden sjøfugl beregnet fra de stokastiske

oljedriftssimuleringene gitt et utslipp ved prospektet B-Vest Angkor Thom, letebrønn 30/9-28 S. Kolonnen med horisontale søylediagrammer viser relativ miljørisiko for hver av skadekategoriene.

3.5.2.3 Miljørisiko for sjøpattedyr

For sjøpattedyr er høyeste miljørisiko for hver av de fire skadeklassene presentert i Figur 3-9. Høyeste beregnet relativ miljørisiko er 5 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for skadekategori Moderat. Den høyeste relative miljørisikoen i hver skadekategori er:

 1 % i kategori Alvorlig for havert (sommer)

 1 % i kategori Betydelig for havert (høst)

 5 % i kategori Moderat for steinkobbe (høst)

 1 % i kategori Mindre for steinkobbe (høst)

Miljørisikoen fordelt på sesong er gjennomgående høyest for steinkobbe, den midtnorske bestanden (se Figur 3-9).

Relativ miljørisiko for sel er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier og under ALARP-området. For fullstendige resultater se tabell 13 i vedlegg A i miljørisikoanalysen [1].

(22)

Figur 3-9 Hovedresultater for miljørisiko på sel beregnet fra de stokastiske oljedriftssimuleringene gitt et utslipp ved B-Vest Angkor Thom, letebrønn 30/9-28 S. Kolonnen med horisontale søylediagrammer viser relativ miljørisiko for hver av skadekategoriene.

3.5.2.4 Miljørisiko for fisk

Det er ingen sannsynlighet for målbar økt dødelighet av gyteprodukter fra norsk vårgytende sild og nordøstarktisk torsk ("skrei") og dermed ingen sannsynlighet for reduksjon i årsklasserekrutteringen eller for målbar skade på de to bestandene. Miljørisiko er derfor null.

Resultatene fra overlappsanalysen av influensområdet for olje i vannkolonne med gyteområdene til viktige fiskebestander i Nordsjøen er presentert i Tabell 3-9. Tabellen viser at gyteområdene til tre bestander (tobis, nordsjøsei og nordsjøhyse) overlapper med influensområdet i vannkolonnen. Overlappet i gyteperioden (vinter og vår) er mindre enn 1 % og sannsynligheten for målbar negativ effekt på gyteprodukter vurderes som lokal og risikoen for effekt på rekruttering og/eller bestandene som svært lav.

Tabell 3-9 Andelen gyteareal for ulike fiskepopulasjoner som overlapper med influensområdet til olje vannkolonnen beregnet fra de stokastiske oljedriftssimuleringene for utslipp fra B-Vest Angkor Thom. Kun resultater i perioder med gyteperiode og gyteprodukter i vannmassene er vist

Populasjon Gyteareal km²

Overlapp (%)

Vinter Vår Sommer Høst

Tobis 9362 0,65 0,81 - -

Nordsjøsei 54020 0,67 0,83 - -

Nordsjøhyse 132265 - 0,35 - -

(23)

Som et konservativt tiltak er det utført en egen risikovurdering for Tobisbestanden på Vikingbanken. Vurderingen er utført både mht. gyteprodukter av Tobis (i vannkolonnen og sjøbunnen) og av selve bunnhabitatet ved

Vikingbanken. Letebrønnen B-Vest Angkor Thom ligger vest for tobisgyteområdet på Vikingbanken. I og med at olje fra en eventuell utblåsning vil stige oppover vil ikke bunnsubstratet bli påvirket av en slik utblåsning.

Tobisområdets posisjon i forhold til letebrønnen B-Vest Angkor Thom er vist i Figur 3-10.

Figur 3-10 Gyteområder for Tobis (grå) i nærheten av B-Vest Angkor Thom (rød firkant). Hver av de markerte kvadratene er 10 x 10 km

Gitt en sjøbunnsutblåsning med rate 9000 m³/d og varighet 14 dager er sannsynligheten for THC-konsentrasjoner over 100 ppb i tobisområdet 14 % i vintersesongen og 12 % i vårsesongen. Tobislarvene er epi-pelagiske, dvs. driver fritt med havstrømmer i dyp mellom 0 og 200 meter. På grunn av begrenset utstrekningen av potensiell dødelig

oljekonsentrasjoner i vannmassen og spredning av larver i vannkolonnen vil andelen tobislarver som eksponeres for THC-konsentrasjoner over 100 ppb være liten. En mulig målbar økt dødelighet av larvene vil kunne forventes, men risikoen for at dette vil kunne gi målbare effekter på årsklasserekrutteringen og tobisbestanden vurderes som lav.

