Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i forbindelse
med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
AU-TPD DW MU-00089
Gradering: Open
Status: Final
Utløpsdato:
Side 1 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
Innhold
1.
1.1
1.2
2.
2.1
2.1.1
2.2
2.2.1
2.2.2
2.2.3
2.2.4
3.
3.1
3.2
3.2.1
3.2.2
4.
4.1
4.2
4.3
4.3.1
4.4
4.4.1
4.4.2
4.4.3
4.5
5.
5.1
5.2
5.3
5.4
5.5
5.6
5.7
6.
6.1
6.2
6.3
Innledning ...................................................................................................................................... 5
Omfang av søknaden .............................................................................................................................. 6
Ramme for aktiviteten ............................................................................................................................ 6
Generell informasjon ...................................................................................................................... 7
Beliggenhet og lisensforhold ................................................................................................................... 7
Snøhvit .................................................................................................................................................... 7
Biologiske ressurser ................................................................................................................................ 8
Plankton .................................................................................................................................................. 8
Svamp ...................................................................................................................................................... 9
Fiskeressurser.......................................................................................................................................... 9
Sjøfugl og pattedyr .................................................................................................................................. 9
Svampforekomster og risikoreduserende tiltak ............................................................................ 10
Svampforekomster og kartlegging ........................................................................................................ 10
Potensiell påvirkning fra boreaktiviteter og risikoreduserende tiltak .................................................. 13
Partikulære utslipp ................................................................................................................................ 14
Ankerhåndtering ................................................................................................................................... 21
Forbruk og utslipp av kjemikalier og kaks ..................................................................................... 25
Valg og evaluering av kjemikalier .......................................................................................................... 25
Kontroll, måling og rapportering av utslipp .......................................................................................... 26
Omsøkt årlig forbruk og utslipp av kjemikalier på Snøhvit feltet ......................................................... 26
Omsøkte svarte kjemikalier .................................................................................................................. 28
Omsøkte røde kjemikalier ..................................................................................................................... 29
Begrunnelse for bruk og miljøvurdering av rødt stoff/røde kjemikalier .............................................. 29
Bruk og utslipp av gule kjemikalier ....................................................................................................... 30
Forklaring på bruk og miljøvurdering av gult stoff ................................................................................ 31
Estimerte mengder grønne kjemikalier ................................................................................................ 33
Forbruk og utslipp av kjemikalier og kaks på Snøhvitfeltet ............................................................ 33
Bruk og utslipp av borevæske ............................................................................................................... 34
Bruk og utslipp av kompletteringsvæsker ............................................................................................. 35
Utslipp av borekaks ............................................................................................................................... 35
Bruk og utslipp av sementeringskjemikalier ......................................................................................... 35
Utslipp av tørrbulk gjennom ventilasjonsliner ...................................................................................... 36
Oljeholdige brukte kjemikalier .............................................................................................................. 36
Drenasje- og oljeholdig vann fra flyterigger ......................................................................................... 36
Utslipp til luft ............................................................................................................................... 37
Utslipp til luft fra mobile enheter på Snøhvitfeltet ............................................................................... 37
Utslipp til luft fra brenneroperasjoner over brennerbom på Snøhvitfeltet ......................................... 39
Diffuse utslipp ....................................................................................................................................... 41
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 3 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
6.4
7.
7.1
7.2
8.
9.
A.
B.
C.
D.
E.
F.
Rev. nr.
Miljøkonsekvenser ved utslipp til luft ................................................................................................... 41
Avfallshåndtering ......................................................................................................................... 41
Håndtering av borekaks ........................................................................................................................ 42
Sanitærvann og organisk kjøkkenavfall................................................................................................. 42
Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning ......................................................................... 43
Referanser .................................................................................................................................... 43
Vedlegg 1 Tabell over forbruk og utslipp av kjemikalier ............................................................... 44
Vedlegg 2 Kjemikalier i lukkede systemer .................................................................................... 54
Vedlegg 3 Beredskapskjemikalier.................................................................................................. 55
Vedlegg 4 Miljørisikoanalyse ........................................................................................................ 55
Vedlegg 5 Beredskapsanalyse ...........................................................................................................
Vedlegg 6 Notat gyldighet av beredskapsanalyse ..............................................................................
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 4 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
1.
Rev. nr.
Innledning
Det vises til gjeldende utslippstillatelse for Hammerfest LNG sist endret 16.12.2013, søknad angående oppdatert
ramme for Melkøya inklusive IMR- og LWI-aktivitet på Snøhvitfeltet datert 06.10.2014. (Statoils referanse
referanse AU-DPN ON SNO-00295) og Søknad om tillatelse til installasjon av undervannsinnretninger på
Snøhvitfeltet i forbindelse med etablering av ny CO2 injektsjonsbrønn datert 15.10.2014 (Statoil referanse AUDPN ON SNO-00297.
Gjeldende tillatelser for Snøhvitfeltet inkluderer ikke boreaktivitet. Denne søknaden kommer derfor i tillegg til
dagens tillatelse og allerede leverte søknader i 2014. Denne søknaden inkluderer søknad om tillatelse til boring,
komplettering, P&A, Workover og andre vedlikeholdsoperasjoner på Snøhvitfeltet beregnet for perioden 1. juli
2015 til 31. desember 2020. Den inkluderer også brønn og brønnvedlikeholdsaktiviter beskrevet i søknad av
06.10.2014.
Det planlegges i alt boring av 5 brønner, 5 komplettering, 1 P&A operasjon og en workover operasjon i tillegg til
andre mindre vedlikeholdsoperasjoner. Det planlegges boret 1 brønn pr år de første tre årene og et mulig
høyaktivitetsår i 2020 med boring av to brønner. P&A og workover er foreløpig lagt til fjerde år i kampanjen. I et
høyaktivitetsår forventes også 3 LWI operasjoner og 3 IMR operasjoner. Tidsplanen vil kunne endres, men
høyaktivitetsår med hensyn på forbruk og utslipp av kjemikalier vil etter planen være 2020 med boring og
komplettering av to brønner, samt 3 LWI og 3 IMR aktiviteter. Denne søknaden inkluderer derfor søknad om en
årlig ramme med basis i forbruk og utslipp av kjemikalier for to brønner pr år i tillegg til LWI og IMR aktivitet. Det
forventes at aktiviteten vil variere, men at årlig forbruk og utslipp ikke vil overstige disse anslåtte mengdene.
Prognose for boreoperasjoner og riggkjemikalier er beregnet ut fra erfaringstall, snitt per brønn og forventet
riggaktivitet per år. I denne søknaden er brønn og brønnvedlikehold det tidligere er søkt om inkludert slik at
rammetillatelse kan gis med basis i den totale mengde forventet fobruk og utslipp av bore og brønnkjemikalier
per år for perioden 2015-2020.
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 5 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
1.1
Rev. nr.
Omfang av søknaden
Søknaden omfatter følgende aktiviteter:
Boring av inntil 5 nye brønner
P&A av produksjons, injeksjons, letebrønner
Inntil to kompletteringer pr år og tre lette brønnintervensjoner
Normal drift og vedlikehold av installasjoner og brønner på Snøhvit
Testing av utstyr med utslipp av kjemikalier til sjø
Energiproduksjon fra motor og kjel
Brenning av hydrokarboner over brennebom fra flyterigger
Oppdaterte mengder forbruk og utslipp av bore og brønn kjemikalier
Utslipp av vannbasert borekaks og brukt borevæske
Utslipp av oljeholdig vann
Utslipp til luft
Utslipp av vannløselige brukte borekjemikalier lett kontaminert med olje (<30 ppm)
Beredskap mot akutt forurensning
1.2
Ramme for aktiviteten
Prinsipper for risikoreduksjon beskrives i § 11 i rammeforskriften. Lovgivningen sier at skade eller fare for skade
på mennesker, miljø eller materielle verdier skal forhindres eller begrenses i tråd med helse-, miljø- og
sikkerhetslovgivningen, herunder interne krav og akseptkriterier som er av betydning for å oppfylle krav i denne
lovgivningen. Videre sier forskriften at utover dette nivået skal risikoen reduseres ytterligere så langt det er mulig.
Statoil planlegger å gjennomføre aktivitetene i tråd med dette og er, etter intern styrende dokumentasjon, pålagt
å følge miljøstyringssystemet ISO 14001 standarden for minimering av negativ påvirkning på miljøet.
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 6 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
2.
Generell informasjon
2.1
Beliggenhet og lisensforhold
2.1.1
Snøhvit
Rev. nr.
Snøhvit er den første utbyggingen i Barentshavet. Uten installasjoner på havoverflaten føres store mengder
naturgass til land og kjøles ned ved verdens nordligste og Europas første eksportanlegg for LNG, Liquified Natural
Gas. Snøhvit er et gassfelt med kondensat og en underliggende tynn oljesone. Snøhvit omfattar flere funn og
forekomster i Askeladd- og Albatross-strukturane i tillegg til Snøhvit. Godkjend PUD for gassressursene inkluderer
havbunnsinstallasjonar for 19 produksjonsbrønner og en injeksjonsbrønn for CO2.
Snøhvit er også den første større utbyggingen på norsk sokkel uten installasjoner på overflaten.
Undervannsinstallasjonene er konstruert for å være overtrålbare, slik at verken installasjoner eller fiskeriutstyr tar
skade av å møtes.
Ingen plattform eller produksjonsskip ute i Barentshavet markerer hvor feltet befinner seg. Produksjonsanlegget
er plassert på havbunnen, mellom 250 og 345 meter under havflaten. Gassen transporteres til land gjennom en
143 kilometer lang rørledning inn til Melkøya utenfor Hammerfest.
På Snøhvit-feltet er det pr i dag ti brønner; ni produksjonsbrønner og én brønn for reinjeksjon av karbondioksid
(CO2). Disse brønnene ble boret i 2004/2005. I kommende femårsperiode planlegges boring av ytterligere fem
brønner. Brønnene er fordelt på 4 bunnrammer. Boring på den femte bunnramma vil etter flanen starte 1 Juli
2015.
Figur 2.1 Snøhvitfeltet
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 7 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
Tabell 2.1 Lisensforhold for Snøhvit
Eier
Prosentvis andel
Statoil Petroleum AS
36,79 %
Petoro
30 %
Total E&P Norge
18,40 %
GDF Suez E&P Norge
12 %
RWE Dea Norge
2,81 %
Figur 2.2 Skjematisk oppbygging av Snøhvitfeltet
2.2
Biologiske ressurser
Snøhvit-feltet er lokalisert på Tromsøflaket i den vestre delen av Barentshavet. Barentshavet er et grunnhav med
gjennomsnittsdybde på 230 meter og utgjør et eget marint økosystem. Store mengder innstrømmende
næringsrikt atlanterhavsvann har stor betydning for biologisk produksjon i området.
2.2.1
Plankton
Dyreplanktonsamfunnet i Norskehavet og Barentshavet domineres av copepoder/hoppekreps av artene Calanus
finmarchicus (Raudåte) og Krill (Lyskreps). I de kalde delene av Barentshavet finnes også store mengder
amfipoder, men lite i de sørlige delene av Barentshavet. Også enkelte bløtdyr (Mollusca) som vingesneglen
Limacina Helicina (flueåte) regnes som plankton og er en vanlig art i Barentshavet. For øvrig har de fleste marine
organismer et planktonisk stadium i løpet av livssyklusen. Eksempler på dette er fiskelarver og egg fra ulike arter
fisk, samt larver fra virvelløse dyr som muslinger, rur, o.l. Planktonmateriale varierer sterkt i løpet av året, hvor
biomassen er lav om vinteren, og øker til maksimalt i mai.
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 8 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
Barentshavet som økosystem er i stor grad avhengig av innstrømming av atlantisk vann med plankton fra
Norskehavet. Om vinteren står dyreplanktonet i Norskehavet på dypt vann og stort sett under terskeldypet inn til
Barentshavet. Den Nordatlantiske strømmen vil derfor bringe lite plankton inn i Barentshavet om vinteren.
Innstrømmingsintensiteten og tidspunktet for innstrømming er viktig for mengden av transportert plankton når
dette vandrer opp til de øvre vannlagene om våren.
2.2.2
Svamp
Svamper (Porifera) er kolonidyr som danner et indre skjelett i form av små spikler av kisel eller kalk. De aller fleste
svampene er fastsittende på underlaget og har liten eller ingen egenbevegelse. Svampene viser stor
formvariasjon, fra arter som danner overtrekk på underlaget til runde eller sylindriske former, og videre arter med
opprett og forgrenet vokseform. Svampene lever vanligvis av små næringspartikler som filtreres fra vannet, men
enkelte arter lever i symbiose med ulike mikroorganismer eller kan til og med være kjøttetere.
De fleste svampene er marine og finnes på hardbunn fra fjæresonen til ganske store dyp. Svampene deles i tre
hovedgrupper hovedsakelig basert på materialet i skjelettet: kalksvamper (Calcarea), glass-svamper
(Hexactinellida) og horn- og kiselsvamper (Demospongiae).
Det er kjent at svampområder er utbredt i Barentshavet, for eksempel på Tromsøflaket, spesielt i Snøhvitområdet
og de vestlige delene som grenser til eggakanten. Det foreligger imidlertid ikke noen fullstendig oversikt over
utbredelsen av svampsamfunnene. Det er gjort visuell kartlegging av svampforekomster i enkelte områder på
Snøhvitfeltet.
Beskrivelse av svampforekomstene og tiltak for å minimere skade på disse foreskomstene er beskrevet i Kap 3.
2.2.3
Fiskeressurser
Sild, norsk-arktisk torsk og lodde utgjør de tre kommersielt sett viktigste fiskebestandene i Norskehavet. Hyse, sei,
og blåkveite er andre fiskearter der en stor andel av den samlede norske fiskefangsten tar i Barentshavet, men
som volummessig betyr mindre enn de tre førstnevnte.
2.2.4
Sjøfugl og pattedyr
Barentshavet har en av verdens høyeste tettheter av sjøfugl. De mest typiske sjøfuglene (alkefugler, stormfugler,
skarver og havsule) tilbringer mesteparten av sin tid på og henter all sin næring fra havet. De mest tallrike artene
er polarlomvi, alkekonge og lunde, som alle opptrer med bestander på over 1 million par. Disse tre artene utgjør
til sammen over 50 % av alle sjøfuglene i havområdet. Til sammen utgjør disse tre artene i tillegg til
fem arter krykkje og havhest over 90 % av hekkebestanden i området. Flere viktige fuglefjell og hekkeplasser for
sjøfugl, for eksempel Loppa og Gjesværstappan, ligger innenfor Snøhvitfeltets influensområde. Mange områder
brukes i sommer- og høstmånedene under myteperioden, og store områder, både ved kysten og ute i havet,
brukes i vintermånedene. Det store artsmangfoldet, og det store antall hekkende par, gjenspeiler den svært rike
biologiske produksjonen i området. De fleste sjøfuglarter har høy sårbarhet for oljeforurensning på individnivå.
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 9 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
Sjøpattedyr i influensområdet inkluderer sel og flere hvalarter. Spekkhoggere, finnhval, knølhval og vågehval
vandrer nordover og inn i Barentshavet om sommeren for å beite på de store forekomstene av dyreplankton og
fisk, men om høsten drar de sørover til tempererte parrings- og kalvingsområder. Andre arter som småhvalene
springere og niser oppholder seg gjerne året rundt i det sørlige Barentshavet. Selartene Havert og Steinkobbe er
vanlige i kystnære områder.
3.
Svampforekomster og risikoreduserende tiltak
3.1
Svampforekomster og kartlegging
Basert på en rekke visuelle kartleggingtokt i forbindelse med olje- og gass virksomheten, er det mulig å gi en
generell beskrivelse av svampforekomstene i Barentshavet. Som nevnt i kap 2.2.2 er det i hovedsak i de vestlige
deler, Tromsøflaket, at det er observert rike forekomster av svamp som kan defineres som sponge grounds.
Snøhvit-feltet ligger i denne delen av Barentshavet.
Det er gjennomført en visuell grunnlagsundersøkelse/kartlegging av svampforekomster i området rundt to av
bunnrammene på Snøhvit feltet, heholdsvis G- og F-rammen. Kartleggingene ble gjennomført av DNV-GL som del
av toktet for regional miljøovervåking i 2014. Det foreligger på søknadstidspunktet ingen formell rapportering fra
kartleggingen, men resultater og foreløpig rapportering i form av «svampkart», foto og spesielle funn foreligger.
Det finnes ingen effektiv metode for å kartlegge svamp i et større område, slik en har for kartlegging av koraller
med akustiske metoder. Et utvalg representative transekt for videokartlegging må derfor legge grunnlag for
vurdering av svampforekomstene og utarbeidelse av «svampkart». Svampkartene er utarbeidet på grunnlag av
klassifisering av forkomstende, i hht kriterier basert på tetthet, langs trensektene, samt interpolering av disse
dataene. Kriteriene for klassifisering, gitt i Figur 3.1, benyttes som standard ved svampkartlegging på norsk sokkel.
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 10 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
Common
(~5-10%
coverage)
5.7%
7.4%
10%
18%
High
>~10%
coverage
Figur 3.1 Klassifiseringskriterier for verdivurdering av “sponge grounds», basert på tetthet av forekomst.
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 11 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
Svampforekomstene ved Snøhvit G-rammen (planlagt 1 brønn 2015) er vist som punkter langs transekt og som
polygoner i svampkartet, gitt i Figur 3.2 under.
Figur 3.2 Svampforekomstene ved Snøhvit G-rammen.
Svampforekomstene ved Snøhvit F-rammen (planlagt 1 brønn 2016) er vist som punkter langs transekt og som
polygoner i svampkartet, gitt i Figur 3.3 under.
Figur 3.3 Svampforekomstene ved Snøhvit F-rammen.
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 12 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
Av svampkartene i Figur 3.2 og Figur 3.3 ser en at en finner svamp i hele området med varierende tetthet.
Begrensede områder med high og common tetthet finnes i hele området. Dette forventes å gjelde også utenfor
området som er visuelt kartlagt.
Det må bemerkes at området ikke er upåvirket av menneskelig aktivitet. Det har vært og er betydelig
fiskerivirksomhet i området. Figur 3.4 viser bl.a. trålspor registrert under den visuelle svampkartleggingen på
henholdsvis Snøhvit G og F. For F-rammen, som er i drift i dag, ser vi også spor etter tidligere oppankring av rigg,
utslipp av borekaks og anleggsarbeid (steindumping). Trålsporene kan antas å være representativ for
fiskeriaktivitet i hele området.
Figur 3.4 Spor av menneskelig aktivitet i kartleggingsområdet ved Snøhvit G- og F-ramme.
3.2
Potensiell påvirkning fra boreaktiviteter og risikoreduserende tiltak
Partikkelutslipp og ankerhåndtering i forbindelse med en boreaktivitet representerer en potensiell fare for
eventuelle svampforekomster.
Med bakgrunn i påvist svamp, med varierende tetthet, i hele området og at forekomstene allerede er betydelig
påvirket av menneskelig aktivitet, er mitigeringsstrategi for omsøkte virksomhet å minimere fotavtrykket på
havbunnen innenfor fornuftige kostnadsrammer (ALARP). Det samlede fotavtrykket som følge av partikkelutslipp
og ankeroperasjoner vil også uten tiltak utgjøre en svært liten andel av influensområdets utstrekning på ca 4x4
km.
Statoil har gjennomført spredningsanalyse for å kunne vurdere tiltak for å minimere påvirkning fra partikulære
utslipp. Videre har Statoil i møte med Miljødirektoratet 11.desember 2014 gjort rede for hvilke tiltak som skal
gjøres for å minimere fotavtrykk og påvirkning av svampforekomster i forbindelse med oppankring av borerigg.
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 13 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
Følgende mitigerende tiltak er vurdert:
For partikulært boreutslipp (se kap 3.2.1):
o Transport av topphullskaks med Cuttings Transport System (CTS) til område med liten
svamptetthet
o Deponering av topphullskaks nær bunnrammen og innefor allerede påvirket «anleggsområde» via
CTS eller direkte fra brønnen
o Boring med oljebasert slam (uten utslipp) i 17 ½’’-, 12 ¼’’- og 8 ½- seksjonene
o Boring av topphull med partikkelfrie væsker
For ankerhåndtering (se kap 3.2.2):
o Benytte fiber med oppdriftsbøyer for en eller flere ankerliner.
o Sette operasjonelle krav til forhaling av riggen (retning og avstand)
o «Gjenbruk» av ankerkoridorer fra tidligere oppankring
3.2.1
Partikulære utslipp
Topphullsboring vil kunne representere en risiko for eksponering og eventuell skade på svamp som følge av
partikkelutslipp. Topphullsboring omfatter boring av brønnens to øverste seksjoner, 36’’- og 26’’-seksjon, før
installasjon av stigerør, som muliggjør sirkulasjon av bore- og brønnvæsker tilbake til boreriggen. Utslipp fra
topphullsboringen skjer på havbunnen enten direkte fra brønnen eller til et miljømessig mer gunstig utslippssted
vha CTS (Cuttings Transport System). CTS kan også være operasjonelt begrunnet, dersom man ønsker å hindre
begraving av allerede installert utstyr. Utslipp fra f.eks. 17,5’’-seksjonen ( her 8,5’’-seksjonen) fra boreriggen ved
havoverflaten representerer, pga fortynning, liten risiko for skade på havbunnsfauna.
Partikkelutslippet består normalt av borekaks (utboret bergmasse), bentonitt (i viskøse piller) og baritt
(vektmateriale i bore- og fortrengningsvæsker). Risiko for påvirkning på svamp som følge av partikulære utslipp
reduseres ved å minimere eksponering og unngå begravning.
Spredning av partikler vil være avhengig av partikkelstørrelse, initiell innblanding i vannmassene og
bunnstrømmen. Spredning modelleres vha DREAM/ParTrack-modellen. Resultatene fra
spredningsmodelleringene er et hjelpemiddel for å vurdere tiltak mot hverandre og for å redusere risiko for
påvirkning. Modelleringen gir konsentrasjonsfelt som viser total sedimentasjonstykkelse,
maksimumskonsentrasjon av suspenderte partikler og konsentrasjonsprofiler ved utvalgte geografiske punkt (her
punkt med høy svamptetthet). Konsentrasjonsfeltene presenteres sammenholdt med terskelverdier. For
begraving er det benyttet samme terskelverdier som vi benytter for koraller, se Figur 3.5 Det er ikke etablert
omforente terskelverdier for partikkeleksponering i vannsøyle på svamp. I vurdering av risiko for omsøkte
aktivitet har vi benyttet foreløpige resultater fra laboratoriestudier som ennå ikke er publisert. Grenseverdi som
er benyttet for eksponering av svamp for suspenderte partikler er 100mg/l for borekaks og hhv 10 mg/l
(moderat) og 50 mg/l (høy) for baritt/bentonitt.
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 14 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
Figur 3.5 Grenseverdier for effekt på koraller fra partikkelavsetninger.
Det foreligger ingen absolutte akseptkriterier. Hvilke tiltak som vil settes i verk vil vurderes fra operasjon til
operasjon. Alle utslipp som planlegges på Snøhvitfeltet vil vurderes separat og risikoreduserende tiltak velges
med mål om å minimere skade på svampforekomster. Resultat fra spredningsmodelleringene er grunnlag for å
vurdere risiko for eksponering og eventuell skade. Spredningsberegninger er foreløpig kun utført for boringen
som er planlagt i 2015 på G-rammen, og er presentert nedenfor.
Primært ønsker Statoil å minimere fotavtrykk. Det er derfor ønskelig å legge partikkelutslippet nærmest mulig
«anleggsområdet» da dette allerede er påvirket av rørlegging og grusdumping. En løsning der kaksen slippes
direkte fra bunnramma uten bruk av CTS er ønskelig med hensyn på begrensning av spredning, men ikke ønskelig
på Snøhvit. Ved boring av injeksjons og produksjonsbrønner er det imidlertid viktig at borekaks ikke begraver
utstyr på og rundt brønn/bunnramme. En er avhengig av sterk nok bunnstrøm for at borekaks skal drive vekk fra
utstyret som står i fare for å bli begravet. For boringen på Snøhvit er dette vurdert. Det er på bakgrunn av disse
vurderingene funnet at bruk av CTS er nødvendig. Utslippsstedet for CTSen er valgt med hensyn til deponering
nærmest mulig brønnen/anleggsområdet, konflikt med andre installasjonoppgaver (grusdumping) samt målet om
å minimere fotavtrykket av operasjonen.
Utslippspunktet på CTSen er planlagt plassert ca 60 m nord for G-rammen. Baritt er planlagt benyttet som
vektmateriale i fortrengningsvæsker og bentonitt i viskøse piller. «Anleggsområdet» og plassering av CTS er vist i
figur Figur 3.6. Statoil har også vurdert bruk av allerede grusdumpede områder for plassering av CTS
utslippspunkt, men dette har ikke latt seg gjøre fordi områdene vil brukes som lagringsområde for utstyr inntil
tildekking av rørledninger og utstyr skal gjennomføres. Dette planlegges utført etter boring i 2015. Det er en liten
mulighet for at denne grusdumpingen vil finne sted før boring. I tilfelle dette blir mulig vil Statoil vurdere å flytte
utslipppunkt for kaks til et allerede grusdumpet område.
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 15 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
Figur 3.6 «Anleggsområdet» ved G-rammen og CTS-plassert like nord for billedkant
For boreoperasjonen på G-rammen er det planlagt å benytte vannbasert borevæske med havbunnsutslipp i 36’’og 26’’-seksjonene, oljebasert borevæske uten utslipp i 17 ½’’- og 12 ¼’’-seksjonene og vannbasert borevæske
med utslipp fra riggen for 8 1/2’’-seksjonen.
Spredningsmodelleringene er gjort for både sommer- og vinterbetingelser. Strømdata fra Sintefs SINMOD
hydronynamic model for 1994 med horisontal oppløsning på 4x4km for Juli og Februar (Slagstad et al, 2005), er
benyttet. For visualisering av bunnstrøm (juli) på Snøhvit-feltet er strømrose, hentet fra design-basis, vist i Figur
3.7 under. Strømrosen kan si noe om forventet partikkelspredning.
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 16 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
Figur 3.7 Bunnstrøm (hastighet og retning) for Snøhvit i Juli. Fra Snøhvit-prosjektets design-basis.
Resultat fra spredningsmodelleringene er gitt i figurene under. Det er kun den valgte løsningen som er vist i
figurene.
Sedimentasjon av partikler
Forventet sedimentasjon av partikler for henholdsvis vinter- og sommererbetingelser er gitt i Figur 3.8 og Figur
3.9 under. Figur 3.8 viser sedimentasjon av partikler i svampkart med terskelverdier for koraller. Figur 3.9 viser et
forventet tverrsnitt av kakshaugen. Sedimentasjonstykkelse med risiko for skade (>3mm) strekker seg ca 100m fra
utslippspunktet, noe som er forventet basert på visuelle kartlegginger av en rekke tidligere boreoperasjoner.
Figur 3.8 Partikkelsedimentering, horisontal utbredelse, modellert med henholdsvis sommer- og vinterbetingelser.
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 17 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
Figur 3.9 Tverrsnitt av «kakshaugen», modellert med henholdsvis sommer- og vinterbetingelser.
Suspenderte partikler
Forventet spredning av suspenderte borekakspartikler for henholdsvis vinter- og sommererbetingelser er gitt i
figurene Figur 3.10 og Figur 3.11 under. Figur 3.10 viser horisontal utstrekning i svampkartet av
konsentrasjonsfelt i henhold til terskelverdi (100 mg/l). Figur 3.11 viser konsentrasjonsprofil som funksjon av tid
for to utvalgte geografiske punkt (valgt utfra høyeste svamptetthet). Modelleringene viser at det ikke er forventet
konsentrasjoner av suspenderete borekakspartikler over terskelverdi. Konsentrasjonsprofiler ved
svampforekomstene med høy tetthet (valgte punkt) viser ingen eller svært lave konsentrasjoner i kun svært korte
episoder. Suspenderte borekakspartikler forventes ikke å representere noen risiko for skade.
Figur 3.10 Suspenderte borekakspartikler, horisontal utbredelse, modellert med henholdsvis sommer- og
vinterbetingelser.
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 18 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
Figur 3.11 Suspenderte borekakspartikler, konsentrasjon som funksjon av tid ved utvalgte geografiske punkt,
modellert med henholdsvis sommer- og vinterbetingelser. (ingen konsentrasjon av suspenderte partikler ved de to
punktene ved modellering med sommerbetingelser).
Forventet spredning av suspenderte partikler av baritt og bentonitt for henholdsvis vinter- og
sommererbetingelser er gitt i figurene Figur 3.12og Figur 3.13 under. Figur 3.12 viser horisontal utstrekning i
korallkartet av konsentrasjonsfelt i henhold til terskelverdi (50 mg/l). Figur 3.13 konsentrasjonsprofil som
funksjon av tid for to utvalgte geografiske punkt (valgt utfra høyest svamptetthet). Modelleringene viser at det
kan forventes konsentrasjoner av suspenderete partikler av baritt og/eller bentonitt over terskelverdi ut til ca
300m fra utslippsstedet. Konsentrasjonsprofiler ved svampforekomstene med høy tetthet (valgte punkt) viser
relativt lave konsentrasjoner i kun svært korte episoder. Peak konsentrasjonen for eksponering av Conc-1 vist i
kart i Figur 3.12 er modellert til 13 ppm. Basert på foreløpig data som foreligger fra eksponeringsstudier vil 10
ppm barite ha samme respons som naturlig sediment ved 14 dagers eksponering. Reell eksponeringstid er meget
kort som vist i Figur 3.13. Suspenderte partikler av baritt og/eller bentonitt kan ikke utelukkes, men forventes
ikke å representere en risiko for skade for svampfelt som ligger 200-300m fra utslippspunktet. Dette underbygges
av undersøkelser av svamp i nærområdet til lete/avgrensningsbrønn boret i 2006 på Snøhvitfeltet vist i Figur 3.14.
Figur 3.14 viser at svamp lokalisert ca 175 meter fra utslippspunkt fremdeles lever.
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 19 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
Figur 3.12 Suspenderte partikler av baritt og bentonitt, horisontal utbredelse, modellert med henholdsvis sommerog vinterbetingelser.
Figur 3.13 Suspenderte partikler av baritt og bentonitt, konsentrasjon som funksjon av tid ved utvalgte geografiske
punkt, modellert med henholdsvis sommer- og vinterbetingelser.
Figur 3.14 Undersøkelse av påvirkning på svamp lokalisert ca 175 m fra utslippspunkt for kaks, baritt og bentonitt
8 år etter boring.
Det vises til punktlisten gitt innledningsvis i kap 3.2 over risikoreduserende tiltak som er vurdert:
Transport av topphullskaks med CTS til område med lav tetthet av svamp er forkastet, da
mitigeringsstrategiene er å minimere operasjonens fotavtrykk og derfor deponere borekaks nærmest
mulig eller innefor «anleggsområdet» for G-rammen
CTS er påkrevd fremfor direkte utslipp fra brønnen utfra en operasjonell begrunnelse. Dette medfører et
noe større fotavtrykk, enn utslipp direkte fra brønnen.
Bruk av oljebasert borevæske i 17 ½’’- og 12 ¼’’-seksjonene er valgt. Kun utslipp av borekaks fra 8 ½’’seksjonen fra riggen. Partikkelutslippet fra riggen blir da betydelig redusert.
En har valgt å ikke benytte partikkelfrie væsker (uten baritt og/eller bentonitt), da fotavtrykket fra
partikkelspredning er relativt lav. En ytterligere reduksjon av fotavtrykket vurderes å ikke kunne forsvare
merkostnadene.
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 20 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
Risiko for signifikant skade på svampforekomstene og det biologiske mangfold i området som følge av omsøkte
virksomhet vurderes som lav og akseptabel.
3.2.2
Ankerhåndtering
Svamp er arealdekkende i motsetning til koraller, som forekommer som avgrensede revstrukturer. Det er derfor
vanskelig å ha samme tilnærming til svamp som til koraller ved ankring. Revstrukturene kan i ankringsanalyse
defineres som «hindringer». Ankring i korallområder kan derfor gjennomføres helt uten skade på kjente
korallstrukturer. Svamp, derimot, er heldekkende utbredt på Snøhvit, og det vil ikke være mulig å legge et «best
fit» ankringsmønster for å unngå forekomstene. Mitigeringsstrategien vil i områder med svamp heller være å
redusere fotavtrykk og påvirkning så langt det lar seg gjøre innenfor rimelige tiltakskostnader.
Som for tidligere operasjoner på Snøhvit D-, E- og F-rammene, samt på Saturn, ønsker man å ankre opp riggen
med et konvensjonelt «ankerspread» bestående av riggens egne ankerkjettinger. Riggen som er valgt for boring
av den første brønnen er heller ikke kvalifisert for å operere på DP under denne operasjonen.
Ankringssystemets fotavtrykk på havbunnen vil være bestemt av:
Ankerkjettingenes totale lengde
«Touch-down»-punktet (avstand fra riggen til det punktet der ankerkjettingen ved minste belasttning vil
berøre havbunnen)
Ankerkjettingens laterale bevegelse på havbunnen
En ankringsanalyse vil utarbeides for å ivareta stabilitet og avstand til rørledninger og annen infrastruktur på
havbunnen (eksempelvis lastesoner). Endelig ankringsanalyse gjennomføres i henhold til Ptil’s Innretningsforskrift
§63, med henvisning til Sjøfartsdirektoratets ankringsforskrift §§6-17.
Ankringsanalysen vil alltid være grunnlaget for det endelige design av ankringssystemet. Dimensjoner på ankere
og ankerkjettinger, samt ankerkjettingenes lengde, bestemmes av analysen. Normalt er avstanden fra riggen til
ankerne i underkant av 2000m. For den første boreoperasjonen på G-rammen vil avstand til ankerne være ca
1750m.
«Touch-down» vil variere avhengig av belastningen på den enkelte ankerline, som igjen er avhengig av ytre
belastninger på riggen (strøm og vind). Det innerste «touch-down»-punktet vil være der ankerkjettingen berører
havbunnen når belastningen er minst. Innledende analyser er gjort for kommende boreoerasjon på G-rammen.
For konvensjonell ankerline (rigg-kjetting) er innerste «touch-down»-punkte beregnet til ca 600m fra riggen, se
Figur 3.15. I et lengdeintervall fra dette punktet og et stykke utover langs ankerlinen vil bevegelsene være
hyppige og fotavtrykket tydelig. I dette området vil det også være noe lateral bevegelse også uten forhaling av
riggen. Figur 3.16 viser det sannsynlige «anker-spreadet» for boringen på G-rammen. Riggens heading vil være
240o. Den røde sirkelen er 500m-sonen og «touch-down»-punktet er markert på hver line ca 600m fra riggen.
Områder med kartlagte svampforekomster av «high» og «common» tetthet er markert i samme figur.
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 21 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
Figur 3.15 Venstre figur viser forventet «anker-spread» ved boring på Snøhvit G-rammen. Høyre figur viser et
eksempel på lateral bevegelse av ankerkjettinger ved 50m forhaling rett styrbord.
Under operasjonsfasen vil det være behov for forhaling av riggen , bl.a. i forbindelse med tungløft. Det vil ved
tungløft være risiko for skade på utstyr på havbunnen ved eventuell fallende last. Ved forhaling vil
ankerkjettingene bevege seg lateralt på havbunnen. Avstanden den enkelte ankerkjetting beveger seg langs
havbunnen vil være avhengig av retningen og avstanden riggen forhales. Fotavtrykket som følge av gjentatte
forhalinger av riggen reduseres ved å sette krav til at riggen forhales i samme retning og maksimal avstand. Figur
3.16 viser et eksempel på lateral bevegelse av ankerkjettinger ved 50m forhaling rett styrbord. Lateral bevegelse
er størst for ankerliner på tvers av forhalingsretningen og i området nærmest «touch-down»-punktet. Teoretisk
kan en tenke seg at ankerlinen beveger seg lateralt som en rett linje. I praksis vil de ytre ca 500 m være delvis
nedgravd i sedimentene og ligge rolig, mens resten av kjettingen inn mot «touch-down»-punktet vil bevege seg i
en bue.
Påvirket areal på havbunnen antas i gjennomsnitt å være ca 5m langs hele kjettingens lengde fra anker til «touchdown»-punktet.
Tiltak som er vurdert for å redusere fotavtrykket fra ankersystemet:
Benytte fibertau med oppdrift for å øke avstanden fra riggen til potensielle «touch-down», og dermed
redusere influensområde inn mot brønnlokasjon.
Sette operasjonsbegrensninger ved forhaling av riggen
«Gjenbruk» av ankerkorridorer ved senere bore- og brønnoperasjoner
«Gjenbruk» av ankerkoridorer vil i praksis bety gjenbruk av ankermønster. Mulighet for gjenbruk av
ankringsmønster vil avhenge av rigg som benyttes og årstid. «Gjenbruk» av ankerkoridorer vil bli tilstrebet på
Snøhvit ved senere bore- og brønnoperasjoner. Tiltaket medfører ingen ekstra økonomiske kostnader.
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 22 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
Operasjonelle begrensninger ved forhaling av rigg. Begrensingene legges i samme retning og lengde for hver
enkelt bunnramme. En slik begrensning redusere operasjonens fotavtrykk. Uten slike rammer vil gjentatte
forhalinger kunne skje i ulike retninger og avstand. Tiltaket medfører ingen ekstra økonomiske kostnader.
Figur 3.16 Vertikal profil av ankerkjettinger med hhv konvensjonelt ankersystem og med fiber og oppdrift, samt
teoretisk fotavtrykk som følge av lateral bevegelse av ankerkjetting ved forhaling av riggen 50m.
Å erstatte deler av ankerkjettingen med fiberline med oppdriftbøyer vil reduser fotavtrykket. En slik løsning vil
imidlertid øke kompleksiteten og påføre operasjonen betydelige ekstra kostnader. Figur 3.16 over viser resultat
fra innledende analyse av ankerlinenes vertikale profil fra riggen og til «touch-down»-punktet, for henholdsvis
konvensjonell oppankring med riggkjettinger («alternativ 1» i figuren) og for et alternativ med fiber-liner og
oppdriftsbøyer («alternativ 3» i figuren). Nederst i figuren er teoretisk fotavtrykk visualisert for begge
alternativene (se nummer i fargede felt). Se bort fra alternativ 2) ved forhaling av riggen 50m vinkelrett på en
ankerline. I praksis vil den laterale bevegelsen for alternativ 3 være neglisjerbar. For alternativ 1 vil påvirket areal
være anslagsvis 60% av teoretisk areal.
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 23 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
I tabell 3.1 er omfang av fotavtrykk fra ankersystem for de omtalte alternativ gitt med grunnlag i de
forutsetninger som er nevnt over. Konvensjonell oppankring gir et fotavtrykk på ca 0,9% av arealet begrenset av
ankersystemet (arealet innenfor en sirkel med radius 1750m). Fotavtrykket kan reduseres ned til ca 0,1% ved bruk
av fiberliner med oppdriftsbøyer.
Tabell 3.1 Fotavtrykk på havbunnen ved henholdsvis konvensjonell ankring og ved bruk av fiber-liner med
oppdriftsbøyer. Totalt areal (m2) og påvirket andel (%) av området avgrenset av ankersystemet.
Utstyrsleie for konvensjonell ankring (alternativ 1) vil for boreperioden på 90 dager være 2,7 MNOK. Prelegging av
ankere og liner er ikke nødvendig. For et alternativ med fiber-liner og oppdriftsbøyer (alternativ 3) vil utstyrsleien
være 12,8 MNOK. For en slik ankringsløsning vil prelegging være nødvendig. Kostnad for prelegging vil være 6
MNOK. Forskjell i tiltakskostnaden vil altså være 16 MNOK.
Statoils vurdering er at skade på svamp vil være minimale og kun lokale ved konvensjonell ankring og vil ikke
representere en uakseptabel trussel for forekomstene i området. Restrisiko skal reduseres til et minimum
innenfor en rimelig tiltakskostnad (ALARP). En forskjell i kostnad på 16 MNOK anses i dette tilfellet ikke som
rimelig i forhold til nytten.
