1. No category

RAPPORT
Referansebasert miljørisikoanalyse
og forenklet beredskapsanalyse for
letebrønnen 1/5-5 Solaris
Acona AS
RAPPORT
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønnen 1/5-5 Solaris
Disclaimer
“The data forming the basis on this report has been collected through the joint effort of Acona AS.
Acona has gathered the data to the best of our knowledge, ability, and in good faith from sources to be reliable and accurate.
Acona has attempted to ensure the accuracy of the data, though, Acona makes no representations or warranties as to the accuracy
or completeness of the reported information.
Acona assumes no liability or responsibility for any errors or omissions in the information or for any loss or damage resulting from
the use of any information contained within this report.
This document may set requirements supplemental to applicable laws. However, nothing herein is intended to replace, amend,
supersede or otherwise depart from any applicable law relating to the subject matter of this document.
In the event of any conflict or contradiction between the provision of this document and applicable law as to the implementation and
governance of this document, the provision of applicable law shall prevail.”
Revisjonsnummer.:02
Revisjonsdato:26.06.2015
Side 2/38
RAPPORT
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønnen 1/5-5 Solaris
Konkluderende sammendrag
Acona AS har gjennomfør en referansebasert miljørisikoanalyse og en forenklet
beredskapsanalyse for letebrønn 1/5-5 Solaris. Analysene er utført i samsvar med
Styringsforskriften (§ 17), Metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA) og Norsk olje og gass
sin Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser.
Planlagt aktivitet er leteboring med oppstart i fjerde kvartal 2014. Letebrønn 1/5-5 Solaris er
en gass-/kondensatbrønn som ligger i produksjonslisens 618, i Ekofiskområdet sør i
Nordsjøen. Korteste avstand til fastland (Lista-Loshavn i Vest-Agder) er 282 km.
Miljørisikoanalysen viser at oljedriftssimuleringene og risikonivået i referanseanalysen, King
Lear, er representative og dekkende for letebrønn 1/5-5 Solaris. Dette innebærer en relativ
begrenset geografisk utstrekning av influensområder, ingen sannsynlighet for stranding og
lav miljørisiko. Beregningen av miljørisiko, justert med inngangsdata for letebrønn 1/5-5
Solaris viser at en full miljørisikoanalyse ville konkludert med at risikonivået er akseptabelt
sett i forhold til Total E&P Norge AS akseptkriterier for miljørisiko.
Anbefalt beredskapsbehov er to NOFO-systemer i barriere 1 gjennom hele året. Da det ikke
er stranding i referanseanalysen er det ikke satt ytelseskrav til beredskap i kyst- og
strandsonen. Dersom oljen skulle drive mot land mobiliseres barriere 2 og 3 i samråd NOFO.
Kjemisk dispergering bør vurderes som et supplement til mekanisk bekjempelse. En
beredskap på to NOFO-systemer oppfyller ytelseskravene i Norsk olje og gass sin veiledning
og sikrer fleksibilitet og robusthet i beredskapsløsningen, mht. kontinuerlig overvåkning og
mekanisk og/eller kjemisk bekjempelse der dette er formålstjenlig. De to NOFO-systemene
vil kunne være på plass innen 13 timer.
Revisjonsnummer.:02
Revisjonsdato:26.06.2015
Side 3/38
RAPPORT
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønnen 1/5-5 Solaris
Revisjon og godkjenningsskjema
TEKNISK RAPPORT
Tittel
Referansebasert miljørisikoanalyse og forenklet beredskapsanalyse for letebrønnen 1/5-5 Solaris
Rapport Nr.
Revisjonsdato
Rev. Nr.
37363
26.06.15
02
Oppdragsgiver
Kundekontakt
Prosjektnummer
Total E&P Norge AS
Laurence Pinturier
820038
Navn
Dato
Utarbeidet av
Signatur
26.06.15
Anders Bjørgesæter
Verifisert av
29.06.15
Julie Damsgaard Jensen
Godkjent av
29.06.15
Julie Damsgaard Jensen
Rev. No.
Revisjonshistorie
Dato
Utarbeidet av Verifisert av Godkjent av
01
Første utkast til kunde
08.06.15
AB
JDJ
JDJ
02
Inkorporert kommentarer fra
kunde
26.06.15
AB
JDJ
JDJ
Revisjonsnummer.:02
Revisjonsdato:26.06.2015
Side 4/38
RAPPORT
Miljørisiko - og bereds kapsanalyse for letebrønnen 1/5 -5 Solaris
Innhold
1
Introduksjon................................
................................
................................
................................
....................7
1.1
1.2
1.3
Planlagtaktivitet................................
................................
................................
................................
.... 7
Definerte fare- ogulykkeshendelser................................
................................
................................
.....8
Operatørensakseptkriterierfor miljørisiko................................
................................
...........................
9
2
Beskrivelseavnaturressurseri analyseområ
det................................
................................
...........................
11
3
Miljørisikoanalyse................................
................................
................................
................................
.........13
3.1
Metode................................
................................
................................
................................
................13
3.2
Hovedresultaterfra referanseanalysen
2/4-21 KingLear................................
................................
... 13
3.3
Resultater................................
................................
................................
................................
............16
3.3.1 Geografisklokasjonog sårbarenaturressurser
................................
................................
...............18
3.3.2 Oljensspredningog drift ................................
................................
................................
.................18
3.3.3 Miljøskadeog miljørisiko................................
................................
................................
.................20
3.4
Konklusjonmiljørisikoanalyse................................
................................
................................
.............21
4
Beredskapsanalyse
................................
................................
................................
................................
........22
4.1
Tilgjengeligeoljevernressurser................................
................................
................................
............22
4.1.1 Oljevernsystemer
og nominellkapasitet................................
................................
.........................23
4.2
DimensjonerendeDFU................................
................................
................................
........................23
4.3
Ytelseskrav
................................
................................
................................
................................
...........23
4.3.1 Lokaleværdata................................
................................
................................
................................
24
4.4
Metode................................
................................
................................
................................
................24
4.4.1 Beregningav ressursbehov
................................
................................
................................
..............24
4.4.2 Dimensjonerende
emulsjonsmengde
................................
................................
..............................
24
4.4.3 Forventetkapasitetog reduksjonsfaktorer................................
................................
.....................24
4.4.4 Beregningav responstid................................
................................
................................
..................26
4.5
Resultaterfra beredskapsanalysen
................................
................................
................................
.....26
4.5.1 Bestoppnåeligereresponstider................................
................................
................................
.......26
4.5.2 Lokasjonav barrierene................................
................................
................................
....................26
4.5.3 Reduksjonsfaktorer
................................
................................
................................
.........................27
4.5.4 Beredskapsbehovpå åpenthav................................
................................
................................
.......27
4.5.5 Kjemiskdispergering................................
................................
................................
.......................28
4.6
Anbefaltoljevernberedskap................................
................................
................................
................29
Referanser................................
................................
................................
................................
.............................
31
Levetidpå sjøenfor kondensat................................
................................
................................
............33
Responstider................................
................................
................................
................................
........37
Revisjonsnummer.: 02
Revisjonsdato: 26 .06.2015
Side 5/ 38
RAPPORT
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønnen 1/5-5 Solaris
Forkortelser
DFU
Definert fare og ulykkeshendelse
MDir
Miljødirektoratet, tidligere Klif
MIRA
Metode for miljørettet risikoanalyse
VØK
Verdsatt økosystemkomponent. En bestand og/eller et habitat som oppfyller et sett spesifikke
dedefinisjoner og prioriteringskriterier
Revisjonsnummer.:02
Revisjonsdato:26.06.2015
Side 6/38
RAPPORT
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønnen 1/5-5 Solaris
1
Introduksjon
Denne rapporten omfatter en referansebasert miljørisikoanalyse og en forenklet
beredskapsanalyse for letebrønn 1/5-5 Solaris som grunnlag for søknad om tillatelse etter
forurensningsloven, og søknad om samtykke etter Styringsforskriften. Solaris er en HPHT
letebrønn (høyt trykk, høy temperatur). Det forventes at et eventuelt funn av hydrokarboner
vil være i form av gass/kondensat.
Rapporten er utført av Acona AS etter oppdrag fra Total E&P Norge AS som er operatør for
lisensen. Analysene er utført i samsvar med Styringsforskriften (§17), metode for miljørettet
risikoanalyse (MIRA) (OLF, 2007) og veiledning for miljørettede beredskapsanalyser (Norsk
olje og gass, 2013). Miljørisikoanalysen er gjennomført som en referansebasert analyse med
utgangspunkt i analysen som ble gjennomført for letebrønn 2/4-21 King Lear (Acona, 2011).
1.1
Planlagt aktivitet
Planlagt aktivitet er leteboring med oppstart i fjerde kvartal 2015 med en varighet på 180200 døgn. Solaris ligger i produksjonslisens 618, i Ekofiskområdet sør i Nordsjøen (Figur 1).
Brønnen ligger 17 km nordvest for Albuskjell og 16 km sør for Blane. Korteste avstand fra
letebrønn 1/5-5 Solaris til fastland (Lista-Loshavn i Vest-Agder) er 282 km.
Vanndypet ved borelokasjonen er 70 m.
Solaris er en forventet gass-/kondensatbrønn med en forventet GOR på 1400 Sm3/Sm3.
Brønnen skal bores med Maersk Gallant som er en oppjekkbar boreinnretning (jack-up rigg).
Hovedformålet med letebrønnen er å undersøke hydrokarbonforekomst i øvre
sandsteinreservoar i Ulaformasjonen. Brønnen vil bli boret som vertikal letebrønn med en 8
1/2” borekrone inn i reservoaret (Acona Flow Technology AS, 2015). Toppreservoaret i
Ulaformasjonen er prognosert på 5758m TVD RKB. Estimert reservoartrykk (1284 bar) og temperatur (202 ºC) ligger i intervallet for hva som defineres som en HPHT brønn
(Scandpower, 2015).
Revisjonsnummer.:02
Revisjonsdato:26.06.2015
Side 7/38
RAPPORT
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønnen 1/5-5 Solaris
Figur 1. Kart som viser beliggenheten til letebrønn 1/5-5 Solaris (rød firkant), referansebrønnen
for miljørisikoanalysen (blå firkant) og omkringliggende felt.
1.2
Definerte fare- og ulykkeshendelser
Den definerte fare- og ulykkeshendelsen (DFU) som legges til grunn for analysene er en
utblåsning. DFU-en karakteriseres av følgende tre ulike statistikker: (1) sannsynlighet
(frekvens) for DFU-en/utblåsning, (2) sannsynlighetsfordelingen mellom overflate- og
sjøbubunnutblåsning og (3) sannsynlighetsfordeling av utblåsningsrater og -varigheter.