Figur 3-11 viser et tverrsnitt av influensområdet i vannsøylen over et simulert sjøbunnsutslipp som får en THC- konsentrasjon over 100 ppb ved et utslipp med rate 9000 sm³/d og varighet 14 dager. Figuren viser at oljen stiger opp i vannkolonnen og at sannsynlighetene for THC-konsentrasjoner >100 ppb ved sjøbunnen på Vikingbanken er under 5 % (blå farge = 0 - 5 %). Tverrsnittet av influensområdet for THC-konsentrasjoner over 100 ppb i vannmassen er beregnet fra de stokastiske oljedriftssimuleringene (ca. 864 enkeltsimuleringer) for et

sjøbunnsutslipp i vannkolonne med rate 9000 Sm³/d og varighet 14 døgn. Tverrsnittet er tatt langs den stiplede linjen vist til høyre i figur 3-11, og med havbunnen i nederste del av figuren. Sannsynligheten for THC-

konsentrasjon over 100 ppb i vannkolonnen er vist med fargekoder. Utslippspunktet (letebrønnen) er markert med en rød firkant og Vikingbanken er markert med et rødt kryss. Figuren viser at sannsynligheten for

oljekonsentrasjonen over terskelverdien på Vikingbanken er under 5 %. Figuren til høyre illustrerer oppløsningen i

(24)

analysen (rutene) og tverrsnittet sett rett ovenfra i forhold til tobisområdet. Dette er samme illustrasjon som Figur 3-10. Til sammenligning er sannsynlighet for THC-konsentrasjon >100 ppb på havoverflaten er vist i Figur 3-4.

Figur 3-11 Tverrsnitt av influensområdet for THC-konsentrasjoner over 100 ppb i vannmassen for et sjøbunnsutslipp i vannkolonne med rate 9000 Sm³/d og varighet 14 døgn. Tverrsnittet er tatt langs den stiplede linjen vist til høyre. Sannsynligheten for THC-konsentrasjon over 100 ppb i vannkolonnen er vist med fargekoder. Utslippspunktet (letebrønnen) er markert med en rød firkant og Vikingbanken er markert med et rødt kryss. Figuren til høyre illustrerer oppløsningen i analysen (rutene) og viser den geografiske plasseringen av tverrsnittet sett rett ovenfra.

3.5.2.5 Miljørisiko strandhabitat

For strandhabitat er høyeste miljørisiko for hver av de fire skadekategoriene, presentert i

Figur 3-12. Høyeste beregnet relativ miljørisiko er 6,8 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for skadekategori Moderat. Den høyeste relative miljørisikoen i hver skadekategori er:

 1 % i kategori Alvorlig for Rute ID 16523 (sommer) og Rute ID 17580 (høst)

 3 % i kategori Betydelig for Rute ID 17580 (høst)

 7 %, i kategori Moderat for Rute ID 16523 (høst)

 4 % i kategori Mindre for Rute ID 17791 (høst)

Lokasjonen til strandhabitatene er illustrert i Figur 3-13. Rute ID17791 og 17580 ligger i Selje kommune, rute ID 17368 ligger i Vågsøy og rute ID 16523 ligger i Flora. Relativ miljørisiko for strandhabitat er lav og representerer < 10 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier for alle skadekategorier og sesonger. For fullstendige resultater se tabell 14 i vedlegg A i miljørisikoanalysen [1].

(25)

Figur 3-12 Hovedresultater for miljørisiko på strandhabitat beregnet fra de stokastiske

oljedriftssimuleringene gitt et utslipp ved prospektet B-Vest Angkor Thom, letebrønn 30/9-28 S. Kolonnen med horisontale søylediagrammer viser relativ miljørisiko for hver av skadekategoriene.

(26)

Figur 3-13 Den geografiske lokasjonen til alle strandhabitatene (kartrutene). Rute ID 17791 og ID 17580 ligger i Selje kommune, rute ID 17368 ligger i Vågsøy og rute ID 16523 ligger i Flora. Utslippsposisjonen er markert med en helfarget rød firkant.

3.6 Oppsummering og konklusjon miljørisikoanalyse

En oppsummering av miljørisikoen for alle undersøkte verdsatte økosystemkomponenter (VØK-er) er presentert i Figur 3-14. Høyest beregnet miljørisiko er 21 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier i skadekategorien Moderat. Den høyeste miljørisikoen i hver skadekategori er:

 17 % i kategori Alvorlig for toppskarv (høst)

 14 % i kategori Betydelig for toppskarv (høst)

 21 % i kategori Moderat for havsule (vinter)

 5 % i kategori Mindre for havsule (vinter)

VØK-er tilhørende pelagisk sjøfugl har høyest miljørisiko om høsten og vinteren, mens VØK-er tilhørende kystbunden sjøfugl har høyest miljørisiko om våren og sommeren (se Figur 3-14). Miljørisikoen forbundet med

(27)

leteboring ved B-Vest Angkor Thom er for alle VØK-er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier samt under ALARP-området for alle perioder av året.