Bruk av rigg med Dynamisk Posisjonering (DP) er ikke vurdert for planleagte boreoperasjoner på Snøhvit pr i dag,
men vil vurderes med basis i valgt rigg i hver operasjon som skal gjennomføres. Det er i Statoils interesse å
redusere antall ankeroperasjoner da disse er både ressurs- og tidskrevende. Flere årsaker ligger til grunn for at
tradisjonelle ankeroperasjoner må gjennomføres i dag:
Tilgjengelighet på rigger som kan operere på DP. Generelt er ikke riggtilgjengeligheten tilstrekkelig til at
Statoil kan velge rigger som er de best egnede for operasjonen, men velge mellom de som er ledige og
kan operere på norsk sokkel
Sikkerhetsmessige årsaker som operering på HTHP felt, grunne havdyp o.l. hvor tradisjonell oppankring
reduserer risiko for utblåsning. Ved grunt vanndyp vil en liten avdrift være nok til at stigerøret knekkes, og
en utblåsning kan skje. På større havdyp, hvor stigerøret er mye lengre, vil bevegelsen på overflaten ha
mindre påvirkning.
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 24 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
4.
Rev. nr.
Forbruk og utslipp av kjemikalier og kaks
I henhold til gjeldende regelverk søkes det om tillatelse for bruk og utslipp av kjemikalier. Det vises til Veldegg 1
for underlag av omsøkte mengder. Det søkes i denne søknaden kun om tillatelseskategorien Bore og
brønnkjemikalier. Tabellene vist i vedlegg 1 og i Tabell 4.2 er delt inn i bruksområder for bore og
brønnkjemikalier. Mengdene er beregnet ut fra andel komponenter i de ulike miljøklassene i hvert av
handelsproduktene. Det tas forbehold om at kjemikaliebehovet er basert på estimat og planer som kan endres
over tid, og dermed medføre endringer i antall kjemikalier, mengder og handelsnavn.
4.1
Valg og evaluering av kjemikalier
Klassifiseringen av kjemikalier og stoff i kjemikalier er gjort i henhold til gjeldende forskrifter og dokumentert i
databasen NEMS.
I NEMS-databasen finnes HOCNF-datablad for de enkelte kjemikalier der komponentene er klassifisert ut fra
følgende egenskaper:
* Bionedbrytning
* Bioakkumulering
* Akutt giftighet
* Fysiske egenskaper
* Kombinasjoner av punktene over
Basert på stoffenes iboende egenskaper er de gruppert som følger:
* Svarte: Kjemikalier som det kun unntaksvis gis utslippstillatelse for (gruppe 1-4)
* Røde: Kjemikalier som skal prioriteres spesielt for substitusjon (gruppe 5-8)
* Gule: Kjemikalier som har akseptable miljøegenskaper ("Andre kjemikalier")
* Grønne: PLONOR-kjemikalier og vann (Chemicals known to Pose Little Or No Risk to the environment).
De ulike bruksområdene for kjemikaliene er oppsummert med hensyn til mengder av stoff i miljøklassene grønne,
gule, røde og svarte miljøklasse (ref. Aktivitetsforskriften).
Kjemikalier som benyttes innenfor aktivitetsforskriftens rammer skal miljøklassifiseres i henhold til HOCNF og
vurderes for substitusjon etter iboende fare og risiko ved bruk. Kjemikalier som har svart, rød, Y3 og/eller Y2
miljøfare skal identifiseres og inngå i selskapets substitusjonsplaner. Bruk av slike produkter kan forsvares i
tilfeller der utslipp til sjø er lavt, produktet er kritisk for drift eller integritet til et anlegg og/eller det ut fra en
helhetlig vurdering av et anlegg ser at det er en netto miljøgevinst i å ta i bruk disse kjemikaliene. Årlig avholdes
substitusjonsmøter mellom Statoil og væskeleverandører. Her presenteres produktporteføljen og bruksområder
der HMS-egenskapene er synliggjort. På møtene diskuteres behovet for de enkelte kjemikaliene og muligheten for
substitusjon. Aksjoner for substitusjon vedtas og følges opp årlig. Statoil vil særlig prioritere
substitusjonskandidater som følger vannstrømmen til sjø. Substitusjonsplanene er lett tilgjengelig for lokal
miljøkoordinator samt andre relevante som er knyttet til drift eller kontrakter.
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 25 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
En risikobasert tilnærming i de helhetlige HMS-vurderingene ligger til grunn for endelig valg av kjemikalier sett i
lys av det faktiske behovet som kjemikaliene skal dekke.
Fra prosjekt til prosjekt vurderes også substitusjon av grønne kjemikalier for å redusere risiko overfor skade på
sårbare ressurser, ref kap 3.
4.2
Kontroll, måling og rapportering av utslipp
Statoil har satt krav og retningslinjer til driftskontroll, utslippsmåling og rapportering i forbindelse med
virksomheten på norsk sokkel slik at både myndighetskrav og interne krav blir ivaretatt. Disse kravene vil også
gjelde for de leverandører som leverer tjenester i forbindelse med bore- og brønnoperasjoner. Borekontraktør og
Statoils egne leverandører leverer miljøregnskap til Statoil. Måling og rapportering utføres i henhold til gjendende
måleprogram for den enkelte leverandør.
4.3
Omsøkt årlig forbruk og utslipp av kjemikalier på Snøhvit feltet
Kjemikaliene som ligger til grunn for omsøket mengde stoff i søknaden er vurdert til å være de kjemikalier som
ivaretar både operasjons, økonomiske og miljømessige forhold på en best mulig måte. Tabell 4.2 oppsummerer
det totale årige estimerte forbruk og utslipp av bore og brønnkjemikalier og inkulderer og erstatter tidligere
omsøkte mender forbruk og utslipp av kjemikalier for LWI aktivitet, ref søknad datert 06.10.2014.. Underlag til
beregning av omsøkte mengder forbruk og utslipp av stoff er vist i vedlegg 1. I Tabell 4.2 er også kjemikalier
planlagt for IMR operasjoner oppgitt i søknad av 10.06.14 lagt inn i tabellen slik at den totale mengden bore og
brønnkjemikalier i Tabell 4.2 også inkludere disse mengdene.
Beregning av forbruk og utslipp baseres på et antatt høyaktivitetsår med hensyn på bruk av kjemikalier. Antall
operasjoner pr høyaktivitetsår er gitt i Tabell 4.1. Riggkjemikaliene er beregnet ut fra estimerte B & B kjemikalier
forbrukt og sluppet ut fra rigg i et høyaktivitetsår. En sikkerhetsmargin på 50% er benyttet for beregning av alle
mengder.
Tabell 4.1 Antall boreoperasjoner for høyaktivitetsår på Snøhvit
Bore- og brønnoperasjoner
Boring av nye brønner
Komplettering
LWI operasjoner
IMR operasjoner
Antall ved høyaktivitetsår
2
2
3
3
En stor andel av kjemikalier som går til utslipp er PLONOR-kjemikalier (Chemicals known to Pose Little Or No Risk
to the environment). Dette er kjemikalier som er vannløselige, bionedbrytbare, ikke-akkumulerende og/eller
uorganiske, naturlig forekommende stoffer med minimal eller ingen miljøskadelig effekt. Kjemikalier med grønn
miljøklassifisering er valgt med grunnlag i at de regnes som de mest miljøvennlige produktene. En beskrivelse av
kjemikalier med svart, rød og gul og gul Y2 miljøklassifisering er gitt i etterfølgende kapitler.
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 26 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
Tabell 4.2 Omsøkte årlige utslipps- og forbruksmengder av kjemikalier fordelt på bruksområde/tillatelseskategori
Bruksområde/tillatelseskategori
Anslått i OBM
Anslått i VBM
Anslått i sementkjemikalier
Anslått kompletteringskjemikalier
Anslått i riggkjemikalier
Anslått mengde andre bore og
brønnkjemikalier
Anslått mengder kjemikalier i LWI
operasjoner
Anslått mengder kjemikalier i IMR
operasjoner
Kjemikalier i lukket system
Anslått mengde bore og
brønnkjemikalier pr år på Snøhvitfeltet
Forbruk
stoff i
grønn
kategori
(kg)
Utslipp
stoff i
grønn
kategori
(kg)
1359389
4467930
3073081
408328
30551
Forbruk stoff i gul
Utslipp stoff i gul
Forbruk
kategori (kg)
kategori (kg)
stoff i
Y1
Y2
Y3 Y1
Y2
Y3 rød
kategori
(kg)
0 1212550 63176
3131100 212670
0
273178 115933 1509
233762
47492
0
25277
8807
284
0
0
0
0
0
0
0
119550
0
1531 1,92
30328
0
7654
28
Utslipp
stoff i
rød
kategori
(kg)
Forbruk
stoff i
sort
kategori
(kg)
Utslipp
stoff i
sort
kategori
(kg)
0
0
0
0
0
62400
0
30000
0
0
0
0
60
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
796
796
8114
90
0
704
90
0
3,00
0,03
0
0
1018067
999080
10009
964
0
5338
361
0
0
0
0
0
2000
0
2000
0
200
0
0
0
0
0
200
0
0
0
0
0
0,00
0
0,00
0
58000*
0
0
4663194 1615575 66023
0
165105
482
0
92403
60
0
0
10358141
*Ved første påfylling eller total utskiftning av kjemikalier i lukket system er estimert til 229000 kg for Scarabeo 5, Transocean Spitsbergen og et fartøy eller en rigg til pr år. All stoffmengde er satt i svart
kategori da en i fremtiden ikke vet hvilke rigger som skal benyttes på de ulike bore og brønnoperasjonene. Forbruk vil bli rapportert basert på klassifisering basert på HOCNF data for hvert enklel kjemikalie
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 27 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
4.3.1
Rev. nr.
Omsøkte svarte kjemikalier
Det søkes om forbruk av kjemikalier i svart miljøkategori innen rapporteringskategoriene kjemikalier i lukkede
systemer. Forbruk av kjemikalier med svart miljøklassifisering er summert i Tabell 4.3.
Tabell 4.3 Forbruk av produkter med svart miljøklassifisering
Forbruk stoff i
sort kategori (kg)
Utslipp stoff i sort
kategori (kg)
Produkt:
Kjemikalier i lukket system
58000*
0,00
*Ved første påfylling eller total utskiftning av kjemikalier i lukket system er estimert til 229000 kg for Scarabeo 5, Transocean Spitsbergen
og et fartøy eller en rigg til pr år. 58000 kg gjelder forbruk og ikke total utslikftning i system. Ved utskiftning i system vil forbruker være
høyere. All stoffmengde er satt i svart kategori da en i fremtiden ikke vet hvilke rigger som skal benyttes på de ulike bore og
brønnoperasjonene. Forbruk vil bli rapportert basert på klassifisering basert på HOCNF data for hvert enklel kjemikali
Kjemikalier i lukkede system
Det søkes om tillatelse til bruk av svarte kjemikalier i lukkede system med forbruk over 3000 kg/år per
installasjon. Hvilker rigger som vil bli brukt i kommende operasjoner på Snøhvitfeltet er ikke besluttet, men Statoil
har gjort en vurdering av hvilke hydraulikkvæsker/oljer i lukkede system som omfattes av krav til økotoksikologisk
dokumentasjon (HOCNF) i henhold til Aktivitetsforskriften § 62 for to rigger som vil kunne komme til å operere på
Snløhvitfeltet i fremtiden. Økotoksikologisk dokumentasjon for de nevnte produkter i Vedlegg 2 er registrert i
NEMS Chemicals. Statoil har brukt riggene Scarabeo 5 og Transocean Spitsbergen som eksempel ved estimering
av totalt forbrukte mengder kjemikalier i lukkede systemer. Det søkes om forbruk av hele den estimerte mengden
i svart kategori da rigg er uklent for fremtiden. Pr januar 2015 er rigg for kun en av de fem brønnene som
planlegges boret på Snøhvitfeltet i de neste fem årene fastlagt.
Forbruk av de omsøkte produktene er styrt av ulike behov og forbruket kan typisk være en funksjon av en eller
flere av disse faktorene:
Krav til garantibetingelser. Utskifting ihht. et påkrevd intervall for f.eks. utstyrsspesifikke krav.
Forebyggende vedlikehold. Skifte av hele/deler av systemvolumer etter nærmere fastsatte frekvenser for
å ivareta funksjon og integritet til systemer.
Kritisk vedlikehold. Skifte av hele/deler av volumer basert på akutt behov.
Etterfylling av mindre volumer grunnet vedlikeholdsbehov, svetting, mindre lekkasjer o.l.
Utskiftning av kjemikalier i lukkede system vil vanskelig kunne forutses, og det vil være mulighet for flere større
utskiftninger på innretningen i løpet av ett år. Avhending av kjemikalieproduktene ved utskifting gjøres ihht. plan
for avfallsbehandling for den enkelte innretning og de spesifikke krav som er gitt for avfallsbehandling.
De omsøkte produktene er innehold i lukkede systemer og vil ikke medføre utslipp til sjø. Ved årsrapportering vil
Statoil levere informasjon om faktiske forbrukte mengder av navngitte produkter. Det jobbes for å finne mer
miljøvennlige erstatninger av svarte kjemikalier.
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 28 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
Brønnene på Snøhvit-feltet vil kunne bores av forskjellige mobile innretninger i perioden søknaden gjelder for. For
at feltets rammetillatelse skal ha varighet ut over ett år, søkes det om tillatelse til forbruk av en mengde
uspesifiserte kjemikalier i lukkede system da det er ikke mulig å forutsi hvilke svarte produkter i lukkede systemer
disse riggene vil benytte.
4.4
Omsøkte røde kjemikalier
Det søkes om tillatelse til bruk og av rødt stoff innen bruksområdene oljebasert borevæske og forbruk og utslipp
av rødt stoff for bruksområde subsea og sement kjemikalier. Omsøkte mengder forbruk og utslipp av kjemikalier
med rød miljøklassifiering er gitt i Tabell 4.4.
Tabell 4.4 Omsøkte mengder over forbruk og utslipp av kjemikalier i rød miljøkategoriBegrunnelse for bruk av røde
kjemikalier
Forbruk stoff i rød
kategori (kg)
Utslipp stoff i
rød kategori (kg)
92403
60,03
Anslått mengde bore og brønnkjemikalier
4.4.1
Begrunnelse for bruk og miljøvurdering av rødt stoff/røde kjemikalier
Produkter i gruppen andre B&B kjemikalier- subsea:
JET-LUBE ALCO EP 73 PLUS®
Produktet blir benyttet av subsea leverandør på vitale deler av subsea utstyr. Det påføres som et tynt lag. Fettet
har egenskaper som er nødvendig for riktig tetting av gjenger og er i kontakt med sjøvann direkte. Basert på
antagelse i bransjestandard antar Statoil at 10 % av forbruket vil gå til sjø. Leverandør er utfordret på
substitusjon, og jobber med en erstatter. Statoil vil jobbe vidre mot leverandør for substitusjon. Jet-Lube ALCO EP
73 PLUS er bioakkumulerende og har en lav bionedbrytbarhet. Brukes i meget små mengder.
Produkter brukt i oljebasert borevæske:
Kjemikalier i oljebasert borevæske vil følge væskestrømmen til rigg og sendes til land for behandling og gjenbruk.
Det vil dermed ikke vært utslipp av kjemikalier fra oljebasert borevæske til sjø. Planlagte forbrukte kjemikalier i
rød miljøklasse på Snøhvitfeltet er BDF-513 og Geltone II.
BDF-513
BDF-513 benyttes for filterkontroll. Produktet er lite akutt giftig for marine organismer og er ikke
bioakkumulerende. Derimot brytes det sakte ned ved utslipp til sjø. Produktet skal ikke slippes til sjø og det
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 29 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
jobbes med et mer miljøvannlig borevæskesystem. Dette ardeidet er ikke ferdigstillt i det søknaden leveres.
Leverandør jobber med et mer miljøvennlig alternativ.
Geltone II
Geltone II benyttes for å øke viskositeten til oljebasert borevæske for å bedre kakstransport og rense hullet. Et
gult Y2 produkt er identifisert som erstatter for Geltone II, men sammensetningen viser at det ikke er noen
nevneverdig miljøforskjell mellom dette produktet og Geltone II. Geltone II er mye billigere i bruk.
Geltone II er en leire som er lite akutt giftig for marine organismer og ikke bioakkumulerende. Den brytes
imidlertid sakte ned ved utslipp til sjø.
Sementkjemikalier
LATEX 3000:
Latex 3000 brukes som tilsetning til vanlig "G"-sement og har egenskapen at den reduserer påvirkningen av syrer.
Syrer kan ødelegge sementbåndet som igjen vil påvirke soneisolasjon. Latex 3000 er ikke primærløsning for
brønner som planlegges på Snøhvit, men kan i noen tilfeller være nødvendig. Statoil jobber med alternative
løsning for å oppnå soneisolering med mer miljøvennlige kjemikalier. Resultatet fra dette arbeidet er ikke på plass
i det denne søknaden sendes. Statoil er derfor nødt til å søke om forbruks og utslippsmenger for dette
kjemikaliet. Ved evt bruk vil bare en liten mengde av det totale forbruket gå til sjø. Latex 3000 er ikke giftig og
bioakkumulerende for akvatiske organismer med er rød på grunn av lav biodegradering.
4.4.2
Bruk og utslipp av gule kjemikalier
Omsøkte gule kjemikalier Tabell 4.5 viser estimat av forbruk og utslipp av omsøkte gule kjemikalier.
Hovedandelen av kjemikalier med gul miljøklassifisering som planlegges benyttet befinner seg i underkategorien
gule Y1. Disse ansees å ha akseptable miljøegenskaper. Gule Y2 kjemikalier har fått sin miljøklassifisering fordi de
tenderer til å ha lav nedbrytbarhet, eller at nedbrytningsproduktene til kjemikaliet har lav nedbrytbarhet.
Produkter som planlegges brukt i gul Y2 klassifisering er beskrevet under.
Tabell 4.5 Estimerte mengder for årlig utslipp av gule kjemikalier fordelt på Y1, Y2, Y3
Anslått mengde gule bore og brønnkjemikalier
Gradering: Open
Forbruk stoff i gul kategori
Utslipp stoff i gul
(kg)
kategori (kg)
Y1
Y2
Y3
Y1
Y2 Y3
1615575 66023
0
165105 482
0
Status:Final
Utløpsdato:
Side 30 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
4.4.3
Rev. nr.
Forklaring på bruk og miljøvurdering av gult stoff
Vannbasert borevæske
GEM GP og Oxygon (Gul Y1)
I vannbasert borevæske planlegges det for bruk av grønne og kun to gule produkter. GEM GP planlegges brukt
som en leirskiferstabiliserer og Oxygon som oksygenfjerner i borevæska. GEM GP og Oxygon er ikke giftige og
ikke bioakkumulerbare. Det forventes også at de bioderaderer fullstendig. Konsentrasjonene ved utslipp er små
og det forventes ingen negative effekter ved utslipp.
Oljebasert borevæske
Duratone E (Gul Y2)
Duratone E benyttes i oljebasert borevæske for å bygge filterkake på hullveggen og unngå at borestrenger klistrer
seg til hullveggen og setter seg fast. Produktet vil følge væskestrømmen til rigg og sendes til land. Det vil dermed
ikke være utslipp av dette kjemikaliet til sjø.
Suspentone (Gul Y2)
Suspentone brukes for å regulere og endre viskositeten på oljebasert borevæske. Dette er nødvendig for å
holde barite gjevnt fordelt i borevæska. Produktene vil følge væskestrømmen til riggen, og sendes til land.
Det vil dermed ikke være utslipp til sjø av disse kjemikaliene. Produktet tenderer mot å ha lav nedbrytbarhet
og å være giftig for alger. Statoil vurderer fortløpende mer miljøvennlige løsninger.
EZ MUL NS, XP-07 base oil og Baraklean Dual (Gul Y1)
EZ MUL NS, XP-07 base oil og Baraklean Dual er ikke giftig og ikke biodegraderbar. Det forventes også at de
bioderaderer fullstendig. De vil ikke slippes til sjø under operasjonene på Snøhvit
Sementkjemikalier
SCR-100 L NS (Gul Y2)
SCR-100 L NS er et kjemikalie som benyttes som retarder i sementering. Mindre enn 1% av forbruket vil gå til
sjø, resten vil forbli i brønnen. Produktet har lav akutt giftighet og er ikke bioakkumulerende, men er
moderat i bionedbrytbarhet. Tekniske undersøkelser gjennomføres får å se om en kan bruke en
Gule sementkjemikalier
En rekke gule sementkjemikalier planlegges forbrukt og sluppet ut på Snøhvitfeltet. Disse kjemikaliene er
listet i Tabell A.4 i vedlegg 1. Disse kjemikaliene er ikke giftig og ikke bioakkumulerende. Det forventes også
at de biodegraderer fullstendig. Kun 1.3 % av det totale forbruket av gule kjemikalien planlegges sluppet til
sjø.
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 31 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
Riggkjemikalier
Jet-Lube HPHT Thread Compound (Gul Y2)
Jet-Lube HPHT Thread Compound er et gjengefett utviklet for å øke sikkerhet for personell på boredekk,
operasjonshastighet og lekkasjesikkerhet. Det erstatter Jet-Lube SealGuard ECF. Jet –Lube SealGuard har vist seg å
ha utilstrekkelige egenskaper ved sammenskruing av casing, liner og tubing. Dette har ført til at vi har høyere
andel av re-make (rørene må skrus fra hverandre og sammen på nytt for å få en godkjent metall- til metalltetning) enn sammenlignbare operasjoner. En håper også at ved å optimalisere prosessen for sammenskruing av
rør kan unngå lekkasjer som betyr trekking og rekomplettering av nye brønner. Produktet har miljøklassifisering
Gul2 (Y2), men. 10% av produktet vil gå til sjø ved boring med vannbasert borevæske.
Gule riggkjemikalier
Flere gule riggkjemikalier i gruppen gjengefett, BOP væske, riggvaskemiddel og kjemikalier for rensing av
drenasjevann forventes forbrukt og sluppet ut gjennom operasjonene på Snøhvitfeltet. Disse kjemikaliene er
listet i Tabell A.5 i vedlegg 1. Disse kjemikaliene er ikke giftig og ikke bioakkumulerende. Det forventes også at de
bioderaderer fullstendig.
Kompletteringskjemikalier (Gul)
Fem gule kjemikalier planlegges brukt i kompletteringsoperasjoner på Snøhvitfeltet. Forventede kjemikalier,
forbruk og utslipp er listet i Tabell A.3. Utslipp vil avhenge av type brønn som bores. Disse kjemikaliene er ikke
giftig og ikke bioakkumulerende. Det forventes også at de biodegraderer fullstendig. Ca 64% av den forbrukte
mengden gult stoff forventes sluppet til sjø i operasjoner på snøhvitfeltet. Kjemikaliene slippes da fra rigg.
Andre bore og brønn kjemikalier
Hydraulikkvæsker (gul)
Tre gule kjemikalier er identifisert som andre bore og brønnkjemikalier for bruk på Snøhvitfeltet. Forventede
kjemikalier, forbruk og utslipp er listet i Tabell A.7. Blandt disse kjemikaliene er det hydraulikkvæske som vil gå til
utslipp. Disse kjemikaliene er ikke giftig og ikke bioakkumulerende. Det forventes også at de biodegraderer
fullstendig.
Oceanic HW443 R (Gul Y2)
Oceanic HW443 R er en hydraulikkvæske som manifolden er fyllt med ved installasjon på havbunnen. Etter
installasjon vil hydraulikkvæsken bli byttet til den hydraulikkvæsken som brukes i subsea systemene på
Snøhvitfeltet (Oceanic SW40 ND). Produktet er ikke bioakkumulerende, men inneholder en komponent som
tenderer mot å ha lav nedbrytbarhet.
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 32 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
Kjemikalier i LWI operasjoner
Oceanic HW443 ND
Brukes i hydraulikksystemene på LWI fartøyene ved LWI operasjoner. Ca 1/3 av forbruket slippes til sjø. Produktet
er ikke bioakkumulerende, men inneholder en komponent som tenderer mot å ha lav nedbrytbarhet.
Gule LWI kjemikalier
Ni gule kjemikalier er identifisert for bruk i LWI operasjoner på Snøhvitfeltet. Forventede kjemikalier, forbruk og
utslipp er listet i Tabell A.6. Alle disse kjemikaliene med untak av ett vil gå til utslipp fra rigg. Disse kjemikaliene er
ikke giftig og ikke bioakkumulerende. Det forventes også at de biodegraderer fullstendig.
Kjemikalier i IMR operasjoner
Gule kjemikalier i IMR operasjoner forventes men er ikke identifisert ned navn. Disse er omsøkt i søknad datert
06.10.2014 og også listet i denne søknaden
4.5
Estimerte mengder grønne kjemikalier
Tabell 4.6 Estimert forbruk og utslipp av grønne kjemikalier i et høyaktivitetsår på Snøhvitfeltet.
Forbruk stoff i
grønn kategori (kg)
Utslipp stoff i
grønn kategori
(kg)
10358141
4663194
Anslått mengde bore og brønnkjemikalier
Utslipp av grønne kjemikalier i forbindelse med bore og brønnoperasjoner på Snøhvitfeltet vil kunne foregå
både på havbunnen og fra rigg/fartøy (havoverflata). Det forventes ingen negative effekter av utslipp av
grønnt stoff på havoverflata på Snøhvitfeltet. Utslipp av grønne kjemikalier i form av partikler vil kunne
påvirke sårdar bunnfauna hvis dette foreligger på feltet. Statoil gjennomfører risikovurderinger i planlegging
av alle brønner og vil vurdere risiko for skade fra operasjon til operasjon. I de konsentrasjoner partikulært
materiale treffer høye moderate til høye tettheter av svamp på Snøhvitfeltet forventes ingen varige negative
effekter av suspemdert materiale (kap 3.)
5.
Forbruk og utslipp av kjemikalier og kaks på Snøhvitfeltet
Tabell 5.1 gir en oversikt over type væskesystemer og kaksdistribusjon som kan bli valgt i fremtiden for boring av
brønner på Snøhvitfeltet.
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 33 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
Tabell 5.1 Mulige væskeløsninger, estimert kaks og væskedistribusjon ved boring av brønnet på Snøhvitfeltet.
Hull seksjon
36"
26"
17 1/2" obm
17 1/2" wbm
12 1/4" obm
12 1/4" wbm
8 1/2" obm
8 1/2" wbm
Totalt
5.1
Seksjons- Utslikk av kaks
lengde [m]
[tonn]
59
786
1309
1309
997
997
168
168
3319
Kaks til land
[tonn]
Type
borevæskesystem
580
216
18
Sw/sweeps
Sw/sweeps
XP-07 / INNOVERT
KCl/glycol/polymer
XP-07 / INNOVERT
KCl/glycol/polymer
XP-07 / INNOVERT
Baradril / Soludrill
111
775
580
216
18
1700
234
Væskevolum [m3]
Satt i
Sendt til
Forbruk Gjenbruk
brønn
land
100
0
0
0
1000
0
0
0
714
436
134
144
1235
436
134
0
516
389
70
57
691
321
70
0
370
332
0
38
400
336
0
0
3426
1157
204
239
Utslipp til
sjø
100
1000
0
665
0
300
0
64
2065
Bruk og utslipp av borevæske
En oversikt over forbruk og utslipp av bore- og brønnkjemikalier angitt per stoff i hver miljøklassifisering er gitt i
Tabell A.1 og Tabell A.2 i vedlegg 1.
Brønner som bores på Snøhvitfeltet planlegges etter ulike kriterier som blant annet geologi, reservoaregenskaper,
naturressurser, tildelt rigg, erfaringer fra offset-brønner, brønnbaner etc. Valg av borevæsker vil derfor variere fra
brønn til brønn. Hovedsakelig benyttes sjøvann og viskøse væskepiller i topphullsseksjonene, men fra 17 ½’’
seksjonen og nedover vil valg av borevæske avhenge av overnevnte kriterier.
36” og 26” brønnseksjoner
Generelt bores de øverste hullseksjonene med 1,03 sg sjøvann. For å rense hullet pumpes en høyviskøs
borevæske (bentonitt basert hi-vis) for hver 15 m boret. Etter boringen av disse seksjonene fortrenges hullet til
+/-1,30 sg barittvektet bentonitt borevæske. 30” lederør og 20” overflaterør blir kjørt og sementert i hele sin
lengde. Da stigerør ikke er installert på dette stadiet i boreprosessen, vil borekaks og eventuell overskytende
sement slippes ut på havbunnen. Vurderinger i forhold til utslippspunkt gjøres i forholdt til tilstedeværelsen av
svamp ven lokasjonen det bores på. En alternativ fortrengningsvæske for rørkjøring er en tilnærmet partikkelfri
saltlake med ønsket egenvekt for å holde formasjonen stabil.
17 ½” og 12 ¼’’ brønnseksjoner
Ved valg av mud vurderes både kost, HMS og tekniske egenskaper. Oljebasert slam er dyrere og man må også
beregne en ekstra kost for håndtering av kaks/slam onshore. Men ofte er de tekniske egenskapene bedre og
muligjør en mer effektiv operasjon.
I tilfeller der det skal brukes oljebasert mud vil borekaks blir returnert til overflaten under operasjon og separert
over shaker. Kaks sendes til land for deponering, mens den overskytende borevæsken ilandsendes for
resirkulering og gjenbruk i andre prosjekter.
Dersom vannbasert slam benyttes i disse seksjoner vil normalt kaks og slamvedheng slippes direkte til sjø fra
riggen dersom det ikke har negative konsekvenser for svampforekomstene på havbunnen.
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 34 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
Etter boring vil 13 3/8’’ fôringsrør vil bli kjørt og sementert. Etter 12 ¼’’ seksjonen er boret kjøres og sementeres
vanligvis 9 5/8’’ foringsrør.
8 ½” brønnseksjoner
Valg av mud i reservoaret avhenger av hva målet med brønnen er. En injeksjonsbrønn må sannsynligvis bores ved
bruk av vannbasert slam dersom riggen ikke har utstyr som gir anledning til opprenskning. I så tilfelle må det
gjerne injiseres syre etc. (avhengig av type slam) for å kunne løse opp filterkaken som blir dannet under boring.
Dersom det er en produsent man borer vil mudvalg (OBM vs VBM) baseres på tekniske egenskaper, forventede
kostnader og HMS.
5.2
Bruk og utslipp av kompletteringsvæsker
Nedre kompletteringsstreng kjøres vanligvis i en siktet borevæske og brønnen fortrenges til en partikkelfri væske,
kalt pakningsvæske, før kjøring av den øvre kompletteringsstrengen. Pakningsvæsken er en saltlake med
nødvendig egenvekt som også er tilsatt kjemikalier for å fjerne oksygen og for å unngå bakteriedannelse.
I noen tilfeller fortrenges hele brønnen til en partikkelfri pakningsvæske før kjøring av nedre komplettering. I
andre tilfeller plasseres også en syreløsning i reservoaret for å bryte ned filterkake som er dannet mot
boreveggen. Denne syreløsningen er nøytral når den pumpes fra rigg, men skiller ut til syre ved rette
temperaturer den er designet for.
Ved fortrengning fra oljebasert borevæske til partikkelfri pakningsvæske brukes en såpe/avfettingspille som
skillevæske mellom den oljebaserte borevæsken og den partikkelfrie pakningsvæsken. Såpe/avfettingspillen og
evt. oljeforurenset pakningsvæske returneres til land for deponering. I noen tilfeller rensker riggen den
overskytende pakningsvæsken for olje og måler at oljeinnholdet i væsken er under 30 ppm før den slippes ut til
sjø. Ved fortrenging av vannbasert borevæske slippes skillevæske og overskytende pakningsvæske som har vært i
brønnen til sjø.
5.3
Utslipp av borekaks
Før hver operasjon vurderer Statoil nøye ulike løsninger for håndtering av kaks og utslipp av partikulære
borevæsker med hensyn på svampforekomster. For å begrense sedimentasjon og eksponering av partikulært
materiale på svamp setter Statoil inn de nødvendige tiltak angitt i kapittel 3.2. Valg av borevæske og
utslippspunkt velges basert på risikovurderinger gjennomført for hver operasjon.
5.4
Bruk og utslipp av sementeringskjemikalier
Planlagte utslipp ved sementering skjer i forbindelse med sementering av lederør og overflaterør. På grunn av
usikkerhet i hullvolum, beregnes en margin som sikrer at alle hulrom i forbindelse med boret hull fylles opp. Den
resterende mengden vil gå til utslipp på havbunnen via CTS-slange. Ved lederør vil 50% av teoretisk ringvolum bli
beregnet som utslipp til sjø i form av retur på havbunnen. Usikkerheten i tap til formasjon er stor, og kan i
realiteten være opp til 50 %. Ved sementering av overflaterør vil 25 % av teoretisk åpenhullsringvolum bli
beregnet som utslipp til sjø i form av retur på havbunnen.
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 35 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
Mindre utslipp vil skje i forbindelse med rengjøring/nedspyling av sementenhet. Vaskevannet fra denne
operasjonen slippes til sjø for å unngå plugging av lukket drainsystem pga størknet sement og ytterligere
kjemikaliebruk for å løse opp dette. Utslipp av sementkjemikalier i forbindelse med rengjøring av sementenhet
estimeres til 1-2% av totalforbruk.
Det vil også forekomme utslipp av tørrsement via ventilasjonssystemet på lagertanker i forbindelse med lasting av
sement om bord på riggen, samt transport av denne under sementeringsjobber. Dette utslippet estimeres til 2%
av totalt sementforbruk.
Primært er det planlagt med Thermalock som inneholder gule kjemikalier for cementering av 9 5/8’’ Casing.
Denne sementeblandingen er CO2-ressistent og må brukes på grunn av det aggressive miljøet som oppstår når
formasjonsvann og CO2 blandes rundt brønnen.
Hvis sementjobben med Thermalock mislykkes vil det som reserve-plan bli brukt vanlig cement som er tilsatt det
røde kjemikaliet latex 3000. Latex tilsettes for å hindre at betongen blir angrepet av karbonsyre og blir porøs, slik
at vann, CO2 og karbonsyre kan trenge opp gjennom sementen og angripe sement og stål lengre oppe i brønnen.
5.5
Utslipp av tørrbulk gjennom ventilasjonsliner
Ved operering av liner og pumper for intern transport på rigg, samt lasting og lossing av tørrbulk vil det fra tid til
annen foregå små uunngåelige utslipp av tørrstoff gjennom ventline. Ventlinene må til tider også blåses rene når
de samme linene skal brukes til ulikt tørrstoff. Disse utslippene rapporteres i dag som en del av forbruk og utslipp
av borevæsker og sement.
5.6
Oljeholdige brukte kjemikalier
På linje med utslipp av oljeholdig vann kan det forventes utslipp av vannbaserte oljeholdige kjemikailer som er
brukt under boreoperasjonen. Disse kjemikaliene kan være kontaminert med endten reservoarolje eller baseolje.
Før utslipp av disse kjemikaliene vil oljekonsentrasjonen måles og kjemikalier slippes til sjø kun ved
oljekonsentrasjon lavere enn 30 ppm. Som oftest brukes disse kjemikaliene i forbindelse med skifte av
borevæskesystem eller når en går inn i en gammell brønn for å utføre vedlikeholdsoperasjoner. I hovedsak består
disse væskene av saltløsninger (brine). Statoil vil ikke slippe ut kjemikalier som det på forhånd ikke er søkt
tillatelse til utslipp for.
5.7
Drenasje- og oljeholdig vann fra flyterigger
Dreneringsvann fra rene områder på flyteriggene vil som oftest bli rutet direkte til sjø.
Vann fra skitne områder rutes til drenasjevannstank og sendes til land for behandling eller deponering ved
godkjent anlegg. I tilfeller der riggen har renseanlegg, vil drenasjevannet renses ned til en oljekonsentrasjon
mindre enn 30 ppm og slippes til sjø.
Utslippsstrømmene vil beskrives i måleprogrammene til den enkelte flyttbare innretning som opererer på feltet
og kjemikalier som har fulgt med drenasjevannet rapporteres etter kjemikaliets egenskapet til sjø eller til land.
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 36 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
Hver enkelt leverandør har måleprogram som beskriver utslippsfaktor for sin aktivitet på den enkelte flyttbare
innretning.
6.
Utslipp til luft
Utslipp til luft er hovedsakelig avgasser fra forbrenning av diesel til henholdsvis kraftgenerering (motor/kjel). I
tillegg vil det være utslipp til luft i forbindelse med forbrenning av kondensat/gass fra brenneroperasjoner over
brennerbommer og diffuse utslipp som følge av boreoperasjoner. Utslippsstrømmer til luft på Snøhvitfeltet er
oppsummert i Tabell 6.1.
Tabell 6.1 Utslippsstrømmer til luft fra B&B aktivitet på Snøhvitfeltet
Utslippsstrøm
Forbrenning av diesel
Forbrenning av gass
Diffuse utslipp
Utslippskilde
Mobile innretninger som f.eks rigg, LWI og IMR
Brenneoperasjoner over flyttbare innretninger
Fra boreoperasjoner
Den største kilden til utslipp til luft fra B&B aktivitet på Snøhvitfeltet vil være utslipp fra mobile enheter som følge
av forbrenning i motor og kjel. I tilleg vil det kunne være nødvendig med brenning over brennerbom i forbindelse
med komplettering av brønner på Snøhvitfeltet. Estimert utslipp for
6.1
Utslipp til luft fra mobile enheter på Snøhvitfeltet
Estimat på forbruk av diesel til kraftgenerering fra mobile enheter er basert på antall operasjonsdøgn for et
høyaktivitetsår på Snøhvitfeltet. I Tabell 6.2 vises en tabell over estimerte antall operasjonsdøgn for mobil rigg på
Snøhvitfeltet i perioden 2015 til 2020. Tabell 6.3 viser estimert utslipp i et høyaktivitetsår på Snøhvitfeltet. Et
høyaktivitetsår er her regnet som et år med boring og komplettering av to brønner, tre lette brønnintervensjoner
(LWI) og tre vedlikeholdsoperasjoner med IMR fartøy. Estimeringen viser den totale mengden utslipp til luft fra
bore og brønn aktivitet og erstatter utslipp til luft estimater gitt i søknad om LWI aktivitet av 06.10.2014.
Forbruk av diesel på den enkelte mobile enhet vil varaiere mye og være avhengig av størrelsen på rigg/fartøy,
mengden hydraulisk utstyr ombord og mulighet til oppankring. Som underlag i beregning av årlig
dieselforbrenning på mobil rigg er det brukt gjennomsnittstall for en stor vinterisert rigg med mye hydraulisk
utstyr. Det er i beregningene brukt en sikkerhetsfaktor på 1,5 ved beregning av årlige utslipp til luft.
Tabell 6.2 Estimert antall riggdøgn for flyterigger i perioden 2015-2020
Rigg
Totalt antall riggdøgn fra flyterigger
Gradering: Open
2015
2016
2017
2018
2019
2020
65
120
120
120
120
120
Status:Final
Utløpsdato:
Side 37 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
Tabell 6.3 Estimert forbrent diesel for mobile enheter i et høyaktivitetsår på Snøhvitfeltet med boring av to brønner, tre LWI operasjoner og tre IMR operasjoner.
Diesel
Dieseldrevne
motorer og kjeler
NOx
nmVOC
SOx
Mengde
OLF Faktor
Utslipp
OLF Faktor
Utslipp
OLF Faktor
Utslipp
Utslippsfaktor
Utslipp
[tonn]
[tonn/tonn]
[tonn]
[tonn/tonn]
[tonn]
[tonn/tonn]
[tonn]
[tonn/tonn]
[tonn]
3,17
3,17
3,17
3,17
3,17
3,17
152
27389
54
3293
32
428
0,07
0,07
0,07
0,07
0,07
0,07
3
605
1
73
1
9
0,005
0,005
0,005
0,005
0,005
0,005
0,2
43
0,09
5
0,05
1
0,000999
0,000999
0,000999
0,000999
0,000999
0,000999
0,048
8,631
0,017
1,038
0,010
0,135
3,17
31110
0,07
687
0,005
49
0,000999
9,804
Mobil rigg pr døgn
48
Pr år mobil rigg
8640
LWI pr døgn
17,1
Pr år LWI
1038
IMR pr døgn
10
Pr år IMR
135
Anslått utslipp pr år fra bore og
brønn aktivitet
Gradering: Open
CO2
Status:Final
Utløpsdato:
Side 38 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
6.2
Rev. nr.