Letebrønn 1/5-5 Solaris er identifisert som en gjennomsnitts HPHT-brønn som i følge SINTEF
offshore database har en utblåsningssannsynlighet på 9,24E-04 (Scandpower, 2015).
Fordelingen mellom overflate- og sjøbunnutblåsning er vurdert til henholdsvis 55 % og 45 %
(Acona Flow Technology AS, 2015). Dette gir en sannsynlighet for overflateutblåsning på
9,24E-04 × 55 % = 5,08E-04, og en sannsynlighet for sjøbunnsutblåsning på 9,24E-04 × 45 %
= 4,16E-04.
Sannsynlighetsfordelingene for utslippsdyp, utblåsningsrater, og -varigheter er gitt i Tabell
1. Utblåsningsraten varierer fra 1420 til 8430 Sm3/døgn, med en gjennomsnittlig vektet rate
på 2521 Sm3/døgn for overflateutblåsning og en gjennomsnittlig vektet rate på 2525
Sm3/døgn for sjøbunnsutblåsning. Utblåsningsvarighetene varierer fra 2 til 105 døgn, med
en gjennomsnittlig vektet varighet på 14,9 og 24,8 døgn for hhv. overflate- og
sjøbunnsutblåsning.
For mer utfyllende informasjon om utblåsningspotensialet til brønnen henvises det til
utblåsnings- og drepestudiet utført av Acona Flow Technology AS (2015).
Revisjonsnummer.:02
Revisjonsdato:26.06.2015
Side 8/38
RAPPORT
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønnen 1/5-5 Solaris
Tabell 1. Sannsynlighetsfordeling av utslippsrater og -varigheter for letebrønn 1/5-5 Solaris
(Acona Flow Technology AS, 2015).
Utslippspunkt
Dybde
Utblåsningsrater
Sanns. (%)
Overflate
55
Sjøbunn
1.3
45
Sannsynlighet for utblåsningsvarigheter (%)
Rate (Sm3/døgn)
Sanns. (%)
1420
6,72
1569
2,88
1597
35,28
1656
0,00
1947
15,12
2124
0,00
2328
3,64
2926
1,56
3030
19,04
3257
5,32
5514
8,16
8430
2,28
1425
6,72
1571
2,88
1600
35,28
1659
0,00
1947
15,12
2124
0,00
2344
3.64
2928
1,56
3038
19,04
3265
5,32
5512
8,16
8429
2,28
2 døgn
15 døgn
25 døgn
105 døgn
55
29
4
8
40
38
6
16
Operatørens akseptkriterier for miljørisiko
Operatøren skal sette akseptkriterier for akutt forurensning fra innretningen
(Styringsforskriften, § 9). I henhold til Rammeforskriftens § 11 "Prinsipper for risikoreduksjon" skal risiko reduseres så langt det er mulig, så sant kostnadene ikke står i et
vesentlig misforhold til den risikoreduksjonen som oppnås (www.ptil.no).
I analysen av miljørisiko knyttet til boringen av letebrønn 1/5-5 Solaris benyttes Total E&P
Norge AS operasjonsspesifikk akseptkriterier. Akseptkriteriene er basert på prinsippet om at
varigheten av en miljøskade på den mest sårbare naturressursen skal være ubetydelig sett i
forhold til forventet sannsynlighet/frekvens for at slike skader kan inntreffe.
Akseptkriteriene er gitt i Tabell 2. De er uttrykt som operatørens aksepterte
maksimalsannsynlighet for miljøskade i fire ulike skadeklasser, som hver representerer en
miljøskade av ulik varighet. Varigheten til en skade uttrykkes som teoretisk restitusjonstid,
som er et mål på hvor lang tid det tar før den berørte ressursen er tilbake på tilnærmet
samme nivå som før utslippet. Restitusjonstiden må være lengre enn 1 måned for at
miljøskaden skal bli ansett som målbar på bestandsnivå.
Revisjonsnummer.:02
Revisjonsdato:26.06.2015
Side 9/38
RAPPORT
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønnen 1/5-5 Solaris
Akseptkriteriene benyttes for å avgjøre om miljørisikoen er akseptabel eller ikke. Dersom
sannsynligheten for en gitt skade er lavere enn den aksepterte sannsynligheten for denne
skaden anses risikoen som akseptabel. Rammeforskriftens § 11 pålegger i tillegg operatører
å vurdere miljørisikoen i forhold til ALARP-prinsippet.
Tabell 2. Total E&P Norge AS operasjonsspesifikke akseptkriterier.
Skadeklasse
Varighet av skaden (restitusjonstid)
Maksimalsannsynlighet
Mindre
1mnd - 1 år
< 2,5 × 10-3
Moderat
1 - 3 år
< 6 × 10-4
Betydelig
3 - 10 år
< 2,5 × 10-4
Alvorlig
> 10 år
< 6 × 10-5
Revisjonsnummer.:02
Revisjonsdato:26.06.2015
Side 10/38
RAPPORT
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønnen 1/5-5 Solaris
2
Beskrivelse av naturressurser i analyseområdet
Nedenfor følger en beskrivelse av viktige områder for verdsatte økosystemkomponenter
(VØK) i analyseområdet for letebrønn 1/5-5 Solaris. Analyseområdet er satt til å utgjøre det
sentrale Nordsjøen og kyststrekningen fra Ny Hellesund i Vest-Agder til Austevoll i
Hordaland. Siden et eventuelt utslipp av hydrokarboner forventes å være et kondensat er
størrelsen på analyseområdet konservativt.
En illustrasjon av områdene er presentert i Figur 2. En detaljert beskrivelse av områdene er
gitt i dokumentet «sårbarhet for særlige verdifulle områder» som er en del av det faglige
grunnlaget for forvaltningsplanen for Nordsjøen og Skagerrak (Faggruppen for Nordsjøen og
Skagerrak, 2012).
(1) Gytefelt for makrell. Område er gyteområde for nordsjømakrell. Dette er en kommersielt
viktig fiskebestand som gyter i overflatelaget sentralt i Nordsjøen i mai–juli. Makrell kan
imidlertid ikke betraktes som særlig sårbar for oljesøl da den vandrer og gyter over store
områder, med stor variasjon fra år til år. Norsk makrellkartlegging viser at makrellutbredelsen har økt betraktelig de siste årene og at en større andel enn tidligere gyter i mer
nordlige farvann (jf. for eksempel nyhetsarkivet om makrell på Havforskningsinstituttet
websider; www.imr.no).
(2) Tobisfelt Områdene er definert som SVO på grunn av dets viktige betydning som leveog gyteområde for tobis. Tobis er sterkt stedbunden. Artsgruppen er nedgravd i sanden
store deler av året og at den har strenge krav til bunnsubstrat (grov sand), noe som
begrenser utvalget av egnede leveområder. Tobis er et viktig bindeledd i økosystemet i
Nordsjøen ved at den spiser dyreplankton og deretter selv er føde for en lang rekke arter av
fugl, sjøpattedyr og fisk.
(3) Lista Området er viktig for vadefugl, samt kystbudne dykkende og overflatebeitende
arter av sjøfugl. I hekketiden er området mindre betydningsfullt, men området er svært
viktig i vår-, høst-, og vinterperioden. Listastrendene, med beiteområde innenfor
Siragrunnen, er på grunn av sin betydning som trekk- og overvintringsområde for sjøfugl
vurdert som et særlig verdifullt og sårbart område (SVO) i forvaltningsplanen for Nordsjøen
(HI & DN, 2010). Selve siragrunnen er også definert som SVO pga. tradisjonelt viktige
gyteområder for norsk vårgytende sild.
(4) Boknafjorden/Jærstrendene Området er viktig hekke-, beite-, myte-, trekk og
overvintringsområde for sjøfugl. Sanddynene på Jærstrendene er av internasjonal verdi og er
en samlingsplass for vadefugler som hviler og beiter langs strendene under trekkperioden.
Jærstrendene er også viktig fordi det representerer en overgangssone mellom Skagerrak subprovins og Vestnorsk sub-provins. Boknafjorden er et særegent område med store grunne
partier med sand- og steinbunn. Området omfatter viktige kastelokaliteter for kolonier av
steinkobbe, og Kvitsøyområdet er viktig for arten gjennom hele året (Henriksen & Røv,
2004). Kjør er den sørligste kastelokaliteten for havert i Norge og kolonien her teller 250 –
300 dyr (Henriksen & Mangersnes, 2009).
(5) Karmøy Området utenfor Karmøy huser svært viktige hekkepopulasjoner av kystbundne
sjøfuglarter. De kystbundne artene bruker havområdet opptil 60 km utenfor kolonien som
beiteområde i hekketiden og dekker såldes store områder av Boknafjorden (NINA, 2008).
Området er også viktig for kystbundne arter om vinteren (NINA, 2007). Karmøyfeltet har,
som Siragrunnen også tradisjonelt vært gyteområde for norsk vårgytende sild, og
retensjonsområde (oppsamlingsområde) for egg og larver. Det er av den grunn vurdert som
et særlig verdifullt og sårbart område (SVO) i forvaltningsplanen for Nordsjøen (HI & DN,
2010).
Revisjonsnummer.:02
Revisjonsdato:26.06.2015
Side 11/38
RAPPORT
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønnen 1/5-5 Solaris
Figur 2. Viktige områder for verdsatte økosystemkomponenter (VØK) innenfor analyseregionene
til letebrønn 1/5-5 Solaris. (1) Gytefelt for makrell, (2) tobisfelt, (3) Lista, (4)
Boknafjorden/Jærstrendene og (5) Karmøy.
Revisjonsnummer.:02
Revisjonsdato:26.06.2015
Side 12/38
RAPPORT
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønnen 1/5-5 Solaris
3
Miljørisikoanalyse
Miljørisikoanalysen for boringen av letebrønn 1/5-5 Solaris er gjennomført som en
referansebasert MIRA analyse (OLF, 2007). En referansebasert analyse er den minst detaljerte
metoden i MIRA og inkluderer ikke oljespredningsberegninger eller beregning av
sannsynlighet for miljøskade. Bruk av metoden forutsetter at en kan ta utgangspunkt i en
tidligere MIRA skadebasert miljørisikoanalyse for en aktivitet som er representativ for den
planlagte aktiviteten.
Miljørisikoanalysen som er benyttet som referanseanalyse
Miljørisikoanalyse for letebrønn 2/4-21 King Lear (Acona, 2011).