Figur 3-14 Hovedresultater for miljørisiko for alle VØK-er beregnet fra de stokastiske

oljedriftssimuleringene gitt et utslipp ved prospektet B-Vest Angkor Thom, letebrønn 30/9-28 S. Kolonnen med horisontale søylediagrammer viser relativ miljørisiko for hver av skadekategoriene

Miljørisikoen forbundet med boring av letebrønn 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom ligger for alle VØK-kategoriene innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier i de ulike sesongene. Gitt en utblåsning ved B-Vest Angkor Thom viser oljedriftsanalysen uten oljevernberedskap relativt store influensområder på overflate og strandlinje, men små

influensområder i vannkolonne. Strandingsstatistikken viser gjennomgående høyere sannsynlighet og mengde stranding ved sjøbunnsutslipp enn ved overflateutslipp. Relativ miljørisiko er innenfor Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier og gjennomgående under ALARP-området. Et utslipp vil påvirke kystbunden og pelagisk sjøfugl i størst grad.

Miljørisikoen ansees for å være akseptabel for boring på letebrønn 30/9-28S B-Vest Angkor Thom.

(28)

4 Beredskapsanalyse

Beredskap som et konsekvensreduserende tiltak vil være et viktig bidrag til risikoreduksjon. Effektiv oljevernberedskap vil redusere oljemengdene på sjøen, og videre føre til reduksjon i det totale influensområdet for et mulig oljeutslipp. Statoils primære strategi for oljevern er mekanisk oppsamling på åpent hav nær kilden. Dispergering vil vurderes som et

alternativ eller supplement under en aksjon og NOFOs ressurser vil da kunne benyttes. I tillegg er Statoil medlem i OSRL og vil kunne benytte oljevernressurser, som mekanisk utstyr, dispergeringsutstyr og strandrenseutstyr, etter behov i en aksjon.

Formålet med beredskapsanalysen er å kartlegge behovet for beredskap ved akutt forurensning basert på forventede dimensjonerende utslippsrater fra aktiviteten.

4.1 Ytelseskrav

Statoils ytelseskrav for de ulike barrierene er beskrevet under [5].

Barriere 1: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe beregnet emulsjonsmengde på sjø. Første system innen best oppnåelig responstid. Full kapasitet snarest mulig og senest innen 95-persentilen av korteste drivtid til land, basert på beregnet kapasitetsbehov. Statoil setter, som et minimum, krav til tilstrekkelig kapasitet til å bekjempe et oljeutslipp på minst 500 m³ med ressurser som skal være klar for operasjon innen 5 timer etter at utslippet er oppdaget.

Barriere 2: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe den mengden emulsjon som passerer barriere 1 på grunn av operative begrensninger. Første system skal mobiliseres fortløpende etter at systemene i barriere 1 er mobilisert og med full kapasitet innen 95-persentilen av korteste drivtid til land.

Barriere 3 og 4: Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon innen influensområdet. Systemene skal være mobilisert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land.

Barriere 5:

Skal ha tilstrekkelig kapasitet til å kunne bekjempe 95-persentilen av maksimalt strandet mengde emulsjon inn til et prioritert område. Personell og utstyr til strandsanering skal være klar til operasjon innen 95-persentilen av korteste drivtid inn til prioritert område for de berørte områder med kortere drivtid enn 20 døgn.

En plan for grovrensing av forurenset strand skal utarbeides senest innen 7 døgn fra registrert påslag av oljeemulsjon.

Grovrensing av de påslagsområder som prioriteres av operasjonsledelsen i samråd med aksjonsledelsen skal være gjennomført innen 100 døgn fra plan for grovrensing foreligger, forutsatt at dette kan gjennomføres på en

sikkerhetsmessig forsvarlig måte.

4.2 Metodikk

Statoils krav til beredskap mot akutt forurensning er satt ut fra Statoils forutsetninger og metode for

beredskapsdimensjonering i alle barrierer [6], som også er i tråd med forutsetninger og metodikk som benyttes av NOFO [7] og i Norsk Olje og Gass’ veiledning [8].

(29)

Utstyr som kan benyttes til bekjempelse av olje/emulsjon i barriere 1-4:

 Havgående NOFO-system

 Havgående Kystvaktssystem

 System Kyst A – IKV

 System Kyst B – KYV

 System Fjord A – NOFO/Operatør

 System Fjord B – IUA/KYV

 Dispergeringssystem (NOFO og OSRL)

4.3 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 og vannopptak) 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 av korteste drivtid til land).