Utslipp til luft fra brenneroperasjoner over brennerbom på Snøhvitfeltet
Statoil ønsker å begrense brønnopprenskinger og korte testing over brennebom på flyterigger både på grunn av
HMS og kostnader. Nødvendige «bleed off», ved vedlikehold på brønner må uansett gjennomføres på flyttbar
innretning over brennerbom.
Utforming av utstyr og tekniske systemer på Hammerfest LNG er per i dag ikke tilrettelagt for å gjennomføre
brønnopprensning. Opprensking av subseabrønner tilbake til produksjonsanlegget krever at både rørledninger og
landanlegg er tilrettelagt for dette.
Det arbeides med å finne en løsning for å kunne starte de kommende gassprodusenter mot Melkøya
prosessanlegg. Men flere utfordringer må undersøkes og løses før en eventuell vil lykkes med dette. Det må
verifiseres at rørbend i subsea utstyret har tilstrekkelig korrosjons, og ersjonsbeskyttelse og en må undersøke
potensialet for og konsekvenser av scale dannelse i rørledning, vannfjerningsanlegg og ventiler i prosessanlegget.
Hvis resultatene av disse undersøkelsene er negative med hensyn på mulighet for opprenskning av brønner mot
Melkøya prosessanlegg vil brenning over brennerbom være nødvendig for kommende gassprodusenter på
Snøhvitfeltet.
Det søkes derfor om tillatelse til utførelse av brenneoperasjoner der dette er nødvendig og disse operasjonene
ikke kan eller av andre hensyn ikke bør utføres mot landanlegget. I de tilfeller der dette er nødvendig vil det
gjennomføres brønnopprenskninger med påfølgende kort brønntest i tillegg til nødvendige «bleed off»
operasjoner hvor gass og rester fra brønnvæsker blir brent.
Tabell 6.4 viser estimert årlige utslipp til luft fra opprenskning av opprenskning av brønner, kort brønntest og
«bleep off» operasjoner i et høyaktivitetsår. Faktorer benyttet i beregningen er også vist i tabellen.
En vanlig brønnopprensking på Snøhvitfeltet etterfulgt av en kort brønntest vil ha en varighet på under 24 timer
og forbrenne omlag 2 800 000 Sm3 gass. Mengdene er ikke absolutte og vil variere fra brønn til brønn. «Bleed
off» i forbindelse med re-entry har ofte mindre volum enn estimert for en brønnopprensking.
Det vil ikke være behov for brenning over brennerbon for injeksjonsbrønnen som planlegges boret i 2015.
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 39 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
Tabell 6.4 Estimert årlig utslipp fra brenneroperasjoner fra flyterigger
Dieseldrevne
motorer
Gass
Totalt utslipp til luft
fra brenning av gass
Gradering: Open
CO2
CO2
NOx
NOx
nmVOC
CH4
CH4
SOx
SOx
OLF Faktor
Utslipp
OLF
Faktor
Utslipp
Utslippsfaktor
Utslipp
[tonn]
[tonn/tonn]
[tonn]
[tonn/tonn]
[tonn]
[tonn/tonn]
[tonn]
67,2
0,00000006
0,336
0,00000024
1,344
6,75E-09
0,04
Forbrent
mengde
OLF Faktor
Utslipp
OLF Faktor
Utslipp
m3
[tonn/tonn]
[tonn]
[tonn/tonn]
5600000
0,00234
13104
0,000012
13104
67
Status:Final
Utløpsdato:
nmVOC
0,34
1,34
Side 40 av 57
0,04
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
6.3
Rev. nr.
Diffuse utslipp
I forbindelse med bore og brønn aktivitet på Snøhvitfeltet vil det forekomme diffuse utslipp til luft. Diffuse utslipp
rapporteres etter faktorer oppgitt i Norsk olje og Gass sin veileder for utslippsrapportering. Statoil rapporterer pr
brønnbane. Estimerte årlige mengder diffuse utslipp til luft for boring av 2 brønnbaner (høyaktivitetsår)er vist i
Tabell 6.5.
Tabell 6.5 Estimerte mende diffuse utslipp fra B&B aktivitet på Snøhvit
Utslippsfaktor
Kilde
nmVOC
[g/Sm3]
Utslipp fra
boreoperasjoner
(tonn/brønn)
6.4
CH4
[g/Sm3]
0,55
Estimert utslipp i
høyaktivitetsår
nmVOC
CH4
[g/Sm3]
[g/Sm3]
0,25
1,1
0,5
Miljøkonsekvenser ved utslipp til luft
Hovedkilden til luftutslipp fra Bore og brønnaktiviteter på Snøhvitfeltet vil være forbrenning av diesel i motorer
og kjel for kraftgenerering. Utslipp til luft kan ha både globale klimaeffekter (drivhuseffekten) og lokale effekter
(bakkenær ozon, forsuring, o.l.). Effekten av CO2-utslippene er av mer global karakter (drivhuseffekt) enn utslipp
av nitrogenforbindelser og svovelforbindelser, som har en mer regional effekt.
7.
Avfallshåndtering
NOROG sine retningslinjer for avfallsstyring vil bli benyttet i forbindelse avfallshåndtering, og en
installasjonsspesifikk avfallsplan vil bli fulgt. Konkrete sorteringsmål er styrende for avfallsarbeidet og flyterigger
som operer for Statoil er underlagt samme sorteringssystem.
Alt næringsavfall og farlig avfall bortsett fra fraksjonene som defineres som produksjonsavfall; Kaks, brukt
oljeholdig borevæske, oljeholdig slop er håndtert av godkjente avfallskontraktører. Avfallskontraktørene sørger
for en optimal håndtering og sluttbehandling av avfallet i henhold til kontraktene. Alle aktuelle nedstrøms
løsninger som velges skal godkjennes av Statoil. Avfallskontraktørene lager også et miljøregnskap for sine valgte
nedstrøms-løsninger. Hovedfokus for valgte nedstrøms løsninger vil være å sikre høyest mulig gjenvinningsgrad
for avfallet som håndteres.
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 41 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
Alt avfall kildesorteres offshore i henhold til Norsk olje og Gass sine anbefalte avfallskategorier. Avfall som
kommer til land og ikke tilfredsstiller disse sorteringskategoriene blir avvikshåndtert og ettersortert på
land. Avfallskontraktørene benyttes også som rådgivere i tilrettelegging av avfallssystemer ute på plattformene.
Egne avtaler er inngått for behandling av boreavfall (borekaks/borevæske, oljeholdig boreslop og tankvask) med
borevæskekontraktører og spesialfirma for håndtering av boreavfall. Oljeholdig slop og slam/sedimenter fra
prosessområdet og oljeholdig vann med lavt flammepunkt blir behandlet av våre vanlige avfallskontraktører». Det
er også utviklet et kompensasjonsformat som skal stimulere til gjenbruk av de brukte borevæskene. Væske/slop
som ikke kan gjenbrukes sendes videre til godkjente avfallsbehandlingsanlegg.
Det er en hovedmålsetning at mengde avfall som går til sluttdeponi skal reduseres. Dette skal i størst mulig grad
oppnås gjennom optimalisering av materialbruk, gjenbruk, gjenvinning eller alternativ bruk av væsker og
materialer innenfor en forsvarlig ramme av helse, miljø og sikkerhet, samt kvalitet.
7.1
Håndtering av borekaks
Kaks generert under boring med vannbaserte borevæskesystemer er designet for å kunne slippes til sjø. Likevel vil
det i enkelte tilfeller være ønskelig å ta vannbasert borekaks til land, f.eks. ved boring i miljøsensitive områder der
utslipp til sjø er ugunstig.
Kaks generert ved boring med vannbasert borevæske er saltholdig, og deponering av ubehandlet borekaks på
land kan medføre kontaminering av ferskvannsressurser og terrestrisk miljø. Flere aktører vurderer løsninger for
behandling av ilandsendt vannbasert borevæske, men det er per i dag ikke noe anlegg som er tilrettelagt for
generelt mottak. Både behandling og sluttdeponering, inkludert myndighetstillatelser, må planlegges for det
enkelte boreprosjekt. Ilandsending av kaks fra topphullsboring vil også skape press på tilgjengelig deponikapasitet
og skaper behov for utvidet deponiareal på land. Statoil vil før hver operasjon evaluere og velge løsninger slik at
potensielle effekt på svamp fra utslipp av kaks blir redusert.
Oljeholdig kaks sendes til land og behandles på godkjent anlegg for deponering. Kaks blir knust av en
hammermølle og varmet opp slik at olje, vann og fast stoff separeres. Baseoljen fra vedheng på kaks blir
gjenvunnet og kan benyttes i ny oljebasert borevæske eller som drivstoff for dieselmotorer. Fast stoff benyttes til
blant annet produksjon av asfalt.
7.2
Sanitærvann og organisk kjøkkenavfall
Vann fra sanitæranlegg behandles og slippes til sjø. Organisk kjøkkenavfall males opp før utslipp til sjø.
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 42 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
8.
Rev. nr.
Miljørisiko og beredskap mot akutt forurensning
Miljørisikoanalysen for Snøhvitfeltet av 15.09.2010 er gyldig for operasjonene som skal gjennomføres i 2015
(Vedlegg 4). I tillegg er det utarbeidet en beredskapsanalyse for avgrensningsbrønn 7120/6-2 i 2006(Vedlegg 5).
Denne er fortsatt gjeldende for operasjonene som vil foregå i 2015. Et notat er vedlagt der gyldigheten av
beredskapsanalysen er forklart (Vedlegg 6). Beredskapsanalysen for letebrønn 7120/6-2 baserer på gjennomført
forvitringsanalyse av Snøhvit olje/kondensat og beskriver Snøhvit olje/kondensat med høy avdampning og
emulgeringsegenskaper som lette oljer. Ved høye vindhastigheter vil oljen/kondensatet forsvinne fra overflaten i
løpet av 1 døgn på sjøen.
En feltspesifikk beredskapsplan kan utarbeides med bakrunn i denne dokumentasjonen, men Statoil jobber med
en oppdatering av miljørisiko og beredskapsanalyse for Snøhvitfeltet. Feltspesifikk beredskapsanalyse vil derfor
utarbeides med basis i oppdatert miljørisiko og beredskapsananlyse før borestart 1 juli 2015. Statoil vil sende
miljødirektoratet den oppdaterte miljørisiko og beredskapsanalysen når denne er klar.
9.
Referanser
1. DNV 2013. Monitoring of drilling activities in areas with presence of cold water corals. DNV report 20121691 / 12NCQKD-2
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 43 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
A. Vedlegg 1 Tabell over forbruk og utslipp av kjemikalier
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 44 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
Tabell A.1 Anslått mengde kjemikalier frobrukt og sluppet ut i vannbasert borevæske for høyaktivitetsår med boring av to brønner på Snøhvit feltet.
Handelsnavn
Bruksområde
Baracarb all grades
Filtertapskontroll
Viskositetsendrende
kjemikalie
Vektmateriale
Viskositetsendrende
kjemikalie
Viskositetsendrende
kjemikalie
pH regulator
Filtertapskontroll/Viskosi
tetsendrende
kjemikalie?
Leirskiferstabilisator
Leirskiferstabilisator
pH regulator
pH regulator
Filtertapskontroll/Viskosi
tetsendrende
kjemikalie?
Vektmateriale
Oksygenfjerner
Filtertapskontroll/Viskosi
tetsendrende
kjemikalie?
Filtertapskontroll/Viskosi
tetsendrende
kjemikalie?
pH regulator
pH regulator
Vektmateriale
Barazan
Barite
Bentonite
CMC EHV
Citric Acid
Dextrid E
GEM GP
KCl
Lime
Magnesium oxide
N-DRIL-HT+
NaCl
Oxygon
PAC-LE
Poly Anionic Cellulose
(uLV)
Soda Ash
Sodium bicarbonate
Sodium bromide
Funksjonsgruppe
Farge-kategori Forbruk (kg)
% andel stoff i kategori
Svart
Rød
Gul
25800
0
0
Forbruk stoff i kategori( kg)
Utslipp stoff i kategori (kg)
Grønn Svart
Rød
Gul
Grønn
Svart Rød Gul
Grønn
0
100
0
0
0
232050
0
0
0
25800
17
Plonor
232050
18
16
Plonor
Plonor
21000
2700000
12000
2010000
0
0
0
0
0
0
100
100
0
0
0
0
0
0
21000
2700000
0
0
0
0
0
0
12000
2010000
18
Plonor
240000
240000
0
0
0
100
0
0
0
240000
0
0
0
240000
18
11
Plonor
Plonor
9000
600
9000
600
0
0
0
0
0
0
100
100
0
0
0
0
0
0
9000
600
0
0
0
0
0
0
9000
600
18
21
21
11
11
Plonor
Gul
Plonor
Plonor
Plonor
30000
178800
672000
600
4050
17100
115800
579000
600
900
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
100
0
0
0
100
0
100
100
100
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
178800
0
0
0
30000
0
672000
600
4050
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
115800
0
0
0
17100
0
579000
600
900
18
16
5
Plonor
Plonor
Gul
33750
289080
33870
3750
165000
3750
0
0
0
0
0
0
0
0
100
100
100
0
0
0
0
0
0
0
0
0
33870
33750
289080
0
0
0
0
0
0
0
0
0
3750
3750
165000
0
18
Plonor
15000
8550
0
0
0
100
0
0
0
15000
0
0
0
8550
18
11
11
16
Plonor
Plonor
Plonor
Plonor
44700
3900
3000
169200
4680600
28950
2250
2400
25200
3250650
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
100
100
100
100
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
212670
44700
3900
3000
169200
4467930
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
119550
28950
2250
2400
25200
3131100
Sum:
Gradering: Open
Utslipp (kg)
Status:Final
Utløpsdato:
Side 45 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
Tabell A.2 Anslått mengde kjemikalier forbrukt i oljebasert borevæske i et høyaktivitetsår på Snøhvitfeltet.
Handelsnavn
Barite
Bruksområde
Funksjonsgruppe
Fargekategori
Vektmateriale
16
Plonor
Fluid loss control/
Viskositetsreduserense kjemikalie?
18
Leirskiferstabilisator
Driltreat
Forbruk
(kg)
Utslipp
(kg)
% andel stoff i kategori
Svart Rød Gul Grønn
0
0
0
100
Svart
0
Forbruk stoff i kategori( kg)
Rød
Gul
Grønn
0
0 1194000
1194000
0
Red
21600
0
0
100
0
0
0
21600
0
0
21
Plonor
92640
0
0
0
0
100
0
0
0
92640
Oil wetting agent/Emulgeringsmiddel
22
Plonor
2316
0
0
0
0
100
0
0
0
2316
Duratone E
EZ MUL NS
Filtertapskontroll/Viskositetsendrende
kjemikali
Emulgeringsmiddel
18
22
Gul Y2
Gul
62400
69480
0
0
0
0
0
0
82
100
18
0
0
0
0
0
51106
69480
11294
0
Geltone II
Lime
Viskositetsendrende kjemikalie
pH regulator
18
11
Rød
Plonor
40800
46320
0
0
0
0
100
0
0
0
0
100
0
0
40800
0
0
0
0
46320
Suspentone
XP-07 base oil
Baraklean
Dual
Viskositetsendrende kjemikalie
baseolje i borevæske
18
29
Gul Y2
Gul
18000
1119960
0
0
0
0
0
0
100
100
0
0
0
0
0
0
18000
1119960
0
0
Vaske- og rensemidler
27
Gul
30000
0
0
0
57
43
0
0
17181
12819
2697516
0
0
62400
1275727
1359389
BDF-513
Calcium
chloride
Sum:
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 46 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
Tabell A.3 Anslått mengde kjemikalier forbrukt og sluppet ut ved komplettering i et høyaktivitetsår på Snøhvitfeltet.
Handelsnavn
Bruksområde
Baraklean
Dual
Vaske- og
rensemidler
Viskositetsendrende
kjemikalier
Hydrathemmer
Filterkakebryter/pH
regulerende
kjemikalier
Oksygenfjerner
Biocid
PH regulerende
kjemikalie
Barazan
MEG
N-Flow 408
Oxygon
Starcide
Sodium
bicarbonate
Sodium
Chloride
Sodium
Bromide
FDP-S692-03
Sum:
Gradering: Open
Funksjon
Fargekategori
Forbruk
(kg)
Utslipp
(kg)
12000
0
0
0
57
43
0
0
6872
5128
0
0
0
0
480
180000
480
63000
0
0
0
0
0
0
100
100
0
0
0
0
0
0
480
180000
0
0
0
0
0
0
480
63000
30000
5400
2700
24000
3600
1800
0
0
0
0
0
0
100
100
100
0
0
0
0
0
0
0
0
0
30000
5400
2700
0
0
0
0
0
0
0
0
0
24000
3600
1800
0
0
0
% andel stoff i kategori
Svart Rød Gul Grønn
Forbruk stoff i kategori( kg)
Svart Rød Gul
Grønn
Utslipp stoff i kategori (kg)
Svart Rød Gul
Grønn
27
Gul
18
7
Plonor
Plonor
11
5
1
Gul
Gul
Gul
11
Plonor
5250
1740
0
0
0
100
0
0
0
5250
0
0
0
1740
Vektmateriale
16
Plonor
216000
168000
0
0
0
100
0
0
0
216000
0
0
0
168000
Vektmateriale
Korrosjonainnhibitor
16
2
Plonor
Gul
120000
3990
72000
1470
0
0
0
0
0
63
0
37
0
0
0
0
0
2520
0
1470
0
0
0
0
0
928
0
542
575820
336090
0
0
47492
408328
0
0
30328
233762
Status:Final
Utløpsdato:
Side 47 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
Tabell A.4 Anslått mengde sementeringskjemikaier forbrukt og sluppet ut i et høyaktivitetsår på Snøhvitfeltet.
Handelsnavn
Baraklean Dual
Barazan
Barite
Barofibre
F/M/C
BridgeMaker
LCM Package
CALCIUM
CHLORIDE
BRINE
Cement Class C
with EZ-FLO II
Cement Class G
with EZ-FLO II
Cement Class G
with EZ-FLO II
and SSA-1
CFR-8L
Deep Water
Flo-Stop NS
ECONOLITE
LIQUID
ExpandaCem
Blend N/D/HT
FDP-C1105-13
FDP-C1105L-14
FE-2L (20 %)
Gradering: Open
Bruksområde
Vaske- og
rensemidler
Viskositetsendrende
kjemikalie
Vektmateriale
Fluid loss control/
Viskositetsendrende
kjemikalie
Funksjonsgruppe
Fargekategori
27
Gul
18
16
Forbruk
(kg)
Utslipp
(kg)
% andel stoff i kategori
Forbruk stoff i kategori( kg)
Svart
Rød
Gul
Grønn
Svart
Rød
Gul
Utslipp stoff i kategori (kg)
Grønn
Svart
Rød
Gul
Grønn
1152
0
0
0
57
43
0
0
660
492
0
0
0
0
Plonor
Plonor
756
194676
216
55378
0
0
0
0
0
0
100
100
0
0
0
0
0
0
756
194676
0
0
0
0
0
0
216
55378
18
Plonor
528
48
0
0
0
100
0
0
0
528
0
0
0
48
Fluid loss control
17
Gul
12000
240
0
0
46
54
0
0
5538
6462
0
0
111
129
Accelerator
25
Plonor
13315
1006
0
0
0
100
0
0
0
13315
0
0
0
1006
Cement
25
Plonor
143964
10078
0
0
0
100
0
0
0
143964
0
0
0
10078
Cement
25
Plonor
1765985
139776
0
0
0
100
0
0
0
1765985
0
0
0
139776
Cement
Friksjonsreduserende
kjemikalier
25
Plonor
143964
10078
0
0
0
100
0
0
0
143964
0
0
0
10078
12
Gul
5566
259
0
0
36
64
0
0
2004
3562
0
0
93
166
Cement
25
Plonor
143964
10078
0
0
0
100
0
0
0
143964
0
0
0
10078
Extender
25
Plonor
42230
1450
0
0
0
100
0
0
0
42230
0
0
0
1450
Cement
Dispersant
Dispersant
Retarder
25
25
25
25
Gul
Plonor
Plonor
Plonor
129600
5566
5566
4502
12000
259
259
7
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
100
100
100
100
0
0
0
0
0
0
0
0
492
0
0
0
129108
5566
5566
4502
0
0
0
0
0
0
0
0
46
0
0
0
11954
259
259
7
Status:Final
Utløpsdato:
Side 48 av 57
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Handelsnavn
Foamer 1026
GASCON 469
Halad-300L NS
Halad-350L
Halad-400L
Halad-99LE+
Hi-Dense 4 NS
HR-12
HR-12L
HR-25L N
HR-4L
HR-5L
HR-601L
Latex 3000
LIME
MICROBOND
HT
Micromax FF
MicroSilica
Liquid
MUSOL
SOLVENT
N-DRIL HT PLUS
NF-6
OCMA
BENTONITE
PhenoSeal
Coarse
RM-1 NS
SA-541
SCR-100 L NS
SCR-200L
Gradering: Open
Bruksområde
Funksjonsgruppe
Fargekategori
Forbruk
(kg)
Rev. nr.
Utslipp
(kg)
% andel stoff i kategori
Forbruk stoff i kategori( kg)
Rød
Gul
Grønn
Svart
Svart
Rød
25
25
25
25
25
25
16
25
25
25
25
25
25
25
Gul
Plonor
Gul
Gul
Gul
Gul
Plonor
Gul
Gul
Gul
Plonor
Plonor
Gul
Rød
790
32923
11597
5508
17645
24000
19200
4502
4502
4502
19800
2434
24000
60000
2
4039
22
7
1961
240
240
0
0
7
1006
7
240
120
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
50
58
0
9
15
21
0
9
19
5
9
0
0
1
0
42
100
91
85
79
100
91
81
95
91
100
100
100
50
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
30000
456
0
1003
829
3714
41
1645
837
235
386
0
0
120
0
333
32923
10594
4679
13931
23959
17555
3665
4268
4117
19800
2434
23880
30000
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
60
1
0
2
1
413
0
21
0
0
1
0
0
1
0
1
4039
20
6
1548
240
219
0
0
7
1006
7
239
60
11
Plonor
504
24
0
0
0
100
0
0
0
504
0
0
0
24
Expansion Additive
Weighting Material
25
16
Plonor
Plonor
2400
19200
120
240
0
0
0
0
0
0
100
100
0
0
0
0
0
0
2400
19200
0
0
0
0
0
0
120
240
Gas-Control
25
Plonor
62688
125
0
0
0
100
0
0
0
62688
0
0
0
125
Mutual Solvent
Filtration control
agent
Defoamer
25
Gul
1006
0
0
0
100
0
0
0
1006
0
0
0
0
0
25
4
Plonor
Gul
2400
2746
240
504
0
0
0
0
0
93
100
7
0
0
0
0
0
2542
2400
204
0
0
0
0
0
467
240
37
Weighting Material
Lost Circulation
Material
Viscosifier
Suspending agent
Retarder
Retarder
16
Plonor
19200
240
0
0
0
100
0
0
0
19200
0
0
0
240
17
18
25
25
25
Gul
Plonor
Plonor
Gul Y2
Gul
2400
960
504
7543
7543
240
240
24
10
10
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
100
0
0
20
100
0
100
100
80
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2400
0
0
1509
7543
0
960
504
6035
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
240
0
0
2
10
0
240
24
8
0
Utløpsdato:
Rød
Gul
Utslipp stoff i kategori (kg)
Foaming Agent
Gas-Control
Fluid loss
Fluid loss
Fluid loss
Fluid loss
Weighting Material
Retarder
Retarder
Retarder
Retarder
Retarder
Retarder
Elastomer
Alkalinity Control
Agent
Status:Final
Svart
Side 49 av 57
Grønn
Gul
Grønn
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Handelsnavn
Sem-8
Sem-8 MC
SteelSeal 400
Suspend HT
Thermalock
Cement
Tuned Light XL
Blend series
Tuned Spacer
E+
WellLife 684
WellLife 734-C
ZoneSeal 4000
NS
Sum:
Gradering: Open
Bruksområde
Funksjonsgruppe
Fargekategori
Forbruk
(kg)
Rev. nr.
Utslipp
(kg)
% andel stoff i kategori
Forbruk stoff i kategori( kg)
Rød
Gul
Grønn
Svart
Svart
Rød
22
22
Gul
Gul
1152
1152
0
0
0
0
0
0
100
67
0
33
0
0
0
0
1152
768
0
384
0
0
0
0
0
0
0
0
17
25
Plonor
Gul
2400
504
240
24
0
0
0
0
0
3
100
97
0
0
0
0
0
16
2400
488
0
0
0
0
0
1
240
23
Cement
25
Gul
84626
127
0
0
97
3
0
0
82341
2285
0
0
124
3
Cement
25
Plonor
147151
20602
0
0
0
100
0
0
0
147151
0
0
0
20602
Spacer additive
Cement additive
Lost Circulation
Material
25
25
Plonor
Plonor
6390
847
2700
2
0
0
0
0
0
0
100
100
0
0
0
0
0
0
6390
847
0
0
0
0
0
0
2700
2
17
Plonor
1680
36
0
0
0
100
0
0
0
1680
0
0
0
36
Foaming Agent
25
Gul
790
2
0
0
26
74
0
0
204
585
0
0
1
2
3220523
274771
0
30000
117442
3073081
0
60
1533
273178
Utløpsdato:
Rød
Gul
Utslipp stoff i kategori (kg)
Emulsifier
Emulsifier
Lost Circulation
Material
Suspending agent
Status:Final
Svart
Grønn
Side 50 av 57
Gul
Grønn
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
Tabell A.5 Estimert årlig forbruk og utslipp av riggkjemikalier i et høyaktivitetsår på Snøhvitfeltet.
Funksjonsgruppe
Fargekategori
Forbruk
(kg)
Utslipp
(kg)
Gul
290
29
0
0
99
1
0
0
286
3
0
0
29
0
Gul Y2
287
29
0
0
90
10
0
0
258
29
0
0
26
3
45
5
0
0
71
29
0
0
32
13
0
0
3
1
Plonor
4296
4296
0
0
0
100
0
0
0
4296
0
0
0
4296
10
Gul
4454
4454
0
0
61
39
0
0
2696
1758
0
0
2696
1758
27
Gul
2550
2550
0
0
19
81
0
0
479
2071
0
0
479
2071
37
Gul
77
77
0
0
40
60
0
0
31
46
0
0
31
46
37
Gul
56
56
0
0
12
58
0
0
7
32
0
0
7
32
23
23
10
10
10
27
Gul
Gul Y2
Gul
Plonor
Plonor
Gul
405
188
5100
2954
3285
9791
41
19
5100
2954
3285
9791
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
99
90
61
0
0
13
1
10
39
100
100
87
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
400
169
3087
0
0
1249
5
19
2013
2954
3285
8541
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
40
17
3087
0
0
1249
0
2
2013
2954
3285
8541
37
Gul
1908
95
0
0
20
80
0
0
382
1526
0
0
19
76
37
Gul
3977
39659
199
32976
0
0
0
100
0
0
0
0
16
9091
3960
30551
0
0
0
0
1
7683
198
25277
Handelsnavn
Bruksområde
Jet-Lube NCS 30 ECF
Gjengefett
23
Jet-Lube HPHT Thread Compound*
Gjengefett
23
Molykote G-Rapid Plus Paste
23
Gul
MEG
Gjengefett
Antifrysemiddel i
BOP væske
37
Pelagic 50 BOP Fluid Concentration
BOP-væske
Microsit Polar
Riggvaskemiddel
Kjemikalie for olje
i vannrensing
Kjemikalie for olje
i vannrensing
Gjengefett
Gjengefett
BOP-væske
BOP-væske
BOP-væske
Riggvaskemiddel
Kjemikalie for olje
i vannrensing
Kjemikalie for olje
i vannrensing
RenaClean A
RenaClean B
Jet-Lube NCS 30 ECF
Jet-Lube HPHT Thread Compound
Pelagic 50 BOP Fluid Concentration
Pelagic GZ BOP Glycol (v2)
Pelagic Stack Glycol V2
Cleanrig HP
MO-67
PAX CL 60
Sum:
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
% andel stoff i kategori
Svart Rød Gul Grønn
Forbruk stoff i kategori( kg)
Svart Rød Gul
Grønn
Side 51 av 57
Utslipp stoff i kategori (kg)
Svart Rød Gul
Grønn
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
Tabell A.6 Estimert forbruk og utslipp av kjemikalieforbruk i forbindelse med LWI operasjoner i et høyaktivitetsår på Snøhvitfeltet
Handelsnavn
FunksjonsBruksområde gruppe
Fargekategori
Forbruk (kg)
Utslipp (kg)
% andel stoff i kategori
Svart
RX-72TL Brine Lubricant
Monoethylene Glycol
V300 RLWI - Wireline Fluid
Oceanic HW443ND
Castrol Transaqua HT2-N
Cleanrig HP
Citric Acid
Castrol Brayco Micronic SV/B
Biogrease 160R10
CC-Turboclean
Oxygon
Starcide
Calcium Bromide Brine
Sodium Chloride / Sodium Chloride Brine
Barascav L
Sum:
Gradering: Open
Gul
37 Plonor
Wierline væske 37 Gul
Hydraulikkvæske 10 Gul Y2
Hydraulikkvæske 10 Gul
Vaskemiddel
27 Gul
pH regulator
11 Plonor
Hydraulikkvæske 10 Gul
Wierline grease 37 Gul
Vaskemiddel
27 Gul
Oksygenfjerner
5 Gul
Biosid
1 Gul
Saltløsning/vektmateriale
37 Plonor
Saltløsning/vektmateriale
37 Plonor
Korrosjonshemmer 2 Plonor
7560
7560
250425 237903,8
2396,25 718,875
9639 3614,625
4092,75
2889
1962
1962
2925
2925
540
0
2184,75 655,425
765
0,9
1350
1350
1192,5
1192,5
382500 382500
360000 360000
1507,5
1507,5
1029040 1004780
Status:Final
Utløpsdato:
Forbruk stoff i kategori( kg)
Rød
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Gul
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Plonor
12,5
0,0
100
11,5
5,8
12,8
0
100
100
100
100
100
0
0
0
Svart
87,5
100
0
88,5
94,2
87,2
100
0
0
0
0
0
100
100
100
Rød
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Side 52 av 57
Utslipp stoff i kategori (kg)
Gul
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Plonor
947
0
2396
1108
238
250
0
540
2185
765
1350
1193
0
0
0
10973
6613
250425
0
8531
3854
1712
2925
0
0
0
0
0
382500
360000
1508
1018067
Svart
Rød
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Gul
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Plonor
947
0
719
416
168
250
0
0
655
1
1350
1193
0
0
0
5699
6613
237904
0
3199
2721
1712
2925
0
0
0
0
0
382500
360000
1508
999080
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
Tabell A.7 Estimer forbruk av kjemikalier brukt preventivt på rigg og på subsea systemer i et høyaktivitetsår på Snøhvitfeltet.
Funksjonsgruppe
Handelsnavn
Bruksområde
Sourscav
Starcide
Oceanic HW443 R
JET-LUBE ALCO EP 73
PLUS®
Oceanic SW40 ND
Sum:
H2S fjerner
Biocid
Hydraulikkvæske
33
1
0
Gjengefett
Hydraulikkvæske
0
0
Gradering: Open
Fargekategori
Forbruk
(kg)
Utslipp
(kg)
Gul
Gul
Gul Y2
4500
2700
900
0
0
900
Rød
Gul
3
900
9003
0,03
690
1590
Status:Final
% andel stoff i kategori
Svart Rød Gul Grønn
0
0 100
0
0
0 100
0
0
0
12
88,5
Utløpsdato:
0
0
100
0
0
100
0
0
Forbruk stoff i kategori( kg)
Svart Rød Gul
Grønn
0
0
4500
0
0
0
2700
0
0
0
104
796
0
0
0
0
0
0
0
900
8203,5
Side 53 av 57
0
0
796,5
Utslipp stoff i kategori (kg)
Svart Rød Gul
Grønn
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
104
796
0
0
0
0,03
0
0
0
690
793,5
0
0
796,46
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
B. Vedlegg 2 Kjemikalier i lukkede systemer
Tabell B.1 Eksempel på estimerte forbruk av kjemikalier i lukkede system for et høyaktivitetsår med to navngitte rigger og en uspesifikk rigg. Merk at rigg ikke er valgt
for fire av brønnene som planlegges boret. Det kan også bli endringer i rigg valgt for 2015.
Andel miljøfarge %
Produkt
Rigg
Rigg 3 Transocean Spitsbergen
Scarabeo 5
Shell Tellus T32 og S2
V 32
Shell Tellus S2 V 100
Shell Tellus T46 og S2
V 46
Tellus S3 M 22
Opsjon ved utskifting
Mono-ethyleneglycol
(MEG)
Triethylene-glycol
(TEG)
Shell Tellus T46 og
S2V46
Shell Tellus S2 V 32
N/A
Funksjon
Hydraulikkolje
Hydraulikkolje
Hydraulikkolje
Hydraulikkolje
Kjølevæske
Væske i
varmesystem
Hydraulikkolje
Hydraulikkolje
N/A
System
Hoved-hydraulikksystem (boredekk, kraner, etc)
Benyttes på vinjser (totalt 6), thruster og
mudpumper
Benyttes på kransystem
Tilsettes kjølevannssystem for å kjøle thrustere,
motorer etc
Varmemedium-system til tanker, vifte-enheter etc
RAM Hoisting
Ringliner
N/A
Svart
Rød
Gul
Grønn
6,4
93,6
0
0
25 000
20 000
100
0
0
0
8000
6000
11,6
88,4
0
0
5000
3000
0,74
99,26
0
0
5000
43000
3000
0
0
0
100
10 000
1000
0
0
20
80
10 000
1000
77,6
88,4
0
0
90 000
1000
6,4
96,6
0
0
20 000
10 000
*
*
*
*
13 000
13 000
SUM
229 000
*Uspesifisert innhold – ref søknadstekst over.
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Estimert
årlig
forbruk
Systemvolum/
"First fill" (l)
Side 54 av 57
58 000
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
C. Vedlegg 3 Beredskapskjemikalier
Tabell C.1 Antatte beredskapskjemikalier for bore og brønnaktivitet på Snøhvitfeltet
Produktnavn
Oxygon
Funksjon
Fargekategori
Konsentrasjon
[kg/m3]
Helseklassifisering
Oksygen fjerner
Vektstoff
Gul
0-3
2
Plonor
Etter behov
1
Baracarb (CaCO3)
600/150/50/25/5
Tapt sirkulasjon
Plonor
0 -350
1
Barazan
Viscosifier
Plonor
Etter behov
1
Bentonite
Viscosifier
Plonor
Etter behov
1
Citric Acid
NF-6
pH regulerende
Skumdemper
Plonor
Gul
Etter behov
0-1
3
1
Barofibre Coarse/ Fine
Tapt sirkulasjon
Plonor
0 - 150
1
Steelseal F/M/C
Tapt sirkulasjon
Plonor
1 - 150
1
Wallnut F/M/C
Tapt sirkulasjon
Plonor
2 - 150
1
SOURSCAV
H2S fjerner
Gul
Etter behov
1
KCl Brine (ltr/m³)
Lime
Monoethylen glycol (MEG)
Baraklean DUAL
Inhibitor
Alkalinity
Hydrat Inhibitor/Bit balling
Detergent
Plonor
Plonor
Plonor
Gul
500 - 1000
Etter behov
0 - 300
Etter behov
1
3
3
3
Sodium bicarbonate
Treat out calcium
Plonor
Etter behov
1
Starcide
Biosid
Gul
0-2
3
Sugar
Cement retarder
Plonor
Barolift E
Sweep material
Plonor
RX 9022
Lekkasjesøk
Gul Y2
Barite
Etter behov
200 %
Etter behov
1
1
4
Kriterie for bruk
Remove oxygen from fluid for
corrotion control
Weight material
LCM material, added to fluid to
stop or mitigate downhole
losses
Viscosifier
Viscosify drilling fluid in case of
casing milling operation
Reduce pH in WBM
Reduce foam in WBM
LCM material, added to fluid to
stop or mitigate downhole
losses
LCM material, added to fluid to
stop or mitigate downhole
losses
LCM material, added to fluid to
stop or mitigate downhole
losses
Remove dissolved sour gas
(H2S) from fluid
Shale inhibitor
Bentonite extender
Prevents hydrates
Rig wash detergent
Treat out cement
contamination in fluid
Stop bacterial growth
Used as retarder in cement
slurry being circulated out
Hole cleaning sweeps
Ved lekkasjer og behov for
lekkasjesøk.
D. Vedlegg 4 Miljørisikoanalyse
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 55 av 57
PAGE 1 of 84
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i
Barentshavet
01
Statoil
Rev.
Code
15.09.10
Status
Rev.
date
Rapport
DNV
DNV
DNV
Prepared
Checked
Approved
Description
ORIGINATOR
Hammerfest
LNG Plant
COMPANY
TITLE
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i
Barentshavet
Statoil ASA
DOCUMENT NUMBER
System/
Area
DFO
D065-SD-A-RS-0002
WBS
Project
No.
Orig
Code
Area
System
Disc
Code
Doc.
Type
01
Seq.
No.
Statoil
Rev.Code
DET NORSKE VERITAS
Rapport
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i
Barentshavet
Statoil ASA
Rapportnr./DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Rev. 01, 2010-09-15
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
Innholdsfortegnelse
KONKLUDERENDE SAMMENDRAG................................................................................ 1
1
2
INNLEDNING ................................................................................................................... 3
1.1
Bakgrunn .................................................................................................................... 3
1.2
Forkortelser og definisjoner ....................................................................................... 5
BESKRIVELSE AV UTSLIPPSSCENARIER............................................................... 6
2.1
Innledning................................................................................................................... 6
2.2
Aktivitetsoversikt ....................................................................................................... 6
2.3 Utslippssannsynligheter, -rater og –varigheter........................................................... 6
2.3.1 Høyaktivitetsår..................................................................................................... 6
2.3.2 Normalår .............................................................................................................. 7
2.3.3 Rørledninger ........................................................................................................ 8
3
OLJEEGENSKAPER OG OLJEDRIFTSBEREGNINGER ........................................ 9
3.1
Oljetype ...................................................................................................................... 9
3.2
Metode...................................................................................................................... 10
3.3
Beskrivelse av utslippsscenariene ............................................................................ 10
3.4 Inngangsdata............................................................................................................. 10
3.4.1 Nærsonemodellering av sjøbunnsutslipp........................................................... 10
3.5 Treffsannsynlighet.................................................................................................... 11
3.6
Oljemengder ............................................................................................................. 14
3.7
Vannsøylekonsentrasjoner ....................................................................................... 15
4
METODIKK MILJØRETTET RISIKOANALYSE.................................................... 19
5
MILJØBESKRIVELSE .................................................................................................. 19
5.1
Verdifull Økosystem Komponent (VØK) ................................................................ 19
5.2 Utvalgte VØK’er ...................................................................................................... 20
5.2.1 Sjøfugl ............................................................................................................... 20
5.2.2 Marine pattedyr.................................................................................................. 20
5.2.3 Fisk .................................................................................................................... 20
6
MILJØRETTET RISIKOANALYSE- RESULTATER .............................................. 22
6.1 Mulige konsekvenser ved utblåsning fra Snøhvit i høyaktivitetsår ......................... 22
6.1.1 Sjøfugl og marine pattedyr ................................................................................ 22
6.1.2 Mulige konsekvenser for fisk ............................................................................ 23
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side ii av ii
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
6.2 Mulige konsekvenser ved utblåsning fra Snøhvit i produksjonsår .......................... 23
6.2.1 Sjøfugl og marine pattedyr ................................................................................ 23
6.3 Mulige konsekvenser ved utslipp fra rørledninger på Snøhvit ................................ 24
6.3.1 Sjøfugl og marine pattedyr ................................................................................ 24
6.3.2 Mulige konsekvenser for fisk ............................................................................ 24
6.4 Miljørisikobidrag – rørledning ................................................................................. 25
7
6.5
Miljørisikobidrag – utblåsning høyaktivitetsår ........................................................ 26
6.6
Miljørisiko – utblåsning produksjonsår.................................................................... 28
6.7
Samlet miljørisiko ved Snøhvit ................................................................................ 30
6.8
Oppsummering miljørisiko for Snøhvitfeltet ........................................................... 33
VURDERING AV UTSLIPP/LEKKASJER AV CO2 OG MEG ................................ 34
7.1
Forutsetninger/inngangsdata .................................................................................... 34
7.2 Effektvurderinger ..................................................................................................... 35
7.2.1 Effekter av CO2.................................................................................................. 35
7.2.2 Effekter av MEG................................................................................................ 36
7.3 Eksponeringsvurderinger ......................................................................................... 36
7.3.1 pH-effekter fra CO2 utslipp ............................................................................... 36
7.3.2 Eksponeringskonsentrasjoner - MEG ................................................................ 37
7.4 Konsekvens- og risikovurdering .............................................................................. 37
7.4.1 Konsekvenser av CO2-lekkasjer ........................................................................ 37
7.4.2 Konsekvenser av MEG-lekkasjer ...................................................................... 38
7.4.3 Risiko................................................................................................................. 38
8
REFERANSER ................................................................................................................ 39
Vedlegg 1
Vedlegg 2
Vedlegg 3
Vedlegg 4
Metodebeskrivelse oljedrift og miljørettet risikoanalyse
Miljøbeskrivelse
Bestandsfordeling Sjøfugl
Input to the update of the Snøhvit environmental risk analysis (Technical note
from Statoil)
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side iii av iii
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
KONKLUDERENDE SAMMENDRAG
Snøhvitfeltet i Barentshavet ligger i den sentrale delen av Hammerfestbassenget, på 310-340
meters havdyp. Feltet er et gassfelt med kondensat og en underliggende tynn oljesone.