3.1
i
denne
rapporten
er
Metode
En referansebasert miljørisikoanalyse utføres ved at man sammenligner og vurderer sentrale
parametere for DFU’en til det aktuelle prospektet (Solaris) med DFU’en til et
referanseprospekt (King Lear). Kriteriene som benyttes i en referansebasert analyse er
utformet slik at hvis de oppfylles vil man med rimelig god sikkerhet kunne fastslå at mer
detaljerte analyser ville ha konkludert med tilsvarende eller lavere miljørisiko enn den
gjeldende referanseanalysen.
Følgende hovedmomenter skal inngå i en referansebasert analyse (OLF, 2007):









Geografisk plassering
Type operasjon og DFU
Brønn tekniske aspekter
Oljetype
Utslippsrater og varigheter
Utslippspunkt
Influensområde
Sannsynlighet (frekvens) for DFU
Akseptkriterier
For mer utfyllende informasjon om metodikken henvises det til metode for miljørettet
risikoanalyse (MIRA) (OLF, 2007). Siden en miljørisikoanalyse inkluderer komplekse ikkelineære sammenhenger, spesielt mht. utbredelse av forurensing, vil det alltid være
usikkerhetsmomenter knyttet til en referansebasert analyse. Det er derfor svært fordelaktig
at den referansebaserte analysen har et relativ lavt risikonivå da dette gir rom for en større
feilmargin. En viktig del av en referansebasert analyse er derfor å gi en oversikt over
hovedresultatene fra referanseanalysen.
3.2
Hovedresultater fra referanseanalysen 2/4-21 King Lear
Dette er utført en helårlig MIRA skadebasert miljørisikoanalyse for 2/4-21 King Lear. En
skadebasert MIRA inkluderer stokastiske simuleringer av oljens drift i ulike miljøer og
beregninger av effekten av denne forurensingen i form av miljøskade på utvalgte verdsatte
økosystemkomponenter. Dette gjøres ved bruk av effektnøkler og skadenøkler. Metodikken
og begrepsdefinisjonene er beskrevet i Norsk olje og gass veiledning for miljørettede
risikoanalyser (OLF, 2007).
De stokastiske oljedriftssimuleringene er utført med modulen «Oil Spill Contingency And
Response» (OSCAR OS3D), en del av programvarepakken MEMW fra SINTEF.
Influensområdene for overflate- og sjøbunnsutblåsninger er presentert i Figur 3 og Figur 4.
Et influensområde illustrerer sannsynligheten for at gitte områder vil bli forurenset med olje
gitt en overflateutblåsning. Terskelverdien for når et område regnes som forurenset er 1
tonn olje per 100 km2, som er minste mengde olje som anses å kunne skade sjøfugl og
sjøpattedyr (OLF, 2007).
Revisjonsnummer.:02
Revisjonsdato:26.06.2015
Side 13/38
RAPPORT
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønnen 1/5-5 Solaris
Det var ingen sannsynlighet for stranding.
VØK’er benyttet i referanseanalysen inkluderer pelagisk- og kystbunden sjøfugl, sjøpattedyr,
strandhabitat samt fisk og verdifulle bunnhabitater. Den geografiske utbredelsen av
forurensningen (enkeltoljeflakene) overlappet ikke med kystbundne arter (kystbundne
sjøfugl, sel eller strandhabitat), og det var ingen sannsynlighet for målbar skade på disse
ressursene. Det var kun pelagisk sjøfugl som hadde en målbar sannsynlighet for skade på
bestandsnivå. Tolv arter av pelagiske sjøfugl ble benyttet i den skadebaserte MIRA-analysen,
inkludert to arktiske arter (alkekonge og polarmåke) som overvintrer i analyseområdet
(Tabell 3). Det ble vurdert at boringen ikke utgjorde noen risiko for leveområdene til tobis og
det potensielle skadeomfanget på plankton og fiskebestander var karakterisert som
ubetydelig eller kun lokalt.
Av de 12 pelagiske sjøfuglbestandene som ble undersøkt var det ingen sannsynlighet for
bestandstap på mer enn 5 %. Største beregnet sannsynlighet for et bestandstap på mellom 1
-5 % var 3,4 %; for alkekonge om vinteren. For andre pelagiske sjøfugl var det ingen
sannsynlighet for bestandstap over 1 %, og dette medfører ingen målbar skade på
bestandsnivå.
Miljørisikoen var lav (< 5,7 % av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier). Høyest
beregnet miljørisiko uttrykt som andeler av Statoils operasjonsspesifikke akseptkriterier
gjennom året var 5.7 %; 3,1 %, 0,6 og 2,8 % av akseptkriterier for moderat skade (1-3 år) i
hhv. vinter, vår, sommer og høstsesongen. I Kapittel 3.3.1 er miljørisikoen justert mht.
frekvens og akseptkriterier for letebrønn 1/5-5 Solaris.
Tabell 3. VØK’er benyttet i miljørisikoanalysen for King Lear. Data fra SEAPOP fra 2011 ligger til
grunn for analysen (fra Acona, 2011).
Pelagisk sjøfugl
Rødliste Status 1
Rest. potensial
Alkekonge
LC*
Lavt
Alke
VU
Lavt
Lundefugl
VU
Lavt
Lomvi
CR
Lavt
Havhest
NT
Lavt
Sildemåke
LC
Medium/Høyt
EN
Høyt
Fiskemåke
NT
Høyt
Polarmåke
NT
Høyt
Svartbak 2
LC
Medium
Gråmåke 2
LC
Medium/Høyt
Havsule
LC
Medium
Krykkje
2
1
Rødliste Status Fastland/Svalbard*: CR = Kritisk truet, EN = Truet, VU = Sårbar; NT = Nær truet, LC = Livskraftig. 2 Ansvarsart:
Norsk populasjon utgjør > 25 % av europeisk populasjon. Rødelistestatusen er basert på vurdering av risiko for at en art skal
forsvinne fra norsk natur. Arter kategorisert som kritisk truet (CR), sterkt truet (EN) og sårbar (VU) benevnes som truete arter i
rødlisten.
Revisjonsnummer.:02
Revisjonsdato:26.06.2015
Side 14/38
RAPPORT
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønnen 1/5-5 Solaris
Figur 3. Influensområder for overflateutblåsninger for letebrønn 2/4-21 King Lear beregnet fra
stokastiske oljedriftsimuleringer med oljedriftmodellen OSCAR OS3D.
Revisjonsnummer.:02
Revisjonsdato:26.06.2015
Side 15/38
RAPPORT
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønnen 1/5-5 Solaris
Figur 4. Influensområder for sjøbunnsutblåsninger for letebrønn 2/4-21 King Lear beregnet fra
stokastiske oljedriftsimuleringer med oljedriftmodellen OSCAR OS3D.
3.3
Resultater
Hovedresultatene fra den referansebaserte miljørisikoanalysen er presentert i Tabell 4.
Tabellen viser de forskjellige parameterne som er sammenlignet, verdiene av disse for hhv.
letebrønn 1/5-5 Solaris og referansebrønnen, 2/4-21 King Lear, kriteriet som skal oppfylles,
og om kriteriet er oppfylt eller ikke.
Vurderingen av de ulike punktene eller parameterne er delt inn tre hovedkategorier:
(1) Geografisk lokasjon, analyseperiode og nærhet til VØK områder
(2) Utblåsningspotensial og oljens spredning og drift
(3) Miljøskade og miljørisiko
Konsekvensen av eventuelle avvik eller forskjeller evalueres for
referanseanalysen er dekkende for den planlagte aktiviteten og DFU’en.
Revisjonsnummer.:02
Revisjonsdato:26.06.2015
å undersøke om
Side 16/38
RAPPORT
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønnen 1/5-5 Solaris
Tabell 4. Sammenligning av definerte parametere for letebrønn 1/5-5 Solaris og 2/4_21 King Lear
som inngår i en referansebasert miljørisikoanalyse. Metodikken for analysen er i henhold til
referansebasert miljørisikoanalyse beskrevet i MIRA-veilederen (OLF, 2007).
Nr,
Parameter
Solaris
King Lear
Kriterium
Brønn
HPHT gass/kondensat
HPHT gass/kondensat
Riggtype
Jack-up (Maersk
Gallant)
Jack-up (Maersk
Gallant)
Nyeste SEAPOP
datasett er oppdatert i
2013
SEAPOP datasett
-
2008/2009
Det er kun gjort mindre
endringer i datasettet for
Nordsjøen i forhold til
2008/2009 datasettet
Oppfylt
Ja
Geografisk lokasjon, analyseperiode og nærhet til VØK områder
1
Analyseperiode
Hele året
Hele året
Skal dekke samme
tidsperiode
Ja
2
Avstand til
referansebrønn
30 km
0 km
Mindre enn 50 km
Ja
3
Avstand til land
282 km
259 km
Lengre eller tilsvarende
Ja
4
Vanndyp
70 meter
67 meter
Tilsvarende dyp
Ja
Utblåsningspotensial og oljens spredning og drift
4
Oljetype
Gass/kondensat
Huldra kondensat
Tilsvarende levetid på
sjøen
Ja (se kapittel
3.3.2)b
5
Tetthet til olje
800 kg/m3
800 kg/m3
Tilsvarende
Ja
7
Gass-olje-ratio (GOR)
1400 Sm3/Sm3
1200 Sm3/Sm3
Lavere eller tilsvarende
Ja
8
Fordeling sjøbunn /
overflate
45 % / 55 %
40 % / 60 %
Tilsvarende
Ja
9
Vektet rate overflate &
sjøbunn
2523 Sm3/døgn
4140 Sm3/døgn
Lavere eller tilsvarende
Ja
10
Vektet rate overflate
2521 Sm3/døgn
4140 Sm3/døgn
Lavere eller tilsvarende
Ja
11
Vektet rate sjøbunn
2525 Sm3/døgn
4140 Sm3/døgn
Lavere eller tilsvarende
Ja
12
Vektet varighet overflate & sjøbunn
20,0 døgn
13,9 døgn
Kortere eller tilsvarende
Nei (se
kapittel 3.3.2)
13
Vektet varighet
overflate
14.9 døgn
10,8 døgn
Kortere eller tilsvarende
Nei (se
kapittel 3.3.2)
14
Vektet varighet
sjøbunn
24.8 døgn
18,6 døgn
Kortere eller tilsvarende
Nei (se
kapittel 3.3.2)
15
Høyeste rate
8300 Sm3/døgn
6000 Sm3/døgn
Lavere eller tilsvarende
Nei (se
kapittel 3.3.2)
16
Lengste varighet
105 døgn
133 døgn
Kortere eller tilsvarende
Ja
Miljøskade og miljørisiko
Revisjonsnummer.:02
Revisjonsdato:26.06.2015
Side 17/38
RAPPORT
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønnen 1/5-5 Solaris
17
Frekvens
18
Akseptkriterier
(akseptert
sannsynlighet for
skade)
2.55E-04
Mindre:
3.3.1
1,40E-03
2,5E-03
Mindre:
Ja (se kapittel
3.3.2)
Høyere eller lik for alle
skade-klasser
Ja (se kapittel
3.3.2)
1,0E.03
Moderat: 6,0E-04
Moderat: 2,5E-04
Betydelig: 2,5E-04
Betydelig: 1,0E-04
Alvorlig:
Alvorlig:
6,0E-05
Lavere eller lik
2,5E-05
Geografisk lokasjon og sårbare naturressurser
Miljørisikoanalysen for 2/4-21 King Lear er gjennomført som en helårig analyse og vil
dermed dekke forventet boreperiode for letebrønn 1/5-5 Solaris. De to brønnene er
lokalisert kun 30 km fra hverandre i det sørlige Nordsjøen; et område uten dominerende
havstrømmer. Avstanden til alle VØK-områdene er tilsvarende eller lengre enn de var for
referansebrønnen med unntak av SVO-området for makrell (Figur 2). Vanndybden ved de to
brønnene er lik (67 og 70 meter). Parameterne 1, 2, 3 og 4 som omhandler Geografisk
lokasjon, analyseperiode og nærhet til VØK-områder er dermed oppfylt iht. kriteriene i den
referansebaserte analysen (Tabell 4).