4.4 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 feltet.

 Prioriterte områder som er berørt av stranding med drivtid kortere enn 20 døgn (ifølge oljedriftssimuleringer) skal kunne ha tilgang til grunnberedskap. Grunnberedskap er definert som 1 Kystsystem (type A eller B) og 1 Fjordsystem (type A eller B). Beredskapsressursene skal brukes der det er mest hensiktsmessig og er ikke begrenset til de prioriterte områdene.

Denne tilnærmingen medfører at Statoil dimensjonerer både for volumer og utstrekning av strandet emulsjon, og legger til grunn det største behovet, når krav til beredskap i barriere 3 og 4 settes.

(30)

Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 3 og 4 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til et prioritert området. Dersom drivtiden til et prioritert område er lenger enn 20 døgn settes det ikke spesifikke krav til beredskap i barriere 3 og 4.

4.5 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 maksimalt strandet mengde emulsjon, med kortere drivtid enn 20 døgn til prioriterte områder.

Statoil stiller krav til at beredskapen i barriere 5 skal være etablert innen 95-persentilen av korteste drivtid til land til hvert prioritert område.

Basert på tidligere erfaringer antar man en rensekapasitet på 0,18 tonn per dagsverk. Statoil har valgt å gjøre beregninger for vinterstid og lagt inn en effektivitetsfaktor per dagsverk på 0,5. Hvert strandrenselag består av 10 personer.

4.6 Analysegrunnlag

4.6.1 Utslippsscenarier

Tabell 4-1 gir en oversikt over utslippsscenarier som er lagt til grunn for beredskapsanalysen for letebrønn 30/9-28 S B- Vest Angkor Thom. Et eventuelt sidesteg vil være dekket av scenariet for en utblåsning på 4200 m³/døgn fra det oljeførende laget.

Tabell 4-1 Utslippsscenarier for letebrønn 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom

Type utslipp Kilde Referanse – bakgrunn for rate/volum

Utblåsning – 4200 m³/døgn (12

¼'' seksjon, oljetype Oseberg Sør)

Langvarig utblåsning fra reservoar

(Maks varighet i 70 døgn)

Vektet utblåsningsrate fra 12 ¼’’ for 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom

Utblåsning – 2900 m³/døgn (8 ½'' seksjon oljetype Huldra

Kondensat)

Langvarig utblåsning fra reservoar

(Maks varighet i 70 døgn)

Vektet utblåsningsrate fra 8 ½’’ for 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom

Middels utslipp - 2000 m³ punktutslipp – Oseberg Sør olje eller Huldra kondensat

Eksempelvis lekkasje fra brønn

Volum basert på faglig vurdering

Mindre utslipp - 100 m³

punktutslipp – Oseberg sør olje eller Huldra kondensat

Eksempelvis lekkasje fra brønn

Volum basert på faglig vurdering

(31)

4.6.2 Oljens egenskaper

Forventet oljetype har egenskaper lik Oseberg Sør olje for øvre reservoarseksjon og Huldra kondensat for nedre

reservoarseksjon. Tabell 3-4 (Oseberg Sør) og Tabell 3-5 (Huldra) gir en oversikt over oljenes forvitringsegenskaper ved ulike temperaturer og vindstyrker.

4.6.2.1 Mekanisk oppsamling

Erfaring fra norske feltforsøk viser at det er risiko for lekkasje av olje under lensa ved forsøk på mekanisk oppsamling av oljer/emulsjoner med viskositeter under 1000 cP [4].

Oseberg Sør oppnår en viskositet på over 1000 cP etter 3 timer på sjøen ved sommerforhold, og umiddelbart ved vinterforhold. Oseberg Sør råolje har et stivnepunkt på 9 °C og kan forårsake at råoljen stivner på havoverflaten. Den ferske råoljen danner stabile emulsjoner med vann og forblir stabil over flere dager på sjøen. Ved vinterforhold kan det være behov for hi-visc skimmer etter 1 døgn.

Huldra kondensat er et typisk parafinsk kondensat med relativ høy andel flyktige komponenter. Voksinnholdet er relativt høyt. Fordampningen er relativt høy, med et predikert fordampningstap på 40-50% etter ett døgn på sjøen. Huldra- kondensat har viskositeter under grensen på 1000 cP i flere døgn om sommeren, og betydelig lenselekkasje vil kunne forekomme. Den naturlige dispergeringen og den høye graden av fordampning vil gi Huldra-kondensat en relativ kort levetid på overflaten, og alt kondensatet vil være vekke fra overflaten før viskositeten når 1000 cP.