Snøhvitfeltet omfatter flere funn og forekomster i Askeladd- og Albatross-strukturene i tillegg til
Snøhvit. Oppdateringen av miljørisikoanalysen for Snøhvitfeltet inkluderer Snøhvit og Albatrossstrukturene. Snøhvit produserer fra 6 sjøbunnsbrønner i tillegg til en CO2 injeksjonsbrønn og
Albatross produserer fra 3 sjøbunnsbrønner. Askeladdstrukturen vil etter planen starte produksjon
i 2015.
Miljørisiko ved Snøhvitfeltet er beregnet for to faser (år) med ulikt aktivitetsnivå. I et
høyaktivitetsår er det konservativt antatt 2 boringer, 1 komplettering, 1 kveilrørsoperasjon i
tillegg til 9 brønner i drift. I et normalt produksjonsår vil det være 9 brønner i drift (Statoil, 2010;
Vedlegg 4). I tillegg er det gjort beregninger ved lekkasjer/utslipp fra feltinterne rør og
transportrørledning inn til landfall på Melkøya for begge fasene (årene).
Oljedriftsberegningene for utblåsninger er gjennomført for én lokasjon med posisjon 71º 36’ 45”
N, 21º 3’ 30” Ø og et havdyp på 308 m. Spredningsmodelleringer er gjennomført for overflateog sjøbunnsutblåsninger og rørledningslekkasjer fra feltet.
Miljørisiko forbundet med høyaktivitetsåret er høyest med 4,3 % av akseptkriteriet for moderat
miljøskade. I driftsfasen (normalår) er høyeste utslag på 2,5 % av akseptkriteriet for moderat
miljøskade. Miljørisiko i begge fasene ligger innenfor Statoils feltspesifikke akseptkriterier og
under ALARP-nivå (50 % av akseptkriteriet). Det kan dermed konkluderes med at miljørisiko
forbundet med aktiviteten på feltet er akseptabel sett i forhold til Statoils akseptkriterier for
feltspesifikk risiko.
Miljørisiko høyaktivitetsfase
4.5
Andel av feltspesifikke
akseptkriterier (%)
4.0
3.5
3.0
2.5
2.0
1.5
1.0
0.5
0.0
Mindre (<1 år)
Moderat (1-3 år)
Betydelig (3-10 år)
Alvorlig (>10 år)
Skadekategori (resitutsjonstid)
Høyaktivitetsfase - utblåsning top
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Høyaktivitetsfase - utblåsning sub
Side 1 av 40
Rør sub
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
Miljørisiko produksjonsår
Andel av de feltspesifikke
akseptkriteriene (%)
3.0
2.5
2.0
1.5
1.0
0.5
0.0
Mindre (<1 år)
Moderat (1-3 år)
Betydelig (3-10 år)
Alvorlig (>10 år)
Skadekategori (resitutsjonstid)
Produksjonsfase - utblåsning sub
Rør sub
Det er også gjort en vurdering av lekkasjer fra rørledninger som fører monoetylenglykol (MEG)
og CO2 fra land og ut til Snøhvitfeltet.
Rørledningslekkasjene er vurdert å gi lokale effekter, hvor man forventer en relativt rask
gjenoppretting av de opprinnelige lokale samfunn i etterkant av at lekkasjene er stanset. Slike
lekkasjer vil typisk gi en restitusjonstid på <1 år i lokal skala. Beregnede lekkasjefrekvenser
tilsier en samlet returperiode for lekkasjer fra de to rørledningene lik 250 år, og dette, sett
sammen med et begrenset skadepotensial for slike utslipp, gjør at miljørisikoen må karakteriseres
som liten.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 2 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
1 INNLEDNING
1.1 Bakgrunn
Snøhvitfeltet i Barentshavet ligger i den sentrale delen av Hammerfestbassenget (Figur 1-1), på
310-340 meters havdyp. Feltet er et gassfelt med kondensat og en underliggende tynn oljesone.
Snøhvitfeltet omfatter flere funn og forekomster i Askeladd- og Albatross-strukturene i tillegg til
Snøhvit. Godkjent utbyggingsplan for gassressursene omfatter havbunnsrammer for 19
produksjonsbrønner og en CO2 injeksjonsbrønn.
Feltet er bygd ut med havbunnsinnretninger, og gass og kondensat blir transportert i rørledninger
til LNG anlegg på Melkøya utenfor Hammerfest. Den nåværende planen til Statoil er å bore 3 nye
brønner i løpet av de neste 5 årene, men ikke mer enn 2 brønner i løpet av samme år. En mulig
boreoperasjon er konstruksjon av en CO2 injeksjonsbrønn, og denne operasjonen vil konservativt
behandles som boring av en produksjonsbrønn.
Oppdateringen av miljørisikoanalysen for Snøhvitfeltet inkluderer Snøhvit og Albatrossstrukturene samt transportrørledning til landfall på Melkeøya. Snøhvit produserer fra 6
sjøbunnsbrønner i tillegg til en CO2 injeksjonsbrønn og Albatross produserer fra 3
sjøbunnsbrønner. En feltoversikt over Snøhvitfeltet er gitt i Figur 1-2.
Det er også gjort en vurdering av lekkasjer fra rørledninger som fører monoetylenglykol (MEG)
og CO2 fra land og ut til Snøhvitfeltet.
Dyp (meter)
>3000
2500 - 3000
2000 - 2500
1500 - 2000
1000 - 1500
500 - 1000
400 - 500
300 - 400
200 - 300
100 - 200
50 - 100
20 - 50
0 - 20
Figur 1-1 Beliggenheten til Snøhvitfeltet i Barentshavet.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 3 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
Figur 1-2 Feltoversikt over Snøhvitfeltet. Templat D (produksjon), E (produksjon) og F
(gassinjeksjon) i Snøhvitstrukturen og templat N (produksjon) i Albatross strukturen er inkludert
i denne analysen. Askeladdstrukturen vil etter planen starte produksjon i 2015.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 4 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
1.2 Forkortelser og definisjoner
Akseptkriterier
Kriterier som benyttes for å uttrykke et akseptabelt risikonivå i virksomheten,
uttrykt ved en grense for akseptabel frekvens for en gitt miljøskade
ALARP
As Low As Reasonably Practicable (så lav som det er praktisk mulig)
DFU
Definerte fare- og ulykkeshendelser
Eksponeringsgrad
Benyttes for å beskrive hvorvidt kysten er eksponert, moderat eksponert eller
beskyttet mht. bølgeeksponering
Influensområde
Området med større eller lik 5 % sannsynlighet for forurensning med mer enn
1 tonn olje innenfor en 10 x 10 km rute, iht. oljedriftsberegninger
Miljøfølsomme områder
Et geografisk avgrenset område hvor bestandsandelen er av en størrelse og en
sårbarhet som gjør at et oljesøl vil kunne føre til gitte skader på bestanden
MEG
Monoetylenglykol
MRA
Miljørettet risikoanalyse
MRDB
Marin Ressurs Data Base
OLF
Oljeindustriens landsforening
PL
Utvinningstillatelse (Produksjonslisens)
Sannsynlighet for treff
Sannsynlighet for at en 10x10 km rute treffes av olje fra et potensielt utslipp
THC
Total Hydrocarbon Concentration (total hydrokarbonkonsentrasjon)
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 5 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
2 BESKRIVELSE AV UTSLIPPSSCENARIER
2.1 Innledning
Statoil har utført en risikovurdering med hensyn til kondensatutblåsning fra Snøhvitfeltet og
beregnet sannsynlighet, og mulige utblåsningsrater og -varigheter (Statoil, 2010; se Vedlegg 4).
Det er gjort vurderinger for et år med høy aktivitet og et normalt produksjonsår (Tabell 2-1).
I et høyaktivitetsår er det antatt 2 boringer, 1 komplettering, 1 kveilrørsoperasjon i tillegg til 9
brønner i drift. I et normalt produksjonsår vil det være 9 brønner i drift (Statoil, 2010; Vedlegg
4). I tillegg er det gjort beregninger ved lekkasjer/utslipp fra feltinterne rør og transportrørledning
inn til landfall på Melkøya.
2.2 Aktivitetsoversikt
En oversikt over aktiviteter som inkluderes i miljørisikoanalysen er gitt for Snøhvitfeltet i Tabell
2-1. Ratevurderingene omfatter alle brønner og alle operasjoner i brønner inklusive boring av
produksjonsbrønner, komplettering, brønner i drift og brønnintervensjon med wireline, slik man
antar aktivitetsnivået er i et år med høyt aktivitetsnivå og i et normalt produksjonsår.
Tabell 2-1 Aktivitetsoversikt (antall brønnoperasjoner pr. år) for Snøhvitfeltet slik man antar at
nivået er i et høyaktivitetsår og i et normalt produksjonsår.
Operasjon
Boring av produksjonsbrønner
Komplettering produksjonsbrønner
Kveilrørsoperasjoner (wireline
intervention)
Produksjon gassbrønner
Antall operasjoner
i høyaktivitetsår
2
1
Antall operasjoner i
normalår
-
1
-
9
9
2.3 Utslippssannsynligheter, -rater og –varigheter
2.3.1 Høyaktivitetsår
Sannsynlighet for utblåsning per operasjon i høyaktivitetsfasen er oppgitt i Tabell 2-2, med
angivelse av sannsynlighet for overflate- versus sjøbunnsutblåsning. Total utslippssannsynlighet i
denne fasen er 7,84*10-4, med en overflate/sjøbunnsfordeling på 0,21/0,79.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 6 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
Tabell 2-3 angir rate- og varighetsfordeling for utblåsning fra Snøhvitfeltet i et høyaktivitetsår.
Maksimal tid for boring av avlastningsbrønn er 66 dager, som settes til lengste varighet. Vektet
varighet for overflateutblåsning er 9,21 døgn, mens vektet varighet for sjøbunnsutblåsning er
19,11 døgn. Da det kun er en rate for både overflate- og sjøbunnsutblåsning er vektet rate for
overflateutblåsning 1667 Sm3/døgn, mens vektet rate for sjøbunnsutblåsning er 1500 Sm3/døgn.
Tabell 2-2 Sannsynlighet for utblåsning per operasjon for Snøhvitfeltet i et høyaktivitetsår. Det
er videre angitt sannsynlighetsfordelingen mellom overflate- og sjøbunnsutblåsning (Statoil,
2010; Vedlegg 4).
Operasjon
Boring av
produksjonsbrønner
Komplettering
produksjonsbrønner
Kabel (Wireline)
operasjoner
Produksjon
gassbrønner
SUM
Frekvens
per
operasjon
Total
frekvens
3,65E-05
7,30E-05
1,54E-04
1,54E-4
7,21E-06
7,21E-06
6,11E-05
5,50E-04
Overflateutblåsning
Sjøbunnsutblåsning
0,21
0,79
21 %
79 %
7,84E-04
Tabell 2-3 Oversikt over rate- og varighetsfordelinger som inngangsdata til
oljedriftsberegninger for Snøhvitfeltet i et høyaktivitetsår (Statoil, 2010; Vedlegg 4).
Scenario
Overflate
Sjøbunn
Rate
(Sm3/d)
2
1667
1500
0,52
0,37
Varighet (døgn)
5
15
0,26
0,23
0,15
0,18
66
0,07
0,22
2.3.2 Normalår
Sannsynlighet for utblåsning per operasjon i produksjonsfasen er oppgitt i Tabell 2-4, med
angivelse av sannsynlighet for overflate- versus sjøbunnsutblåsning. Total utslippssannsynlighet i
denne fasen er 5,50*10-4, med en top/sub-fordeling på 0/1.
Tabell 2-5 angir rate- og varighetsfordeling for utblåsning fra Snøhvitfeltet i et normalår.
Varighetene og varighetsfordelingene er tilsvarende som for høyaktivitetsår og vektet varighet for
en sjøbunnsutblåsning er dermed den samme (19,1 døgn for sjøbunnsutblåsning). I driftsfasen
opereres det kun med én rate for sjøbunnsutblåsning, 1500 Sm3/døgn.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 7 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
Tabell 2-4 Sannsynlighet for utblåsning per operasjon for Snøhvitfeltet i et normalt driftsår. Det
er videre angitt sannsynlighetsfordelingen mellom overflate- og sjøbunnsutblåsning (Statoil,
2010; Vedlegg 4).
Frekvens per
operasjon
6,11E-05
Operasjon
Produksjon gassbrønner
SUM
Total
frekvens
5,50E-04
Sjøbunnsutblåsning
1
5,50E-04
100 %
Tabell 2-5 Oversikt over rate- og varighetsfordelinger som inngangsdata til
oljedriftsberegninger for Snøhvitfeltet i et normalt driftsår(Statoil, 2010; Vedlegg 4).
Scenario
Sjøbunn
Rate
(Sm3/d)
2
1500
0,37
Varighet (døgn)
5
15
0,23
0,18
66
0,22
2.3.3 Rørledninger
Ved rørledningsbrudd eller lekkasjer for rørledninger vil kondensat strømme ut. Utslippsratene
karakteriseres som ”liten” (hullstørrelse <20mm, <2,2 kg/s), ”medium” (hullstørrelse 20-80 mm,
2,2-10 kg/s) og ”stor” (hullstørrelse > 80mm, >10 kg/s). Utslipp fra rørledningene strømmer ut på
sjøbunn (Safetec, 2004).
Små utslipp detekteres i verste fall ikke før neste årlige ROV inspeksjon, og varigheten settes
som gjennomsnittstiden for deteksjon til 180 døgn. Mellomstore utslipp er antatt detektert og
isolert innen 3-4 dager, men total lekkasjevarighet for utslipp av denne størrelsen er satt til 7 døgn
(168 timer). Store utslipp antas detektert og isolert innen 6 timer, men total lekkasjevarighet er
satt til 84 timer (3,5 døgn) (Safetec, 2004 (Appendix C)).
Utslippsrater, varigheter og frekvenser for rørledningsutslipp er oppsummert i Tabell 2-6.
Tabell 2-6 Oversikt over utslippsrater/-varigheter og – frekvenser for rørledninger på
Snøhvitfeltet (Safetec, 2004).
Liten (feltinterne
og
transportledning)
Medium
(feltinterne)
Stor (feltinterne)
Medium
(transportledning)
Stor
(transportledning)
Rate (m3/d)
Varighet (dg)
Sannsynlighet
Frekvens
116
180
0,57
2,03E-05
219
7
0,09
3,73E-06
660
3,5
0,125
5,42E-06
920
7
0,09
2,53E-06
1840
3,5
0,125
7,79E-06
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 8 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
3 OLJEEGENSKAPER OG OLJEDRIFTSBEREGNINGER
Oljedriftsberegninger for en utblåsning og rørlekkasjer fra Snøhvitfeltet er gjennomført med
Snøhvit kondensat som referanseolje. I foreliggende kapittel vises resultater fra de helårige
oljedriftsberegningene
med
hensyn
til
treffsannsynlighet,
oljemengder
og
vannsøylekonsentrasjoner.
3.1 Oljetype
Snøhvit er et parafinsk kondensat med høyt innhold av lette komponenter. Kondensatet emulgerer
Ikke, og økningen i viskositet med avdamping er liten. Snøhvit vil sannsynligvis være svært
vanskelig å samle opp i en lense, på grunn av den lave viskositeten og stor spredning på
overflaten. Kondensatet vil ha en høy grad av naturlig dispergering. Snøhvit har et lavt
stivnepunkt selv etter lengre tids forvitring på sjøen og vil ikke kunne forårsake
stivnepunktsproblemer ved bruk av dispergeringsmidler eller tilflytsproblemer i en mekanisk
oppsamlingssituasjon (Sintef, 2001). Viktige parametere for Snøhvit kondensat er vist i Tabell
3-1.
Tabell 3-1 Oljeparametre for Snøhvit kondensat som er benyttet i spredningsberegning for
Snøhvitfeltet (Sintef, 2001).
Parameter
Snøhvit kondensat
Oljetetthet
761 kg/m3
Maksimalt vanninnhold
0%
Voksinnhold
0 vekt %
Asfalteninnhold
0 vekt %
Viskositet, fersk olje (5°C)
GOR
0,7 cP
6600 Sm3/Sm3
For Snøhvitkondensatet er det i modellberegningene lagt til grunn en hydrokarbonsammensetning
fra Kobbe, som er en veldig lett olje. En kondensatkomposisjon for Snøhvit var ikke tilgjengelig
da modellberegningene ble kjørt, og en best mulig tilgjengelig analog ble anvendt. Dette
medfører at influensområdene blir større enn dersom en ren Snøhvit kondensatkomposisjon
hadde blitt anvendt.
Utblåsning av kondensat er et ”ekstremt” scenario når det gjelder å modellere dynamikken på
overflaten. Ting skjer såpass fort at det krever svært høy oppløsning både i tid og rom for å kunne
modellere realistisk, samtidig som oljen/kondensatet ofte er spredd over et stort geografisk
område. Et visst avvik fra ”virkeligheten” må derfor forventes med dagens modellverktøy (Sintef,
2010).
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 9 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
3.2 Metode
Oljedriftsmodellen som er anvendt er OS3D, som er en tilpasset versjon av SINTEFs OSCAR
modell (Oil Spill Contingency And Response) (SINTEF og DNV, 2009). En kort
metodebeskrivelse er gitt i Vedlegg 1.
3.3 Beskrivelse av utslippsscenariene
Oljedriftsberegningene for utblåsninger er gjennomført for én lokasjon med posisjon 71º 36’ 45”
N, 21º 3’ 30” Ø og et havdyp på 308 m. Spredningsmodelleringer er gjennomført for overflateog sjøbunnsutblåsninger og rørledningslekkasjer fra feltet. Spredningsberegningene for
utblåsninger og rørlekkasjer fra Snøhvit er kjørt for en rekke ulike rater og varigheter (se Tabell
2-3, Tabell 2-5 og Tabell 2-6 ).
Det er utført nærsonemodellering av en sjøbunnsutblåsning for å beregne en initiell
oljefilmtykkelse til bruk i videre oljedriftsberegninger på overflaten. I oljedriftsmodelleringene er
det kjørt tilstrekkelig antall simuleringer til å dekke inn variasjoner i vind og strøm gjennom året.
3.4 Inngangsdata
For modellering av sjøbunnsutblåsningene er det benyttet GOR (Gass/olje-forhold) lik 6600
Sm3/Sm3 for Snøhvit kondensat (Statoil, 2010). Diameter på utslippsarealet for
utblåsningshendelsene er op 0,217 m, mens for rørledningsutslippene varierer disse med
utslippshendelsene, se kapittel 2.3.3. Det er lagt til grunn at gassen i reservoarene som driver
oljen opp til overflaten er metan.
De statistiske oljedriftsresultatene er presentert i et rutenett som har en horisontal oppløsning på
10 x 10 km. For overflateutblåsningen er den initielle oljefilmtykkelsen satt til 1 mm.
Filmtykkelsen som dannes på overflaten etter en sjøbunnsutblåsning beregnes i
nærsonemodelleringen.
3.4.1 Nærsonemodellering av sjøbunnsutslipp
Simuleringsresultatene for sjøbunnsutblåsning fra Snøhvit viser at ved vektet rate bruker plumen
2 minutter og 53 sekunder opp til overflaten. Det dannes deretter en oljefilm (0,113 mm) på
overflaten. Etter at plumen har nådd overflaten, vil den så starte sin horisontale drift.
Nærsoneberegningene gjennomføres som utgangspunkt for videre modelleringer av oljens drift
på overflaten.
For rørutslippene vil ikke kondensatplumen komme til overflaten i nærheten av utslippspunktet.
Kondensatet vil spres i vannmassene og dukke opp på overflaten et stykke unna utslippet som
individuelle dråper som er med på å danne flak på overflaten.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 10 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
3.5 Treffsannsynlighet
For modellert overflate- og sjøbunnsutblåsning er det generert oljedriftsstatistikk på rutenivå for
fire sesonger; vår (mars-mai), sommer (juni-august), høst (september-november) og vinter
(desember-februar). Influensområdene (≥ 5 % sannsynlighet for treff av olje i 10 x 10 km ruter)
gitt utblåsning fra henholdsvis overflate og sjøbunn fra Snøhvitfeltet i de ulike sesongene, er
presentert i Figur 3-1 (høyaktivitetsår) og i Figur 3-2 (normalår). Influensområder gitt utslipp fra
rør er presentert i Figur 3-3.
Influensområdene 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.
Figurene viser sesongvariasjon i influensområdenes utstrekning.
Figur 3-1 Sannsynligheten for treff av olje i 10 x10 km sjøruter gitt en overflate- og
sjøbunnsutblåsning fra Snøhvit i et høyaktivitetsår 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.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 11 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
Figur 3-2 Sannsynligheten for treff av olje i 10 x10 km sjøruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra
Snøhvit i et normalår 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.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 12 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
Figur 3-3 Sannsynligheten for treff av olje i 10 x10 km sjøruter gitt et rørledningutslipp fra
Snøhvit. Influensområdet er basert på utslippsrate 1840 Sm3/d og varighet 3,5 døgn (kategori
stort utslipp for transportrørledningen). 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 året.
Maksimal utbredelse av is i Barentshavet bestemmes av den oseaniske Polarfrontens posisjon,
møtet mellom Atlantisk og Arktisk vann. Utstrekningen varierer i løpet av året med vindstyrke,
vindretning, lufttemperatur og sjøtemperatur. Isen i Barentshavet er i det store og hele preget av
ettårsis. Figur 3-4 viser midlere utbredelse av iskanten for året 2009. I kalde år med mye
nordøstlig vind vil iskanten kunne trekke lengre sør enn hva som vises i figuren. I mars måned i
perioden 1966-1986 var det 0 – ca 0,5 % sannsynlighet for at utbredelsen av is strakk seg sør for
Bjørnøya (Saksehaug m.fl. 1994). Dersom olje skulle treffe iskanten vil det ha miljøkonsekvenser
for det økosystemet som har sitt habitat i- og i tilknytning til is.
Sett i lys av ovenstående betraktninger, er iskant ikke vurdert videre i analysen.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 13 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
Figur 3-4 Midlere utbredelse av polaris i 2009 sammen med influensområdet til Snøhvit (Norsk
polarinstitutt).
3.6 Oljemengder
Oljemengder i kategoriene 1-100 tonn, 100-500 tonn, 500-1000 tonn og >1000 tonn innenfor
influensområdene for Snøhvit er vist for utblåsning i høyaktivitetsår i Figur 3-5, for normalår i
Figur 3-6 og for rørledningsutslipp i Figur 3-7. Alle tre figurene er vist for hele året.
Figur 3-5 Ulike oljemengder (1-100 tonn, 100-500 tonn, 500-1000 tonn og >1000 tonn) i 10 x10
km ruter gitt en overflate- og sjøbunnsutblåsning fra Snøhvitfeltet i et høyaktivitetsår.
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.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 14 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
Figur 3-6 Ulike oljemengder (1-100 tonn, 100-500 tonn, 500-1000 tonn og >1000 tonn) i 10 x10
km ruter gitt en sjøbunnsutblåsning fra Snøhvitfeltet i et normalår. 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.
Figur 3-7 Ulike oljemengder (1-100 tonn, 100-500 tonn, 500-1000 tonn og >1000 tonn) i 10 x10
km ruter gitt et rørledningutslipp fra Snøhvitfeltet. Influensområdet er basert på utslippsrate
1840 Sm3/d og varighet 3,5 døgn (kategori stort utslipp for transportrørledningen). 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 året.
3.7 Vannsøylekonsentrasjoner
Resultatene av konsentrasjonsberegningene rapporteres som totale konsentrasjonsverdier av olje
(THC) i de øverste vannmassene, dvs. det skilles ikke mellom dispergert olje og løste
oljekomponenter. Oljen i vannmassene vil i hovedsak skrive seg fra olje som blandes ned i
vannmassene fra drivende oljeflak (naturlig dispergering som følge av vind og bølger).
Nedblanding av oljen fra overflaten beregnes på basis av oljens egenskaper og den rådende
sjøtilstanden.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 15 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
Influensområdene i vannsøylen (THC (totalt hydrokarbon) konsentrasjoner over 50 ppb per
10×10 km rute) for alle rate- og varighetskombinasjoner er vist i Figur 3-8 (høyaktivitetsår),
Figur 3-9 (normalår) og i Figur 3-10 (rørutslipp).
Figur 3-8 Beregnede gjennomsnittlige THC konsentrasjoner (≥50 ppb) i 10 x 10 km ruter per
sesong, basert på alle kombinasjoner av rater og varigheter og deres individuelle
sannsynligheter ved overflate- og sjøbunnsutblåsning fra Snøhvit i et høyaktivitetsår. Merk at det
markerte området ikke gir uttrykk for omfanget av et enkelt oljesøl, men er det statistiske området
som berøres med ulike vannsøylekonsentrasjoner på basis av enkeltsimuleringene av oljens drift
og spredning i ulike sesonger.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 16 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
Figur 3-9 Beregnede gjennomsnittlige THC konsentrasjoner (≥50 ppb) i 10 x 10 km ruter per
sesong, basert på alle kombinasjoner av rater og varigheter og deres individuelle
sannsynligheter ved sjøbunnsutblåsning fra Snøhvit i et normalår. Merk at det markerte området
ikke gir uttrykk for omfanget av et enkelt oljesøl, men er det statistiske området som berøres med
ulike vannsøylekonsentrasjoner på basis av enkeltsimuleringene av oljens drift og spredning i
ulike sesonger.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 17 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
Figur 3-10 Beregnede gjennomsnittlige THC konsentrasjoner (≥50 ppb) i 10 x 10 km ruter gitt et
rørledningutslipp fra Snøhvit, basert på utslippsrate 1840 Sm3/d og varighet 3,5 døgn (kategori
stort utslipp for transportrørledningen). 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 året.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 18 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
4 METODIKK MILJØRETTET RISIKOANALYSE
Analyser av miljørisiko utføres trinnvis i henhold til OLFs veiledning for miljørisikoanalyser
(OLF, 2007). For Snøhvitfeltet er det valgt å gjennomføre en skadebasert miljørisikoanalyse for
de antatt mest sårbare miljøressursene. En kort metodebeskrivelse er gitt i Vedlegg 1, mens det
henvises til veiledningen for utfyllende informasjon.
5 MILJØBESKRIVELSE
En beskrivelse av miljøresurser i tilknytning til analyseområdet til Snøhvitfeltet i Barentshavet er
gitt i Vedlegg 2 (miljøbeskrivelse) og Vedlegg 3 (bestandsfordeling sjøfugl). For en mer
omfattende beskrivelse av miljøressursene i regionen, henvises det til GrunnlagsrapportOppdatering av faglig grunnlag for forvaltningsplanen for Barentshavet og områdene utenfor
Lofoten (HFB). Konsekvenser av akuttutslipp for sjøfugl, sjøpattedyr og strand (DNV, 2010) og
ULB- Miljøkonsekvenser på sjøfugl, sjøpattedyr, strand og iskant (Brude et.al., 2003).
5.1 Verdifull Økosystem Komponent (VØK)
Som utgangspunkt for miljørisikoanalysene er det gjennomført en vurdering av hvilke
naturressurser som har det største konfliktpotensialet innen influensområdet til Snøhvitfeltet. En
Verdsatt Økosystem Komponent (VØK) er definert i veiledningen for gjennomføring av
miljørisikoanalyser (OLF, 2007), som en ressurs eller miljøegenskap som:
• er viktig (ikke bare økonomisk) for lokalbefolkningen, eller
• har en nasjonal eller internasjonal interesse,
• eller hvis den endres fra sin nåværende tilstand, vil ha betydning for hvordan
miljøvirkningene av et tiltak vurderes, og for hvilke avbøtende tiltak som velges.
For å velge ut VØK’er innen et potensielt berørt område benyttes følgende prioriteringskriterier
(OLF, 2007):
• VØK må være en populasjon eller bestand, et samfunn eller habitat/naturområde
• VØK må ha høy sårbarhet for oljeforurensning i den aktuelle sesong
• VØK bestand må være representert med en stor andel i influensområdet
• VØK bestand må være tilstede i en stor andel av året eller i den aktuelle sesong
• VØK habitat må ha høy sannsynlighet for å bli eksponert for oljeforurensning
VØK’er som blir valgt ut for analyse i en spesifikk operasjon kan representere et spenn av
ressurser som vil bidra til miljørisikoen for operasjonen i ulik grad. Som et minimum skal alltid
den eller de ressursene som er antatt å bidra mest til miljørisikoen være representert blant de
utvalgte ressursene. I utvelgelsen av VØKer er rødlistearter som er til stede i influensområdet
vurdert (MRDB).
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 19 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
5.2 Utvalgte VØK’er
5.2.1 Sjøfugl
Tabell 5-1 viser utvalgte sjøfuglarter på åpent hav og kystnært inkludert i miljørisikoanalysen for
Snøhvitfeltet.
Tabell 5-1 Utvalgte VØK sjøfugl for miljørisikoanalysen for Snøhvit.
Navn
Alkekonge
Latinsk navn
Alle alle
Gråmåke
Larus argentatus
Havhest
Fulmarus glacialis
Krykkje
Rissa tridactyla
Lomvi
Uria aalge
Lunde
Fratercula arctica
Polarlomvi
Sjøfugl åpent hav
Uria lomvia
Svartbak
Larus marinus
Krykkje
Rissa tridactyla
Lomvi
Uria aalge
Lunde
Fratercula arctica
Skarv*
Phalacrocorax
Storskarv
Phalacrocorax carbo
Toppskarv
Phalacrocorax aristotelis
Ærfugl
Tilhørighet
Sjøfugl kystnære bestander
Somateria molissima
* egen VØK for skarv som inkluderer toppskarv og storskarv i de sesongene man ikke klarer å
skille på de to artene.
5.2.2 Marine pattedyr
Havert og steinkobbe har høyest sårbarhet under kaste- og hårfellingsperioden da de samler seg i
kolonier i kystnære områder. Oter er sårbar for olje hele året. Influensområdet til Snøhvitfeltet
dekker sentrale områder av Barentshavet. Det er derfor valgt å gjennomføre risikoberegninger for
havert, steinkobbe og oter i denne analysen.
5.2.3 Fisk
Effekten av olje på organismer i vannfasen (fisk og plankton) er avhengig av oljetype,
nedblandingsgrad og kinetikk for utløsning av oljekomponenter til vannfasen, samt varighet av
eksponeringen. Siden planktonforekomstene (plante- og dyreplankton) er generelt lite sårbare for
oljeforurensning, er hovedfokus for konsekvensutredninger satt på fisk. Egg og larver kan være
svært sårbare for oljeforurensning i vannmassene, mens yngel (større enn omlag 2 cm) og voksen
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 20 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
fisk i liten grad antas å påvirkes. Dette er i tråd med feltobservasjoner som har vist liten
dødelighet av voksen fisk etter virkelige oljeutslipp.
For fisk er det hovedsakelig arter som gyter konsentrert både i tid og rom som har størst
skadepotensiale for akutte oljeutslipp. Av de kommersielt viktigste artene i Barentshavet er det
bare torsk, sild og lodde som gyter konsentrert over mindre geografiske områder. I denne
rapporten er det valgt å analysere på torsk og lodde.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 21 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
6 MILJØRETTET RISIKOANALYSE- RESULTATER
Ved et felt er det en rekke hendelser som kan gi uhellsutslipp av olje til sjø. Foreliggende analyse
tar sikte på å dekke de hendelsene som er av slik størrelse at de kan gi negative effekter på
naturressurser i området. Resultatene er presentert som mulige konsekvenser for de utvalgte
VØK-ene forbundet med type hendelse med uhellsutslipp; utblåsning, utslipp fra feltinterne
rørledninger og rørledning inn til land.
Mulige konsekvenser for sjøfugl og marine pattedyr er beregnet som sannsynlighet for en gitt
tapsandel (henholdsvis < 1 %, 1-5 %, 5-10 %, 10-20 %, 20-30 % og > 30 %) av en bestand.
Beregningene tar utgangspunkt i månedlige bestandsfordelinger av artene, og resultatene
presenteres per sesong midlet over månedene i hver sesong (vår: mars-mai, sommer: juni-august,
høst: september-november, vinter: desember-februar). Det er valgt å presentere resultater kun for
den arten som har høyest sesongvis utslag i miljørisiko uavhengig av skadekategori (som andel
av akseptkriteriene). Tapsandelen er videre benyttet til å beregne miljørisiko for sjøfugl og
marine pattedyr. Miljøskade er definert i form av mulig restitusjonstid der 1mnd-1 år
restitusjonstid betegnes som mindre miljøskade, 1-3 års restitusjonstid betegnes som moderat
miljøskade, 3-10 års restitusjonstid betegnes som betydelig miljøskade og > 10 års restitusjonstid
betegnes som alvorlig miljøskade.
6.1 Mulige konsekvenser ved utblåsning fra Snøhvit i høyaktivitetsår
6.1.1 Sjøfugl og marine pattedyr
Sannsynlighet for en gitt tapsandel av sjøfugl og marine pattedyr (henholdsvis < 1 %, 1-5 %, 5-10
%, 10-20 %, 20-30 % og > 30 %), gitt en utblåsning fra Snøhvit i utbyggingsfasen er vist i Figur
6-1. I vintersesongen er det krykkje som er dimensjonerende for miljørisikonivået, mens det er
lunde i sommer- og høstsesongen og toppskarv i vårsesongen. Sannsynligheten for tapsandeler er
høyest for lunde om høsten, med 9,3 % sannsynlighet for 1-5 % bestandstap. Sannsynligheten for
bestandstap > 5 % er høyest for toppskarv i vårsesongen med 0,3 %, gitt en overflateutblåsning.
Gitt en sjøbunnsutblåsning er det lav sannsynlighet for tapsandeler over 1 % (0,3 % for ærfugl i
høstsesongen).
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 22 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
Utblåsning - overflate
100 %
90 %
80 %
Sannsynlighet
70 %
60 %
50 %
40 %
30 %
20 %
10 %
0%
toppskarv
Lunde
Lunde
Krykkje
Vår
Sommer
Høst
Vinter
> 30 %
20-30%
10-20 %
5-10 %
1-5 %
<1%
Figur 6-1 Betinget sannsynlighet for en gitt tapsandel (henholdsvis < 1 %, 1-5 %, 5-10 %, 10-20 %, 2030 % og > 30 %) av utvalgte arter av sjøfugl og marine pattedyr, gitt en utblåsning fra Snøhvit.
6.1.2 Mulige konsekvenser for fisk
Mulige konsekvenser for fisk er beregnet i henhold til metodikk som beskrevet i Vedlegg 1.
Analysen viste at det var ingen sannsynlighet for tapsandeler ≥ 0,5 % av egg/larver av torsk eller
lodde gitt en utblåsning fra Snøhvit. På grunn av lave tapsandeler av egg og larver er det
vanskelig å videre beregne tapsandeler av gytebestand. Mulige konsekvenser for fiskeartene
anses derfor som utbetydelige, og verken torsk eller lodde er tatt videre inn i
miljørisikoberegningene.
6.2 Mulige konsekvenser ved utblåsning fra Snøhvit i produksjonsår
6.2.1 Sjøfugl og marine pattedyr
En utblåsning fra Snøhvit i produksjonsfasen medfører kun sannsynlighet for en utblåsning fra
havbunnen. Sannsynligheten for tapsandeler > 1 % av sjøfugl eller marine pattedyr gitt en
utblåsning på Snøhvitfeltet fra sjøbunnen er 0,3 % for ærfugl i høstsesongen (1-5 % tapsandel,
ingen sannsynlighet for tapsandeler over 5 %). For de resterende VØKene i foreliggende analyse
er det ingen sannsynlighet for > 1 % tapsandel, og dermed heller ingen kvantifiserbar miljøskade.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 23 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
6.3 Mulige konsekvenser ved utslipp fra rørledninger på Snøhvit
6.3.1 Sjøfugl og marine pattedyr
Sannsynlighet for en gitt tapsandel av sjøfugl og marine pattedyr (henholdsvis < 1 %, 1-5 %, 5-10
%, 10-20 %, 20-30 % og > 30 %), gitt et rørledningsutslipp fra Snøhvit er vist i Figur 6-2. I
vintersesongen er det havhest som er dimensjonerende for miljørisikonivået, mens det er lunde i
sommer- og høstsesongen og toppskarv i vårsesongen. Det er 57 % sannsynlighet for 1-5 %
bestandstap av lunde (høst og sommer) og havhest (vinter), men ingen sannsynlighet for
tapsandeler over 5 %, gitt et rørledningsutslipp. Den relativt høye sannsynligheten for tapsandeler
i kategorien 1-5 % kommer av at det er 57 % sannsynlighet for at et eventuelt rørledningsutslipp
vil vare i inntil 180 døgn med en utslippsrate på 116 Sm3/døgn (ref. avsnitt 2.3.3).
Rørledningsutslipp
100 %
90 %
80 %
Sannsynlighet
70 %
60 %
50 %
40 %
30 %
20 %
10 %
0%
Lomvi
Lunde
Lunde
Havhest
Vår
Sommer
Høst
Vinter
> 30 %
20-30%
10-20 %
5-10 %
1-5 %
<1%
Figur 6-2 Betinget sannsynlighet for en gitt tapsandel (henholdsvis < 1 %, 1-5 %, 5-10 %, 10-20 %, 2030 % og > 30 %) av utvalgte arter av sjøfugl og marine pattedyr, gitt et rørledningsutslipp fra Snøhvit.
6.3.2 Mulige konsekvenser for fisk
Grunnet de lave beregnede tapsandelen av fisk gitt en utblåsning fra feltet (≤ 0,5 % tapsandel av
egg/larver av torsk eller lodde), forventes det heller ikke effekter av betydning ved
rørledningsutslipp fra Snøhvitfeltet.
Verken torsk eller lodde er derfor tatt videre inn i miljørisikoberegningene.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 24 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
6.4 Miljørisikobidrag – rørledning
Miljørisiko forbundet med rørledningsutslipp fra Snøhvit er vist i Figur 6-5 som månedlige
risikobidrag og Figur 6-6 som årlig risiko målt mot de installasjonsspesifikke akseptkriteriene.
Det er en jevn sannsynlighet for mindre eller moderat miljøskade for flere arter i ulike perioder av
året (lunde – april-oktober, havhest, krykkje og lomvi – desember-mars), og høyest sannsynlighet
for betydelig miljøskade i perioden november-mars, med lomvi som utslagsgivende art. Høyeste
månedlige nivå er 1,*10-5 for både mindre og moderat miljøskade. Årlig risiko utgjør 4,8 % av
akseptkriteriet for moderat miljøskade, og 1,7 % av akseptkriteriet for betydelig miljøskade.