3.3.2
Oljens spredning og drift
Viktige parametere som påvirker oljens spredning og drift er oljetype, utslippspunkt
(overflate og sjøbunn), utblåsningsrater og -varigheter og deres sannsynlighetsfordeling. En
olje med lang levetid vil kunne spre seg over større områder og vil således medføre større
miljøskade og miljørisiko enn en oljer med kortere levetid (gitt at alle andre forutsetninger er
like). Naturlig olje-i-vann dispergering er i de fleste tilfeller den viktigste prosessen som
påvirker levetiden for oljer på havoverflaten.
Kondensattype benyttet i referanseanalysen
Egenskapene til et funn av hydrokarboner ved Solaris er delvis ukjent, men det er forventet
et kondensat med høyt innhold av lette komponenter med en total tetthet på 800 kg/Sm3
(Acona Flow Technology AS, 2015).
Typisk for kondensat er at de raskt både fordamper og dispergeres ned i vannmassene (oljei-vann dispergering), og dermed relativt raskt forsvinner fra havoverflaten (SINTEF, 2008).
Den naturlige olje-i-vann dispergeringen vil gradvis avta ettersom viskositeten øker,
hovedsakelig på grunn av emulgering (opptak av vann som danner vann-i-olje emulsjon).
Huldra kondensat, som ble benyttet i oljedriftssimuleringene i referanseanalysen, har lang
levetid på sjøen sammenlignet med andre kondensat på norsk sokkel, og er ett av relativ få
kondensat på norsk sokkel som emulgerer (tar opp vann). Huldra har et relativt høyt
voksinnhold (5,2 % vekt) og emulgerer raskt, men tar kun opp 40 % vann og danner en ikkestabil vann-i-olje emulsjon med lav viskositet (SINTEF, 1998). Huldra har lik tetthet som
væsken som er benyttet i «svart-olje-modellen» i utblåsningsstudiet for Solaris, dvs. 800
kg/Sm3.
Selv om levetiden for kondensat generelt er kort varierer den for ulike kondensat, der noen
fordamper/dispergerer meget raskt, mens andre forblir på havoverflaten noe lengre tid. I
Figur 5 er prosentvis andel av utslippet som en funksjon av tid illustrert for ulike kondensat
under ulike værforhold. Resultatene er vist for vinterforhold (vanntemperatur på 5 °C).
Tilsvarende resultater for sommerforhold (vanntemperatur på 15 °C) er illustrert Vedlegg A,
der også tallverdiene som er benyttet til å lage diagrammene er presentert. Det fremgår av
Figur 5 at Huldra kondensatet er et konservativt valg mht. levetid på sjøen og at kun Lille
Frigg øker mer i volum enn Huldra. Figur 5 viser også at levetiden på sjøen reduseres med
økt vindhastighet. Det er kun ved flau og svak vind (< 2 m/s) at levetiden overstiger 5 døgn
(120 timer). Et frekvensdiagram basert på historiske vindstyrker i nærområdet for Solaris er
Revisjonsnummer.:02
Revisjonsdato:26.06.2015
Side 18/38
RAPPORT
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønnen 1/5-5 Solaris
presentert i Figur 6. Vindstyrken varierer gjennom året med en gjennomsnittlig vektet
vindhastighet på 10,5 m/s (vintersesongen), 8,7 m/s (vårsesongen), 7,3 m/s
(sommersesongen) og 9,5 m/s (høstsesongen).
Konklusjon for kondensattype benyttet i referanseanalysen
Det fremgår av evaluering av kondensattype at Huldra er et rimelig og konservativt valg som
referanseolje for letebrønn 1/5-5 Solaris. Oljetypen benyttet i de stokastiske
oljedriftssimuleringene i referanseanalysen evalueres derfor som representativ og dekkende
for letebrønn 1/5-5 Solaris.
Vinterforhold og 5 m/s
200
160
160
Andel av utslipp (%)
Andel av utslipp (%)
Vinterforhold og 2 m/s
200
120
80
40
0
120
80
40
0
1
2
4
8
16
32
64
128
1
2
4
Tid (timer)
16
32
64
128
Tid (timer)
Huldra
Sleipner
OrmenLange
Skarv
Lillefrigg
Trym
Lavrans
Huldra
Sleipner
OrmenLange
Skarv
Lillefrigg
Trym
Vinterforhold og 10 m/s
Lavrans
Vinterforhold og 15 m/s
200
200
160
160
Andel av utslipp (%)
Andel av utslipp (%)
8
120
80
40
0
120
80
40
0
1
2
4
8
16
32
64
128
1
2
4
Tid (timer)
Huldra
Sleipner
OrmenLange
Skarv
Lillefrigg
Trym
8
16
32
64
128
Tid (timer)
Lavrans
Huldra
Sleipner
OrmenLange
Skarv
Lillefrigg
Trym
Lavrans
Figur 5. Forventet levetid på havoverflaten for kondensat ved fire ulike vindstyrker ved vanntemperatur på 5 °C (vinterforhold). Data fra forvitringsstudier av SINTEF (1997, 1998, 1999, 2002,
2008, 2011, 2014). Merk at det er en logaritmisk skala på x-aksen. Figur for sommerforhold
(vanntemperatur på 13-15 °C) er illustrert i Figur 11 i Vedlegg A1.
Revisjonsnummer.:02
Revisjonsdato:26.06.2015
Side 19/38
RAPPORT
Miljørisiko - og bereds kapsanalyse for letebrønnen 1/5 -5 Solaris
Figur 6. Frekvensdiagram
for vindstyrker i nærområdet for letebrønn
for vin ter -, vår -, sommer - og høstsesongen. Data fra www.met.no .
Utblåsningsrater
1/5 -5 Solaris (57,7N 2,5 Ø)
og -varigheter
Vektede utblåsningsvarigheter er høyere for letebrønn 1/5 -5 Solaris enn i referanseanalysen
King Lear (Punkt 11, 12 og 13 i Tabell 4). En utblåsning med lang varighet vil øke mengde
olje på sjøen. Det er imidlertid totalt volum på sjøen, som følge av rate og varighet, som er
utslagsgivende mht. miljøskade i en MIRA. Forventet totalt utslippsvolum
er gitt ved
produktet
av gjennomsnittlig
vektet
utblåsningsrate
og gjennomsnittlig
vektet
utblåsningsvarighet, dvs.
Þ
Þ
3.1
Letebrønn 1/5 -5 Solaris har 40 % lavere forventet utblåsningsrate enn referansebrønnen
(2521 og 2525 Sm3 /d vs. 41 40 og 41 40 Sm3 /d for hhv. overflate og sjøbunn). I følge formel
3.1 er forventet utslippsvolum
for letebrønn 1/5 -5 Solaris ca. 15 % mindre enn for
referansebrønnen (48 838 Sm3 vs. 57 629 Sm3 ). Beregningen inkluderer ulikhetene på 5 % i
sannsynlighet for overflate - og sjøbunnsutblåsning mellom de to brønnene (jf. Tabell 4). Ser
man på totalvolum et gitt en overflate - eller sjø bun nsutblåsning er forventet volum for
letebrønn 1/5 -5 Solaris 16-19 % lavere enn for referansebrønnen (37 563 vs. 44 71 2 Sm3 og
62 61 9 vs. 77 004 Sm3 ). Forskjeller i utblåsningsvarigheter
veies dermed opp av lavere
utblåsningsrater for Solaris .
Rate- og varighetsmatrisen som er benyttet i oljedriftssimuleringene
i referanseanalysen,
King Lear evalueres derfor som representativ og dekkende for letebrønn 1/5 -5 Solaris .
3.3.3
Miljøskade og miljørisiko
Siden frekvensen for DFU’ene er forskjellig for brønnene 1/5 -5 Solaris og referansebrønnen
2/4 -21 King Lear, og risikonivået
for 2/4 -21 King Lear er vurdert mot Statoils
operasjonsspesifikke akseptkriterier , er ikke miljørisikoen direkte sammenlignbar for de to
brønnene. I dette kapittelet er miljørisikoen for 2/4 -21 King Lear justert mht. frekvens og
akseptkriterier for letebrønn 1/5 -5 Solaris.
Det er benyttet både høyere frekvens for en utblåsning (DFU’en) og laver akseptkriterier ved
prospektet King Lear enn man ville benyttet i en fullstendig miljørisikoanal yse på prospektet
Solaris (Tabell 4). Sammenhengen mellom de to parameterne og beregnet miljørisiko er vist
formel 3.2 .