Tabell 4-2: Potensiale for mekanisk oppsamling basert på viskositet av Oseberg Sør og Huldra kondensat

Tid (timer) Tid (døgn)

Oseberg Sør (2013) [3] 1 3 6 9 12 1 2 3 4 5

Sommerforhold (15 °C - 5m/s)

Vinterforhold (5 °C - 10m/s)

Huldrakondensat (1998) [4]

Sommerforhold (15 °C - 5m/s) Vinterforhold (5 °C - 10m/s)

Viskositet < 1000 cP – risiko for lekkasje under lensa

Viskositet mellom 1000 og 15000 cP

Viskositet > 15000 cP – anbefalt bruk HiVisc skimmer

Gjenværende olje på overflate < 5 %

4.6.2.2 Kjemisk dispergerbarhet

Oseberg Sør råolje er forventet til å være kjemisk dispergerbar ved sommerforhold. Ved vinterforhold er dispergeringsvinduet relativt kort.

Huldra har et relativt stort tidsvindu for bruk av kjemiske dispergeringsmidler under sommerforhold. Ved vinterforhold er dispergeringsvinduet kortere. Dispergeringsegenskapene i Tabell 4-3 er basert på viskositetene av råoljene.

(32)

Tabell 4-3: Potensiale for kjemisk dispergering av Oseberg Sør og Huldra kondensat

Tid (timer) Tid (døgn)

Oseberg Sør (2013) [3] 1 3 6 9 12 1 2 3 4 5

Sommerforhold (15 °C - 5m/s)

Vinterforhold (5 °C - 10m/s)

Huldrakondensat (1998) [4]

Sommerforhold (15 °C - 5m/s) Vinterforhold (5 °C - 10m/s)

Godt potensial for kjemisk dispergering

Redusert potensial for kjemisk dispergering

Lite eller ikke potensial for kjemisk dispergering

Gjenværende olje på overflate < 5 %

4.6.3 Faktorer som påvirker ytelse og effektivitet av bekjempelsessystemer

Ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning, målt i bekjempet mengde oljeemulsjon pr. døgn, er en funksjon av følgende forhold:

 Andel av tiden enheten kan operere (mørke/redusert sikt og bølgeforhold)

 Effektiviteten innen operasjonsvinduet (relatert til ulike bølgeforhold, eller antatt konstant)

 Opptaks-/bekjempelseskapasitet under operasjon

 Lagringskapasitet for oppsamlet olje (kun relevant for opptakssystemer)

 Frekvens og varighet av driftsstans (overføring av oppsamlet olje, plunder og heft)

 Andel av tiden hvor tilgangen/tilflyten av olje til lense er mindre enn oljeopptakerens kapasitet (for mekanisk bekjempelse) eller hvor emulsjonen har en fordeling som gjør at dispergeringsmiddel ikke kan påføres med optimal effektivitet.

Funksjonene er brukt i Statoil sin beregningskalkulator for beredskapsbehov i alle barrierer.

Kapasiteten til havgående opptakssystem i NOFO-klasse som brukes i beregningene er 2400 m³/døgn (for

oljeemulsjoner under 30000cP). Kapasiteten til havgående dispergeringssystem i NOFO-klasse er satt til 1950 m³/døgn.

Funksjonene som er områdespesifikke for 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom er omtalt i de følgende delkapitlene. For flere detaljer henvises det til Statoils metode for beredskapsdimensjonering i alle barrierer [6].

(33)

4.6.3.1 Operasjonslys

Andel operasjonslys inngår i beregning av ytelsen og effektiviteten til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning. Statoil har valgt å beregne operasjonslys for 5 regioner, se Figur 4-1. For letebrønn 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom (region 2) er operasjonslys oppsummert i Tabell 4-2.

Figur 4-1. Regioner brukt for beregning av operasjonslys

Tabell 4-4 Andel operasjonslys i region 2, hvor letebrønn 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom er lokalisert Vinter Vår Sommer Høst År

Operasjonslys 38 % 66 % 80 % 50 % 58 %

(34)

4.6.3.2 Bølgeforhold – åpent hav

Bølgeforhold på åpent hav inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 1 og 2. Statoil har bølgedata for 27 stasjoner, som vist i Figur 4-2. Stasjon 5 er antatt å best representere bølgeforholdene ved 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom. Antatt gjennomsnittlig opptakseffektivitet for NOFO- og Kystvaktsystem (som kan brukes i både barriere 1 og 2) er oppsummert i Tabell 4-3. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-4.