Månedlige risikobidrag fra rørledning
1.2E-05
Skadefrekvens
1.0E-05
8.0E-06
6.0E-06
4.0E-06
2.0E-06
12
11
10
9
8
7
6
5
4
3
2
1
0.0E+00
Måned
Mindre (<1 år)
Moderat (1-3 år)
Betydelig (3-10 år)
Alvorlig (>10 år)
Figur 6-3 Månedlige risikobidrag for henholdsvis mindre, moderat, betydelig og alvorlig
miljøskade, uavhengig av bestandstilhørighet, forbundet med rørledningsutslipp fra Snøhvit.
Årlig hendelsesfrekvens er delt på årets tolv måneder.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 25 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
Miljørisiko rørledning
Andel av installasjonsspesifikke akseptkriterier (%)
6.0
5.0
4.0
3.0
2.0
1.0
0.0
Mindre (<1 år)
Moderat (1-3 år)
Betydelig (3-10 år)
Alvorlig (>10 år)
total
Figur 6-4 Årlig risiko forbundet med rørledningsutslipp fra Snøhvit, vist som % -andel av de
installasjonsspesifikke akseptkriteriene.
6.5 Miljørisikobidrag – utblåsning høyaktivitetsår
Miljørisiko forbundet med utblåsning fra Snøhvit i høyaktivitetsår er vist i Figur 6-5 som
månedlige risikobidrag og Figur 6-6 som årlig risiko målt mot de installasjonsspesifikke
akseptkriteriene. Det er høyest risiko for mindre og moderat skade på sjøfugl i perioden mai-juli,
med høyest utslag for toppskarv i juli. I perioden desember til mars er det størst sannsynlighet for
betydelig skade, med lomvi som utslagsgivende art. Høyeste månedlige nivå er 1,1*10-5 for både
mindre og moderat miljøskade. Årlig risiko utgjør 3,7 % av akseptkriteriet for moderat
miljøskade. Bidraget til risikonivået kommer hovedsakelig fra overflateutblåsning.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 26 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
Månedlige risikobidrag fra utblåsning - høyaktivitetsfase
1.2E-05
Skadefrekvens
1.0E-05
8.0E-06
6.0E-06
4.0E-06
2.0E-06
Lomvi - 12
Lunde - 11
Lunde - 10
Lunde - 9
Lunde - 8
toppskarv - 7
toppskarv - 6
toppskarv - 5
Lunde - 4
Lomvi - 3
Lomvi - 2
Lomvi - 1
0.0E+00
Måned
Mindre (<1 år)
Moderat (1-3 år)
Betydelig (3-10 år)
Alvorlig (>10 år)
Figur 6-5 Månedlige risikobidrag for henholdsvis mindre, moderat, betydelig og alvorlig
miljøskade forbundet med utblåsning fra Snøhvit i høyaktivtetsfasen. Årlig hendelsesfrekvens er
delt på årets tolv måneder.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 27 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
Miljørisiko utblåsning - høyaktivitetsfase
Andel av installasjonsspesifikke akseptkriterier (%)
4.0
3.5
3.0
2.5
2.0
1.5
1.0
0.5
0.0
Mindre (<1 år)
Moderat (1-3 år)
overflate
Betydelig (3-10 år)
Alvorlig (>10 år)
sjøbunn
Figur 6-6 Årlig risiko forbundet med utblåsning fra Snøhvit i høyaktivtetsår, vist som % -andel
av de installasjonsspesifikke akseptkriteriene.
6.6 Miljørisiko – utblåsning produksjonsår
Miljørisiko forbundet med utblåsning fra Snøhvit i et normalt produksjonsår er vist i Figur 6-7
som månedlige risikobidrag og Figur 6-8 som årlig risiko målt mot de installasjonsspesifikke
akseptkriteriene. Det er generelt lav risiko for skade på sjøfugl forbundet med utblåsning i et
normalt produksjonsår, mye grunnet at det kun er sannsynlighet for at kondensatet vil strømme ut
på havbunnen. Mye av kondensatet kommer på den måten ikke til overflaten, og vil dermed i
liten grad påvirke sjøfugl i åpent hav eller i kystnære områder. Eneste beregnede utslag med
sannsynlighet for over 1 % tapsandel er for ærfugl i oktober måned, og medfølgende
skadesannsynlighet er 2,2*10-6 for både mindre og moderat miljøskade. Årlig risiko utgjør 0,1 %
av akseptkriteriet for moderat miljøskade.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 28 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
Månedlige risikobidrag utblåsning - produksjonsfase
2.5E-06
Skadefrekvens
2.0E-06
1.5E-06
1.0E-06
5.0E-07
0.0E+00
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Måned
Mindre (<1 år)
Moderat (1-3 år)
Betydelig (3-10 år)
Alvorlig (>10 år)
Figur 6-7 Månedlige risikobidrag for henholdsvis mindre, moderat, betydelig og alvorlig
miljøskade forbundet med utblåsning fra Snøhvit i et normalt produksjonsår. Årlig
hendelsesfrekvens er delt på årets tolv måneder.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 29 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
Miljørisiko utblåsning - produksjonsfase
Andel av installasjonsspesifikke akseptkriterier (%)
0.10
0.09
0.08
0.07
0.06
0.05
0.04
0.03
0.02
0.01
0.00
Mindre (<1 år)
Moderat (1-3 år) Betydelig (3-10 år)
Alvorlig (>10 år)
total
Figur 6-8 Årlig risiko forbundet med utblåsning fra Snøhvit i et normalt produksjonsår, vist som
% -andel av de installasjonsspesifikke akseptkriteriene.
6.7 Samlet miljørisiko ved Snøhvit
En sammenstilling av miljørisiko ved Snøhvitfeltet er vist i Figur 6-9 for høyaktivtetsfasen og
Figur 6-10 for et normalt produksjonsår, som årlig skadefrekvens og som andel av Statoils
feltspesifikke akseptkriterier.
Figurene viser at det er utslipp fra rørledning som gir de høyeste bidragene til mindre (< 1 års
restitusjonstid), moderat miljøskade (1-3 års restitusjonstid) og betydelig miljøskade. I bidrag fra
rørledningsutslipp utgjør 0,6 % av akseptkriteriet for mindre miljøskade, 2,4 % av akseptkriteriet
for moderat miljøskade og 0,9 % av akseptkriteriet for betydelig miljøskade. Total risiko i
høyaktivitetsfasen utgjør henholdsvis 1,1 %, 4,3 % og 1,3 % av akseptkriteriet i de respektive
skadekategoriene (mindre, moderat og betydelig). Total risiko i et normalt produksjonsår er
betydelig lavere, grunnet lavere bidrag fra utblåsning, og utgjør henholdsvis 0,7 %, 2,5 % og 0,9
% av akseptkriteriene.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 30 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
Miljørisiko høyaktivitetsfase
2.5E-04
Skadefrekvens
2.0E-04
1.5E-04
1.0E-04
5.0E-05
0.0E+00
Mindre (<1 år)
Moderat (1-3 år)
Betydelig (3-10 år)
Alvorlig (>10 år)
Skadekategori (resitutsjonstid)
Høyaktivitetsfase - utblåsning top
Høyaktivitetsfase - utblåsning sub
Rør sub
Miljørisiko høyaktivitetsfase
4.5
Andel av feltspesifikke
akseptkriterier (%)
4.0
3.5
3.0
2.5
2.0
1.5
1.0
0.5
0.0
Mindre (<1 år)
Moderat (1-3 år)
Betydelig (3-10 år)
Alvorlig (>10 år)
Skadekategori (resitutsjonstid)
Høyaktivitetsfase - utblåsning top
Høyaktivitetsfase - utblåsning sub
Rør sub
Figur 6-9 Samlet årlig miljørisiko ved Snøhvitfeltet i høyaktivitetsfasen, presentert som
sannsynlighet for uønsket hendelse (øverst), og som andel av de feltspesifikke akseptkriteriene
(nederst), når alle mulige utslippshendelser er tatt i betraktning.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 31 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
Miljørisiko produksjonsår
1.4E-04
Skadefrekvens
1.2E-04
1.0E-04
8.0E-05
6.0E-05
4.0E-05
2.0E-05
0.0E+00
Mindre (<1 år)
Moderat (1-3 år)
Betydelig (3-10 år)
Alvorlig (>10 år)
Skadekategori (resitutsjonstid)
Produksjonsfase - utblåsning sub
Rør sub
Miljørisiko produksjonsår
Andel av de feltspesifikke
akseptkriteriene (%)
3.0
2.5
2.0
1.5
1.0
0.5
0.0
Mindre (<1 år)
Moderat (1-3 år)
Betydelig (3-10 år)
Alvorlig (>10 år)
Skadekategori (resitutsjonstid)
Produksjonsfase - utblåsning sub
Rør sub
Figur 6-10 Samlet årlig miljørisiko ved Snøhvitfeltet i et normalt produksjonsår, presentert som
sannsynlighet for uønsket hendelse (øverst), og som andel av de feltspesifikke akseptkriteriene
(nederst), når alle mulige utslippshendelser er tatt i betraktning.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 32 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
6.8 Oppsummering miljørisiko for Snøhvitfeltet
Miljørisiko ved Snøhvitfeltet er beregnet for to faser (år) med ulikt aktivitetsnivå. I
høyaktivitetsår inngår boring av 2 produksjonsbrønner og 1 komplettering, 1 kabeloperasjon og 9
brønner i produksjon. Andre fase (normalt år) er driftsfasen med 9 brønner i drift. I begge faser er
det sannsynlighet for lekkasjer fra rørledninger (feltinterne og transportledning inn til Melkøya).
Miljørisiko forbundet med høyaktivitetsåret er høyest med 4,3 % av akseptkriteriet for moderat
miljøskade. I driftsfasen (normalår) er høyeste utslag på 2,5 % av akseptkriteriet for moderat
miljøskade.
Miljørisiko i begge fasene ligger innenfor Statoils feltspesifikke akseptkriterier og under
ALARP-nivå (50 % av akseptkriteriet). Det kan dermed konkluderes med at miljørisiko
forbundet med aktiviteten på feltet er akseptabel sett i forhold til Statoils akseptkriterier for
feltspesifikk risiko.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 33 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
7 VURDERING AV UTSLIPP/LEKKASJER AV CO2 OG MEG
En annen mulig kilde til miljøpåvirkning fra Snøhvitfeltet er lekkasjer fra rørledninger som fører
monoetylenglykol (MEG) og CO2 fra land og ut til feltet. Statoil (2010) har oppgitt utslippsrater
og tilhørende varighet for slike utslipp i tre kategorier: små, medium og store (Tabell 7-1).
Tabell 7-1 Hullstørrelse og tilhørende lekkasjerater og varigheter for rørledninger med MEG og
CO2 fra Melkøya til Snøhvitfeltet. Frekvenser fra Safetec (2004).
Lekkasjekategori
Liten
Hullstørrelse
(mm)
<20
Lekkasjerate
(kg/s)
<2,2
Medium
Stor
20-80
>80
2,2-10
>10
Varighet
inntil 1 år når neste ROV
undersøkelse
gjennomføres
1 uke
6 timer (3-4 dager)
Basisfrekvens (pr
km/år)*
7,8 E-06
2,5 E-06
3,4 E-06
7.1 Forutsetninger/inngangsdata
Rørledningene med MEG og CO2 er henholdsvis 143 km og 151 km lange og utgjør separate
enheter slik at en samtidig påvirkning av begge rørene fra samme kilde er lite sannsynlig. Årlige
lekkasjefrekvenser for det tre lekkasjekategoriene er beregnet fra oppgitte basisfrekvenser
(Safetec, 2004) og lengden på rørledningen. Total lekkasjesannsynlighet er ca 0,002, dvs. uhell
med en returperiode på 500 år (Tabell 7-2) for hver av de to rørledningene. Utslippsscenarier for
utslipp av små og medium størrelse er basert på maksimal oppgitt rate samt forventet varighet for
disse utslippene. For den kategorien med de største utslippene har Statoil oppgitt at hele
rørvolumet skal legges til grunn, og dette utgjør for MEG 1200 m3 (1300 tonn) og for CO2 5000
tonn (se Tabell 7-2).
Fra de oppgitte tallene synes lekkasjedeteksjonsgrensen for rørledningene å være på i underkant
av 200 tonn CO2 eller MEG/døgn.
Tabell 7-2 Utslippsscenarier for MEG og CO2 til Snøhvitfeltet.
Lekkasjekategori
Antatt
varighet
Liten
Medium
Stor
Totalt
1 år
1 uke
6 timer
MEG
TotalUtslipp
volum
pr døgn
(tonn)
70000
190
6000
860
1300
1300**
Frekvens*
pr år
1,1 E-3
3,6 E-4
4,9 E-4
1,95 E-3
CO2
TotalUtslipp Frekvens*
volum
pr døgn
pr år
(tonn)
70000
190
1,2 E-3
6000
860
3,8 E-4
5000
5000**
5,2 E-4
2,1 E-3
* Basert på en rørlengde på 143 og 151 for hhv MEG og CO2
** Totalvolumet frigitt gjennom første døgn.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 34 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
7.2 Effektvurderinger
7.2.1 Effekter av CO2
Det er gjennomført en rekke studier av karbondioksids effekter på marine organismer gjennom de
siste 10 årene, primært motivert av kunnskapsbehov knyttet til økte CO2-nivåer i atmosfæren.
Den primære effekten er ikke direkte toksisitet, men den indirekte effekten man får ved at
havvannet forsures, og de tilhørende endringer som dette medfører (særlig for bruk av kalsium
som byggemateriale).
Mekanisme for forsuring. Karbonlikevekter er svært viktige for havvannets kjemi. Kort
oppsummert medfører CO2-utslipp i havet en endring av karbonkjemien i sjøvannet, med økning
i pCO2 (deltrykk av CO2) og reduksjon i pH og karbonatkonsentrasjon. Mekanismen for
forsuring er at karbondioksidgass løses i vann CO2(g) CO2(aq) og vil danne det vannløste ionet
bikarbonat, som igjen kan dissosiere til det vannløste ionet karbonat under dannelse av
hydrogenioner: CO2 (aq) + H2O ↔ H+ + HCO3- og HCO3- ↔ H+ + CO32-.
Endringene i karbonkjemi som følge av havforsuring innebærer først og fremst mindre karbonat
og litt økning av bikarbonat. Dette går ut over skallbygging til både mikroplankton og større
marine organismer. I tillegg vil endring i CO2 og pH ha effekter på respirasjon og fysiologi, samt
på kjemiske likevekter i og mellom sjøvann og sediment (Børsheim og Golmen, 2010).
Effekter. En rekke rapporter fra internasjonale tverrfaglige grupper av forskere har påpekt at
havforsuring kan få negative konsekvenser for viktige deler av livet i havet. De mest følsomme
organismene er dyr og alger med skall av kalk (CaCO3), særlig i form av aragonitt. Kalkalger
som for eksempel Emiliania huxleyi danner årvisse oppblomstringer i Barentshavet (Børsheim og
Golmen, 2010). Også skallet til en rekke andre organismer, inkludert kaldtvannskoraller,
pigghuder, muslinger og vingesnegl, er bygget opp av kalk, som gjør dem følsomme for
forsuring. Det er dokumentert at økende forsuring fører til redusert veksthastighet og redusert
størrelse på voksne dyr i oppdrett (Gazeau et al. 2007). Det er også påvist en negativ effekt av
forsuring på reproduksjonsstadier hos en rekke kommersielle skalldyrarter (Talmage et al. 2009).
Det er kjent fra oppdrettsanlegg at sterkt forhøyet CO2 er ugunstig for fisk, men dette er ekstreme
konsentrasjoner som kun vil være relevante like ved utslippspunktet. Det er liten grunn til å tro at
varmblodige dyr som hval og sel vil ha direkte problemer med å leve i et moderat forsuret
sjøvann, da de allerede i dag dykker til dyp hvor høye CO2 konsentrasjoner er normalt (Børsheim
og Golmen, 2010).
Typisk er effekter av CO2 observert ved nivåer på >1 % (10000 ppm) eller pH <7,6 (Børsheim og
Golmen, 2010), men dette vil variere med lokale vannkjemiforhold og varigheten av
påvirkningen. Konsekvenser i forhold til økosystemet er vanskelig å forutsi basert på eksisterende
kunnskap, men det er dokumentert en endring i bunndyrsamfunn på en lokalitet påvirket av CO2
fra vulkansk aktivitet utenfor en øy i Middelhavet (Hall-Spencer et al., 2008). Her lekker CO2 i
en jevn strøm fra havbunnen på grunt vann, og pH nær utslippet er nede i 6,7 (havvann har pH i
snitt lik 8,1). I en gradient fra utslippet mot områder med normal pH ble det tydelig observert en
overgang fra samfunn dominert av ikke-kalkavhengige arter til normale samfunn med
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 35 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
kalkavhengige arter representert (Hall-Spencer et al., 2008). Rundt 300 meter fra dette utslippet
var pH normal, og effektene må derfor karakteriseres som helt lokale.
7.2.2 Effekter av MEG
Monoetylenglykol (MEG) er en organisk forbindelse som det finnes god og utfyllende
dokumentasjon på i forhold til økotoksikologiske egenskaper (CICAD, 2000). Stoffet har en
rekke anvendelsesområder under boring og produksjon offshore på norsk sokkel, og er
klassifisert som et grønt kjemikalie (PLONOR).
Skjebne. MEG er lett nedbrytbart i standardtester og brytes ned både under aerobe og anaerobe
forhold. Mange studier har dokumentert rask nedbrytning i overflatevann, grunnvann og jord.
Nedbrytningen går noe senere i sjøvann sammenliknet med ferskvann, og det er flere stammer av
mikroorganismer som kan utnytte MEG som karbonkilde (CICAD, 2000). Forventet oppholdstid
i vann er maksimalt en uke før stoffet er fullstendig brutt ned.
En lav oktanol-vannfordelingskoeffisient i kombinasjon med høy nedbrytbarhet antyder lite
potensial for akkumulering i organismer, noe som er bekreftet i akkumuleringsforsøk. Dette betyr
at primære effekter av stoffet forventes ved direkte eksponering i vann, og ikke via
næringskjeden.
Giftighet. Stoffet er testet for giftighet overfor en rekke ulike organismer både kort- og
langtidsstudier og viser generelt lav giftighet overfor akvatiske organismer. Basert på
eksisterende data for giftighet og bruk av rammeverket (sikkerhetsfaktorer) gitt i EUs
retningslinjer for kjemikalievurdering (European Commission, 2003) kan man beregne en
terskelverdi for biologiske effekter – en såkalt PNEC (Predicted No Effect Concentration) for
stoffet. Det er mulig å beregne en terskelverdi separat for korttidsutslipp og kontinuerlige utslipp,
men for MEG blir disse to verdiene til forveksling like (CICAD, 2000).
Giftighet overfor mikroorganismer er observert ved konsentrasjoner over 1000 mg/L. Akutt
giftighet for alger er sett ved konsentrasjoner på 6500 mg/L og høyere, mens akutt giftighet for
invertebrater og fisk først er observert ved konsentrasjoner på henholdsvis 20000 og 18000 mg/L
(CICAD, 2000). I studier som har undersøkt kronisk giftighet er nulleffektsnivå (NOEC) oppgitt
til 8600 og 15400 for hhv invertebrater og fisk.
PNEC. CICAD (2000) anbefaler en PNEC på 859 mg/L for ferskvannsorganismer. Det er
ingenting som tyder på at marine organismer er mer følsomme enn ferskvannsorganismer overfor
stoffet MEG, men i fravær av omfattende dokumentasjon på marine organismer benyttes en
høyere sikkerhetsfaktor (typisk faktor 10 høyere) for beregning av PNEC i marint miljø
(European Commission, 2003). PNECmarine org er derfor satt lik 86 mg/L for utslippene fra
rørledningen til Snøhvit.
7.3 Eksponeringsvurderinger
7.3.1 pH-effekter fra CO2 utslipp
Karbonbalansen innebærer at havet har svært stor bufferkapasitet. Skadepotensialet knyttet til
rørledningsutslipp vil avhenge av gassens innblandingsenergi, lokal vannutskiftning
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 36 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
(strømforhold) ved utslippspunktet, sjøvannets eventuelle sjiktning og utslippets varighet. Det er
vanskelig å spekulere i hvilken pH reduksjon og eventuell utstrekning de aktuelle utslippsscenariene vil kunne gi, men i en vurdering av lekkasjer fra CO2 lagre under havbunnen
konkluderte Børsheim og Golmen (2010) med at lekkasjer vil først og fremst ha potensial til å
påvirke bunndyrsamfunn på og i havbunnen over og nær utslippet og at det området som var
påvirket dermed ville ha begrenset utstrekning.
Lekkasjene ble ikke spesifisert verken i forhold til rate eller varighet, men det ble antatt at pHeffekten ville kunne bli opptil 2 pH enheter i nærområdet til en lekkasje. Dette står i rimelig
forhold til observasjonene til Hall-Spencer et al. (2008) om en pH på 6,7 nær et vulkanforårsaket
utslipp av CO2.
7.3.2 Eksponeringskonsentrasjoner - MEG
Som for CO2 vil utslippets innblandingsenergi, lokal vannutskiftning ved utslippspunktet,
sjøvannets sjiktning og utslippets varighet være bestemmende for miljøkonsentrasjoner av MEG i
ulik avstand fra utslippet.
Den raske nedbrytningen av MEG gjør at konsentrasjonene raskt vil avta i økende avstand fra
kilden, både som funksjon av fortynning og nedbrytning. Maksimal oppholdstid før MEG er
nedbrutt i vannsøylen vil være ca 1 uke. Dette begrenser det maksimale influensområdet for
MEG både i tid og rom, noe som særlig er relevant i forhold til den minste lekkasjekategorien
som grunnet sin lange varighet totalt gir et utslipp på 70000 tonn MEG.
Ved å anta en initiell innblandingssøyle på 1 m*5 m (utslipp under høyt trykk) og en lokal strøm
på 20 cm/s, som vil være representativt for deler av rørledningsområdet, vil man få et lokalt
fortynningsvolum på 1 m3/s. Dette gir en initiell konsentrasjon ved utslippspunktet på
henholdsvis 2,2 g/L; 10 g/L og 60 g/L for små, medium og store lekkasjer. For å komme ned på
terskelverdien for biologiske effekter (86 mg/L, som for øvrig må anses å være konservativ) må
dette vannet videre fortynnes henholdsvis 25, 120 og 700 ganger for små, medium og store
lekkasjer. Det synes rimelig å anta at dette vil skje i relativt kort avstand fra kilden.
7.4 Konsekvens- og risikovurdering
Et potensielt influensområde for effekter (overskridelser av en terskelverdi) fra en eventuell
rørlekkasje vil avhenge av utslippsrate, hullstørrelse, varighet av utslippet, vanndybde, lokale
strømforhold og sjiktning, samt for CO2, vannets kjemi (salinitet, ionesammensetning, pH).
7.4.1 Konsekvenser av CO2-lekkasjer
En rekke eksperimentelle studier viser skadevirkninger på dyr og planter allerede ved moderat
senking av pH, som er den kritiske effekten for CO2-påvirkning. Det er imidlertid viktig å se slike
studier i litt perspektiv - selv om sjøvann har en normal pH på 8,1 vil marine organismer oppleve
svingninger i pH både på døgn-nivå og gjennom året grunnet biologisk aktivitet (Blackford og
Gilbert, 2007) og de vil være tilpasset slike forhold.
Eventuelle lekkasjer av CO2 fra rørledningen vil først og fremst ha potensial til å påvirke
bunndyrsamfunn på og i havbunnen over og nær utslippspunktet. Tilsvarende utslipp fra CO2-
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 37 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
lagre under havbunnen vil i følge Børsheim og Golmen (2010) ha begrenset utstrekning og i
første rekke kunne bli et lokalt miljøproblem. Vi anser denne konklusjonen for å være dekkende
for både små, medium og store utslipp fra rørledningen til Snøhvitfeltet.
7.4.2 Konsekvenser av MEG-lekkasjer
For MEG er det beregnet en terskelverdi for biologiske effekter (PNEC) lik 86 mg/L. Stoffet
akkumulerer ikke i næringskjeden og vil derfor primært gi effekter gjennom direkte eksponering
av vannlevende organismer. Enkle fortynningsberegninger viser at det for både små, medium og
store lekkasjerater fra rørledningen til Snøhvitfeltet vil være en overskridelse av PNEC lokalt,
men at konsentrasjonen i kort avstand fra kilden vil være under denne. Størrelsen på
influensområdet vil i en reell utslippssituasjon avhenge av en rekke faktorer inkludert lokale
fortynningsforhold. Når lekkasjen er stoppet vil MEG ha en oppholdstid i vannsøylen på
maksimalt en uke, og derfor en tidsmessig svært begrenset effekt.
7.4.3 Risiko
Rørledningslekkasjene er vurdert å gi lokale effekter, hvor man forventer en relativt rask
gjenoppretting av de opprinnelige lokale samfunn i etterkant av at lekkasjene er stanset. Slike
lekkasjer vil typisk gi en restitusjonstid på <1 år i lokal skala. Beregnede lekkasjefrekvenser
tilsier en samlet returperiode for lekkasjer fra de to rørledningene lik 250 år, og dette, sett
sammen med et begrenset skadepotensial for slike utslipp, gjør at miljørisikoen må karakteriseres
som liten.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 38 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
8 REFERANSER
Blackford JC, Gilbert FJ., 2007. pH variability and CO2 induced acidification in the North
Sea. Journal of Marine Systems 64:229-241.
Bjørge, A., Øien, N., Fagerheim, K. A., 2007. Abundance of Harbour Seals (Phoca vitulina)
in Norway Based on Aerial Surveys and Photographic Documentation of Hauled-Out
Seals During the Moulting Season, 1996 to 1999; Bjørge, Arne; Øien, Nils;
Fagerheim, KjellArne; Aquatic Mammals, Volume 33, Number 3, September
2007 , pp. 269-275(7)
Bjørge 2008. Notat i epost fra Arne Bjørge (HI) til Odd Willy Brude (DNV) datert 28.01.2008
Brude, O.W., Systad, G.H., Moe, K.A. & Østby, C., 2003. ULB Delutredning – studie7b.
Uhellsutslipp til sjø. Miljøkonsekvenser på sjøfugl, sjøpattedyr, strand, iskant mv.
Alpha miljørådgivning/Norsk institutt for naturforskning rapport nr. 1157-01 revisjon
02b.
Børsheim KY, Golmen L., 2010. Forsuring av havet. Kunnskapsstatus for norske farvann.
SFT (KLIF) rapport TA 2575/2010.
CICAD, 2000. Concise International Chemical Assessment Document 22. Ethylene glycol:
Environmental aspects. CICAD, Geneva, Switzerland.
DNMI, 2008. Database av beregnede vind og bølgeparametre for Nordsjøen, Norskehavet og
Barentshavet hver 6. time for årene 1976 til 2007. The Norwegian Meteorological
Institute.
DNV, 2006. MIRA revisjon 2005. Rapport til OLF. DNV rapport nr. 11466, rev. 01. 41 pp.
DNV, 2010. Grunnlagsrapport. Oppdatering av faglig grunnlag for forvaltningsplanen for
Barentshavet og områdene utenfor Lofoten (HFB). Konsekvenser av akuttutslipp for
sjøfugl, sjøpattedyr og strand.
DNV, 2010b. Grunnlagsrapport. Oppdatering av faglig grunnlag for forvaltningsplanen for
Barentshavet og områdene utenfor Lofoten (HFB). Konsekvenser av akuttutslipp for
fisk.
European Commission. 2003. Technical Guidance Document in Support of Commission
Directive 93/67/EEC on Risk Assessment for New Notified Substances, Commission
Regulation (EC) No 1488/94 on Risk Assessment for Existing Substances and
Directive 98/8/EC of the European Parliament and of the Council Concerning the Placing
of Biocidal Products on the Market.
Gazeau F, Quiblier C, Jansen JM, Gattuso JP, Middelburg JJ, Heip CHR. 2007. Impact of
elevated CO2 on shellfish calcification. Geophysical Research 34 (7): L07603.
doi:10.1029/2006GL028554
Hall-Spencer JM, Rodolfo-Metalpa R, Martin S, Ransome E, Fine M, Turner SM, Rowley SJ,
Tedesco D, Buia MC. 2008. Volcanic carbon dioxide vents show ecosystem effects of
ocean acidification. Nature 454:96-99
MRDB 2010. Marin Ressurs DataBase.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 39 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
OLF, 2007. Metode for miljørettet risikoanalyse (MIRA) – revisjon 2007. OLF rapport, 2007.
OLF, 2008. Metodikk for miljørisiko på fisk ved akutte oljeutslipp. DNV rapport 2007-2075.
87 s.
Safetec. 2004. Snøhvit subsea TRA. ST-20537-RA-1-Rev01. Rapport datert April 2004.
Saksehaug, B., Gulliksen, L., Mehlum. 1994. Økosystem Barentshavet. Universitetsforlaget
AS. ISBN 82-00-03963-3.
Seapop. www.seapop.no
Sintef, 2001. Snøhvit kondensatet, Forvitringsegenskaper. Sintef rapport STF66F01111. 43 s.
Sintef, 2010. Mail fra Boye Høverstad i Sintef, datert 15.9.2010.
SINTEF & DNV 2009. Oil spill modelling and oil spill response modelling, Oil Spill
Contingency and Response (OSCAR) /Oil Spill 3D (OS3D).
Statoil, 2010. Input to the update of the Snøhvit environmental risk analysis. Technical note. 7
p.
Talmage SC, Gobler CJ. 2009. The effects of elevated carbon dioxide concentrations on the
metamorphosis, size, and survival of larval hard clams (Mercenaria mercenaria), bay
scallops (Argopecten irradians), and Eastern oysters (Crassostrea virginica).
Limnology and Oceanography 54:2072-2080.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 40 av 40
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
VEDLEGG
1
METODEBESKRIVELSE OLJEDRIFT OG MILJØRETTET
RISIKOANALYSE
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 1-1
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
Oljedriftsmodellen OS3D
Oljedriftsmodellen som er anvendt er OS3D, som er en tilpasset versjon av SINTEFs OSCAR
modell (Oil Spill Contingency And Response) (SINTEF og DNV, 2009).
OS3D er en 3-dimensjonell oljedriftsmodell som beregner oljemengde på sjøoverflaten, på strand
og i sedimenter samt konsentrasjoner i vannsøylen.
Output fra OS3D er beregnet i tre fysiske dimensjoner og tid. Modellen inneholder databaser for
ulike oljetyper, vanndyp, sedimenttype, økologiske habitater og strandtyper.
For å bestemme oljens drift og skjebne på overflaten beregner modellen overflatespredning,
transport av flak, medrivning av olje ned i vannmassene, fordampning, emulsjon og stranding. I
vannkolonnen blir det simulert horisontal og vertikal transport, oppløsning av oljekomponenter,
adsorpsjon, avsettinger i sedimenter samt nedbryting.
OS3D anvender både 2- og 3-dimensjonale strømdata fra hydrodynamiske modeller.
Både enkeltsimuleringer (bestemte vind- og bølgeperioder) og stokastiske simuleringer ved ulike
starttidspunkter kan bli modellert. De stokastiske modelleringene vil for et bestemt antall
simuleringer bli utført etter hverandre i én kjøring. Antall simuleringer for de ulike scenariene
avhenger av utslippsvarigheten, og målet er å ha tilstrekkelig antall simuleringer slik at perioden
det modelleres for (måned, årstid eller hele året) er dekket av variabiliteten i strøm og vind. For å
kunne beregne statistiske resultater er oljedriftsparametere akkumulert for hver simulering i hver
berørte gridrute. Disse resultatene er igjen brukt for bl.a. å beregne treffsannsynligheter i en gitt
rute.
For å kunne illustrere tidsutviklingen av et oljesøl, så kan det kjøres en enkeltsimulering, én
bestemt vind- og bølgeperiode fra statistikken. Slike enkeltsimuleringer kan typisk være den
simuleringen som gav kortest ankomsttid til land, størst strandet oljemengde eller størst
oljemengde innenfor et spesielt sårbart område. Resultatene fra en slik enkeltsimulering kan
brukes til å vise øyeblikksbilder av overflateolje, strandet olje og hydrokarbonkonsentrasjoner i
vannmassene for ulike tidspunkter/intervaller.
Postprosessering og generering av statistiske parametere
Basert på de stokastiske resultatene fra OS3D blir det for enkelte parametere, slik som
treffsannsynlighet, olje- og emulsjonsmengde, ankomsttid og totale hydrokarbonkonsentrasjoner
beregnet (på bakgrunn av alle simuleringene) oljedriftstatistikk for hver forhåndsdefinerte
gridrute. De statistiske rutenettparametrene som presenteres i denne rapporten er:
•
Treffsannsynlighet, som er definert som det relative antall simuleringer (av totalt antall
simuleringer) hvor et oljeflak/partikkel på sjøoverflaten har truffet en rute
•
Treffsannsynlighet for ulike oljemengdekategorier, 1-100 tonn, 100-500 tonn, 500-1000
tonn samt > 1000 tonn, som er definert som det relative antall simuleringer (av totalt
antall simuleringer) hvor et oljeflak/partikkel på sjøoverflaten har truffet en rute i den
bestemte oljemengdekategorien
•
Midlere akkumulert oljemengde, som er definert som gjennomsnittsverdi over alle
simuleringene for akkumulert oljemengde for de rutene som er truffet
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 1-2
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
Miljørettet risikoanalyse
Statoils akseptkriterier for akutt forurensning
For analyse av miljørisiko for Snøhvit benyttes Statoils akseptkriterier for installasjonsspesifikk
og feltspesifikk miljørisiko (Tabell 8-1). Akseptkriteriene angir grenser for hva Statoil har
definert som en akseptabel risiko for egen virksomhet (sannsynlighet for en gitt konsekvens) ved
for eksempel en produksjonsfase. Disse er formulert som mål på skade på bestander, uttrykt ved
varighet og ulik grad av alvorlighet.
Statoil anvender de samme akseptkriterier i alle regioner på norsk sokkel. Miljørisikoanalysen
fanger opp eventuelle forskjeller i miljøsårbarhet i de ulike regioner fordi den tar hensyn til
forekomst og sårbarhet av miljøressursene i det enkelte analyseområdet og fordi den beregner
restitusjonstid for berørte ressurser. Dette fører til at det beregnes en høyere miljørisiko i områder
der det er høy andel av berørte, sårbare bestander og ressurstyper. Akseptkriteriene setter derved
strengere krav til operasjoner i denne type områder.
Akseptkriteriene uttrykker Statoils holdning om at naturen i størst mulig grad skal være uberørt
av selskapets aktiviteter. Kriteriene angir maksimal tillatt hyppighet av hendelser som kan
forårsake skade på miljøet.
Tabell 8-1 Statoils akseptkriterier for forurensning. De installasjonsspesifikke akseptkriteriene er
lagt til grunn i den miljørettede risikoanalysen for Snøhvit.
Miljøskade
Mindre
Moderat
Betydelig
Alvorlig
Varighet av skaden
(restitusjonstid)
1mnd -1 år
1-3 år
3-10 år
> 10 år
Installasjonsspesifikk
risikogrense (per år)
1 x 10-2
2,5 x 10-3
1 x 10-3
2,5 x 10-4
Feltspesifikk risikogrense
(per år)
2 x 10-2
5 x 10-3
2 x 10-3
5 x 10-4
Analyser av miljørisiko utføres trinnvis i henhold til OLFs veiledning for miljørisikoanalyser
(OLF, 2007). For Snøhvitfeltet er det valgt å gjennomføre en skadebasert miljørisikoanalyse for
de antatt mest sårbare miljøressursene. En kort metodebeskrivelse er gitt i det følgende, mens det
henvises til veiledningen for utfyllende informasjon. For strandhabitater er det valgt å analysere
samtlige 10 x 10 km ruter innen influensområdet, hvilket også ligger inne i veiledningen (OLF,
2007).
Skadebasert miljørisiko per år for en installasjon beregnes ved hjelp av følgende uttrykk:
Formel 1
n
⎛⎛ f ⎞⎞
f skade ( skadekategori ) år = ∑ ⎜⎜ ⎜ 0 ⎟ ⎟⎟ × p[treff ]n × p[tilstedeværelse]n × p skade( skadekategori )
1 ⎝⎝ n ⎠⎠
[
der:
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 1-3
]
n
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
fskade = sannsynlighet (-frekvens) for skade innen gitt skadekategori
f0 = frekvens for hendelse per måned/sesong (her installasjonsspesifikk, sesongene har lik varighet). Hele året
tilsvarer summen av årets måneder.
ptreff = sannsynlighet for treff av VØK i 10x10 km rute, gitt at hendelsen har funnet sted
ptilstedeværelse = sannsynlighet for tilstedeværelsen av VØK
pskade =sannsynlighet for skade innen gitt skadekategori
Sjøfugl og marine pattedyr
Miljøskade for bestander av for eksempel sjøfuglarter estimeres ved å beregne skade på en
bestand i form av hvor stor andel av bestanden som kan omkomme ved et eventuelt oljeutslipp.
Dette gjøres ved å koble den geografiske fordelingen av sjøfugl, fordelt på 10 x 10 km ruter, med
sannsynlighet for oljeforurensning i de tilsvarende rutene. Dermed beregnes andel døde sjøfugl i
hver rute i henhold til effektnøkkelen vist i Tabell 8-2 og Tabell 8-3 (marine pattedyr). S1, S2 og
S3 er økende grad av individuell sårbarhet.
Tabell 8-2 Effektnøkkel for beregning av andel sjøfugl innenfor en 10 x 10 km sjørute som
omkommer ved eksponering av olje fordelt på fire kategorier.
Effektnøkkel – akutt dødelighet
Oljemengde (tonn) i 10 x 10 km rute
Individuell sårbarhet av VØK sjøfugl
S1
S2
S3
1-100 tonn
5%
10 %
20 %
100-500 tonn
10 %
20 %
40 %
500-1000 tonn
20 %
40 %
60 %
≥1000 tonn
40 %
60 %
80 %
Tabell 8-3 Effektnøkkel for beregning av andel marine pattedyr innenfor en 10 x 10 km sjørute
som omkommer ved eksponering av olje fordelt på fire kategorier.
Effektnøkkel – akutt dødelighet
Oljemengde (tonn) i 10 x 10 km rute
Individuell sårbarhet av VØK sjøpattedyr
S1
S2
S3
1-100 tonn
5%
15 %
20 %
100-500 tonn
10 %
20 %
35 %
500-1000 tonn
15 %
30 %
50 %
≥1000 tonn
20 %
40 %
65 %
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 1-4
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
Andelen av bestand som går tapt benyttes videre for å karakterisere alvorlighetsgraden av
miljøskaden i fire konsekvenskategorier. Hver konsekvenskategori er tilegnet en teoretisk
restitusjonstid:
mindre
< 1 år teoretisk restitusjonstid
moderat
1 - 3 år teoretisk restitusjonstid
betydelig
3 - 10 år teoretisk restitusjonstid
alvorlig
> 10 år teoretisk restitusjonstid
Skadenøkkelen (Tabell 8-4) er basert på informasjon om artenes populasjonsdynamiske
egenskaper og på modellering av restitusjonstid for arter med lavt gjenvekstpotensiale (OLF,
2007). Lomvi har i tillegg til lavt gjenvekstpotensiale også negativ populasjonstrend. For denne
arten brukes en egen skadenøkkel vist i Tabell 8-5. Gitt at en populasjon med negativ
bestandstrend skades, foreligger to muligheter: Bestanden blir tregere restituert fordi den er under
press eller bestanden blir raskere restituert fordi det blir mindre konkurranse innad i populasjonen
og det tar kortere tid å komme tilbake til den nedadgående bestandslinjen. Det er konservativt
valgt å benytte den første av disse teoriene i foreliggende analyse.