Revisjonsnummer.: 02
Revisjonsdato: 26 .06.2015
Side 20 / 38
RAPPORT
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønnen 1/5-5 Solaris
ܴ݈݁ܽ‫݆݈݅݉ݒ݅ݐ‬Þ‫ ݋݇݅ݏ݅ݎ‬ൌ ܲሺ‫ܷܨܦ‬ሻ ൈ ܲሺ݈݆݉݅Þ‫ͳݕ݁݀ܽ݇ݏ‬ȁ‫ܷܨܦ‬ሻ
ܽ݇‫݆݈݅݉ݐ݄݈݁݃݅݊ݕݏ݊݊ܽݏݐݎ݁ݐ݌݁ݏ‬Þ‫ͳݕ݁݀ܽ݇ݏ‬
3.2
Brøken refereres til som relativ miljørisiko. Telleren refereres til som absolutt miljørisiko og
er produktet av sannsynligheten (frekvens) for at en DFU’en skal finne sted og sannsynlighet
for en gitt miljøskade y1 (f. eks. y1 = en moderat skade med varighet på 1-3år) gitt DFU, dvs.
her en utblåsning. Nevneren er operatørens akseptkriterier, angitt som den aksepterte
sannsynligheten for miljøskade med varighet y1 (f. eks. y1 = en moderat skade med varighet
på 1-3år).
Basert på den nyeste offshore utblåsningsdatabasen til SINTEF er sannsynlighet for en
utblåsning for en gjennomsnittlig normal HPHT letebrønn 9,24E-04 (Scandpower, 2015), dvs.
P(DFU) = 9,24E-04. Dette er ca. 2/3 (66 %) av frekvensen som ble benyttet i referanseanalysen. Som det fremgår av formel 3.2 betyr dette at risikoen for 1/5-5 Solaris vil være
34 % lavere enn referansebrønnen (gitt at alt annet er likt). Inkluderer man forskjellene i
akseptkriteriene (dvs. nevneren i formel 3.2) vil den relative miljørisikoen for 1/5-5 Solaris
være mellom 73 % og 74 % lavere (gitt alt annet likt).
Omregnet fra høyeste miljørisiko i referanseanalysen gir dette følgende relative miljørisiko
for letebrønn 1/5-5 Solaris gjennom året:




Vinter:
Vår:
Sommer:
Høst:
1,5
0,9
0,2
0,8
%
%
%
%
for
for
for
for
Mindre skade
Moderat
Betydelig
Alvorlig skade
(1mnd-1år)
(1-3år)
(3-10år)
(>10år)
Alkekonge
Alkekonge
Alkekonge
Alkekonge
På grunn av alkekonge er en arktisk fugl, er risikonivået i vår- og sommersesongen
overestimert/konservative i referanseanalysen og dermed også i listen over.
Konklusjon miljøskade og miljørisiko
Miljørisikoen som er beregnet i referanseanalysen evalueres som representativ og dekkende
for letebrønn 1/5-5 Solaris.
3.4
Konklusjon miljørisikoanalyse
Resultatene av den referansebaserte analysen viser at de stokastiske oljedriftssimuleringene
utført i referanseanalysen King Lear er dekkende for den planlagte aktiviteten og DFU’en for
prospekt Solaris. Parameteren høyeste utblåsningsrate antyder at det kan finnes enkeltscenarioer som vil kunne gi høyere miljøskade ved Solaris enn King Lear. Utslippspotensialet
til DFU’ene for de to brønnene vurdert mot hverandre er imidlertid forventet å gi tilsvarende
sannsynligheter for bestandstap og miljøskade og en lavere miljørisiko sammenlignet med
referanseanalysen King Lear.
De justerte beregningen av miljørisiko med inngangsdata for letebrønn 1/5-5 Solaris viser at
miljørisikoen er akseptabel sett i forholdt til Total E&P Norge AS akseptkriterier for
miljørisiko.
Revisjonsnummer.:02
Revisjonsdato:26.06.2015
Side 21/38
RAPPORT
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønnen 1/5-5 Solaris
4
Beredskapsanalyse
Formålet med en beredskapsanalyse er å identifisere beredskapsbehov og å utarbeide
anbefalinger for oljevernberedskap for å håndtere den dimensjonene definerte fare- og
ulykkeshendelsen for den planlagte aktiviteten. Resultatene fra beredskapsanalysen skal
legges til grunn ved operatørens valg av avtalefestet stående beredskapsløsning og danner
grunnlag for å etablere en lokasjonsspesifikk oljevernplan (OSCP). Planen skal være basert på
Total E&P Norge AS beredskapsløsning for oljevern samt evt. krav fremsatt i tillatelsen fra
Miljødirektoratet (MDir). Tilgjengelighet og responstider til foreslåtte oljevernressurser,
inkludert OR- og slepefartøy må verifiseres av NOFO i forkant av boreoperasjonen.
Primærstrategien for bekjemping av akutte oljeutslipp på norsk kontinentalsokkel er
mekanisk opptak i nærområdet til utslippet vha. NOFOs havgående systemer. Kjemisk
dispergering skal benyttes når denne metoden vurderes å være like god eller bedre enn
mekanisk opptak mht. å redusere påvirkning på miljøet. Behov for resurser for oljevern
(ressursbehov) beregnes for følgende barrierer:



4.1
Barriere 1: Bekjempelse på åpent hav nær utslippskilden (funksjon A) eller langs
drivbanen (funksjon B) vha. NOFO-systemer
Barriere 2: Bekjempelse i kystsonen vha. kystsystemer
Barriere 3: Bekjempelse og beskyttelse av strandsonen ovenfor mobil olje (funksjon
A) og oppsamling av ikke mobil olje på land (funksjon B)
Tilgjengelige oljevernressurser
NOFO-system og kystsystem er tilgjengelige fra NOFO-baser i Stavanger, Mongstad,
Kristiansund, Sandnessjøen og Hammerfest (Figur 7). I tillegg har NOFO ti stand-by fartøy
tilgjengelige i spesifikke områder rundt Ekofisk, Ula/Gyda/Tambar, Sleipner/Volve, Balder,
Troll/Oseberg (2 stk.), Gjøa, Tampen, Haltenbanken og Goliat (Barentshavet) som en del av
områdeberedskap i disse områdene.
For oljevernberedskap i kystsonen (barriere 2) er det fra hver NOFO-base tilgjengelig ti
oppsamlingssystem, fire opptakssystem og to kommando- og støttesystemer. For
strandaksjoner har NOFO avtale med IUA (Interkommunale utvalg mot akutt forurensning) og
disponerer et spesialteam på 63 personer. I tillegg foreligger avtaler med andre aktører som
gir tilgang til totalt ca. 850 personer med kompetanse for strandaksjoner.
Figur 7. Oversikt over NOFO-ressurser (NOFO, 2015).
Revisjonsnummer.:02
Revisjonsdato:26.06.2015
Side 22/38
RAPPORT
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønnen 1/5-5 Solaris
4.1.1
Oljevernsystemer og nominell kapasitet
Et NOFO-system består av et OR-fartøy som tilfredsstiller den til enhver tid gjeldende NOFOstandard (NOFO, 2011) og et slepefartøy. OR-fartøyene er utstyrt med oljevernutstyr
(inkludert lense NO-1200-R, oljeopptakersystem TransRec og lagringstank med 1500
m3kapasitet) samt avansert fjernovervåkningssystem (IR og oljeradar). Et kystsystem består
av ett oljevernfartøy med Current Buster 4 (oppsamlingssystem) og tilhørende fartøy
dedikert for opptak (opptakssystem med skimmer og tankkapasitet) og kommando- og
støttesystem. Ett kommando- og støttesystem kan lede og støtte inntil seks
oppsamlingssystem og to opptaksfartøy. I akutt strandingsfase (funksjon A) benyttes
pumper og slamsugere for opptak av mobil olje fra land eller fra sjø, ledelenser og
diversesperre- og låsningstiltak for å hindre stranding og re-mobilisering av olje. I
strandrensefasen (funksjon B) benyttes ulike mekaniske og ikke-mekaniske teknikker for å
fjerne olje fra stranden.
Nominell systemkapasitet for de ulike systemene er presentert i tabell 5. Verdiene bygger på
erfaringer, forsøk og øvelser og representerer maksimal kapasitet under optimale operative
forhold. Verdiene for NOFO- og kystsystem inkluderer nede-tid på 12 timer per døgn. Nedetid skyldes rengjøring, feilretting, oppkobling, tømming og transitt for å levere oppsamlet
olje, henting/venting på dispergeringsmiddel, personellutskiftinger, hvile og reposisjonering av fartøy for å finne oljeflak. Oppgitt kapasitet i barriere 3 (funksjon A)
inkluderer ikke bruk av innsatsgruppe strand akutt (IGSA) som har betraktelig høyere
nominell kapasitet.
Tabell 5. Nominell kapasitet for ulike oljevernressurser. Nominell kapasitet for NOFO- og
kystsystem inkluderer en nedetid på 12 timer.
Typisk operasjonsområde
Oljevernressurs
Nominell kapasitet (per døgn)
Barriere 1
NOFO system (funksjon A og B)
2400 m3
Barriere 2
Kystsystem
240 m3
Barriere 3
Strandsystem
4.2
Funksjon A
10 m3
Funksjon B
4 m strandlinje eller 20 kg ren olje
Dimensjonerende DFU
Den dimensjonerende DFU for beredskapsanalysen er en utblåsning. En utblåsningsrate
2525 Sm3/d (vektet rate for sjøbunnsutslipp) er lagt til grunn for dimensjonering av
oljevernberedskap i barriere 1 (funksjon A og B). Beredskapsanalysen er basert på
forvitringsegenskapene til Huldra kondensatet. Det anbefalte beredskapsbehovet er
sammenlignet med beregnet beredskapsbehov gitt en av de seks andre typer kondensat som
undersøkt i den referansebaserte miljørisikoanalysen.
4.3
Ytelseskrav
Krav til oljevernberedskap for 1/5-5 Solaris er basert på Norsk olje og gass sin veiledning for
miljørettede beredskapsanalyser (Norsk olje og gass, 2013). Det er etablert følgende
ytelseskrav mot akutt forurensning

Barrierer på åpent hav (barriere 1A og 1B) skal hver for seg ha tilstrekkelig kapasitet
til å kunne håndtere den emulsjonsmengde som er tilgjengelig som følge av
dimensjonerende rate. Responstiden for fullt utbygd barriere skal være kortere enn 5persentilen av drivtid til land.
Revisjonsnummer.:02
Revisjonsdato:26.06.2015
Side 23/38
RAPPORT
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønnen 1/5-5 Solaris
Da det ikke er stranding i referanseanalysen er det ikke satt ytelseskrav til beredskap i kystog strandsonen. Dersom oljen skulle drive mot land mobiliseres barriere 2 og 3 i samråd
NOFO.