Figur 4-2 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold for åpent hav

Tabell 4-5 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet, gitt bølgeforhold ved lokasjon 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom (antatt stasjon 5)

Vinter Vår Sommer Høst År

NOFO-system 48 % 65 % 77 % 59 % 62 %

Kystvakt-system 34 % 54 % 69 % 46 % 51 %

Tabell 4-6 Andel av tid hvor bølgeforholdene tillater operasjon, gitt bølgeforhold ved lokasjon 30/9-28 S B- Vest Angkor Thom (antatt stasjon 5)

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 %

(35)

4.6.3.3 Bølger i kystsonen

Bølgeforhold i kystsonen inngår i beregning av effektiviteten og ytelsen til enhetene som inngår i en aksjon mot akutt forurensning i barriere 3 og 4. Statoil har bølgedata for 5 stasjoner, som vist i figur 4-3. Stasjon 4 og 3 er antatt mest konservative mtp å representere bølgeforholdene for henholdsvis kyst- og fjordsystem. Antatt gjennomsnittlig

opptakseffektivitet for kyst- og fjordsystem er oppsummert i Tabell 4-5. Antatt andel av tiden hvor bølgeforholdene tillater operasjon er oppsummert i Tabell 4-6.

Figur 4-3 Stasjoner brukt i beregning av bølgeforhold i kystsonen. Stasjonene er valgt ut som representative for norskekysten.

Tabell 4-7 Gjennomsnittlig opptakseffektivitet gitt bølgeforhold ved stasjon 4 (kystsystem) og 3 (fjordsystem)

Vinter Vår Sommer Høst År

Kyst-system 39 % 55 % 65 % 47 % 51 %

Fjord-system 66 % 66 % 72 % 68 % 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 %

(36)

4.6.4 Oljevernressurser – utstyrsplassering og forutsetninger

Figur 4-4 viser plasseringen av NOFO-utstyr [7]. Avstanden fra aktuelle oljevernressurser til borelokasjon er brukt som grunnlag for beredskapsanalysen.

Figur 4-4 NOFOs utstyrsoversikt per juli 2015 [7]

(37)

Tabell 4-9 Avstander fra 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom til aktuelle oljevernressurser

Navn Type Avstand (nm)

Skandi Hugen - Ekofisk Beredskapsfartøy 243 Stril Mariner - Ula Gyda Tamber NOFO Vessel 204 Esvagt Bergen - Sleipner NOFO Vessel 126

Stril Power - Balder NOFO Vessel 69

Esvagt Stavanger - Oseberg NOFO Vessel 10 Stril Herkules - Tampen NOFO Vessel 51

Havila Troll – Troll NOFO Vessel 34

Ocean Alden – Gjøa NOFO Vessel 63

Stril Poseidon - Haltenbanken NOFO Vessel 309 Esvagt Aurora - Goliat NOFO Vessel 818

Stavanger NOFO Base 126

Mongstad NOFO Base 75

Kristiansund NOFO Base 231

Sandnessjøen NOFO Base 435

Hammerfest NOFO Base 824

Egersund Redningsskøyte 166

Haugesund Redningsskøyte 98

Kleppestø Redningsskøyte 91

Måløy Redningsskøyte 117

Kristiansund Redningsskøyte 224

Rørvik Redningsskøyte 361

Ballstad (Lofoten) Redningsskøyte 542

Sørvær (Sørøya) Redningsskøyte 785

Båtsfjord Redningsskøyte 968

Vadsø Redningsskøyte 1050

(38)

Tabell 4-10 Forutsetninger benyttet i analysen for beregning av barriere 1 og 2 [7]

Gangfart, OR-fartøy 14 knop

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 Tampen: 1 time

Troll/Oseberg: 1 time - første system, 1 time - andre system

Balder: 6 timer Haltenbanken: 1 time Gjøa: 4 timer

Sleipner/Volve: 1 time Ula/Gyda: 6 timer

Ekofisk/sørfeltene: 6 timer Goliat: 4 timer

Responstid for slepefartøy Slepefartøy fra NOFO-pool: 24 timer

Redningsskøyter: 20 knops hastighet, 2 time frigivelsestid

Egersund Haugesund Kleppestø Måløy

Kristiansund – N Rørvik

Ballstad Sørvær Båtsfjord Vadsø Tid til å sette lenser på sjøen 1 time

4.6.5 Resultater fra oljedriftsberegninger – influensområde og stranding

Resultatene fra oljedriftssimuleringene viser at det er mulighet for stranding ved en utblåsning. Korteste drivtid til land (95 persentil) er 8 døgn om vinteren og 10 døgn om sommeren. Korteste drivtid til et prioritert område (95 persentil) er 8 døgn (Sverslingsosen Skorpa om sommeren). Strandingsstatistikk er gjengitt i Tabell 3-6, Tabell 3-7 og Tabell 3-8.