For hver oljedriftsimulering beregnes skadeomfanget i hver rute i henhold til bestandsandel og
fastsatt skadenøkkel. Skadeomfanget for alle ruter summeres til en bestandsskade i henhold til
nøkkel for restitusjonstid. Til sist sammenlignes miljørisiko som er resultat av disse beregningene
med selskapets akseptkriterier.
Tabell 8-4 Skadenøkkel for sannsynlighetsfordeling av teoretisk restitusjonstid ved akutt
reduksjon av sjøfugl- og marine pattedyrbestander med lavt restitusjonspotensiale (S3)(OLF,
2007).
Akutt bestandsreduksjon
1-5 %
5-10 %
10-20 %
20-30 %
≥ 30 %
Konsekvenskategori – miljøskade
Teoretisk restitusjonstid i år
Mindre
Moderat
Betydelig
Alvorlig
<1 år
1-3 år
3-10 år
>10 år
50 %
50 %
25 %
50 %
25 %
25 %
50 %
25 %
50 %
50 %
100 %
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 1-5
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
Tabell 8-5 Skadenøkkel for sannsynlighetsfordeling av teoretisk restitusjonstid ved akutt
reduksjon av sjøfuglbestander med lavt restitusjonspotensiale og negativ populasjonsutviklingstrend (S4).
Akutt bestandsreduksjon
1-5 %
5-10 %
10-20 %
20-30 %
≥ 30 %
Konsekvenskategori – miljøskade
Teoretisk restitusjonstid i år
Mindre
Moderat
Betydelig
Alvorlig
<1 år
1-3 år
3-10 år
>10 år
40 %
50 %
10 %
10 %
50 %
30 %
10 %
10 %
50 %
40 %
20 %
80 %
100 %
Strand
Beregning av miljørisiko på strandhabitat er gjennomført etter VØK-habitat-metoden (OLF,
2007). For VØK-habitat beregnes miljøskade direkte ut fra oljedriftsstatistikken for et område
(for eksempel en rute), og sårbarheten til det aktuelle habitatet (sårbarhet på habitat/
samfunnsnivå). Miljøskaden uttrykkes ved restitusjonstid. Restitusjon regnes oppnådd når det
opprinnelige dyre- og plantelivet i det berørte samfunnet er tilstede på tilnærmet samme nivå som
før utslippet (naturlig variasjon tatt i betraktning), og de biologiske prosessene fungerer normalt.
I VØK-habitat-metoden beregnes sannsynligheten for skade på strand for alle 10 x 10 km ruter
innenfor influensområdet til et uhellsutslipp fra boreaktiviteten, beregnet utfra rutenes
eksponeringsgrad og sammensetning av kysttyper, samt deres sårbarhet (Tabell 8-6).
Tabell 8-6 Sårbarhetsindeks for strandtyper for eksponert og beskyttet kyst (DNV, 2006).
Strandtype
Sva
Klippe
Blokkstrand
Sandstrand
Steinstrand
Leire
Ikke data
Menneskeskapt
Sanddyne
Sårbarhetsgrad
Eksponert
Beskyttet
1
1
1
1
1
2
2
3
1
3
2
3
2
3
1
1
2
3
For hver rute forekommer informasjon om strandtype og lengden av hver strandtype. Hver
strandtype tildeles en sårbarhetsindeks S1, S2 eller S3. Sårbarhetsindeksen er angitt for eksponert
kyst og for beskyttet kyst, samt i forhold til substrattype. Andelen av strandhabitat med sårbarhet
S1, S2 og S3 beregnes for hver strandrute. Bidraget fra hver av sårbarhetskategoriene tilsvarer
den relative fordelingen av sårbarhetskategoriene innen ruten. Sannsynligheten for skade for
strand innen hver sårbarhetsindeks blir da et produkt av sannsynligheten for olje i de fire
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 1-6
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
oljemengdekategoriene, andelen av kyst med sårbarhetsindeks 1, 2 eller 3 og den respektive
sannsynlighetsfordelingen av konsekvenskategorier som vist i Tabell 8-7. Den totale
sannsynligheten for skade i hver enkelt rute angis ved å summere sannsynligheten for hver enkelt
konsekvenskategori for de tre sårbarhetsindeksene.
Tabell 8-7 Skadenøkkel for beregning av sannsynlighet for skade på kyst (DNV, 2006).
Skadenøkkel for kyst
Sårbarhet
Høy
(S3)
Moderat
(S2)
Lav
(S1)
oljemengde
1-100 t
100-500 t
500-1000 t
>1000 t
1-100 t
100-500 t
500-1000 t
>1000 t
1-100 t
100-500 t
500-1000 t
>1000 t
Mindre
<1 år
20 %
10 %
60 %
30 %
10 %
80 %
60 %
40 %
20 %
Skadekategori
Teoretisk restitusjonstid
Moderat
Betydelig
1-3 år
3-10 år
50 %
30 %
60 %
20 %
20 %
50 %
40 %
40 %
60 %
10 %
60 %
30 %
40 %
50 %
20 %
40 %
50 %
10 %
40 %
40 %
Alvorlig
>10 år
10 %
30 %
60 %
10 %
Fisk
En kvantifisering og vurdering av mulige konsekvenser for fisk som følge av uhellsutslipp av olje
fra petroleumsvirksomhet bygger på prinsippene om eksponering av hydrokarboner i vannsøylen
og effektene av en slik eksponering først og fremst på egg og larver som de mest sårbare
livsstadiene. Deretter må det vurderes de videre konsekvenser som ulike effekter (dødelighet,
redusert overlevelse) vil ha på årsklasserekruttering. Figur 8-1 viser en generell skisse over den
statistiske tilnærmingen.
Et arbeid i regi av OLF utført av DNV, Havforskningsinstituttet og Universitetet i Oslo anbefaler
bruk av en dose-respons funksjon som grunnlag for skadeberegninger i denne type analyser. Det
er benyttet en dose-respons funksjon basert på total hydrokarbonkonsentrasjon (THC) i
vannsøylen (OLF, 2008) i beregningene. Dose-respons funksjonen som er benyttet har startpunkt
på 100 ppb, som gir 1 % dødelighet opp til 1 ppm som gir 100 % dødelighet. En slik doserespons funksjon er antatt å bedre reflektere den reelle skade som kan påføres fiskelarvene som
følge av oljeeksponering (OLF, 2008).
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 1-7
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
Figur 8-1 Skisse over statistiske eksponeringsberegninger for fiskelarver.
De statistiske beregningen vil alltid gi et utfallsrom i forhold til hvor stor ”tapsandel” av larver de
ulike oljedriftsimuleringene gir. En rekke usikkerheter og utfordringer ligger inne i en slik
tilnærming og noen av hovedutfordringene er:
•
God nok inngangsdata på egg/larvefordeling til å ivareta den store variasjonen både
mellom år og gjennom driftsperioden
•
Gode nok inngangsdata til å kunne kvantifisere eksponering og effekter i tid og rom
(match mellom oljedrift og larvefordeling) på egg/larver ved ulike tidspunkt
•
Variasjon i overlevelse/dødelighet for larver og ivaretakelse av dette i modellen for
derved å si noe om effekt på årsklasserekruttering
•
Effekt av reduksjon i årsklasserekruttering på gytebestand
I en statistisk tilnærming så kan man ta inn variasjon i overlevelse ved å gi et utfallsrom på hvor
mye et tap av larver har å si for tap av årsklasserekrutteringen dvs. av de som faktisk overlever og
vokser opp. Eksempelvis så kan man legge inn at det er en viss sannsynlighet for at de larvene
man har regnet en effekt på har dobbelt så god overlevelse som andre larver, men det er også da
tilsvarende sannsynlighet for at de har bare halvparten så god overlevelse som andre larver. Det
man imidlertid vil forvente er at de har samme overlevelse som andre larver. Dette gir et
utfallsom med ulike sannsynligheter for ulike utfall basert på en tapsandel av egg/larver.
Tilnærmingen som er benyttet denne analysen tar inn er faktor 10 i overlevelsesvariasjon i tråd
med anbefalingene i metodetrapporten for olje-fisk (DNV, 2008) og gir sannsynligheter for ulike
utfall som skissert i Tabell 8-8.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 1-8
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
Tabell 8-8 Sannsynlighetsfordeling av tapsandeler på årsklasserekruttering for ulike tapsandeler
av egg og larver (OLF, 2008).
Tapsandel egg/larver
Tapsandel
årsklasse
rekruttering
<1 %
1%
2%
5%
10 %
20 %
30 %
50 %
100 %
1%
50 %
30 %
15 %
5%
2%
10 %
20 %
40 %
20 %
10 %
5%
10 %
10 %
20 %
40 %
20 %
10 %
20 %
10 %
20 %
40 %
15 %
10 %
5%
10 %
20 %
40 %
15 %
10 %
5%
30 %
5%
10 %
15 %
40 %
20 %
10 %
50 %
5%
10
15
40 %
30 %
Miljørisiko for fisk beregnes som sannsynlighet for gitt restitusjonstid som følge av tapsandel av
årsklasserekruttering, i henhold til Ugland-modellen for torsk og sild. Det henvises til DNV
(2010b) for utfyllende metodebeskrivelse. For lodde er tapsandeler og mulig restitusjonstid
beregnet basert på metodikk presentert i Olje-Fisk – Barentshavet (Alpha miljørådgivning, 2000).
Restitusjonstid gytebestand
100 %
90 %
80 %
70 %
60 %
50 %
40 %
30 %
20 %
10 %
0%
1
2
5
10
15
20
30
50
Tapsandeler årsklasserekruttering torsk (%)
<2
3
4
5
6
7
8
9
10
11 år
Figur 8-2 Beregnet restitusjonstid for gytebestand torsk som følge av ulike tapsandeler av
årsklasserekruttering. Beregnet med Ugland-modellen.
- o0o -
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 1-9
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
APPENDIX
2
MILJØBESKRIVELSE
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 2-1
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
Fysiske miljøforhold
Barentshavet er et grunt sokkelhav hvor den norske delen omfatter ca. 1,4 mill. km2 og har et
gjennomsnittlig dyp på omlag 230 m. Bunntopografien er dominert av store bankområder (100200 m, eksempelvis Sentralbanken, Spitsbergenbanken og Storbanken) og dype renner (300-400
m, eksempelvis Bjørnøyrenna) mellom disse. I vest følger Barentshavet den bratte
kontinentalskråningen mot Norskehavet.
I Barentshavet er det tre hovedvannmasser; kystvann, atlanterhavsvann og arktisk vann (Figur 01). Varmt atlantisk vann strømmer inn fra sydvest og kaldt, arktisk vann trenger inn fra nordøst.
Kystvannet kommer inn i Barentshavet langs norskekysten og følger kysten videre østover. I
møtet mellom det kalde arktiske vannet og det varme atlanterhavsvannet dannes front- og
virvelsystemer som igjen gir opphav til betydelig primærproduksjon i vår- og sommerhalvåret
(Føyn m.fl., 2002), den såkalte polarfronten. Tilsvarende oppblomstring opptrer om våren i en
20-50 km bred sone langs iskanten, hvor issmeltingen danner forutsetninger for et stabilt
overflatelag og frigjøring av næringssalter.
Figur 8-3 Strømforhold i Barentshavet (Sætre, 1983).
Naturressurser
Dette kapittelet gir en beskrivelse av naturressursene sjøfugl, marine pattedyr, fisk og strand
innenfor analyseområdet til Snøhvit. Hvis det skulle skje et oljeutslipp fra Snøhvit vil både
ressurser på åpent hav og ressurser i kystnære strøk kunne bli rammet.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 2-2
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
Sjøfugl
Sjøfugldataene er delt i to datasett; kystnære data og data på åpent hav. De to datasettene
behandles atskilt. Det er viktig å merke seg at sjøfugl i åpent hav og kystnær sjøfugl kan tilhøre
samme bestand, men at analysene er basert på to ulike datasett etter sjøfugls tilholdssted i ulike
perioder av året.
Indikatorartene for Norskehavet og Barentshavet er valgt som analysearter. Disse omfatter
pelagisk dykkende arter representert ved lomvi og lunde, pelagisk overflatebeitende arter
representert ved krykkje, og kystbundne dykkende arter representert ved ærfugl, toppskarv og
storskarv.
Området Lofoten-Vesterålen og Barentshavet er svært viktig for sjøfugl. En rekke store
forekomster av kolonihekkende sjøfugl er knyttet til de gode næringsbetingelsene som finnes i
Norskehavet og Barentshavet.
Data for sjøfugl åpent hav er blitt samlet inn etter standard metode for linjetransekter (Tasker et
al., 1984). Fordelingen av fugl ble brukt til å estimere utbredelse og tetthet gjennom en Gammodell. Dataene (estimert antall per 10 km2) ble regnet om til andeler av totalestimatet for
Norskehavet og Barentshavet samlet. Lett oppdagbare arter som har en tendens til å følge båten
(f.eks. måker og havhest) er sannsynligvis overestimert, mens små, mer uanselige og dykkende
arter (f.eks. alkefugl) er underestimert. Siden oppdagbarhet neppe skiller seg mellom de
forskjellige delene av undersøkelsesområdet, vil imidlertid dette ikke ha noen betydning for den
relative romlige fordelingen innen en art.
Åpent hav dataene omfatter registreringer fra Nordsjøen (NO), Norskehavet (NW) og
Barentshavet (BA). Data fra Nordsjøen er hovedsakelig fra ESAS (European Seabirds At Sea)
databasen, mens dataene fra Norskehavet og Barentshavet hovedsakelig er fra SEAPOPdatabasen (www.seapop.no). Dataene er analysert atskilt for de tre havområdene og for tre
forskjellige sesonger: vinter (1. november – 31. mars), sommer (1. april – 31. juli) og høst (1.
august – 31. oktober).
Datadekning og bestandsfordelinger for sjøfugl åpent hav og kystnært er vist i Vedlegg 4.
De største sjøfuglkoloniene langs fastlandskysten av Norskehavet/Barentshavet er Runde, Røstområdet, Fuglenykene, Bleik, Sør-Fugløy, Nord-Fugløy, Loppa, Hjelmsøya, Gjesvær, Omgang,
Syltefjord og Hornøya. Alle disse er typiske fuglefjell der pelagisk beitende arter dominerer.
Lunde er den desidert mest tallrike arten på fastlandet med over 1 700 000 hekkende par, det vil
si minst 3,5 millioner individer, alt etter hvor stor ungfuglandelen er i populasjonen. Krykkje
(330 000 par), gråmåke (200 000 par) og ærfugl (135 000 par) følger på de neste plassene. Andre
tallrike arter er blant andre svartbak, storskarv og rødnebbterne.
Sjøfuglers generelle sårbarhet for oljesøl er blitt beskrevet omfattende tidligere (se f.eks. Brude et
al., 2003, Christensen-Dalsgaard et al., 2008, Moe et al., 1999, Peterson, 2001, Piat et al., 1990)
og vil derfor bare kort bli oppsummert her.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 2-3
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
Sjøfugler tilbringer det meste av tiden på sjøen, hvor de fleste artene henter all sin næring. Noen
arter er kun avhengige av å oppsøke land i hekketiden. Ved oljesøl i områder hvor det
forekommer sjøfugler, enten rundt hekkekolonier eller i områder hvor de beiter, er det sannsynlig
at sjøfugl kommer i kontakt med oljen. Sjøfugl er sårbare for både direkte og indirekte effekter av
oljesøl. Oljen får fjærene til å klistre seg sammen slik at de mister isolasjonsevnen, sjøvannet
kommer i kontakt med huden og fuglen fryser i hjel. Selv relativt små mengder olje i fjærdrakten
kan få fatale konsekvenser, fordi fjærenes vannavstøtende effekt blir ødelagt. En oljeflekk på
under 5 % av kroppen vil dermed kunne bli fatalt. Det varierer imidlertid fra art til art hvor
sårbare fuglene er for tilsølingen. De artene som tilbringer det meste av tiden på sjøen og derfor
opplever mer effektiv varmetap (f.eks. alkefuglene) vil være mer sårbare enn f.eks. måkefugler,
svaner, gjess, og gressender da disse ofte finner tilstrekkelig næring på land og dermed er mindre
utsatt for varmetap. I tillegg kan tilsølte individer bli forgiftet ved at de får olje inn i fordøyelsessystemet når de pusser fjærdrakten. Sekundært vil åtseletere og predatorer også kunne bli utsatt
for forgiftning og tilgrisning gjennom tilgang til svake og døde, tilgrisede sjøfugl. Effektene av
forgiftning inntrer mer gradvis og, i den grad de blir en primærårsak til dødelighet (f.eks. for arter
der individene kan overleve en oljeskade ved å søke næring på land), kommer ofte ikke til syne
før lenge etter den akutte hendelsen.
Den individuelle oljesårbarheten til en sjøfugl varierer med en lang rekke forhold som blant annet
art, fysisk tilstand og flygedyktighet samt tilstedeværelse, atferd og arealutnyttelse i
risikoområdet (Anker-Nilssen, 1987). Sårbarheten er generelt størst for de artene som ligger på
havoverflaten og dykker etter næring. Det gjelder især alkefugler som lomvi og lunde, lommer,
skarver og marine ender. Måkefugl, svaner, gjess, og gressender er imidlertid mindre utsatt for
varmetap da de ofte finner tilstrekkelig næring på land. Sjøfugler er især sårbare for oljesøl i
hekketiden når de er bundet til kolonien. Dessuten er ande- og alkefugler svært sårbare i myte
(fjærfellings) perioden, hvor de ikke er flygedyktige i flere uker. Mytetiden for alkefugler er i
august-september mens andefugler i nord Norge myter i perioden juli-september (se Tabell 8-9
for forenklet fremstilling av gruppenes sårbarhet for olje).
Tabell 8-9 Forenklet fremstilling av de forskjellige gruppenes sårbarhet for olje til ulike årstider
(Anker-Nilssen 1994).
Økologisk sjøfuglgruppe
Sommerområder for
HøstVinterområder
områder
Hvile myting
hekking
næringssøk
Pelagisk dykkende
Høy
Høy
Høy
Høy
Høy
Høy
Pelagisk overflatebeitende
Lav
Middels
Lav
-
Middels
Middels
Kystbundne dykkende
Kystbundne overflatebeitende
Høy
Høy
Høy
Høy
Høy
Høy
Middels
Lav
Lav
Middels
Lav
Lav
I de følgende beregninger av effektene på sjøfugl av modellerte oljeutslipp, er
sannsynlighetsberegningen gjort for hvor stor en andel av bestanden som vil omkomme. Dette er,
som beskrevet ovenfor, gjort ut i fra fordelingen av sjøfuglene og hvor sårbare artene er overfor
olje. Videre beregnes den endelige miljøskaden som restitusjonstid for en sjøfuglbestand. Det vil
si tiden det tar for en sjøfuglbestand å bygges opp igjen til samme bestandsnivå som før skade av
et oljesøl. Gjennomgående karakteriseres de typiske sjøfuglartene ved sein kjønnsmodning, høy
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 2-4
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
levealder og lav reproduktiv kapasitet, dette medfører at de fleste artene har en liten til middels
restitusjonsevne (Tabell 8-10). Dette er ivaretatt i beregningene.
Tabell 8-10 Bestandskarakteristika for sjøfugler inkludert i konsekvensanalyse. Restitusjonsevne
er vurdert ut fra artens livshistorieparametere (primært reproduksjonsevne og overlevelse).
Bestandstrender er vurdert på bakgrunn av resultater fra Det nasjonale overvåkingsprogrammet
for sjøfugl (se f.eks. Lorentsen & Christensen-Dalsgaard 2009). Rødlistestatus er i henhold til
Kålås et al (2006) og inndelt i kategoriene CR = kritisk truet, EN = sterkt truet, VU = sårbar og
NT = nær truet.
Art
Økologisk
grp.
Restitusjonsevne Bestandstrend, Status i
fastland
Norge
Havhest
Storskarv
Toppskarv
Ærfugl
Stellerand
PO
KD
KD
KD
KD
liten
stor
stor
middels
liten
Negativ
Positiv
Stabil
Stabil
Negativ
Svartbak
KO
middels
Stabil
Ansvarsart1
Gråmåke
Krykkje
Polarlomvi
Lomvi
Lunde
KO
PO
PD
PD
PD
middels
middels
liten
liten
liten
Stabil
Negativ
Negativ
Negativ
Negativ
Ansvarsart1
VU2
NT2
CR2
VU2
Ansvarsart1
Ansvarsart1
VU2
Individuell
sårbarhet (MIRA)
2
3
3
3
3
1;sept.mars/2;april-aug.
1;sept.-mars/
2;april-aug.
2
3
4
3
1) En art er definert som norsk ansvarsart når den norske bestanden er ≥ 25% av Europas bestand. 2)
Rødlistestatus for det norske fastland.
Marine pattedyr
Havert forekommer i kolonier langs hele norskekysten. Utenom kastetiden kan arten være spredt
langs kysten for næringssøk, og utbredelsen fra flere kolonier kan overlappe (Figur 8-4). Under
hårfellingsperioden og kasteperioden samler haverten seg i store kolonier (Føyn m.fl., 2002;
Bjørge, 2008). En landsdekkende undersøkelse av havert i 2001-2003 konkluderte at den årlige
produksjonen er på rundt 1200 unger, noe som indikerer en havertbestand på 4600 - 5500 dyr
eldre enn ett år (DN & HI, 2007).
Bjørge (2008) har foreslått å dele de norske forekomstene av havert inn i tre bestander. En
populasjon sør for Stad, en populasjon fra Stad til Lofoten, og en populasjon fra Vesterålen til
russergrensen. Koloniene på Froan i Sør-Trøndelag er en av de største havertkoloniene. Haverten
føder i desember måned og ungene skifter pels etter 3 uker. Hårfelling foregår fra februar til april.
I følge både Norsk rødliste og internasjonale konvensjonslister lister er havert nær truet (NT)
(Artsdatabanken, 2006).
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 2-5
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
Figur 8-4 Utbredelsesområder for havert langs norskekysten (MRDB) (venstre), og fordeling av
bestandsandeler av havert langs kysten (høyre).
Steinkobbe forekommer i større og mindre kolonier langs hele norskekysten (Figur 8-5). Arten er
relativt stedbunden og oppholder seg nær koloniene året rundt (spredning på noen titalls km).
Basert på telling av hårfellende steinkobber i perioden 1996-1999, er den norske totalbestanden
beregnet til ca 10 000, samt ca. 500 individer ved Svalbard (Føyn m.fl., 2002; Bjørge m.fl.,
2007).
Steinkobbene føder unger i siste halvdel av juni og dieperioden varer i tre til fire uker. Ungene
har felt fosterpelsen ved fødselen og kan gå i vann allerede etter få timer. De er imidlertid
særdeles følsomme for forstyrrelser i tiden fram til de har utviklet gode svømmeferdigheter (DN
& HI, 2007). For steinkobbe skjer hårfellingen i august-september.
Bjørge m.fl. (2007) foreslår følgende hensiktsmessige bestandsinndeling basert på biologiske
prinsipper; Skagerrakbestanden (fra Østfold til Vest-Agder), vestlandsbestanden (fra Rogaland til
Troms / Lopphavet), Finnmarksbestanden (fra Lopphavet til russergrensa), og Svalbardbestanden
(ved Prins Karls forland). De tre største forekomstene av steinkobbe er i Nordland (2874), SørTrøndelag (1750) og i Møre og Romsdal (1447).
Både Steinkobbe og Havert er jaktbare i Norge, og siden 2003 har kvotene blitt satt vesentlig
høyere enn forskernes anbefalinger. De er også utsatte for bifangst i fiskeredskap, og det er
sannsynlig at bestandene vil minke raskt med dagens forvaltningsordning. I noen områder vil
steinkobbe være utrydningstruet. I revidert utgave av norsk rødliste i 2006 ble steinkobbe
klassifisert som sårbar (VU) (Bjørge m.fl., 2007).
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 2-6
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
Figur 8-5 Utbredelsesområder for steinkobbe langs norskekysten (MRDB) (venstre), og fordeling
av bestandsandeler av steinkobbe langs kysten (høyre).
Oteren ble fredet i Norge siden 1982 som følge av bestandsnedgang i store deler av
utbredelsesområdet. Det er antatt at over 25 % av den europeiske bestanden finnes i Norge
(Alpha, 2003). Kart over oterens tilhold langs kysten er vist i Figur 8-6. Den nasjonale bestanden
synes nå å være i vekst; i 1990 ble den estimert til 9000 - 11 000 dyr, mens tilsvarende tall for
1995 er 17 000 - 21 000 dyr. Dersom den videre veksten har vært konstant, er antallet i dag opp
mot 30 000 dyr. Det er særlig bestandene i Midt- og Nord-Norge som synes rimelig sterke; i
kyststrøkene fra og med Sør-Trøndelag og nordover antas oteren å ha en sammenhengende
utbredelse (Bjørn, 2000). Oter er sårbar for oljetilgrising da varmeisolasjonen hos disse artene er
basert på et vanntett, luftfylt lag av henholdsvis fjær og hår. Et hovedproblem er at oljen
ødelegger strukturen i fjærdrakt eller pels slik at den vanntette, varmeisolerende evnen forsvinner
og dyra blir nedkjølt i kaldt sjøvann. I tillegg risikerer de å bli forgiftet av olje som fordøyes
under pussing av fjærdrakt eller pels.
Internasjonalt har oteren status som truet rødlisteart, og er beskyttet av flere internasjonale
konvensjoner. På den norske rødlista er arten plassert i kategorien sårbar (VU).
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 2-7
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
Figur 8-6 Utbredelse av oter i Norge (MRDB).
Fisk
Barentshavet er kjent som et viktig oppvekstområde for fisk, og fiskefaunaen her omfatter om lag
150 ulike arter fordelt på 52 familier. Torsk, sild og lodde regnes som de viktigste artene både ut
fra økologiske og økonomiske verdier, og vil derfor bli nærmere omtalt her. Andre viktige arter i
Barentshavet er lusuer, kveite, hyse og sei.
For fisk er det vist at mulige effekter ved uhellsutslipp av olje i hovedsak begrenser seg til egg og
laver som har høyere sårbarhet for oljeforurensning, mens yngel og voksen fisk i mindre grad vil
påvirkes. Gyteproduktene vil for øvrig være spredt over store områder og det er dermed mindre
sannsynlighet å ramme arter slik at det får konsekvenser for bestandene. Voksen fisk har vist seg
å sanse oljeforurensning i små konsentrasjoner, og det antas at fisken dermed vil unnvike
oljeforurensede vannmasser. Det er heller ikke observert større omfang av fiskedød etter reelle
uhellsutslipp (for eksempel Ixtoc I-utblåsningen og Amoco Cadiz-forliset).
Sekundære effekter av oljeforurensning kan for fiskelarver slå ut i både positiv og negativ
retning. Dersom predatorer (sjøfugl) rammes, kan dette ha positiv innvirkning på larvenes
overlevelse ved at beitetrykket fra sjøfugl reduseres. Dette forutsetter for øvrig at predatorene
rammes direkte eller at de søker seg til andre områder der larveforekomstene er lavere. Dersom
oljeforurensningen rammer organismer lengre nede i næringskjeden kan det medføre økt dødelig
av fiskelarver grunnet mindre tilgang på føde og medfølgende sult. Sannsynligheten for
sekundære effekter av denne typen er for øvrig ansett som lav.
Sild (Clupea harengus)
Norsk vårgytende sild vandrer ut fra overvintringsområdet i Vestfjorden i januar og setter kursen
mot gyteområdene. Silda ankommer gyteområdene i januar – februar og gyter på kystbankene fra
Egersund til Vesterålen i perioden fra februar til april, med hovedtyngden gjerne i månedsskiftet
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 2-8
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
februar - mars. Selve gytingen foregår 5-10 m over bunnen på 50-150 m dyp. Gytefeltene har
grusbunn, og etter at eggene er gytt synker de ned mot bunnen hvor de kleber seg fast.
Inkubasjonstiden har en varighet på ca. 3 uker avhengig av temperaturen.
De nyklekkede sildelarvene svømmer opp i den eufotiske sonen hvor de begynner å spise etter 23 dager. Sildelarvene følger det samme transportmønsteret som torskelarvene, og i april - mai er
de spredd over hele midtnorsk sokkel og videre nordover på Røstbanken, Vesterålsbankene,
banken utenfor Troms og Tromsøflaket. Silda metamorfoserer ikke før den har blitt 40-50 mm
lang. Samtidig samler silda seg i tette stimer som respons på de forskjellige predatorene som
ernærer seg på silda.
I august - september står silda i tette stimer i Barentshavet, men med en mer vestlig fordeling enn
torsken. Silda blir værende i Barentshavet i tre år, og den har da en øst-vest beitevandring hvor
tyngdepunktet flytter seg vestover for hvert år inntil den vandrer ut fra Barentshavet og inn i
Norskehavet hvor den slutter seg til den gytende bestanden.
Silda har vist store endringer i bestandstørrelse i løpet av de siste 50 årene, og den forandrer også
gyte- og beiteområde. Rekrutteringen er svært ujevn, men det synes som om det er en
forutsetning for god rekruttering at en stor del av yngelen driver inn i Barentshavet og vokser opp
der. Barentshavet er således et nøkkelområde for rekrutteringen (Føyn m. fl., 2002).
En oversikt over gjennomsnittlig sildelarveutbredelse (fra 1980-2004) for ulike måneder er gitt i
Figur 8-7.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 2-9
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
Mars
MANAGING RISK
April
Mai
Juni
Juli
August
Figur 8-7 Gjennomsnittsfordeling av sildelarver i ulike måneder basert på modellerte data fra
perioden 1980-2004 (Kilde: Havforskningsinstituttet)
Torsk (Gadus morhua)
Den norsk arktiske torsken (Gadus morhua) gyter i hovedsak i Vestfjorden og på bankene utenfor
Lofoten, Vesterålen og Troms. En mindre, men viktig andel av torsken, ca. 15-20 %, gyter
utenfor kysten av Møre. Gytebestanden ankommer gyteområdene i januar - februar, og gyter i de
to påfølgende månedene, med hovedtyngden i mars - april. Torsken gyter i sprangsjiktet mellom
kyststrømmen og det underliggende atlanterhavsvannet, men ettersom eggene er lettere enn
sjøvann, stiger de sakte opp mot overflaten i kyststrømmen. Vind og bølger vil blande eggene
nedover i vannmassene slik at vertikalfordelingen av eggene i stor grad er styrt av værforholdene.
Eggene blir transportert nordover med kyststrømmen, og transporten er i denne perioden prisgitt
de rådende strømforhold. Etter ca. 3 uker, mot slutten av april, klekker torskelarvene. De er
fremdeles avhengige av de horisontale og vertikale vannbevegelsene, og de høyeste
konsentrasjonene av nyklekkede larver vil være å finne på 10-20 m dyp. I juli måned finner en
mesteparten av årsklassen over Tromsøflaket utenfor kysten av Nord-Troms. Larvene har nå blitt
ca. 3 cm og befinner seg fremdeles høyt oppe i vannmassene, over 20 meters dyp. De er nå
mindre sårbare overfor oljeforurensning. I august - september finner en torskeyngelen igjen i
store deler av Barentshavet. Deler av yngelen følger strømmen til områdene vest for Svalbard,
mens hovedtyngden vil fortsette innover i Barentshavet og står i et belte fra Svalbard sørøstover
til Novaya Zemlja. Utbredelsen er forholdsvis stabil fra år til år, mens tetthetene varierer med
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 2-10
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
1000 ganger fra et godt til et dårlig år. Torskeyngelen har nå blitt ca. 7 cm og fordelingen i
vannsøylen vil være fra 60 m og opp mot overflaten. Utover høsten i oktober - desember når
torsken har blitt 10-12 cm lang, bunnslår den seg og den pelagiske fasen er over. Den totale
bestanden av norsk arktisk torsk ble i 2006 estimert til 1,3 mill. tonn, hvorav den gytende
bestanden utgjorde ca 500.000 tonn (Aglen, 2007).
En oversikt over gjennomsnittlig (basert på samtlige år) torskelarveutbredelse for ulike måneder
er gitt i Figur 8-8.
Mars
April
Mai
Juni
Juli
August
Figur 8-8 Gjennomsnittsfordeling av torskelarver i ulike måneder basert på modellerte data fra
perioden 1980-2004 (Kilde: Havforskningsinstituttet)
Lodde (Mallotus villosus)
Lodda er en viktig art i Barentshavet fordi den omdanner mye av sekundærproduksjonen til
fiskeprotein, og den er en viktig matkilde for både annen fisk, sjøfugl og marine pattedyr.
Gytingen foregår i selve Barentshavet innenfor et område som strekker seg fra Vesterålen til øst
for Murmansk fjorden, oftest med et østlig eller vestlig konsentrert gytesenter. Lodda gyter på
grusbanker på 30-50 m dyp, og eggene blir gravd ned i grusen. Egg og plommesekklarver
utvikler seg nede i grusen for så å svømme ut når forholdene er gode.
Loddelarvene drives med strømmen i de øvre delene av vannmassene, og drivretningen er for en
stor del avhengig av hvor gytingen har foregått. I år hvor gytingen har foregått i vestlige områder
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 2-11
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
(Troms og Vest-Finnmark), vil larvene transporteres langs Eggakanten mot områdene vest for
Svalbard. Ved gyting i østlige områder (Midt-Finnmark til Murmansk) vil en finne larvene igjen i
nordøstlige deler av Barentshavet. Temperatur og næringsforhold i Barentshavet er begrensende
for larvenes vekst, slik at lodda ikke klarer å gjennomgå metamorfose den første sommeren. Den
overvintrer som larver eller ”glasslodde” som den ofte blir kalt. Lodda har en nord-sør
beitevandring etter som polarfronten flytter seg.
Lodda gyter som regel i en alder av 3-4 år, og ettersom lodda er en laksefisk er det vanlig at de
fleste dør etter at de har gytt første gang. Den korte livssyklusen til lodda gjør den sårbar for
påvirkninger. En ser for eksempel at i år med store sildeklasser som beiter på loddelarvene, vil
det i de 2-3 etterfølgende år være dårlig rekruttering av lodde, noe som vil føre til en dramatisk
nedgang i bestanden til den kortlivede lodda.
En oversikt over fordeling av loddelarver i ulike måneder i 2003 er gitt i Figur 8-9.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 2-12
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
mai (døgn 134)
juni (døgn 153)
juni (døgn 173)
juli (døgn 193)
juli/august (døgn 212)
august (døgn 232)
september (døgn 253)
Figur 8-9 Fordeling av loddelarver i ulike måneder fra 2003 (Kilde: Havforskningsinstituttet)
Plankton
Planktonforekomster er generelt lite sårbare for oljeforurensning grunnet vid og vekslende
utbredelse, raske generasjonstider og rask innvandring fra upåvirkede områder. Mye tyder derfor
på at mulige effekter av et uhellsutslipp av olje vil være av lokal karakter og at forekomstene
bruker kort tid på å returnere til normaltilstand (kort restitusjonstid), også dersom hendelsen
inntreffer under våroppblomstringen når produksjonen er størst. Det finnes for øvrig en rekke
studier med effekter av råolje på evertebrater som inkluderer effekter på overlevelse samt
atferdsendring.
Raudåte (Calanus finmarchicus) er en økologisk viktig art i norske farvann, og utgjør en viktig
del av dietten til flere kommersielt viktige fiskearter. Forsøk gjort med denne arten er
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 2-13
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
hovedsakelig relatert til vannløselig fraksjon av oljen (dvs. for eksempel PAH-forbindeler eller
BTEX-forbindelser, ikke nedblandet olje), men har vist at larvestadiet er mer sårbart enn voksne
individer. Studier har også vist at krill er mer følsomme og sårbare for oljeforurensing enn
hoppekreps.
(BTEX-komponenter: Benzen, etylbenzen toluen og xylen. Vanlig råolje antas å inneholde 0,5-2%
BTEX-komponenter. BTEX-komponentene utgjør vanligvis i utgangspunktet 80-90 % av de totale
hydrokarboner i den vannløselige fraksjonen (WSF) av råolje, noe avhenging av oljetype og
oljevannmengde forholdet.)
Bunndyr
Bløtbunnsfauna i området lever av næring tilført fra primærproduksjon i øvre vannlag.
Bunnsubstratet avhenger av lokale strømforhold, og artssammensetningen reflekterer også dette.
Bunnfaunasamfunn domineres ofte av flerbørstemark, men det er også høy forekomst av skjell,
krepsdyr og pigghuder. Bunndyr er en viktig næringskilde for bunnlevende fisk, som hyse og
rødspette. Gruntvannssamfunn (< 200 m) har generelt en høyere total biomasse enn det man
finner i dypvannssamfunn. Det er ikke kjente forekomster av revdannende koraller innenfor
influensområdet.
Strand
Analysen av strandhabitater er gjort ved å benytte et 10 x 10 km rutenett. Data for strandhabitater
er hentet fra Alpha (2003).
På bakgrunn av substrattype, habitat og eksponering for vind, bølger og tidevann, kan kystens
sensitivitet for olje beregnes. For å beskrive sårbarhet benyttes sårbarhetsindeksen S1-S3, hvor
S3 er mest sårbart. Denne indeksen bygger på prinsipper om at et kysthabitat er sårbart for olje på
grunnlag av type substrat og type flora/fauna i habitatet. I OLFs MIRA metode er det standard å
benytte denne sårbarhetsindeksen. Strandens selvrensingsevne er signifikant høyere i eksponerte
områder enn i beskyttede områder. Leirstrand og beskyttede stein- og blokkstrandsområder er
generelt mest sårbare på grunn av sin dårlige selvrensingsevne.
Figur 8-10 viser andeler av kystområdene med ulik sårbarhetsindeks1, 2 og 3 i hver 10 x 10 km
rute.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 2-14
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
Figur 8-10 Andel (%) av strandtype med sårbarhet 1, 2 og 3 (3 indikerer høyest sårbarhet, 1
indikerer lavest sårbarhet) per 10 x 10 km gridrute langs norskekysten.
Referanser:
Aglen, A. 2007. Nordøstarktisk torsk. I ”Havets ressurser og miljø 2007” kapittel 1:
Økosystem Barentshavet. HI, Bergen.
Anker-Nilssen, T. 1987. Metoder til konsekvensanalyser olje/sjøfugl. - Viltrapport 44, 114 s.
Artsdatabanken 2006. http://www.artsdatabanken.no
Bjørge, A., Øien, N., Fagerheim, K. A., 2007. Abundance of Harbour Seals (Phoca vitulina)
in Norway Based on Aerial Surveys and Photographic Documentation of Hauled-Out
Seals During the Moulting Season, 1996 to 1999; Bjørge, Arne; Øien, Nils;
Fagerheim, Kjell-Arne; Aquatic Mammals, Volume 33, Number 3, September 2007,
pp. 269-275(7)
Bjørge, 2008. Notat i epost fra Arne Bjørge (HI) til Odd Willy Brude (DNV) datert
28.01.2008
Bjørn, T.H. 2000. Oteren i Finnmark. En kartlegging av oterbestanden i Finnmark ved bruk av
sportegnmetoden. Rapport fra Fylkesmannen i Finnmark, miljøvernavdelingen.
Rapport 1-2000.
Brude, O.W., Systad, G.H., Moe, K.A. & Østby, C., 2003. ULB Delutredning – studie7b.
Uhellsutslipp til sjø. Miljøkonsekvenser på sjøfugl, sjøpattedyr, strand, iskant mv.
Alpha miljørådgivning/Norsk institutt for naturforskning rapport nr. 1157-01 revisjon
02b.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 2-15
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
Christensen-Dalsgaard, S., Bustnes, J.O., Follestad, A., Systad G.H., Eriksen, J.M., Lorentsen
S.-H. & Anker-Nilssen, T. 2008. Tverrsektoriell vurdering av konsekvenser for sjøfugl.
Grunnlagsrapport til en helhetlig forvaltningsplan for Norskehavet. – NINA
Rapport 338. 161 s.
DN & HI, 2007. Helhetlig forvaltningsplan for Norskehavet. Arealrapport med miljø- og
naturbeskrivelse. Fisken og Havet Nr. 6 2007. Havforskningsinstituttet.
Føyn, L., von Quillfeldt, C.H. og Olsen, E. (reds.) 2002. Fisken og havet, nummer–6 - 2002.