4.3.1
Lokale værdata
Statistikk for bølger og vind for prospektet Solaris er lastet ned fra Meteorologisk institutt.
Offshoredata kommer fra værstasjonene 1360 lokalisert 105 km fra utslippspunktet.
Temperaturdata er lastet ned fra databasen Levitus (IRI, 2015). Fravær av dagslys (definert
som tiden solen står 6 grader eller lavere under horisonten-" borgelig tussmørke") beregnes
for posisjonen til utslippet og de utvalgte værstasjonene langs kysten. Sikten i områdene er
ikke kjent og det er antatt at sikten er "god" 50 % av tiden og "dårlig" 50 % av tiden. Det er i
denne analysen ingen sannsynlighet for stranding og det er derfor ikke benyttet data fra
værstasjoner langs norskekysten.
4.4
Metode
Beredskapsanalysen er utført i henhold til veiledning for miljørettede beredskapsanalyser
(NOFO & OLF, 2007; Norsk olje og gass, 2013) og NOFOs planforutsetninger for
oljevernberedskap (NOFO, 2014b).
Analysen baserer seg på ulike typer inngangsdata: (1) utblåsningsrater og – varigheter, (2)
forvitringsegenskaper til referanseoljen, (3) lokale værdata, (4) strandingsstatistikk og (5)
ytelseskrav satt til analysen. Fra dette beregnes dimensjonerende tilflytsrater og mengder til
barrieren og forventet kapasitet til systemene og oljevernressursene. En viktig del av
analysen er å beregne såkalte reduksjonsfaktorer som benyttes til å justere effektiviteten og
lensetap pga. bølger, vind og lysforhold og forventet kapasitet til oljevernressursene.
Da det ikke er sannsynlighet for stranding i referanseanalysen er metode for beredskap i
barriere 2 og 3 ikke nærmere beskrevet.
4.4.1
Beregning av ressursbehov
Ressursbehov i alle barrierene beregnes som antall oljevernsystemer som gir tilstrekkelig
kapasitet til å bekjempe tilflytsraten inn til barrieren (emulsjonsmengden tilgjengelig for
opptak eller dimensjonerende emulsjonsmengde), dvs.:
ܴ݁‫ ݒ݋݄ܾ݁ݏݎݑݏݏ‬ൌ
‫݀ݎ݁݌݁ݐܽݎݏݐݕ݈݂݈݅ݐ‬Þ݃݊ሺ݉ଷ ሻ
݇ܽ‫݀ݎ݁݌ݐ݁ݐ݅ݏܽ݌‬Þ݃݊ሺ݉ଷ ሻ
4.1
I barriere 1 oppgis ressursbehovet som antall NOFO-systemer.
4.4.2
Dimensjonerende emulsjonsmengde
Dimensjonerende emulsjonsmengde i barriere 1 er tilflytsraten (m3/døgn) av emulsjon ved
valgt plassering av barriere 1A og 1B. Beregningen av emulsjonsmengde tar hensyn til
referanseoljens forvitringsegenskaper (fordamping, nedblanding og vannopptak ved
bestemte vindhastigheter og temperaturer) og historiske vind-, bølge- og temperaturdata i
området.
4.4.3
Forventet kapasitet og reduksjonsfaktorer
Verdiene som er oppgitt for de ulike oljevernsystemene i Tabell 5 er kapasitet under
optimale forhold (nominell kapasitet). For å beregne den forventede kapasiteten blir disse
verdiene korrigert ved bruk av reduksjonsfaktorer for sjøtilstand (vindhastighet og/eller
bølgehøyde) og fravær av lys og sikt. Forventet kapasitet per døgn beregnes med følgende
formel:
Revisjonsnummer.:02
Revisjonsdato:26.06.2015
Side 24/38
RAPPORT
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønnen 1/5-5 Solaris
‫ݎ݌ݐ݁ݐ݅ݏܽ݌ܽ݇ݐ݁ݐ݊݁ݒݎ݋ܨ‬Ǥ ݀Þ݃݊
ൌ ሺͳ݀ െ ݊݁݀݁‫݀݅ݐ‬ሻ ൈ ݊‫ݎ݌ݐ݁ݐ݅ݏܽ݌݈݈ܽ݇݁݊݅݉݋‬Ǥ ݀Þ݃݊ ൈ ‫ݎ݁ݎ݋ݐ݂݇ܽݏ݊݋݆ݏ݇ݑ݀݁ݎ‬
4.2
Reduksjonsfaktorer som funksjon av bølgehøyde og vindhastighet (sjøtilstand) er presentert
i Tabell 6. Disse benyttes sammen med statistikk for bølgehøyder og vindstyrker fra
værstasjonene (kapittel 3.3.1) til å beregne reduksjonsfaktorer for sjøtilstand.
Reduksjonsfaktorer for fravær av lys og sikt er presentert i Tabell 7. Disse benyttes sammen
med andel av fravær av dagslys ("tussmørke") til å beregne reduksjonsfaktorer for lys og sikt.
En reduksjonsfaktor på 1 betyr at forventet kapasitet er lik nominell kapasitet og en
reduksjonsfaktor på 0 betyr at forventet kapasitet er lik null. Ved f.eks. en reduksjonsfaktor
pga. sjøtilstand, lys/sikt på hhv. 0,60 og 0,95 gir dette en total reduksjonsfaktor på 0,57
som er lik forventet effektivitet til systemet. Med en nominell kapasitet på 2400 m3/døgn
(som inkluderer nedetid) gir dette en forventet kapasitet på 2400 m3/døgn × 0,57 = 1368
m3/døgn. Emulsjon som ikke samles opp pga. sjøtilstand er antatt å passere under lensene
og må samles opp av neste barriere. Emulsjon som ikke samles opp pga. dårlig lysforhold og
sikt antas å kunne samles opp ved å dimensjonere med flere system i barrieren.
Tabell 6. Reduksjonsfaktorer som funksjon av signifikant bølgehøyde (hs) og vindhastighet.
Bølgehøyde (hs)
Reduksjonsfaktor
Vindhastighet
Reduksjonsfaktor
0–1m
0,80
0 – 1 m/s
0,72
1–2m
0,75
1 – 2 m/s
0,72
2–3m
0,65
2 – 3 m/s
0,72
3–4m
0,55
3 – 4 m/s
0,72
>4m
0,00
4 – 5 m/s
0,71
5 – 6 m/s
0,68
6 – 7 m/s
0,58
7 – 8 m/s
0,33
> 8 m/s
0,00
Tabell 7. Reduksjonsfaktorer for fravær av lys for ulike fjernmålingsutstyr (Norsk olje og gass,
2013). Med redusert sikt menes 2000 meter eller kortere sikt malt horisontalt.
Fjernmålingsutstyr
Sikt
IR og oljeradar
God
0,9
Redusert
0,8
God
0,7
Redusert
0,5
God
0,7
Redusert
0,6
IR
Oljeradar
Revisjonsnummer.:02
Reduksjonsfaktor
Revisjonsdato:26.06.2015
Side 25/38
RAPPORT
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønnen 1/5-5 Solaris
Drivbøyer og enkel IR
Ingen fjernmåling
4.4.4
God
0,3
Redusert
0,3
God
0,0
Redusert
0,0
Beregning av responstid
Det generelle kravet er at alle oljevernsystemer skal mobiliseres i henhold til best oppnåelig
responstid. Best oppnåelige responstid er lik frigivelsestid for stående beredskap (evt.
mobiliseringstid ved NOFO-base), seilingstid, tid for utsetting av lenser og en buffer på 3
timer. Bufferen er lagt til for å ta hensyn til usikkerheten i posisjonene til
områdeberedskapsfartøyene (stående beredskap). Det benyttes en ganghastighet på 14 knop
for NOFO OR-fartøy.
4.5
Resultater fra beredskapsanalysen
4.5.1
Best oppnåeligere responstider
Best oppnåelig responstid for første OR-fartøy er 12 timer (stående beredskap på
Ula/Gyda/Tambar) og fullt utbygd barriere kan være på plass 13 timer etter utslippet er
oppdaget (stående beredskap på Ekofisk). Responstidene inkluderer frigivelsestid,
seilingstid, utsetting av lense samt en buffer på 3 timer pga. usikkerhet i aksjonsradius til
OR-fartøyene i stående beredskap.
Tabell 8. Best oppnåelige responstider for NOFO-systemer. Best oppnåelig responstid er summen
av mobilisering/frigivelsestid, seilingstid, buffer og utsetting av lense, rundet opp til nærmeste
hele time. Kun systemene med kortest responstid er vist i tabellen. Se Tabell 14 i Vedlegg B for
en komplett oversikt over tilgjengelig oljevernressurser for letebrønn 1/5-5 Solaris.
Avstand
(km)
Mobilisering/
frigivelsestid
(t)
Seilingstid
(t)
Best
oppnåelige
responstid
(t)
Ressurs
Område
Stående
beredskap
Ula/Gyda/Tambar
41
6
2
3
1
12
Ekofisk
57
6
2
3
1
13
Sleipner/Volve
189
3
7
3
1
15
Balder
286
6
11
3
1
22
Troll/Oseberg 02
428
1
17
3
1
22
Troll/Oseberg 01
456
1
18
3
1
23
4.5.2
Buffer (t)
Utsetting av
lense (t)
Lokasjon av barrierene
Barriere 1A og 1B er satt til å bekjempe olje/kondensat som har vært på sjøen i hhv. 6 og 12
timer. Ved disse tidspunktene vil det ikke være eksplosjonsfare i forbindelse med
bekjempelse av olje på sjøen eller ved lagring av olje i oppsamlingstankene til OR-fartøyene.
Etter så kort tid på sjøen forventes det betydelig lensetap pga. lav viskositet. Kjemisk
dispergering vil kunne være et alternativ.
Revisjonsnummer.:02
Revisjonsdato:26.06.2015
Side 26/38
RAPPORT
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønnen 1/5-5 Solaris
4.5.3
Reduksjonsfaktorer
Reduksjonsfaktorer for vindhastighet og signifikant bølgehøyde (Hs), lysforhold og sikt,
samt forventede effektivitet og kapasitet presentert i Tabell 9. Forventet kapasitet (nominell
systemkapasitet under oppe-tid multiplisert med reduksjonsfaktorene) er høyest i
sommersesongen og lavest i vintersesongen.
Tabell 9. Reduksjonsfaktorer for vind, bølger, lysforhold og sikt for NOFO-systemer og forventet
effektivitet og kapasitet i barriere 1A og 1B.