(39)

4.7 Resultat - Beredskapsbehov og responstider

4.7.1 Barriere 1 og 2 – nær kilden og på åpent hav

For letebrønn 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom er systembehov beregnet for mindre punktutslipp (oljetype Oseberg Sør) (Tabell 4-11), middels punktutslipp (oljetype Oseberg Sør) (Tabell 4-12), langvarig utblåsning fra nedre reservoarseksjon 8 ½'' (oljetype Huldra Kondensat) (Tabell 4-13) og langvarig utblåsning fra øvre reservoarseksjon 12 ¼'' (oljetype Oseberg Sør) (Tabell 4-14). Sistnevnte er dimensjonerende hendelse med bakgrunn i oljetype og utblåsningsrater.

Dimensjonerende hendelse er en langvarig utblåsning fra øvre reservoarseksjon 12 ¼'' (oljetype Oseberg Sør), med maksimal varighet 70 døgn og vektet utblåsningsrate 4200 Sm³/d.

Tabell 4-11 Beregnet systembehov for et mindre utslipp – punktutslipp på 100 Sm³ (Oseberg Sør olje)

Parameter Vinter –

5 °C, 10 m/s vind

Sommer

15 °C, 5 m/s vind

Utslippsvolum (Sm³) 100 100

Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 20 19

Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 2 0

Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm³/d) 78 81

Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 25 29

Emulsjonsmengde for opptak i barriere 1

(Sm³/d) 104 92

Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 4380 902¹

Behov for NOFO-systemer 1 1

Tabell 4-12 Beregnet systembehov for et medium utslipp – punktutslipp på 2000 Sm³ (Oseberg Sør olje)

Parameter Vinter –

5 °C, 10 m/s vind

Sommer

15 °C, 5 m/s vind

Utslippsvolum (Sm³) 2000 2000

Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm³/d) 1 560 1 620

(Sm³/d) 2080 1841

Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 4380 902¹

Behov for NOFO-systemer 2² 2²

1 viskositeten vil øke til mer enn 1000 cP i løpet av kort tid (eter totalt tre timer ) Det forventes derfor ikke at lensetap pga lav viskositet vil være et problem for Oseberg Sør olje

2 For å sikre fleksibilitet og robusthet i beredskapsløsningen så legges det noe konservativt inn behov for 2 NOFO- systemer

(40)

Tabell 4-13 Beregnet systembehov for barriere 1 og 2 ved langvarig utblåsning 2900 Sm³/ døgn (nedre reservoarseksjon 8 ½’’, vektet rate, Huldra kondensat)

Parameter Vinter

5 °C, 10 m/s vind

Sommer

15 °C, 5 m/s vind

Utstrømningsrate (Sm³/d) 2900 2900

Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse

(Sm³/d) 1305 1827

(Sm³/d) 2175 2995

Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 333³ 139³

Behov for NOFO-systemer i barriere 1 1 2

Systemeffektivitet i barriere 1 (%) 37 72

Emulsjonsmengde til barriere 2 (Sm³/d) 1354 836

Oljemengde inn til barriere 2 (Sm³/d) 812 510

(Sm³/d) 463 398

(Sm³/d) 772 663

Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 696³ 447³

Behov for NOFO-systemer i barriere 1 og 2 2 3

3 På grunn av den lave viskositeten kan det forventes et betydelig lensetap etter et utslipp av Huldra kondensat

(41)

Tabell 4-14 Beregnet systembehov for barriere 1 og 2 ved en dimensjonerende hendelse – langvarig utblåsning 4200 Sm³/ døgn (øvre reservoarseksjon 12 ¼'', vektet rate, Oseberg Sør olje)

Parameter Vinter

5 °C, 10 m/s vind

Sommer

15 °C, 5 m/s vind

Utstrømningsrate (Sm³/d) 4200 4200

(Sm³/d) 3276 3402

(Sm³/d) 4368 4792

Viskositet av emulsjon inn til barriere 1 (cP) 4380 902

Systemeffektivitet i barriere 1 (%) 38 72

Emulsjonsmengde til barriere 2 (Sm³/d) 2719 1337

Oljemengde inn til barriere 2 (Sm³/d) 2039 950

(Sm³/d) 1672 874

(Sm³/d) 4778 2730

Viskositet av emulsjon inn til barriere 2 9320 2510

Behov for NOFO-systemer i barriere 1 og 2 4 4

For 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom er det behov for 4 NOFO-system i barriere 1 og 2 for å kunne håndtere

dimensjonerende scenario både i sommer- og vintersesongen. Nærmere detaljering av fartøyer og systemer vil beskrives i beredskapsplanen, et eksempel er gitt i Tabell 4-15. Krav til responstid for første system er 5 timer og fullt utbygd barriere innen 13 timer⁴.