Kålås, J.A., Viken, Å. og Bakken, T. (red.) 2006. Norsk Rødliste 2006 – 2006 Norwegian Red
List. Artsdatabanken, Norway.
Moe, K.A., Anker-Nilssen, T., Bakken, V., Brude, O.W., Fossum, P., Lorentsen, S.H. & Skeie,
G.M. 1999. Spesielt Miljøfølsomme Områder (SMO) og petroleumsvirksomhet.
Implementering av kriterier for identifikasjon av SMO i norske farvann med fokus på
akutt oljeforurensning. - Statens Forurensingstilsyn (SFT) og Direktoratet for
Naturforvaltning (DN). Alpha Rapport 1007-1, 51 s. + Web-Atlas CD-ROM.
MRDB 2010. Marin Ressurs DataBase.
Peterson, C.H. 2001. The “Exxon Valdez” Oil Spill in Alaska: Acute, Indirect and Chronic
Effects on the Ecosystem. - Adv. Mar. Biol. 39: 1-103.
Piatt, J.F., Lensink, C.J., Butler, W., Kendziorek, M. & Nysewander, D.R. 1990. Immediate
impact of the “Exxon Valdez” oil spill on marine birds. - Auk 107: 387-397.
Sætre, R. 1983. Strømforhold i øvre vannlag utenfor Norge. Havforskningsinstituttet.
Rapport: FO 8306. 34 s.
Tasker, M. L., Hope Jones, O., Dixon, T., and Blake, B.F., 1984. Counting seabirds from ships: a
review of methods employed and a suggestion for a standardized approach . Auk 101:567577.
- o0o -
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 2-16
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
APPENDIX
3
BESTANDSFORDELING SJØFUGL
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 3-1
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
ÅPENT HAV
Alkekonge
Gråmåke
Havhest
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 3-2
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
Krykkje
Lomvi
Lunde
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 3-3
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
Polarlomvi
Svartbak
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 3-4
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
KYSTNÆRE
Fordeling av andeler lunde, lomvi og krykkje i hekketiden, fordelt innenfor aksjonsradiusen til
de forskjellige artene.
Fordeling av andeler ærfugl, storskarv og toppskarv i hekketiden, fordelt innenfor
aksjonsradiusen til de forskjellige artene.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 3-5
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
Fordeling av andeler ærfugl og skarv utenom hekketiden, februar måned.
Referanser:
Seapop. www.seapop.no
- o0o -
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 3-6
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
APPENDIX
4
INPUT TO THE UPDATE OF THE SNØHVIT ENVIRONMENTAL RISK
ANALYSIS (TECHNICAL NOTE FROM STATOIL)
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 4-1
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
Technical note
INPUT TO THE UPDATE OF THE SNØHVIT ENVIRONMENTAL
RISK ANALYSIS
Summary
This note presents a quantitative assessment of blowout risk related to the Snøhvit and Albatross
developments. Blowout probability, flow rates and duration are quantified for application in the
update of the Snøhvit environmental risk analysis (ERA). The assessment is based on activity
levels in a year of peak activity and a year of normal operation. It is assumed that development of
the Askeladd reservoir will not take place within the five year time span of the updated ERA.
1 INTRODUCTION
The purpose of this note is to provide input to the environmental risk analysis regarding blowout
probability, rates and duration.
The assessment of risk figures in this note is based on:
Historical blowout statistics /1/
Blowout and well leak frequencies /2/
Calculated blowout rates from the reservoir, surface and seabed /4/,/5/
Judgements and considerations in TNE PRT HSET ST and in dialogue with the
relevant organisation.
2 BLOWOUT PROBABILITIES
All probabilities utilized in the assessment are recommended used by Scandpower /2/ and applies
to gas wells.
The Snøhvit and Albatross developments are in a production phase and formation/reservoir
characteristics are considered to be well known. No risk factors that could complicate pressure
control beyond a normal challenge are identified for drilling and completion activities. Based on
this, the probabilities relevant for drilling and completion of production gas wells recommended
by Scandpower /2/, are applied without further adjustment.
P(blowout, development drilling, gas well) = 3,65 ⋅ 10 −5
P(blowout, completion, gas well)
= 1,54 ⋅ 10 −4
Snøhvit produces from 6 subsea wells and has in addition one CO2 injector. In relation to the
ERA the CO2 injector is not considered to have a contribution to the overall blowout probability
or an effect on the environmental risk. Albatross produces from 3 subsea wells. Blowout
probabilities related to operation of producing gas wells are:
P(blowout, producing gas well)
= 6,11 ⋅ 10 −5
P(blowout during wireline intervention, gas well) = 7,21 ⋅ 10 −6
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 4-2
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
At present, the plan is to drill three wells during the next five years and not more than two wells
in the same year. One possible drilling operation is the construction of a CO2 injector. This
operation is conservatively treated as construction of a production well.
A year of peak activity is therefore described by drilling and completion of 2 production wells in
addition to the 9 gas wells in operation /3/. To account for possible changes in the level of
activity we have added 1 wireline intervention to the planned activities of the year of peak
activity. The resulting blowout probability relative to a year of peak activity is
= 2 · 3,65 · 10-5 = 7,30 · 10-5
= 1 · 1,54 · 10-4 = 1,54 · 10-4
= 1 · 7,21 · 10-6 = 7,21 · 10-6
= 9 · 6,11 · 10-5 = 5,50 · 10-4
7,84 · 10-4
P(blowout while drilling a production well)
P(blowout during completion)
P(blowout during a wireline intervention)
+ P(blowout during production, gas wells)
= P(blowout in a year of peak activity)
In a year of normal activity 9 gas producing wells will be in operation. The resulting blowout
probability relative to a year of normal activity is
P(year of normal activity) = 9 · P(blowout, producing gas well) = 9 · 6,11 · 10-5 = 5,50 ·
-4
10
3 BLOWOUT RATES
The Snøhvit and Albatross reservoirs are developed with remotely controlled subsea installations
and subsea condensate transport to Melkøya. This implies that a blowout during production will
result in a seabed release. The subsea installations are placed at water depths between 250 and
345 meters.
Drilling and completion operations will be conducted with a floater moored with anchors during
the operations.
Table 3.1:
Fluid data
Fluid data
Snøhvit GOR, (Sm3/ Sm3)
Albatross GOR, Sm3/ Sm3
Value
6600
11000
Blowout rates have been provided by the Snøhvit organisation /4/. Permeabilities of 500 – 1000
mD are used in the calculations.
The blowout rates are calculated for through tubing gas flow with both a seabed and surface
release point. In this note the tubing flow rates are considered as representative for annulus flow.
Conservatively we choose to utilize the lower Snøhvit GOR to calculate a condensate blowout
rate.
Table 3.2:
Blowout rates
Fluid
Gas
Condensate
* adjusted towards the nearest hundred.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Blowout rate (Sm3/d)
Surface
10 ·106
1500*
Side 4-3
Seabed
9 ·106
1400*
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
One of the wells that might be drilled in the period is a CO2 injector. It is expected that an oil and
gas filled zone will be encountered in the operation. An assessment of the possibility and nature
of an oil spill resulting from an oil blowout during such drilling operation has been made /5/.
Should a blowout occur, gas flow would result. It is concluded that an oil blowout is unlikely and
such an event is disregarded.
3.1 Blowout rates in a year of peak activity
From chapter 2 above we have the following blowout probabilities conditioned on different
activities, relevant to a year of peak activity;
P(blowout│drilling)
= 7,30 · 10-5
P(blowout│completion)
= 1,54 · 10-4
P(blowout│wireline)
= 7,21 · 10-6
P(blowout│production)
= 5,50 · 10-4
Conditioned on the occurrence of a blowout in a year of peak activity we get the following
normalised probabilities;
P(blowout│drilling)
= 7,30 · 10-5 / 7,84 · 10-4 = 0,09
P(blowout│completion)
= 1,54 · 10-4 / 7,84 · 10-4 = 0,20
P(blowout│wireline)
= 7,21 · 10-6 / 7,84 · 10-4 = 0,01
P(blowout│production)
= 5,50 · 10-4 / 7,84 · 10-4 = 0,70
Drilling and completion activities on Snøhvit/Albatross will be conducted with a floater moored
with anchors during the operations, and both surface and seabed are possible release points
should a blowout occur. Table 3.2 contains activity specific flow path distributions for such a rig
as recommended by Scanpower /2/.
Table 3.2:
Flow path distributions, floater /2/
Operation phase
Seabed
Drilling
0,83
Completion
0,05
Wireline
0,75
Workover
0,54
Production
1
Surface
0,15
0,96
0,25
0,45
0
Table 3.3 displays the combinations of the activity specific flow path distributions and blowout
probabilities that result in the overall probability distribution between surface and seabed release.
These are conditioned on a blowout in a year of peak activity.
Table 3.3:
Probability distribution conditioned on blowout in a year of peak activity.
Blowout rate (Sm3/d),
Release scenario
Probability
condensate
Seabed
1500
0,83 · 0,09 + 0,05 · 0,20 + 0,75 · 0,01 + 1 · 0,70 = 0,79
Surface
1667
0,15 · 0,09 + 0,96 · 0,20 + 0,25 · 0,01 + 0 · 0,70 = 0,21
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 4-4
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
3.2 Blowout rates in a year of normal activity
Since Snøhvit and Albatross are subsea developments only seabed release is relevant to the
general operation, a year of normal activity. The resulting probability distribution is displayed in
table 3.4.
Table 3.4:
Probability distribution conditioned on blowout in a year of normal activity
Blowout rate (Sm3/d),
Releasescenario
Probability
condensate
Seabed
1500
1
4 DURATION OF A BLOWOUT
A condensate blowout can be stopped by:
1. Operator’s actions – mechanical (capping)
2. Wellbore collapse and/or rock material plugging the well – (bridging)
3. Altered blowout fluid characteristics (water or gas coning)
4. Drilling a relief well and applying kill mud
The probability distribution of the duration of a possible condensate blowout is derived by way of
the approach utilised in /2/. Water and gas coning are not considered in the assessment. Well
specific input about time to drill a relief well /3/, is given by the Snøhvit organisation and
presented in Table 4.1
Table 4.1:
Time to drill a relief well (days)
Time to:
Minimum:
Most likely: Maximum:
- make decisions
- mobilise a rig; transfer, anchoring, supply of
equipment and preparations
- drilling, 8 ½”
1
2
10
10
15
30
30
40
50
- geomagnetic steering into the well
1
2
3
- killing the well
1
2
3
A Monte Carlo simulation is performed to produce a duration distribution from the well specific
input in Table 4.1. This distribution combined with the probability of capping and bridging, gives
a probability for the duration of a subsea or topside blowout. The resulting cumulative probability
distributions are presented in Figure 4.1. The time interval for drilling a relief wells is judged by
the Snøhvit organisation to be between 43 and 96 days. The Monte Carlo simulation provides an
expected blowout duration that amounts to 66 days.
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 4-5
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
ReliefW
Topside
Subsea
1,0
0,9
0,8
Probability
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0,0
0
7
14
21
28
35
42
49
56
63
70
77
84
Numbe r of days
Figure 4.1:
Condensate blowout duration described by cumulative distribution
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 4-6
DET NORSKE VERITAS
Rapport for Statoil ASA
Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet
MANAGING RISK
5 REFERENCES
/1/ Holand, Per: Blowout and Well Release Characteristics and Frequencies, 2008,
Sintef Technology and Society, December 2008.
/2/ Scandpower: Blowout and Well Release Frequencies – based on Sintef Offshore
Utblåsning Database 2009, 2010
/3/ Team site; Input data for environmental risk analysis
/4/ Bådsvik, Camilla Yvonne; Re: Oppdatering av MRA Snøhvit, utblåsningsrater,
mail 25.05.2010.
/5/ Bådsvik, Camilla Yvonne; FW: ”Oljeblow-out” på Snøhvit, mail 31.05.2010.
- o0o -
DNV Referansenr.: 2010-1150/ 12ML130-1
Revisjon nr.: 01
Side 4-7
Det Norske Veritas:
Det Norske Veritas (DNV) er en ledende, uavhengig leverandør av tjenester for risikostyring, med
global virksomhet gjennom et nettverk av 300 kontorer i 100 ulike land. DNVs formål er å arbeide for
sikring av liv, verdier og miljø.
DNV bistår sine kunder med risikostyring gjennom tre typer tjenester: klassifisering, sertifisering og
konsulentvirksomhet. Siden etableringen som en uavhengig stiftelse i 1864 har DNV blitt en
internasjonalt anerkjent leverandør av ledelsestjenester og tekniske konsulent- og
rådgivningstjenester, og er et av verdens ledende klassifiseringsselskaper. Dette innebærer
kontinuerlig utvikling av ny tilnærming til helse-, miljø- og sikkerhetsledelse, slik at bedrifter kan
fungere effektivt under alle forhold.
Global impact for a safe and sustainable future:
Besøk vår internettside for mer informasjon: www.dnv.com
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
E. Vedlegg 5 Beredskapsanalyse
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 56 av 57
DNV ENERGY
Miljørettet beredskapsanalyse Snøhvit:
Rapport til STATOIL ASA
Rapport no.: 2006-1627
Rev 1,
22 februar 2007
.
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit
for
STATOIL ASA
4035 STAVANGER
NORWAY
DNV ENERGY
DET NORSKE VERITAS AS
Veritasveien 1
1322 Høvik
Tel: +47 67 57 99 00
Fax: +47 67 57 99 11
Registrert i Norge
NO 945 748 931 MVA
Kontaktperson:
Ingen distribusjon uten tillatelse fra oppdragsgiver eller ansvarlig organisasjonsenhet
(forøvrig, fri distribusjon for internt bruk innen DNV etter 3 år)
Ingen distribusjon uten tillatelse fra oppdragsgiver eller ansvarlig organisasjonsenhet
Strengt konfidensiell
Fri distribusjon
Alle opphavsrettigheter tilhører Det Norske Veritas AS. Det er ikke tillatt å reprodusere eller overføre
denne publikasjonen eller deler av denne i noen form eller på noen måte, inkludert kopiering,
nedtegning og opptak, uten at man på forhånd har fått skriftlig samtykke fra Det Norske Veritas AS.
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
DNV ENERGY
Innhold
1.0
Introduksjon....................................... ................................................... ..........1
2.0
Definisjoner og forkortelser .......................................................................... 2
3.0
3.1
3.2
3.3
3.4
Beredskapsetablering............................... ................................................... ..4
Myndighetskrav ........................................................................................ ........4
Beredskapsstrategi på norsk kontinentalsokkel................................................4
Dimensjonering av beredskap mot akutt forurensning .....................................4
Forutsetninger for dimensjonering.................. ..................................................5
3.4.1
3.4.2
3.4.3
Hav................................................ ................................................... ..........................5
Kyst og strand..................................... ................................................... .....................5
Oljevernorganisasjon ............................... ................................................... ................6
3.5
Anvendte data og verktøy.............................................................................. ...6
4.0
4.1
Aktivitetsbeskrivelse.............................. ................................................... .....6
Definerte fare- og ulykkeshendelser (DFU) ......................................................7
5.0
5.1
5.2
5.3
5.4
5.5
Resultater fra oljedriftsberegningene...........................................................7
Metode ................................................................................................ .............7
Utslippsscenarier.................................. ................................................... .........8
Beskrivelse av hydrokarbontype.......................................................................8
Resultater – Oljedrift............................. ................................................... .........9
Eksempelområder for oljevernberedskapen i kyst- og strandsone.................11
6.0
Oljeblandingens forvitringsegenskaper og beredskapsetablering..........12
7.0
7.1
7.2
7.3
Bekjempelsesstrategier ...............................................................................1 5
Utslipp av ”Snøhvit blend” ved vindstyrker < 2 m/s.........................................15
Utslipp av ”Snøhvit blend” ved vindstyrker 5 m/s............................................15
Utslipp av ”Snøhvit blend” ved vindstyrker => 10 m/s.....................................15
8.0
8.1
Oljedriftsstatistikk og valg av dimensjonerende scenarier ......................16
Vurdering av bruk av rate og forventet varighet i beredskapsanalysen ..........18
9.0
Tiltaksalternativer................................ ................................................... ......20
10.0
10.1
10.2
10.3
10.4
Vurdering av effekt av tiltaksalternativene 1-3 ..........................................21
Dimensjonerende scenario med hensyn på kapasitet/omfang av beredskap.22
Dimensjonerende scenario med hensyn til responstid ...................................26
Illustrerende scenario med hensyn på berørt strandareal ..............................28
Illustrerende scenario med hensyn på miljørisiko på åpent hav .....................31
11.0
11.1
Vurdering fra oljedriftsmodellering av kondensat.....................................34
Bekjempelsesstrategi ved utslipp av ustabilisert Snøhvit kondensat..............34
12.0
12.1
Sammenligning av tiltaksalternativene ......................................................35
Vurdering av behov i barriere 3 og 4 ..............................................................35
13.0
Anbefalt beredskapsløsning .......................................................................36
14.0
Sammenligning med tidligere boringer på Snøhvit...................................37
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
15.0
DNV ENERGY
Referanser......................................... ................................................... .........38
Appendix I – Metodebeskrivelse........................................................................ .......39
1.0
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
1.7
Generell metodebeskrivelse......................... ...............................................39
Innledning......................................... ................................................... ...........39
Elementene i beredskapsanalysen.................................................................40
Inngangsdata....................................... ................................................... ........42
Oljedriftsberegninger ................................................................................. .....42
Analyse av oljedriftsstatistikk.................... ................................................... ...42
Valg av dimensjonerende scenarier ...............................................................43
Analyse av beredskapsbehov.........................................................................43
1.7.1
1.7.2
1.7.3
1.7.4
1.7.5
1.7.6
1.7.7
Definisjoner....................................... ................................................... .....................43
Fastsettelse av ytelse på systemnivå............... ................................................... ......44
Fastsettelse av ytelse på barrierenivå............. ................................................... .......46
Ytelsespåvirkende faktorer /egnethet av beredskapsløsninger .................................49
Tiltaksalternativer................................ ................................................... ...................52
Barrierekrav....................................... ................................................... ....................52
Anbefalt tiltak / beredskapsløsning ................................................................... ........54
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
1.0
Side 1
DNV ENERGY
Introduksjon
Foreliggende miljørettede beredskapsanalyse er utarbeidet som en del av Statoil ASA sine
forberedelser til boring av avgrensningsbrønn 7120/6-2 utenfor kysten av Vest-Finnmark.
Brønnen er lokalisert ca. 111 km fra nærmeste land, som er Sørøya i Hasvik kommune.
Boringen er planlagt med oppstart i mai 2007.
Denne beredskapsanalysen for akutt utslipp er gjennomført etter metoden som ligger til grunn
for NOFOs planverk, samt en utvidelse som ble utviklet av Eni Norge og NOFO gjennom
forberedelsene til boring i PL 229 høsten 2005. Analyseperioden er hele året. Metoden tar
utgangspunkt i brønnspesifikk informasjon, den miljørettede risikoanalysen, resultater fra
oljedriftsberegninger, de forventede klimatiske forhold i området og NOFOs planverk. Metoden
beskrives nærmere i vedlegg I.
Det er gjennomført oljedriftsberegninger for Snøhvit blend (se DNV, 2006a) og analyser av
enkeltscenarier for dimensjonering av beredskap i barriere 1-4 (responstid og kapasitet) for
hele året. I tillegg er effekten av beredskapstiltak vist for to andre scenarier (størst berørt
landareal og størst bestandstap).
Resultatene fra analysen danner grunnlag for en beskrivelse av beredskapsløsning for den
planlagte aktiviteten.
Det er også gjennomført modelleringer av scenariet med størst strandet mengde med Snøhvit
kondensat, for å belyse utfall av et rent kondensatutslipp. Resultatene fra denne simuleringen
er diskutert i kapittel 11.0.
Analysen er en oppdatering av beredskapsanalyse utført høsten 2006 og som er dokumentert i
forrige versjon av denne rapporten (DNV, 2006b). Analysen ble den gang gjennomført for
perioden januar – april, mens det nå er gjennomført en helårig analyse. Dimensjoneringen av
kapasitet/omfang til beredskap var i forrige analyse basert på et scenario i april med en
strandet restmengde på 203 tonn. Ved å endre analyseperioden til å omfatte hele året så er
dimensjonerende scenario for kapasitet/omfang endret til et scenario i september med en
strandet restmengde på 346 tonn. Det er i begge tilfeller relativt lave strandingsmengder, som
ikke endrer dimensjonering av kapasitet/omfang av beredskap i barriere 3 og 4. Effekt av
havgående beredskap er noe lavere i september, men endringen medfører ikke endringer i
behovene i barriere 1 og 2. Scenario for dimensjonering av responstid i barriere 3 og 4 er det
scenariet som gir korteste drivtid til land. I forrige analyse var korteste drivtid til land på 3,4
døgn, basert på et scenario i januar. Dette scenariet er også det scenariet som gir korteste
drivtid sett for hele året, og responstid for barriere 3 og 4 er derfor i foreliggende analyse basert
på samme scenario. For en eventuell boring i sommerperioden vil drivtider være lengre og
strandingsmengder lavere enn hva som fremgår av de ekstremverdier som er beskrevet
ovenfor.
Kort oppsummert så medfører endring i analyseperiode ingen endring i anbefalt
beredskapsløsning for boring på snøhvit. Dette skyldes i hovedsak at det i utgangspunktet er
lave strandingsmengder og liten variasjon i maksimal strandingsmengde i de ulike årstidene,
samt at responstiden for barriere 3 og 4 baseres på samme scenario som ved forrige analyse.
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
2.0
Side 2
DNV ENERGY
Definisjoner og forkortelser
Absolutt effekt
Akseptkriterier
ALARP
Bakgrunnsbelastning
Barriere
Barriereeffektivitet
Barrierekapasitet
Barrieretap
Bekjempelse
Borgerlig tussmørke
ContAct/ActLog
Dagslys
DFU
Dimensjonerende
område
Eksponeringsgrad
Gangtid
GIS
GOR
Influensområde
IUA
Klargjøringstid
Korteste drivtid
Miljøfølsomme områder
Prosentandel av totalt utsluppet mengde som bekjempes (dispergeres
kjemisk eller samles opp mekanisk).
Kriterier som benyttes for å uttrykke et akseptabelt risikonivå i
virksomheten.
As Low As Reasonably Practicable
Med bakgrunnsbelastning menes operasjonelle utslipp fra egen innretning
og andre utslipp i regionen, og deres bidrag til den totale miljørisikoen
(Veiledning til Styringsforskriften, § 16).
Fellesbetegnelse for en samlet aksjon i et avgrenset område; kan inkludere
ett eller flere system.
Prosentandel av overflateolje som passerer en linje som samles opp av en
barriere. Ved sidestilte system (bredt flak) vil barriereeffektiviteten
maksimalt være lik systemeffektiviteten. Ved system etter hverandre
(konsentrert flak) vil barriereeffektiviteten kunne overstige
systemeffektiviteten.
Summen av systemkapasitetene i en barriere. Dette forutsetter tilstrekkelig
tilflyt av olje.
Reduksjonsfaktor i barriere-effektivitet fra en barriere til etterfølgende
barriere, grunnet spredning av olje.
Alle tiltak som gjennomføres i akuttfasen av en forurensningssituasjon og
som skal hindre at oljen sprer seg (strakstiltak ved å stanse lekkasjen,
begrense utstrekningen, hindre spredning, samle opp fra sjøen, lede oljen
forbi sensitive områder og hindre strandet olje fra å bli remobilisert (Carrol
et al.,1999)).
Lysforholdene fra solen står 6 grader under horisonten til soloppgang
(demring), samt fra solnedgang til solen står 6 grader under horisonten
(skumring).
Web- og GIS-basert beslutningsstøttesystem for miljøberedskap.
Lysforholdene fra soloppgang til solnedgang.
Definerte fare- og ulykkeshendelser.
Område som er karakterisert ved å ha en høy sannsynlighet for berøring
(her: av oljeforurensning) ved sin beliggenhet i ytre kystsone, høy tetthet av
miljøprioriterte lokaliteter og ressurser, vanskelig atkomst, samt utfordrende
bekjempelsesaksjoner. En beredskap dimensjonert for gjennomføring av
aksjoner i eksempelområdene anses også å kunne ivareta situasjoner med
stranding av olje i andre områder langs kysten.
Benyttes for å beskrive hvorvidt kysten er eksponert, moderat eksponert
eller beskyttet mht. bølgeeksponering.
Tiden det tar å frakte personell og utstyr med fartøy fra hentested (base) til
stedet der aksjonen skal gjennomføres.
Geografisk informasjonssystem
Gas Oil Ratio
Området med større eller lik 5 % sannsynlighet for forurensning med mer
enn 1 tonn olje innenfor en 10x10 km rute, iht. oljedriftsberegninger.
Interkommunale utvalg mot akutt forurensning
Tiden det tar fra ankomst til aksjonsstedet til bekjempelse er startet.
Tiden det tar fra utslippets start til den første oljen når kyst- og strandsonen.
Et geografisk avgrenset område hvor bestandsandelen er av en størrelse
og en sårbarhet som gjør at et oljeutslipp vil kunne føre til gitte skader på
bestanden.
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
Miljøprioritert lokalitet
MIRA
MIRABA
MOB
Mobiliseringstid
MRDB
NOFO
NOFO system
NOFOs regionale
planverk
OLF
Operasjonslys
Overvåking
PL
Relativ effekt
Responstid
Sannsynlighet for treff
Sekundærforurensning
SFT
SMO
Strandingsrate
Systemeffektivitet
Systemskapasitet
THC
VSKTB
Side 3
DNV ENERGY
En stedfestet lokalitet hvor det forekommer verneverdige miljøressurser
som er sårbare for oljeforurensning.
Miljørettet risikoanalyse
Miljørettet risiko- og beredskapsanalyse
Metode for prioritering av ressurser i oljevernberedskap. Kriteriesamling og
dokumentasjon publisert av SFT & DN (1996).
Tiden fra varsel er gitt til personell og utstyr er klart for transport fra
mobiliseringsstedet.
Marin Ressurs Data Base
Norsk Oljevernforening for Operatørselskap
Et NOFO system består av 1 Transrec oljeopptaker, 400 m havlenser, 1
oljevernfartøy og 1 slepefartøy.
Nettsted som dokumenterer operatørselskapenes regionale beredskap mot
akutt oljeforurensning. Inneholder for øvrig dokumentasjon av forhold
relevant for beredskap mot akutt forurensning. http://planverk.nofo.no.
Oljeindustriens landsforening
Lysforholdene under dagslys og borgerlig tussmørke, dvs. når solen står
mindre enn 6 grader under horisonten.
Med overvåking menes systematiske og regelmessige undersøkelser for å
dokumentere miljøressursenes tilstand, beskrive risiko for forurensning og
føre kontroll med forurensning av marine miljøressurser (Veiledning til
Rammeforskriften, § 27).
Utvinningstillatelse (Production Licence)
Prosentandel av olje på overflaten som bekjempes (dispergeres kjemisk
eller samles opp mekanisk).
Sammenlagt mobiliseringstid og gangtid.
Sannsynlighet for at en 10x10 km rute treffes av olje fra et potensielt utslipp.
Remobilisering av olje til nye områder, eller til områder som har vært
tidligere rammet.
Statens forurensningstilsyn
Spesielt miljøfølsomme områder. Landsdekkende analyse for identifikasjon
av SMO i norske kyst- og havområder, utført for SFT og DN.
Tilførselsrate av olje til kyst- og strandsonen.
(Throughput efficiency) Prosentandel av sveipet overflateolje som samles
opp av ett system. Gjelder for ett NOFO system.
3
Forventet oppsamlingsrate i m /d for ett system; medregnet lossetid,
ineffektiv tid, fritt vann osv. For Transrec oljeopptager er denne normalt satt
3
til 2400 m /d. Systemkapasiteten forutsetter tilstrekkelig tilflyt av olje.
Total Hydrocarbon Concentration
Virksomhetens Spesifikke Krav Til Beredskap
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
3.0
Side 4
DNV ENERGY
Beredskapsetablering
Forutsetn. /Krav
Ulykkeshendelse
Fysiske miljødata
Oljedrift
Beredskapsalternativer
Dimensjonerende
scenarier
Analyse av effekt av
beredskapsalternativene
Beredskapsanalyse
Anbefaling om
beredskapsløsning
Det henvises til kapittel 2.2 i MIRA for styring av miljørisiko og sammenheng mellom MIRA og
BA.
3.1
Myndighetskrav
Aktivitetsforskriften § 64 stiller krav til beredskapsetablering og krav til etablering av
beredskapsstrategi. Der fremgår blant annet at beredskapen skal etableres på bakgrunn av
miljørettede risiko- og beredskapsanalyser og ivareta hav, kyst og strandsone. Ramme- og
styringsforskriften formulerer også et overordnet prinsipp om krav til reduksjon av risiko så
langt det er mulig, utover interne krav og akseptkriterier, med forbehold om at kostnadene ved
tiltakene ikke står i vesentlig misforhold til den oppnådde risikoreduksjon.
3.2
Beredskapsstrategi på norsk kontinentalsokkel
Hovedstrategien for beredskap mot akutt forurensning på norsk sokkel er mekanisk
oppsamling nær kilden for utslippet ved hjelp av NOFOs havgående systemer i barriere 1 og 2.
I tillegg til disse barrierene, er strategien å benytte ytterligere tre barrierer hvor den siste utgjør
sanering av eventuelle strandområder som er påvirket av utslippet. De fem barrierene er som
følger:
•
•
•
•
Barriere 1: Bekjempelse på åpent hav nær kilden
Barriere 2: Bekjempelse på åpent hav og inn mot kystsonen
Barriere 3: Bekjempelse i kystsonen og beskyttelse av sårbare naturressurser
Barriere 4: Bekjempelse i fjordområder og beskyttelse av sårbare naturressurser
• Barriere 5: Bekjempelse på strand
3.3
Dimensjonering av beredskap mot akutt forurensning
Målet for bekjempelse av akutt oljeforurensning er å hindre skader på mennesker, miljø og
verdier. Målet oppnås ved å benytte egnede strategier og avtalefestede tekniske og
menneskelige beredskapsressurser, fra privat, statlig og interkommunal beredskap.
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
Side 5
DNV ENERGY
Statoil har utviklet operasjonsspesifikke målsetninger for brønn 7120/6-2 som dekker åpent
hav, kyst og strandsonen.
• Ivareta Statoils målsetning om 0 skade på mennesker og miljø.
• Miljørisikoen skal reduseres så langt det er praktisk og økonomisk forsvarlig, jfr.
ALARP-prinsippet.
• Prioritere oppsamling nær kilden
• Ivareta beskyttelse av sårbare områder
• Robust og fleksibel beredskapsløsning, ved:
o Kompetanse og trening
o Logistikkplaner
o Detaljerte beredskapsplaner for eksempelområder
• Risikobasert utvalg av scenarier som grunnlag for å dimensjonere beredskapen
o Største strandet mengde
o Korteste drivtid til land.
3.4
Forutsetninger for dimensjonering
3.4.1
Hav
Hovedfokus i forbindelse med boreoperasjonen er å ha tilstrekkelige beredskapsressurser for
bekjempelse av olje for å redusere skade på ytre miljø. Forutsetningene for dimensjonering er
som følger:
• Barriere 1 og 2 skal ha en barrierekapasitet tilsvarende den mengde oljeemulsjon som
tilflyter barrieren, beregnet ut fra utslippsrate og oljens egenskaper.
o Barriereeffektivitet er en funksjon av bl.a. systemantall, systemeffektivitet og
konfigurasjon av systemene. Dette benyttes til å beregne oppsamlet mengde
oljeemulsjon og restmengde som tilflyter neste barriere.
• Beredskapsløsningen skal være egnet for oppsamling av tyntflytende olje.
• Det skal være kort responstid for bekjempelse av akutte utslipp
o Det vil være to supply-fartøyer tilknyttet aktiviteten. Med bakgrunn i erfaringer
fra tidligere aktiviteter i området vil disse fartøyene bli utstyrt med ”Oil Recovery”
klasse og NOFO standard. NOFO systemer vil være ombord på et av disse
fartøyene.
3.4.2
Kyst og strand
Det skal være fokus på fleksible og robuste løsninger for beskyttelse av sårbare
naturressurser.
Ressurser for effektiv bekjempelse av olje i kyst- og strandsonen skal kunne mobiliseres innen
minste drivtid av olje inn til kyst- og strandsonen. En aksjon skal;
• Foregå uten skader på personell
• Hindre påslag av olje
• Prioritere oppsamling i sårbare områder
• Optimalisere avfallshåndtering
• Hindre sekundærforurensing fra lagring og transport av oppsamlet olje
• Miljøet skal tilbakeføres til opprinnelig tilstand raskest mulig etter en hendelse
• Skade på materiell og eiendom skal begrenses
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
3.4.3
Side 6
DNV ENERGY
Oljevernorganisasjon
Organisasjonen skal ha tilstrekkelig opplæring og kompetanse til å gjennomføre nødvendige
aksjoner på en tilfredsstillende måte.
3.5
Anvendte data og verktøy
Inngangsdata til beredskapsanalysen er hentet fra:
4.0
•
NOFOs planverk (www.nofo.no).
•
Oljedriftsberegninger gjennomført med modellen Oiltraj (del av DNVs ContRisk).
•
Resultater fra miljørettet risikoanalyse (MIRA Snøhvit, DNV 2006).
•
Resultater fra forvitringsstudie for Snøhvit Blend (Sintef, 2006b og Sintef, 2006c).
•
ContAct kartmodul og ContAct beredskapsplanlegger.
•
ActLog rutiner og digitale datagrunnlag (del av DNVs ContRisk).
Aktivitetsbeskrivelse
Det planlegges boring av letebrønn 7120/6-2 (Snøhvit) i PL 097. Brønnen er lokalisert ca. 111
km nordøst av Sørøya i Finnmark. Det er ingen boretidsbegrensninger i lisensen. Boringen er
planlagt gjennomført med boreriggen ”Polar Pioneer” med oppstart i mai 2007, og er antatt å ta
ca. 45 dager. Vanndypet er 326 meter.
Tabell 4-1 Informasjon om den planlagte brønnen 7120/6-2 (Statoil 2006a).
Posisjon for
71 °35’ 31,77’’ N
brønn 7120/6-2
20 °50’ 11,04’’ Ø
Analyseperiode
Hele året
(12 måneder)
Vanndyp
326 m
Oljetype
Snøhvit blend
Gass-olje-forhold
3
3
5050 Sm /Sm
(GOR) (blend)
3
Oljetetthet (blend) 769 kg/m
3
Gasstetthet
0,95 kg/m
Max utblåsning
(tid for boring av
40 dager
avlastningsbrønn)
Utslippstemp.
92,8 °C
3
Utblåsningsrate
1000 Sm /døgn
Varighet av
36 døgn
boring (uten
testing)
Borerigg type og
Halvt nedsenkbar
Kart som viser brønnens plassering og korteste avstand til land
navn
”Polar Pioner”
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
4.1
Side 7
DNV ENERGY
Definerte fare- og ulykkeshendelser (DFU)
For beskrivelse av DFU henvises det til kapittel 3.2 i MIRA
Sannsynlighetsfordelingen for utslippsrater og varigheter er gitt i Tabell 4-2.
(DNV,
2006).
Tabell 4-2 Sannsynlighetsfordeling for utslippsscenarioer og varigheter for brønn 7120/6-2
Scenario,
hydrokarbon
type
Tripping,
olje/kondensat
blend
Innboring,
kondensat
Varighet (døgn)
Rate
Utslippspunkt Sm3/d
0- 2
2-5
5-14
14-30
30-40
Overflate
1000
0,57
0,20
0,15
0,05
0,03
Sjøbunn
Overflate
Sjøbunn
1000
904
904
0,41
0,57
0,41
0,18
0,20
0,18
0,19
0,15
0,19
0,08
0,05
0,08
0,14
0,03
0,14
Sannsynlighet Sannsynlighet
scenario
utslippspunkt
0,8
0,25
0,75
0,2
0,25
0,75
Spredningsberegningene er kjørt for fem varigheter (2, 5, 14, 30 og 40 døgn). Den forventede
varigheten som benyttes i beredskapsanalysen er 6,9 døgn, for overflateutblåsning og 12,4
døgn for undervannsutblåsning. Den dimensjonerende hendelsen for boring av Snøhvit er
utblåsning ved tripping av kondensat/olje blanding. Raten som benyttes er 1000 m3/d. Bruk av
rate og forventet varighet i beredskapsanalysen er nærmere diskutert i kapittel 8.1.
Boring av avlastningsbrønn forventes å kunne gjennomføres innen 40 dager. Dette er satt som
lengste varighet av en utblåsning fra operasjonen.
5.0
Resultater fra oljedriftsberegningene
Med bakgrunn i utblåsningsrater og varigheter, forventet oljetype og meteorologiske data som
strøm, vind, sjøtemperatur og saltholdighet, er det utført oljedriftsberegninger for den
dimensjonerende hendelsen. Det er gjennomført statistisk oljedriftsmodellering av overflate- og
sjøbunnsutslipp for hver måned i året, for vår, sommer, høst og vintersesong, samt for vinterog sommerhalvåret. For sjøbunnsutslippet er det gjennomført modellering av forløpet til en
utblåsning fra sjøbunn til det når overflaten. Resultatene fra modelleringen benyttes til
eksponeringsvurdering for miljørisikoanalyse, samt som grunnlag for beredskapsanalysen.
5.1
Metode
BLOW-modellen er benyttet for modellering av undervannsutblåsningen. BLOW beregner
forløpet av et sjøbunnsutslipp fra utstrømningsstedet til dannelse av oljeflaket på overflaten
eller eventuell innlagring i vannmassene.
OILTRAJ oljedriftsmodellen er benyttet for modellering av oljedrift på overflaten. Modellen
beregner blant annet treffsannsynligheter, massefaktorer (fordampet, nedblandet og
gjenværende andel olje) samt drivtider.
De statistiske oljedriftssimuleringene har en horisontal oppløsning på 1 til 10 km.
Utslippsperioden er inntil lengste varighet, som for Snøhvit er estimert til 40 dager, og
følgetiden til utslippet er 30 dager.
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
5.2
Side 8
DNV ENERGY
Utslippsscenarier
Oljedriftsberegningene er gjennomført for én lokasjon med posisjon 71° 35 ’31,77’’ N, 20 °
50’11,04’’ Ø (brønn 7120/6-2) og et havdyp på 326 m.
Det er utført modellering av en undervannsutblåsning for å beregne en initiell oljefilmtykkelse til
bruk i videre oljedriftsberegninger på overflaten (= 0,01 mm). For overflateutslippet er initiell
oljefilmtykkelse satt til 1,2 mm. I oljedriftsmodelleringene på overflaten er det generert helårlig
oljedriftsstatistikk med 3 600 simuleringer, for én utslippsrate og alle fem varigheter. Det er
hentet ut statistikk for hver måned, vår-, sommer-, høst- og vintersesongene, for sommer- og
vinterhalvår, samt helårsstatistikk.
5.3
Beskrivelse av hydrokarbontype
Det er definert to ulike utslippsscenarier ved boring av brønn 7120/6-2 8. Ved innboring i det
hydrokarbonførende laget i Støformasjonen kan en utblåsning medføre utslipp av et rent
gass/kondensat; Snøhvit kondensatet. Det mest sannsynlige utslippsscenariet er definert til et
senere stadium i boreoperasjonen og medfører utslipp av en kondensat/oljeblanding som
domineres av kondensat.
Statoil har ved hjelp av modeller beregnet blandingsforholdet for kondensat/olje blandingen, og
noen fysikalske og kjemiske egenskaper for den ferske blandingsoljen basert på målte data for
Snøhvit kondensat og Snøhvit olje. Blandingsforholdet mellom kondensat og olje er beregnet til
76 % kondensat og 24 % olje. I den videre teksten vil denne kondensat/olje blandingen
omtales som Snøhvit blend.
Snøhvit kondensat er et lett kondensat som vil ha meget kort levetid på sjøen. Snøhvit olje har
bl.a. middels voksinnhold, noe asfaltener og høyt stivnepunkt, og denne kan forventes å
emulgere på overflata ved tilstrekkelig høy filmtykkelse. Når disse to blandes vil kondensatet
fungere som et løsningsmiddel som fortynner oljen, men de tyngre komponentene vil
fremdeles være der og gi et ”residue” når de lette komponentene i olje og kondensat er
fordampet.