Periode
Vind/bølger
Lysforhold og sikt
Forventet effektivitet
(%)
Forventet kapasitet
(m3/døgn)
Vinter
0.52
0.91
47
1 133
Vår
0.63
0.95
60
1 430
Sommer
0.71
0.97
69
1 654
Høst
0.60
0.92
55
1 324
4.5.4
Beredskapsbehov på åpent hav
En oversikt over tilflytsrater inn til barrierene på åpent hav (1A og 1B) og beregnet
ressursbehov er presentert i Tabell 10. Tilflytsraten til barriere 1A er lavere enn raten til det
dimensjonerende utslippet pga. relativt lite vannopptak, høy fordamping og stor naturlig
nedblanding, spesielt i vinter- og høstsesongen hvor det generelt er dårligere vær, og
dermed større naturlig nedblanding i vannmassene. Tilflytsratene til barriere 1B er imidlertid
tilnærmet lik for alle sesongene pga. høyere effektivitet og forventet kapasitet i vår- og
sommersesongen.
Beredskapsbehov på åpent hav er ett NOFO–system i barriere 1A og ett NOFO-system i
barriere 1B for alle sesonger av året. Systembehovet er rundet opp til nærmeste heltall. To
NOFO-systemer i barriere 1 er også dekkende for de andre seks kondensattypene undersøkt
i denne rapporten (dvs. Skarv, Sleipner, Lille Frigg, Ormen Lange, Trym og Lavrans).
En illustrasjon av utviklingen av det dimensjonerende utslippet over tid, med og uten effekt
av beredskap er gitt i Figur 8. Effekten av beredskap er trolig noe overestimert pga. at ingen
av reduksjonsfaktorene tar hensyn til lensetap pga. lav viskositet.
Tabell 10. Beregnet tilflytsrate inn til barriere 1A og 1B og ressursbehov oppgitt i antall NOFOsystemer. Ressursbehovet er rundet opp til nærmeste heltall.
Barriere
Tilflytsrate emulsjon Huldra (Sm3/d)
Ressursbehov (antall NOFO systemer)
Vinter
Vår
Sommer
Høst
Vinter
Vår
Sommer
Høst
1A
959
1 318
1 508
1 033
1
1
1
1
1B
338
378
339
305
1
1
1
1
Revisjonsnummer.:02
Revisjonsdato:26.06.2015
Side 27/38
RAPPORT
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønnen 1/5-5 Solaris
Figur 8. Tilflytsrate for det dimensjonerende oljeutslippet uten (i blått) og med (i brunt) effekt av
mekanisk oljevernberedskap. Foreslått posisjon av barriere 1A og barriere 1B er markert.
4.5.5
Kjemisk dispergering
Kjemisk dispergering skal vurderes når dette totalt sett gir minst miljøskade sammenliknet
med andre bekjempelsesmetoder. Ved en akutt utslippssituasjon må tilstedeværelse av
sårbare ressurser vurderes før kjemisk dispergering benyttes.
Kjemisk dispergering vil kunne være en aktuell bekjempelsesmetode for Huldra kondensat.
Tidsvinduet for kjemisk dispergering er stort for Huldra som er kjemisk dispergerbar
gjennom hele året i oppimot 5 døgn under de fleste værsituasjoner (Tabell 11). Resultatene
fra forvitringsstudiet indikerer at de to dispergeringsmidlene Dasic NS og Corexit 9500
begge vil fungere godt (SINTEF, 1998).
Gyteperioden til kommersielt viktige fiskebestander i Nordsjøen er presentert i Tabell 12.
Gyteområdene i Nordsjøen er spredt over store områder og er i mindre grad konsentrert i tid
og rom enn hva som er tilfellet i Norskehavet, og konsentrasjonen av egg og larver i
Nordsjøen er generelt sett lav (Havforskningsinstituttet, 2009). Brønnen er imidlertid
lokalisert relativ nær SVO-områder for makrell og tobis og bruk av dispergeringsmiddel i
disse områdene kan potensielt øke faren for økt skade på gyteprodukter. Det er i denne
forbindelse verdt å notere seg at en nyere modelleringsstudie av Havforskningsinstituttet og
SINTEF indikerer at bruk av dispergeringsmidler ikke gir økt effekt av oljesøl på tidlige
stadier av fisk (Vikebø et. al, 2015).
Revisjonsnummer.:02
Revisjonsdato:26.06.2015
Side 28/38
RAPPORT
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønnen 1/5-5 Solaris
Tabell 11. Tidsvindu for kjemisk dispergerbarhet av Huldra kondensatet for ulike sesonger
(vanntemperatur) og vindhastigheter (SINTEF, 1998). G = kjemisk dispergerbar, R = redusert
kjemisk dispergerbar og P = dårlig kjemisk dispergerbar.
Tid (timer)
Vindstyrke
(m/s)
Periode
Vinter, Vår
(15 °C)
Sommer og
Høst (5 °C)
1
2
3
6
9
12
24
48
72
96
120
2
G
G
G
G
G
G
G
G
G
G
R
5
G
G
G
G
G
G
G
G
G
G
G
10
G
G
G
G
G
G
G
G
G
G
G
15
G
G
G
G
G
G
G
G
G
G
G
2
G
G
G
G
G
G
G
G
G
R
R
5
G
G
G
G
G
G
G
R
R
R
R
10
G
G
G
G
G
G
G
G
G
G
G
15
G
G
G
G
G
G
G
G
G
G
G
Tabell 12. Perioder med fiskeegg og -larver i vannmassene for viktige fiskebestander i Nordsjøen
(Havforskningsinstituttet, 2015 og Havmiljø 2015). E = egg og L = larver.
Måned
Bestand
Tobis1
Jan.
Feb.
Mar.
Apr.
E
E/L
L
L
Makrell
Mai
Juni
Juli
E
E/L
E/L
Nordsjøsild1
E
Nordsjøsei
E
E/L
E/L
L
Nordsjøtorsk
E
E/L
E/L
E/L
E/L
E/L
Nordsjøhyse
Aug.
Sept.
Okt.
E
E/L
E/L
Nov.
Des.
E/L
Eggene utvikles på sjøbunnen.
1
4.6
Anbefalt oljevernberedskap
Anbefalt beredskapsløsning for letebrønn 1/5-5 Solaris er presentert i Tabell 13. Anbefalt
beredskapsløsning på åpent hav er ett NOFO-system i barriere 1A og ett NOFO-system
barriere 1B i alle sesonger (vinter, vår, sommer og høst). Det anbefales å benytte best
oppnåelige responstider for alle oljevernfartøy. Det er liten mulighet for stranding av olje og
det er dermed ikke nødvendig å planlegge for beredskap i barriere 2 (kystsonen) og barriere
3 (strandsonen) for letebrønn 1/5-5 Solaris. Den endelige beredskapsløsningen må settes
opp i samråd med NOFO.
Med den anbefalte beredskapen er ytelseskravene til letebrønnen 1/5-5 ved prospektet
Solaris oppfylt med god margin. Kjemisk dispergering bør vurderes som et supplement til
mekanisk bekjempelse i barriere 1. Områder nord og øst for brønnen overlapper med SVO-
Revisjonsnummer.:02
Revisjonsdato:26.06.2015
Side 29/38
RAPPORT
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønnen 1/5-5 Solaris
områder for makrell og tobis. Bruk av kjemisk dispergering i disse områdene i perioden
januar til april (tobis) og mai til juli (makrell) bør koordineres med fartøy som foretar
miljøundersøkelser av plankton og fisk, og rådføres med myndigheter og
Havforskningsinstituttet.
Det er vanskelig å bekjempe kondensat (da spesielt for spesielt for kondensat som ikke
emulgerer som Lavrans, Ormen Lage, Skarv, Sleipner og Trym) og ved en reel hendelse vil
kontinuerlig overvåking av sølet ofte være det mest hensiktsmessig i store deler av tiden. En
beredskap på to systemer sikrer fleksibilitet og robusthet i beredskapsløsningen, mht.
kontinuerlig overvåkning og gir mulighet for mekanisk og/eller kjemisk bekjempelse i
situasjoner og perioder der dette er formålstjenlig.
Tabell 13. Anbefalt oljevernberedskap basert på dimensjonerende DFU. Ressursbehovet er
avrundet opp til nærmeste hele tall. De oppgitte responstidene er basert på best oppnåelige
responstider for NOFO OR-fartøy.
Periode
Barriere
Ressursbehov
Foreslått ressurs
1A
1
Ula/Gyda/Tambar, 12 timer
1B
1
Ekofisk, 13 timer
Vinter, vår, sommer og høst
2
3
Revisjonsnummer.:02
Dersom oljen skulle drive mot land mobiliseres barriere 2 og 3 i samråd
NOFO
Revisjonsdato:26.06.2015
Side 30/38
RAPPORT
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønnen 1/5-5 Solaris
Referanser
Acona 2011. Miljørisikoanalyse for letebrønn 2/4-21 King Lear. Rapport 500138 for Statoil
ASA.
Acona Flow Technology AS 2015. Blowout and Dynamic Wellkill Simulations, Exploration well
1/5-5, Solaris. Rev 1. Report No. AFT-2013-0503-01.
Faggruppen for Nordsjøen og Skagerrak 2012. Sårbarhet for særlige verdifulle områder.
Grunnlagsdokument for Helhetlig forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak.
Havforskningsinstituttet 2009. Havets ressurser og miljø. Fisken og Havet, særnummer 12009.
HI & DN 2010. (Havforskningsinstituttet og Direktoratet for naturforvaltning) Faglig grunnlag
for en forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerak. Arealrapport. Ta-2681/2010. Fisken og
Havet, 6, 2010.
Havforskningsinstituttet 2015. Temasider fisk. www.imr.no/temasider/fisk/nb-no
Havmiljø 2015. Miljøverdier i norske havområder. www.havmiljo.no
IRI 2015. (International Research Institute for Climate and Society). LEVITUS94: World Ocean
Atlas 1994, an atlas of objectively analysed fields of major ocean parameters at the annual,
seasonal, and monthly time scales. Served from IRI/LDEO Climate Data Library. Sist
oppdatert 24 Apr 2015. Lastet ned: 13.5.2015.
NINA. (Norsk institutt for naturforskning) Særlig verdifulle områder (SVO) for sjøfugl området Nordsjøen - Norskehavet. Rapport 230. 2007.
NINA. (Norsk institutt for naturforskning) Tverrsektoriell vurdering av konsekvenser for
sjøfugl. Grunnlagsrapport til en helhetlig forvaltningsplan for Norskehavet. 2008.
Norsk olje og gass 2013. Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser. Rev. 4.