4 Beredskapskalkulatoren gir tilgang på 4 systemer i løpet av 11 timer. Ved å øke tiden for fullt utbygd barriere til 13 timer øker antall tilgjengelige fartøy med 2. Beredskapsplanen blir da mer robust.

(42)

Tabell 4-15 Eksempel på systemer som kan benyttes i beredskapssammenheng for 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom.

System Oljevernressurs/område Avstand (nm)

Responstid - timer (inkludert frigivelsestid + gangtid+ utsetting av lenser)

Krav for total responstid OR-fartøy Slepefartøy

1 Esvagt Stavanger

Oseberg 10 5 1 (Daughter craft)

8 (RS Kleppestø) 5 2 Havila Troll

Troll 34 5 8 (RS

Haugesund) 8

3 Stril Herkules

Tampen 51 6 9 (RS Måløy) 9

4 Ocean Alden

Gjøa 63 10 11 (RS Egersund) 11

Både Oseberg Sør og Huldra kondensat har potensiale for kjemisk dispergering og denne tiltaksmetoden bør vurderes ved en eventuell hendelse. Alle de nevnte oljevernressursene i Tabell 4-15 har dispergeringsmidler om bord.

4.7.2 Barriere 3 og 4 i kyst- og strandsone

Gitt en utblåsning i øvre reservoarseksjon, er 95-persentil av størst strandet mengde beregnet til 7377 tonn om vinteren og 11940 tonn om sommeren, basert på oljedriftsimuleringene fra miljørisikoanalysen[1]. Det antas at 95-persentilen av størst strandet mengde strander over en periode på 10 døgn om vinteren og 13 døgn om sommeren. Ved å ta effekten i barriere 1 og 2 i betrakting, gir dette en tilførselsrate inn til barriere 3 på 358 tonn/døgn for vinterhalvåret og 164 tonn/d for sommerhalvåret. Antall berørte prioriterte områder med drivtid mindre enn 20 døgn er 7 om vinteren og 3 om sommeren. Beregnet ressursbehov er gitt i Tabell 4-16. For nedre reservoarseksjon er det ikke gjort beregninger på strandstatistikk men basert på forvitringsegenskapene til Huldra kondensat, vil stranding ikke forekomme.

(43)

Tabell 4-16 Beregnet ressursbehov for barriere 3 og 4 for dimensjonerende hendelse, langvarig utblåsning 30/9-28 S B-Vest Angkor Thom

Parameter

Vinter 5 °C - 10 m/s

Sommer 15 °C - 5 m/s

95-persentil av strandet emulsjonsmengde (tonn) 7377 11940

Samlet barriereeffektivitet i barriere 1 (%) 38 72

Strandet mengde etter effekt av barriere 1 (tonn) 4401 3333

Strandet mengde etter effekt av barriere 2 (tonn) 3571 2131

Antall døgn hvor stranding forekommer (d) 10 13

Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 3 (tonn/d) 358 164

Beregnet behov for kystsystemer i barriere 3 3 2

Emulsjonsmengde tilgjengelig for opptak i barriere 4 (Sm³/d) 280 72

Beregnet behov for fjordsystemer i barriere 4 4 1

Antall utvalgte områder (med drivtid mindre enn 20 døgn) 7 3 Behov for kystsystemer i barriere 3

(basert på grunnberedskap for prioriterte områder) 7 3 Behov for fjordsystemer i barriere 4

(basert på grunnberedskap for prioriterte områder) 7 3

Det settes krav til 7 kystsystemer (type A eller B) og 7 fjordsystemer (type A eller B) i barriere 3 og 4 for de planlagte aktivitetene på letebrønn 30/9-28S B-Vest Angkor Thom i vintersesongen. Kravet er satt ut fra antall berørte prioriterte områder med drivtid mindre enn 20 døgn. Responstiden er satt til 8 døgn vinter, basert på 95-persentilen av korteste drivtid til land. Ytterligere ressurser og utstyr vil mobiliseres etter behov og i henhold til eksisterende avtaler mellom NOFO, Kystverket og de berørte IUA'ene.

For hvert prioritert område finnes strategiplaner og detaljerte kart. Strategiplanene inneholder en kortfattet beskrivelse av operativ strategi og miljøstrategi for de prioriterte områdene. Det tematiske kartmaterialet skal foreligge som storformat PDF-dokument (A1-format), tilgjengelig for utskrift ved behov. Følgende kart foreligger for de prioriterte områdene:

- Basiskart - Verneområder

- Operasjonsdyp og tørrfallsområder - Strandtyper

- Adkomst og infrastruktur