NOFO og OLF 2007. Veileder for Miljørettet Beredskapsanalyse. DNV rapport til NOFO Norsk Oljevernforening for Operatørselskaper og OLF - Oljeindustriens Landsforening.
Rapport nr. 2007-0934. Rev.1.
NOFO 2015. Norsk Oljevernforening For Operatørselskap Plangrunnlag. Sist oppdatert
24.2.2015. Lastet ned fra: http://www.nofo.no/Plangrunnlag/ 13.5.2015.
OLF 2007. (Tidligere Oljeindustriens landsforbund). Metode for miljørettet risikoanalyse
(MIRA). Revisjon 1.
SINTEF 1997. Forvitringsegenskaper Lavrans og Kristin kondensat. Stokastiske drivbaneberegninger ved overflate- og undervannsutslipp for Kristin kondensat. Rapport Nr.: STF66
F97086.
SINTEF 1998. Forvitringsegenskaper for Huldra kondensat. Rapport Nr.: STF66 F98085.
SINTEF 1999. Samlehåndbok over forvitringsegenskaper for et utvalg av Norske råoljer og
kondensat - En håndbok til bruk under NOFOs aksjoner. Rapport Nr.: STF66 F99110.
SINTEF 2002. Sleipner kondensat. Vurdering av forvitringsegenskaper, vannløselighet og
potensiell giftighet av vannløselige komponenter. Rapport Nr.: STF66 F02063.
SINTEF 2008. Ormen Lange kondensat – Egenskaper og forvitring på sjøen relater til
beredskap. Rapport Nr.: SINTEF F7031.
SINTEF 2011. Weathering properties of the Trym condensate. Report No.: SINTEF A20258.
SINTEF 2014. Skarv condensate-weathering study. Oil properties related to oil spill response.
Report No.: SINTEF A26022.
Revisjonsnummer.:02
Revisjonsdato:26.06.2015
Side 31/38
RAPPORT
Miljørisiko- og beredskapsanalyse for letebrønnen 1/5-5 Solaris
Vikebø, F. B., Rønningen, P., Meier, S., Grøsvik, B. E., & Lien, V. S. (2015). Dispersants Have
Limited Effects on Exposure Rates of Oil Spills on Fish Eggs and Larvae in Shelf Seas.
Environmental science & technology, 49(10), 6061-6069.
Revisjonsnummer.:02
Revisjonsdato:26.06.2015
Side 32/38
Levetid på sjøen for kondensat
Revisjonsnummer.: 02
Revisjonsdato: 26.06.201 5
A1
Levetid på sjøen for kondensat
Vinterforhold og 2 m/s
Tid
Huldra
1
83
2
86
3
91
6
102
9
100
12
96
24
88
48
80
72
75
96
71
120
67
Sleipner
57
42
35
28
24
22
17
11
6
3
1
Ormen Lange
66
52
46
38
33
30
22
12
5
1
0
Lavrans
Vinterforhold og 5 m/s
Tid
Huldra
1
88
2
98
3
102
6
90
9
82
12
74
24
50
48
22
72
8
96
3
120
1
Sleipner
41
29
23
11
5
2
0
0
0
0
0
Ormen Lange
51
40
33
18
9
4
0
0
0
0
0
Lavrans
Vinterforhold og 10 m/s
Tid
Huldra
1
2
3
6
9
12
24
48
72
96
120
Sleipner
12
1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Ormen Lange
20
3
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Lavrans
91
72
54
20
6
1
0
0
0
0
0
Vinterforhold og 15 m/s
Tid
Huldra
1
2
3
6
9
12
24
48
72
96
120
Sleipner
Ormen Lange
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Lavrans
45
11
1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Skarv
78
69
64
57
54
52
46
41
37
34
31
85
74
67
56
52
48
42
36
32
29
27
Skarv
68
60
55
46
40
34
17
3
0
0
0
74
62
56
46
40
36
22
7
2
0
0
Skarv
48
31
19
3
0
0
0
0
0
0
0
53
38
28
10
3
1
0
0
0
0
0
Skarv
14
1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
26
7
1
0
0
0
0
0
0
0
0
Lillefrigg
96
104
113
138
Trym
80
73
69
62
59
57
52
47
44
42
40
154
147
132
123
111
108
Lillefrigg
135
173
179
142
Trym
72
66
62
56
52
49
38
23
13
7
3
84
33
6
0
0
0
Lillefrigg
169
128
84
6
Trym
61
51
44
27
15
8
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Lillefrigg
83
19
0
0
0
0
0
0
0
0
Trym
42
22
10
0
0
0
0
0
0
0
0
Figur 9. Prediksjon av emulsjon på overflaten som prosent av utslippet over tid (timer) for ulike
kondensat på norsk sokkel under ulike værforhold. Vinterforhold betyr en vanntemperatur 5 °C
(se hovedtekst for referanser til de ulike forvitringsstudiene).
Revisjonsnummer.:02
Revisjonsdato: 26.06.2015
Sommerforhold og 2 m/s
Tid
Huldra
1
2
3
6
9
12
24
48
72
96
120
Sleipner
48
34
29
23
20
18
9
6
2
0
0
Ormen Lange
59
46
41
32
28
25
17
5
1
0
0
Lavrans
83
88
96
98
94
90
82
74
68
63
59
Sommerforhold og 5 m/s
Tid
Huldra
1
92
2
102
3
96
6
84
9
75
12
67
24
44
48
16
72
5
96
1
120
0
Sleipner
33
23
17
7
2
0
0
0
0
0
0
Ormen Lange
45
34
27
13
5
1
0
0
0
0
0
Lavrans
Sleipner
Ormen Lange
15
1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Lavrans
8
1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Ormen Lange
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Lavrans
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Sommerforhold og 10 m/s
Tid
Huldra
1
2
3
6
9
12
24
48
72
96
120
88
64
46
15
3
0
0
0
0
0
0
Sommerforhold og 15 m/s
Tid
Huldra
1
2
3
6
9
12
24
48
72
96
120
37
7
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Sleipner
Skarv
73
64
60
53
50
48
43
37
33
29
25
80
67
60
51
46
44
37
31
27
23
21
Skarv
63
55
51
42
36
30
13
1
0
0
0
67
55
50
41
35
30
16
3
0
0
0
Skarv
43
26
15
2
0
0
0
0
0
0
0
47
32
22
6
1
0
0
0
0
0
0
Skarv
11
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
19
3
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Lillefrigg
90
98
108
134
Trym
76
69
65
59
56
54
48
43
40
37
35
156
150
133
123
113
106
Lillefrigg
130
167
178
143
Trym
68
61
58
52
48
44
33
16
8
3
1
70
23
3
0
0
0
Lillefrigg
165
123
76
3
Trym
56
46
38
20
9
4
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Lillefrigg
73
16
3
0
0
0
0
0
0
0
Trym
36
16
5
0
0
0
0
0
0
0
0
Figur 10. Prediksjon av emulsjon på overflaten som prosent av utslippet over tid (timer) for syv
ulike kondensat på norsk sokkel under ulike værforhold. Sommerforhold betyr en
vanntemperatur 13-15 °C (se hovedtekst for referanser til de ulike forvitringsstudiene).
Revisjonsnummer.:02
Revisjonsdato: 26.06.2015
Sommerforhold og 5 m/s
200
160
160
Andel av utslipp (%)
Andel av utslipp (%)
Sommerforhold og 2 m/s
200
120
80
40
0
120
80
40
0
1
2
4
8
16
32
64
128
1
2
4
Tid (timer)
16
32
64
128
Tid (timer)
Huldra
Sleipner
OrmenLange
Skarv
Lillefrigg
Trym
Lavrans
Huldra
Sleipner
OrmenLange
Skarv
Lillefrigg
Trym
Sommerforhold og 10 m/s
Lavrans
Sommerforhold og 15 m/s
200
200
160
160
Andel av utslipp (%)
Andel av utslipp (%)
8
120
80
40
0
120
80
40
0
1
2
4
8
16
32
64
128
1
2
4
Tid (timer)
Huldra
Sleipner
OrmenLange
Skarv
Lillefrigg
Trym
8
16
32
64
128
Tid (timer)
Lavrans
Huldra
Sleipner
OrmenLange
Skarv
Lillefrigg
Trym
Lavrans
Figur 11. Forventet levetid til ulike kondensat på havoverflaten under ulike vindstyrker ved
vanntemperatur på 15 °C (sommerforhold). Data fra forvitringsstudier av SINTEF (1997, 1998,
1999, 2002, 2008, 2011, 2014). Merk at det er en logaritmisk skala på x-aksen.
Revisjonsnummer.:02
Revisjonsdato: 26.06.2015
Responstider
Revisjonsnummer.: 02
Revisjonsdato: 26.06.201 5
B1
Responstider
Tabell 14. Best oppnåelige responstider for ulike NOFO-systemer. Best oppnåelig responstid er
summen av mobilisering/frigivelsestid, seilingstid, buffer og utsetting av lense, rundet opp til
nærmeste hele time. Beregningene er basert på en ganghastighet på 14 knop.
Ressurs
Område
Avstand
(km)
Mobilisering/
frigivelsestid
(t)
Seilingstid
(t)
Buffer (t)
Utsetting
lense (t)
Stående
beredskap
Ula/Gyda/Tambar
41
6
2
3
1
12
Ekofisk
57
6
2
3
1
13
Sleipner/Volve
189
3
7
3
1
15
Balder
286
6
11
3
1
22
Troll/Oseberg 02
428
1
17
3
1
22
Troll/Oseberg 01
456
1
18
3
1
23
Tampen
495
1
19
3
1
25
NOFO
depot
Stavanger 01
310
10
12
3
1
26
Stående
beredskap
Gjøa
516
4
20
3
1
28
NOFO
depot
Mongstad 01
480
10
19
3
1
33
Stående
beredskap
Haltenbanken
969
1
37
3
1
43
Stavanger 02
310
30
12
3
1
46
Kristiansund 01
812
10
31
3
1
46
Mongstad 02
480
30
19
3
1
53
Sandnessjøen 01
1 213
10
47
3
1
61
Kristiansund 02
812
30
31
3
1
66
Sandnessjøen 02
1 213
30
47
3
1
81
Goliat
(Barentshavet)
1 977
4
76
3
1
85
Hammerfest 01
1 921
10
74
3
1
89
Hammerfest 02
1 921
30
74
3
1
109
NOFO
depot
Stående
beredskap
NOFO
depot
Revisjonsnummer.:02
Revisjonsdato: 26.06.2015
av
Best
oppnåelige
responstid (t)