Sintef har kartlagt forvitringsegenskapene til Snøhvit blend ved hjelp av trinnvis forvitring
(SINTEF, 2006b og SINTEF, 2006c). Laboratoriedataene er brukt i SINTEFs olje
forvitringsmodell (OWM) for å predikere egenskaper og skjebne til Snøhvit blend ved et
overflateutslipp. Laboratoriestudier hos Sintef viser at Snøhvit blend ved forvitring på sjøen
ligner mer en råolje enn et kondensat. Snøhvit blend emulgerer mer vann enn for eksempel
lettoljene Kristin og Åsgard A, og danner emulsjoner med høyere viskositet. Siden Snøhvit
blend inneholder så stor andel av kondensat er avdampningen høy, tilsvarende ca. 67 % etter
ett døgn på sjøen ved 5°C og 5 m/s vind (Figur 5-1) . Snøhvit blend har ikke så lang levetid på
overflaten ved høyere vindhastigheter (Figur 6-1 og Figur 6-2). Den emulsjonen som er på
overflaten ved ulike tidspunkt i ulike værsituasjoner har egenskaper som ligner lette oljer.
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
Side 9
DNV ENERGY
Figur 5-1 Avdampning for Snøhvit blend ved 5°Cog 2 – 15 m/s vindhastighet (Sintef, 2006c).
For modellering av en undervannsutblåsning benyttes en GOR (gass/olje-forhold) på 50/50
Sm3/Sm3, et utstrømningsareal på undervannsutblåsningen på 0,025 m2 samt at det er lagt til
grunn at gassen i reservoarene som driver oljen opp til overflaten, er metan og at
utslippstemperaturen er 92,8oC.
Sentrale egenskaper for Snøhvit blandingsolje:
•
Tetthet: 769 kg/m3
•
Maksimalt vanninnhold: 85 %
•
Viskositet: 1 cP (ved 100 s-1)
5.4
Resultater – Oljedrift
Simuleringsresultatene for sjøbunnsutslipp viser at plumen stiger langsomt opp til overflaten før
den genererer en svært tynn oljefilm på overflaten. Årsaken til dette er relativt høy GOR og lav
utblåsningsrate samt de vertikale tetthetsgradientene. Etter at plumen har nådd overflaten, vil
den spre seg utover. Nærsoneberegningene gjennomføres som utgangspunkt for videre
modelleringer av oljens drift på overflaten.
Det er generert oljedriftsstatistikk på rutenett (10 x 10 km), samt detaljert modellering av
utvalgte scenarier på 1 km rutenett.
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
Side 10
DNV ENERGY
Sannsynlighet (>5 % gitt hendelsen) for oljeforurensning i 10 x 10 km ruter etter et overflateog sjøbunnsutslipp fra brønnen for fire sesonger er presentert i Figur 5-2 og Figur 5-3.
Figurene viser resultater av én rate og forventet varighet. Gitt et overflateutslipp er maksimal
sannsynlighet for treff av olje på enkelte landruter 5-10 % for alle sesongene. Gitt et
undervannsutslipp er det ingen treff av landruter.
Vår
Sommer
Høst
Vinter
Figur 5-2 Oljedriftsstatistikk for de ulike sesongene med treffsannsynligheter i 10x10 km enkeltruter ved
en eventuell overflateutblåsning fra 7120/6-2. Influensområdet er vist med en rate på 1000 Sm3 rate og
forventet varighet. Merk at de markerte rutene ikke gir uttrykk for omfanget av et enkelt oljesøl, men er
det statistiske området som berøres med > 5 % sannsynlighet på basis av 900 enkeltsimuleringer av
oljens drift og spredning innenfor hver sesong.
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
Side 11
DNV ENERGY
Vår
Sommer
Høst
Vinter
Figur 5-3 Oljedriftsstatistikk for de ulike sesongene med treffsannsynligheter i 10x10 km enkeltruter ved
en eventuell sjøbunnsutblåsning fra 7120/6-2. Influensområdet er vist med en rate på 1000 Sm3 rate og
forventet varighet. Merk at de markerte rutene ikke gir uttrykk for omfanget av et enkelt oljesøl, men er
det statistiske området som berøres med > 5 % sannsynlighet på basis av 900 enkeltsimuleringer av
oljens drift og spredning innenfor hver sesong.
5.5
Eksempelområder for oljevernberedskapen i kyst- og strandsone
Innen influensområdet identifiseres områder med:
• beliggenhet som innebærer beredskapsmessige utfordringer mht. logistikk og
tilgjengelighet
• høy miljøsårbarhet (SMO og MOB A og B-områder).
Slike sårbare og utfordrende områder er dimensjonerende mht. beredskapen, og en
beredskapsløsning som tilfredsstiller disse områdenes behov mht. omfang, logistikkløsinger og
miljøprioritering vil være dekkende for andre deler av influensområdet. Enkelte av disse
områdene som inngår i influensområdet: nordvestlige deler av Sørøya, Ingøya, og
Hjelmsøya.er i stor grad sammenfallende med NOFO eksempelområder (se Figur 5-4).
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
Side 12
DNV ENERGY
Figur 5-4 Influensområdet for en overflateutblåsning i sommerperioden (gitt som ruter), MOB A og Bområder (hhv. rødt og blått punkt), og NOFO eksempelområder (i gult).
6.0
Oljeblandingens forvitringsegenskaper og beredskapsetablering
Det foreligger forvitringsstudie for Snøhvit blend oljen (SINTEF, 2006b) med en oppdatering
gjort i oktober 2006 (SINTEF, 2006c). Viktige forhold med tanke på beredskap er blant annet:
•
Stor andel av lette komponenter – høy fordampning, spesielt i de tre første timene.
Kan utgjøre et sikkerhetsaspekt.
•
Høyt vannopptak, oppnår maksimalt vannopptak i løpet av de første tolv timene.
•
Kan danne stabil emulsjon som har egenskaper som ligner lette råoljer.
•
Lav viskositet: Kan i tidlig fase gi høyere lensetap enn ”standard” råoljer
Betydningen av disse forholdene for beredskap er nærmere beskrevet i kapittel 7.0.
Levetid på havoverflaten er et viktig forhold i beredskapsøyemed. I Figur 6-1 og Figur 6-2 er
resultatene fra forvitringsstudien (SINTEF, 2006b) gjengitt for ulike vindstyrker ved
sjøtemperatur 5 °C.Studiet er gjennomført med en f ilmtykkelse som er sammenliknbart med et
overflateutslipp. Ved et sjøbunnsutslipp vil initiell filmtykkelse og derved levetid på
havoverflaten være til dels vesentlig kortere.
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
Side 13
DNV ENERGY
Figur 6-1 Massebalanse for utslipp av Snøhvit blend ved temperatur 5 °Cog vindstyrke hhv. 2 og 5 m/s
(SINTEF, 2006c).
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
Side 14
DNV ENERGY
Figur 6-2 Massebalanse for utslipp av Snøhvit blend ved temperatur 5 °Cog vindstyrke hhv. 10 og 15
m/s (SINTEF, 2006c).
Som det fremgår av figurene er levetiden av utslippet på havoverflaten svært avhengig av
vindstyrken. Ved lave vindstyrker (2 m/s) er ca. 60 % fordampet etter 1 døgn, mens en
tredjedel av utslippsmengden er igjen etter 5 døgn. Ved 5 m/s vind er tilsvarende tall 65 % og
20 % (en del av oljen er da nedblandet).
Ved vindstyrke 10 m/s har utslippet en maksimal levetid på overflaten på rundt 3 døgn, mens
levetiden ved 15 m/s vind er ca. 12 timer.
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
7.0
Side 15
DNV ENERGY
Bekjempelsesstrategier
Sjøtemperatur i området forventes i mai (borestart) å være ca. 4 °C(Data for Slettnes fyr, gitt i
NOFOs planverk).
Vindforholdene i området for mai måned (Data for Fruholmen fyr, gitt i NOFOs planverk) er
som følger:
< 1,5 m/s: 5,1 % av tiden
1,5 – 5,4 m/s: 39,7 % av tiden
5,4 – 10,7 m/s: 45,6 % av tiden
> 10,7 m/s: 9,4 % av tiden.
Sett i sammenheng med utslippets egenskaper i beredskapsøyemed, diskutert i foregående
kapittel, foreslås følgende hovedstrategier ved akuttutslipp:
7.1
Utslipp av ”Snøhvit blend” ved vindstyrker < 2 m/s
Forvitringsstudiene viser at levetiden av utslippet på havoverflaten ved slike vindstyrker er > 5
døgn. Ca. 60 % av utslippsmengden er imidlertid fordampet allerede etter 1 døgn. Slike
vindstyrker forventes kun i en liten andel av tiden.
Under slike forhold vil gasskonsentrasjoner grunnet høy avdampning være en viktig risikofaktor
med tanke på sikkerhet, på samme måte som beskrevet for kondensat i kapittel 11.1.
Beredskapsstrategien vil være å følge ”flaket” i noe avstand, og først gjennomføre mekanisk
oppsamling når de lette komponentene har dampet av. For å redusere lensetap grunnet lav
viskositet vil lensene trekkes med redusert hastighet i forhold til vanlige operasjonsstrategier.
Transrec oljeopptaker forventes å være egnet under disse forholdene.
7.2
Utslipp av ”Snøhvit blend” ved vindstyrker 5 m/s
Forvitringsstudiene viser at levetiden av utslippet på havoverflaten ved slike vindstyrker er i
størrelsesorden > 5 døgn. Ca. 65 % av utslippsmengden er imidlertid fordampet allerede etter
1 døgn. Slike vindstyrker forventes i en relativt stor andel av tiden.
Under slike vindforhold vil gasskonsentrasjoner grunnet høy avdampning være en mindre viktig
faktor for beredskapstiltak. Beredskapsstrategien vil være tilsvarende som for foregående
punkt, men det kan forventes et høyere lensetap grunnet lav viskositet. Levetiden av olje som
passerer lensene forventes imidlertid å være svært begrenset, grunnet liten filmtykkelse.
7.3
Utslipp av ”Snøhvit blend” ved vindstyrker => 10 m/s
Forvitringsstudiene viser at levetiden av utslippet på havoverflaten ved slike vindstyrker er
kortere enn 3 døgn. Slike vindstyrker forventes i en relativt liten andel av tiden.
Under slike forhold vil gasskonsentrasjoner grunnet høy avdampning være en mindre viktig
faktor for beredskapstiltak. Ut fra massebalansen vist i Figur 6-2 så ser man at man kan
forvente en del olje på sjøen som er tilgjengelig for opptak innenfor nærområdet til utslippet (ca
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
Side 16
DNV ENERGY
35 % av oljen er igjen på overflaten etter to timer ved 10 m/s). Beredskapsstrategien vil være
tilsvarende som for forgående punkt.
Bekjempelsesstrategi ved utslipp av kondensat er beskrevet i kapittel 11.1.
8.0
Oljedriftsstatistikk og valg av dimensjonerende scenarier
Forutsetn. /Krav
Ulykkeshendelse
Fysiske miljødata
Oljedrift
Tiltaksalternativer
Dimensjonerende
scenarier
Analyse av effekt av
beredskapsalternativene
Beredskapsanalyse
Anbefaling om
beredskapsløsning
Utfallene av alle simuleringer av oljedrift med tanke på restmengde inn til kyst- og strandsone,
er vist i Figur 8-1. For å identifisere hvilket scenario som gir største restmengde olje inn til kyst
og strandsone, gjøres dette etter at beredskapstiltak i barriere 1 er medregnet. Mengde
emulsjon inn til kyst- og strandsone er redusert ved å inkludere effekt av minimumstiltak i
barriere 1. ”Minimumstiltak” er bruk av en fullt utbygget barriere 1 A. Simuleringen som ga
størst restmengde inn til kyst- og strandsone er i september måned. Simuleringen som ga
korteste drivtid er i januar måned. Drivtid til land for de simuleringene som ga stranding i januar
måned er vist i Figur 8-2.
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
Side 17
DNV ENERGY
400
350
)
n
n
to
(
e 300
n
o
s
d
n
a
tr
s 250
g
o
t
s
y
k
lti
n 200
n
i
n
o
j
ls
u
m
e 150
e
lj
o
e
d
g
n
e
100
m
t
s
e
R
50
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
Figur 8-1 Restmengde emulsjon i kyst- og strandsone ved minimumstiltak i én barriere for alle 3 600
simuleringer (scenarier) av oljedrift. Resultatene er vist måned for måned, og sortert fra høy til lav
restmengde. Scenariet med størst restmengde i september valgt som dimensjonerende for
beredskapsanalysen.
16
14
12
10
n
g 8
ø
D
6
4
2
0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
Figur 8-2 Drivtid til land for de 25 simuleringer (scenarier) av oljedrift som strandet i januar måned.
Scenariet med kortest drivtid for alle simuleringer i året ligger i januar måned, og er på 3,4 døgn. Kun
9% av alle simuleringer for januar måned strander.
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
Side 18
DNV ENERGY
Av de 3 600 simuleringene av et overflateutslipp så strander 14 % av simuleringene. I de
simuleringene der olje når land, gjennom hele året, varierer minste drivtid fra 3,4 til 23,6 døgn.
Mengde oljeemulsjon inn til kyst- og strandsone for de simuleringene som når land varierer fra
0,3 til 346 tonn. Dette er inkludert effekt av en barriere (med ett system).
De 3 600 simuleringene er hentet ut ved tilfeldig utvalg fra en værstatistikk for en 30-års
periode. Fra disse er det valgt ut et sett av scenarier for videre beskrivelse. Scenariene
uttrykker ekstremsituasjoner for hvordan et større oljeutslipp kan utvikle seg, med hensyn til
drivtid, mengde olje inn til kyst- og strandsone, miljørisiko på åpent hav og geografisk
utbredelse av stranding. Scenarier som er lagt til grunn i videre analyse er (dato for valgte vær/vind-situasjon angitt):
• Dimensjonerende utslippsscenario for kapasitet/omfang av beredskapsløsning:
Utslippet med start 16.9.1986. Ved sluttført simulering har dette scenariet størst
restmengde inn til kyst- og strandsone, 346 tonn.
• Dimensjonerende utslippsscenario for responstid: Utslippet med start 15.1.1970.
Scenariet har korteste drivtid til land av samtlige simuleringer innen boreperioden,
tilsvarende 3,4 døgn.
• Illustrasjon av effekten mht. reduksjon av miljørisiko på åpent hav: Utslippet med start
28.5.1982, som har høyest miljørisiko for ressurser på havoverflaten, uttrykt ved
bestandstap for lunde på åpent hav.
• Illustrasjon av effekten mht. reduksjon i utstrekning av berørt landareal: Utslippet med
start 28.5.1988, som har flest berørte landruter med strandet emulsjon.
Disse scenariene benyttes videre for å vurdere virkning av beredskapsalternativene i ulike
situasjoner for å sikre en robust beredskapsløsning.
Forventet effektivitet for dimensjonerende scenario for kapasitet/omfang av beredskap
benyttes sammen med rate og oljens egenskaper til å dimensjonere delbarrierer i de ulike
tiltaksalternativene (barriere 1 og 2, se kapittel 9). I tillegg vil videre analyse av scenariet
benyttes for dimensjonering av barriere 3 og 4.
Dimensjonerende scenario for responstid benyttes for å dimensjonere responstid for
beredskap i barriere 3 og 4.
8.1
Vurdering av bruk av rate og forventet varighet i beredskapsanalysen
Det er modellert 3600 simulering for hver rate- og varighetskombinasjon. Totalt er det 5
kombinasjoner (1 rate og 5 varigheter) for både overflate og sjøbunnsutslipp, i alt 10 ratevarighetskombinasjoner. Dette gir et utfallsrom på 36000 enkeltsimuleringer av oljedrift. Hver
av disse simuleringene har en sannsynlighet knyttet til seg basert på følgende faktorer:
Psim = (Putslipp * Ptop/sub * Prate * Pvarighet ) / 36000
Samtlige av disse scenariene er deretter rangert etter strandingsmengde og det er beregnet
kumulativ sannsynlighet for den angitte strandingsmengden. Resultatet viser at det er hele
99,9 % sannsynlighet for at strandingsmengdene blir mindre enn for det dimensjonerende
scenariet som er valgt med basis i vektet rate og varighet. Kun overflateutslipp er vist i figurene
da sjøbunnsutslipp (75 % av totalsannsynligheten) ikke medfører stranding av olje.
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
Side 19
DNV ENERGY
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
100,0
99,7
99,4
99,0
98,6
98,3
97,9
Alle scenarier
97,6
97,2
96,8
96,4
96,0
95,6
95,3
Dimensjonerende scenario
Figur 8-3 Kumulativ sannsynlighet for mengde oljeemulsjon i kyst- og strandsone.
Når det gjelder drivtid vil den korteste drivtid i vektet rate og varighet tilsvare korteste drivtid
også i de resterende simuleringer og ligger derved som et ”worst case” scenario blant samtlige
simuleringer.
40
35
30
25
20
15
10
5
0
100,0 99,4
98,9
98,3 97,8
97,2 96,7
96,1
95,5 95,0
Alle scenarier
93,9
93,3 92,8 92,2 91,7
Dimensjonerende scenario
Figur 8-4 Kumulativ sannsynlighet for drivtid inn til land.
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
94,4
91,1
90,5
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
9.0
Side 20
DNV ENERGY
Tiltaksalternativer
Forutsetn. /Krav
Ulykkeshendelse
Fysiske miljødata
Oljedrift
Tiltaksalternativer
Dimensjonerende
scenarier
Analyse av effekt av
tiltaksalternativene
Anbefaling om
beredskapsløsning
Beredskapsanalyse
Beredskap er et konsekvensreduserende tiltak, og skal derfor i utgangspunktet stå i forhold til
miljørisiko. Statoil sine styringskriterier tilsier at miljørisikoen skal reduseres dersom
kostnadene ikke står i vesentlig misforhold til miljøgevinsten tiltaket medfører. I dette tilfellet
har Statoil som utgangspunkt for analysen valgt å ha et beredskapssystem plassert på
beredskapsfartøyet ved riggen under boring i oljeførende lag.
Tabell 9-1 Kriterier for valg av tiltaksalternativer for barriere 1 og 2
Tiltaksalternativ
Kriterier for valg av
delbarrierer
Barrierer
Tiltaksalternativ 1
Tiltaksalternativet skal ha
tilstrekkelig kapasitet i hver
delbarriere.
Tiltaksalternativet skal ved
introduksjon av ytterligere
delbarrierer gi en halvering av
mengde ut av barriere 2 i forhold til
tiltaksalternativ 1
Tiltaksalternativet skal ved
introduksjon av ytterligere
delbarrierer gi en halvering av
mengde ut av barriere 2 i forhold til
tiltaksalternativ 2
Barriere 1 – 1 system
Barriere 2 – 1 system
Tiltaksalternativ 2
Tiltaksalternativ 3
Delbarriere 1A – 1 system
Delbarriere 1B – 1 system
Delbarriere 2A – 1 system
Delbarriere 1A – 1 system
Delbarriere 1B – 1 system
Delbarriere 1C – 1 system
Delbarriere 2A – 1 system
Basert på rate, forventet effektivitet i dimensjonerende scenario for omfang/kapasitet og oljens
egenskaper er følgende alternative beredskapsløsninger (tiltaksalternativer) identifisert i
forhold til kriteriene gitt over og er videre analysert i denne analysen:
Tiltaksalternativ 1
Alternativet omfatter følgende:
• 1 NOFO system i barriere 1
• 1 NOFO system i barriere 2
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
Side 21
DNV ENERGY
Tiltaksalternativ 2
Alternativet omfatter følgende:
• 1 NOFO-system i delbarriere 1A
• 1 NOFO-system i delbarriere 1B
• 1 NOFO/KV-system i barriere 2
Tiltaksalternativ 3
Alternativet omfatter følgende:
• 1 NOFO-system i delbarriere 1A
• 1 NOFO-system i delbarriere 1B
• 1 NOFO-system i delbarriere 1C
• 1 NOFO/KV-system i barriere 2 A
I tillegg til disse tre tiltaksalternativene vises også utfallet av simuleringene uten tiltak for
oppsamling av olje.
Dimensjonering av barriere 3 og 4 baseres på resultatene fra den videre analysen og
presenteres i kapittel 12.0.
10.0
Vurdering av effekt av tiltaksalternativene 1-3
Forutsetn. /Krav
Ulykkeshendelse
Fysiske miljødata
Oljedrift
Beredskapsalternativer
Dimensjonerende
scenarier
Analyse av effekt av
beredskapsalternativene
Beredskapsanalyse
Anbefaling om
beredskapsløsning
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
10.1
Side 22
DNV ENERGY
Dimensjonerende scenario med hensyn på kapasitet/omfang av beredskap
Utslippsscenariet som gav størst strandet restmengde er det dimensjonerende scenariet mhp.
kapasitet/omfang av beredskapen i barriere 1-4.
Utslippet starter 16. september 1986 og i løpet av de første 15 døgn varierer vinden stort sett
mellom nord og nordvestlig vind med midlere styrke på rundt 8 m/s (se Figur 10-1).
Figur 10-1 Vindforhold gjennom simuleringen for dimensjonerende scenario for kapasitet/omfang,
inndelt i kategoriene 0-11 m/s, 11-16 m/s og > 16 m/s. Vindrosen angir retning hvor det blåser fra og
prosentvis fordeling.
Figur 10-2 presenterer massebalansen for utslippet, mens Figur 10-3 og Figur 10-4 viser
samlet effekt av barriere 1 og 2 for de ulike beredskapsløsningene på hhv. oljemengde på
havoverflaten og total strandingsmengde.
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
Side 23
DNV ENERGY
Massebalanse - uten tiltak
6000
5000
4000
)
n
n
o
(t
e
d
g 3000
n
e
m
e
lj
O
2000
1000
0
6
8
1
0
3
2
4
4
5
6
6
8
7
0
9
2
0
1
4
1
1
6
2
1
8
3
1
Olje sjø
0
5
1
2
4
6
8
6
7
8
9
1
1
1
1
Tid /timer etter utslipp)
Fordampet
Nedblandet
0
1
2
2
2
2
4
3
2
6
4
2
8
5
2
0
7
2
2
8
2
4
9
2
6
0
3
8
1
3
0
3
3
2
4
3
4
5
3
Strandet
Figur 10-2 Massebalansen til dimensjonerende scenario (kapasitet/omfang) uten beredskapstiltak.
Emulsjonsmengde sjøoverflate
9000
8000
7000
) 6000
n
n
to
(
e 5000
d
g
n
e
m
s
n 4000
jo
ls
u
m
E
3000
2000
1000
0
6
4
2
2
4
0
6
8
7
6
9
4
1
1
2
3
1
0
5
1
8
6
1
6
8
1
4
0
2
2
2
2
Uten tiltak
0
4
2
8
5
2
6 4 2 0 8
7 9 1 3 4
2 2 3 3 3
Tid (timer etter utslipp)
Tiltaksalternativ 1
6
6
3
4
8
3
Tiltaksalternativ 2
2
0
4
0
2
4
8
3
4
6
5
4
4
7
4
2
9
4
0
1
5
8
2
5
6
4
5
4
6
5
2
8
5
0
0
6
8
1
6
Tiltaksalternativ 3
Figur 10-3 Emulsjonsmengde på havoverflaten for dimensjonerende scenario (kapasitet/omfang) ved
ulike tiltaksalternativer.
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
Side 24
DNV ENERGY
Emulsjonsmengde strandet
800
700
600
)
n
n 500
to
(
e
d
g
n
e 400
m
s
n
jo
ls
u
m300
E
200
100
0
6
4
2
2
4
0
6
8
7
6
9
4
1
1
2
3
1
0
5
1
8
6
1
6
8
1
4
0
2
2
2
2
Uten tiltak
0
4
2
8
5
2
6
4
2
0
8
7
9
1
3
4
2
2
3
3
3
Tid (timer etter utslipp)
Tiltaksalternativ 1
6
6
3
4
8
3
Tiltaksalternativ 2
2
0
4
0
2
4
8
3
4
6
5
4
4
7
4
2
9
4
0
1
5
8
2
5
6
4
5
4
6
5
2
8
5
0
0
6
8
1
6
Tiltaksalternativ 3
Figur 10-4 Emulsjonsmengde inn til kyst- og strandsone for dimensjonerende scenario
(kapasitet/omfang) ved ulike tiltaksalternativer.
Maksimal mengde emulsjon på overflaten er i overkant av 8300 m3 ca. 6 døgn etter utslippets
start uten effekt av oljevernberedskap. Effekten av standard beredskapsløsning bidrar til
betydelig reduksjon av oljemengde på overflaten og tilsvarende reduksjon i olje inn til kyst- og
strandsone. Med utvidet beredskap reduseres oljemengden inn til kyst- og strandsone
ytterligere.
Figur 10-5 illustrerer emulsjonsmengde og utbredelse på havoverflaten ved ulike tidspunkt
etter utslippet. Figuren viser også effekten av de ulike beredskapsalternativene på mengde og
utbredelse.
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
Side 25
DNV ENERGY
Figur 10-5 Emulsjonsmengde på havoverflaten for dimensjonerende scenario (kapasitet/omfang), uten
tiltak (øverst), med tiltaksalternativ 1 (midten) og tiltaksalternativ 2 (nederst) for tidspunktene 6 døgn og
11 døgn etter utslippets start. Tiltaksalternativ 3 reduserer mengden ytterligere.
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
10.2
Side 26
DNV ENERGY
Dimensjonerende scenario med hensyn til responstid
Utslippsscenariet som gir korteste drivtid til land er det dimensjonerende scenariet mht.
responstid for barriere 3 og 4. Scenariet har en drivtid på 3,4 døgn inn til land.
Utslippet starter 15. januar 1970, og i løpet av de første 15 døgn er vinden stort sett vestlig
med midlere styrke på rundt 10 m/s (se Figur 10-6).
Figur 10-6 Vindforhold gjennom simuleringen for dimensjonerende scenario for responstid, inndelt i
kategoriene 0-11 m/s, 11-16 m/s og > 16 m/s. Vindrosen angir retning hvor det blåser fra og prosentvis
fordeling.
Figur 10-7 presenterer massebalansen for utslippet, mens Figur 10-8 viser effekt av de ulike
beredskapsløsningene på oljemengde på havoverflaten. Selv uten beredskapstiltak er det en
veldig liten mengde olje som strander i dette scenariet (< 1 tonn) og det er derfor ikke vist noen
figur for stranding.
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
Side 27
DNV ENERGY
Massebalanse - uten tiltak
6000
5000
4000
)
n
n
o
t(
e
d 3000
g
n
e
m
e
lj
O
2000
1000
0
6
8
1
0
3
2
4
4
5
6
6
8
7
0
9
2
0
1
4
1
1
6
2
1
8
3
1
0
5
1
2
4
6
8
0
6
7
8
9
1
1
1
1
1
2
Tid /timer etter utslipp)
Olje sjø
Fordampet
2
2
2
4
3
2
6
4
2
8
5
2
0
7
2
2
8
2
4
9
2
6
0
3
8
1
3
0
3
3
2
4
3
4
5
3
Nedblandet
Figur 10-7 Massebalansen til dimensjonerende scenario for responstid uten beredskapstiltak.
Emulsjonsmengde sjøoverflate
4000
3500
3000
)
n
n 2500
to
(
e
d
g
n
e 2000
m
s
n
o
j
s
l
u
m1500
E
1000
500
0
6
4
2
2
4
0
6
8
7
6
9
4
1
1
2
3
1
0
5
1
8
6
1
6
8
1
4
0
2
2
2
2
Uten tiltak
0
4
2
8
5
2
6 4 2 0 8
7 9 1 3 4
2 2 3 3 3
Tid (timer etter utslipp)
Tiltaksalternativ 1
6
6
3
4
8
3
Tiltaksalternativ 2
2
0
4
0
2
4
8
3
4
6
5
4
4
7
4
2
9
4
0
1
5
8
2
5
6
4
5
4
6
5
2
8
5
0
0
6
8
1
6
Tiltaksalternativ 3
Figur 10-8 Emulsjonsmengde på havoverflaten for dimensjonerende scenario for responstid ved ulike
tiltaksalternativer.
Figur 10-9 illustrerer emulsjonsmengde og utbredelse på havoverflaten ved stranding ved
Rolvsøy etter 3,4 døgn. Som nevnt er det en liten mengde emulsjon som strander selv uten
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
Side 28
DNV ENERGY
tiltak (< 1 tonn), og flaket driver nordover etter strandingen (som vist etter 6 døgn). Figuren
viser drivbanen til scenariet ved en situasjon uten tiltak.
Figur 10-9 Emulsjonsmengde på havoverflaten for scenariet med kortest drivtid, uten tiltak, for
tidspunktene 3,4 døgn (korteste drivtid) og 6 døgn etter utslippets start.
10.3
Illustrerende scenario med hensyn på berørt strandareal
Utslippsscenariet som gav størst berørt strandareal er vist i dette delkapitlet.
Utslippet starter 28. mai 1988, og i løpet av de første 15 døgn varierer vinden betraktelig
mellom vestlig, nordvestlig, nordlig og nordøstlig vind med midlere styrke på rundt 6 m/s (se
Figur 10-10).
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
Side 29
DNV ENERGY
Figur 10-10 Vindforhold gjennom simuleringen for illustrerende scenario som gir størst berørt
landområde, inndelt i kategoriene 0-11 m/s, 11-16 m/s og > 16 m/s. Vindrosen angir retning hvor det
blåser fra og prosentvis fordeling.
Figur 10-11 presenterer massebalansen for utslippet, mens Figur 10-12 og Figur 10-13 viser
effekt av de ulike beredskapsløsningene på hhv. oljemengde på havoverflaten og total
strandingsmengde. Mengde olje som strander er 33 tonn (tilsvarende 280 tonn emulsjon).
Massebalanse - uten tiltak
6000
5000
4000
)
3
m
(
e
d
g
n 3000
e
m
e
lj
O
2000
1000
0
6
8
1
0
3
2
4
4
5
6
6
8
7
0
9
2
0
1
4
1
1
6
2
1
8
3
1
0
5
1
Olje sjø
2
4
6
8
0
6
7
8
9
1
1
1
1
1
2
Tid /timer etter utslipp)
Fordampet
Nedblandet
2
2
2
4
3
2
6
4
2
8
5
2
0
7
2
2
8
2
4
9
2
6
0
3
8
1
3
Strandet
Figur 10-11 Massebalansen til illustrerende scenario som gir størst berørt landområde uten
beredskapstiltak.
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
0
3
3
2
4
3
4
5
3
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
Side 30
DNV ENERGY
Emulsjonsmengde sjøoverflate
8000
7000
6000
)
n
n 5000
o
(t
e
d
g
n
e 4000
m
s
n
jo
ls
u
m3000
E
2000
1000
0
6
4
2
2
4
0
6
8
7
6
9
4
1
1
2
3
1
0
5
1
8
6
1
6
8
1
4
0
2
2
2
2
Uten tiltak
0
4
2
8
5
2
6 4 2 0 8
7 9 1 3 4
2 2 3 3 3
Tid (timer etter utslipp)
Tiltaksalternativ 1
6
6
3
4
8
3
2
0
4
Tiltaksalternativ 2
0
2
4
8
3
4
6
5
4
4
7
4
2
9
4
0
1
5
8
2
5
6
4
5
4
6
5
2
8
5
0
0
6
8
1
6
Tiltaksalternativ 3
Figur 10-12 Emulsjonsmengde på havoverflaten for dimensjonerende scenario som gir størst berørt
landområde ved ulike tiltaksalternativer.
Emulsjonsmengde strandet
300
250
) 200
n
n
to
(
e
d
g
n
e 150
m
s
n
jo
s
l
u
m
E
100
50
0
6
4
2
2
4
0
6
8
7
6
9
4
1
1
2
3
1
0
5
1
8
6
1
6
8
1
4
0
2
2
2
2
0
4
2
8
5
2
6 4 2
0 8
7 9 1
3 4
2 2 3
3 3
Tid (timer etter utslipp)
Uten tiltak
6
6
3
4
8
3
2
0
4
0
2
4
8
3
4
6
5
4
4
7
4
2
9
4
0
1
5
8
2
5
6
4
5
4
6
5
2
8
5
0
0
6
8
1
6
Tiltaksalternativ 1
Figur 10-13 Emulsjonsmengde inn til kyst- og strandsone for illustrerende scenario som gir størst berørt
landområde ved ulike tiltaksalternativer. Tiltaksalternativ 2 og 3 resulterer i ingen stranding for dette
scenariet.
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
Side 31
DNV ENERGY
Figur 10-14 illustrerer emulsjonsmengde og utbredelse på havoverflaten ved ulike tidspunkt
etter utslippet.
Figur 10-14 Emulsjonsmengde på havoverflaten for scenariet med størst berørt område i forventet
boreperiode, uten tiltak, for tidspunktene 11 døgn og 14 døgn og 17 døgn etter utslippets start.
Som man ser av figuren driver flaket i dette scenariet nordover og eksponerer området fra
Sørøya i sør til området Ingøya/Hjelmsøya i nord.
10.4
Illustrerende scenario med hensyn på miljørisiko på åpent hav
Utslippsscenariet som gav den høyeste miljørisikoen på åpent hav er vist i dette delkapitlet.
Utslippet starter 28. mai 1982, og i løpet av de første 15 døgn er vinden stort sett nordlig med
midlere styrke på rundt 8 m/s (se Figur 10-15).
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
Side 32
DNV ENERGY
Figur 10-15 Vindforhold gjennom simuleringen for scenario med høyest miljørisiko, inndelt i kategoriene
0-11 m/s, 11-16 m/s og > 16 m/s. Vindrosen angir retning hvor det blåser fra og prosentvis fordeling.
Figur 10-16 presenterer massebalansen for utslippet, mens Figur 10-17 viser effekt av de ulike
beredskapsløsningene på oljemengde på havoverflaten. Tiltaksalternativene medførte ingen
stranding for dette scenariet og figur for strandingsmengder er derfor ikke vist.
Massebalanse - uten tiltak
6000
5000
4000
)
n
n
to
(
e
d
g 3000
n
e
m
lje
O
2000
1000
0
6
4
2
2
4
0
6
8
7
6
9
4
1
1
2
3
1
0
5
1
8
6
1
6
8
1
4
0
2
2
2
2
0
4
2
8
5
2
Olje sjø
6 4
2
0 8
7 9
1
3 4
2 2
3
3 3
Tid /timer etter utslipp)
Fordampet
Nedblandet
Strandet
Figur 10-16 Massebalansen til dimensjonerende scenario med høyest miljørisiko uten beredskapstiltak.
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
Side 33
DNV ENERGY
Emulsjonsmengde sjøoverflate
7000
6000
5000
)
n
n
to
(
e 4000
d
g
n
e
m
s
n
jo 3000
s
l
u
m
E
2000
1000
0
6
4
2
2
4
0
6
8
7
6
9
4
1
1
2
3
1
0
5
1
8
6
1
6
8
1
4
0
2
2
2
2
Uten tiltak
0
4
2
8
5
2
6 4 2 0 8
7 9 1 3 4
2 2 3 3 3
Tid (timer etter utslipp)
Tiltaksalternativ 1
6
6
3
4
8
3
Tiltaksalternativ 2
2
0
4
0
2
4
8
3
4
6
5
4
4
7
4
2
9
4
0
1
5
8
2
5
6
4
5
4
6
5
2
8
5
0
0
6
8
1
6
Tiltaksalternativ 3
Figur 10-17 Massebalanse av dimensjonerende scenario med høyest miljørisiko ved ulike
tiltaksalternativer vist ved oljemengde på havoverflaten.
Scenariet er i mai måned med meget gunstige lys- og vindforhold noe som gir en høy effekt av
beredskapstiltak. Tiltaksalternativ 1 gir stor reduksjon av mengde oljeemulsjon på overflaten,
mens de andre tiltakene medfører ytterligere reduksjon.
Figur 10-18 illustrerer emulsjonsmengde og utbredelse på havoverflaten ved ulike tidspunkt
etter utslippet.
Figur 10-18 Emulsjonsmengde på havoverflaten for scenariet med høyest miljørisiko, uten tiltak, for
tidspunktene 7 døgn, 11 døgn og 13 døgn etter utslippets start.
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
11.0
Side 34
DNV ENERGY
Vurdering fra oljedriftsmodellering av kondensat
Det er tidligere gjennomført spredningsberegninger for utslipp av ustabilisert Snøhvit
kondensat (NOFO, 2001), som viser at utslippet har svært høy fordampning, med en
utbredelse på overflaten begrenset til utslippspunktets nærområde.
I forvitringsstudien for Snøhvit kondensat konkluderes det med følgende hovedpunkter når det
gjelder egenskaper til kondensatet (Sintef 2001):
- Snøhvit kondensat vil fordampe raskt, og vil miste ca. 90 % av sitt opprinnelige volum etter
noen dager på overflaten.
- Snøhvit kondensat vil ikke emulgere. Vannopptak vil dermed ikke bidra til økning i
kondensatets viskositet ved forvitring på sjøen.
- Kondensatet vil ha svært lave viskositeter under hele forvitringsforløpet og vil være vanskelig
å samle opp i en lense på grunn av stor spredning, og på grunn av at kondensatet unnslipper
under lensa.
- Det kan forventes høy naturlig dispergering for Snøhvit kondensat etter et utslipp, forutsatt en
viss energi på havoverflaten (>5 m/s vind). Kombinert med høy avdamping vil dette føre til
relativ kort levetid for kondensatet på sjøoverflaten.
For å belyse utfallet av et rent kondensatutslipp er scenariet som gir størst strandet mengde
ved utslipp av en blandingsolje, også modellert med Snøhvit kondensat. I Figur 11-1 vises
utbredelse av Snøhvit kondensat ved ulike tidspunkt (rate benyttet er 1000m3/d).
Figur 11-1 Utstrekning av kondensatflaket ved 1, 3 og 6 døgn.
Simuleringene for dette scenariet viser at kondensatflaket har en relativ kort levetid på
overflaten grunnet svært høy fordamping og nedblanding. Dette er i tråd med hva
oljedriftsberegningene i 2001 viser (NOFO, 2001). Samlet sett vil maksimal utstrekning på
influensområdet være ca. 20 km, men det er da snakk om svært små mengder kondensat på
overflaten (ca. 30 kg/km2).
11.1
Bekjempelsesstrategi ved utslipp av ustabilisert Snøhvit kondensat
Overvåking og fjernmåling, samt etterkantundersøkelser er de primære beredskapstiltakene.
Grunnet gasskonsentrasjoner fra fordamping av kondensat vil sikkerhet alltid være en viktig
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
Side 35
DNV ENERGY
faktor ved bekjempelse av utslippet. Beredskapsstrategien vil være å følge ”flaket” på noe
avstand, og først gjennomføre mekanisk oppsamling når de lette komponentene har dampet
av. Kun svært begrensede restmengder forventes på overflaten. Det foretas operative
vurderinger av hvorvidt restene er tilgjengelig på opptak. For å sikre fleksibilitet anbefales at
fartøy nr. 1 i tillegg til HiWax og Transrec oljeopptaker også utstyres med Foxtail oljeopptaker
eller tilsvarende. I tillegg anbefales at fartøyet utstyres med absorberende lense, for
anvendelse ved eventuelle mindre utslipp.
12.0
Sammenligning av tiltaksalternativene
Oljedriftsberegningene viser begrensede mengder strandet emulsjon. Tiltaksalternativ 1
medfører en betydelig reduksjon i mengde emulsjon inn til kyst- og strandsone sammenlignet
med ingen tiltak.
Tiltaksalternativ 2 gir en ytterligere reduksjon i mengde emulsjon i kyst og strandsone og gir i
tillegg en større fleksibilitet enn tiltaksalternativ 1. Tiltaksalternativ 3 gir en marginal
oppsamlingseffekt i forhold til tiltaksalternativ 2.
800
700
]
n
n
to
[ 600
e
n
o
s
d 500
n
a
tr
s
g 400
o
-t
s
y
k 300
i
n
jo
s
l 200
u
m
e
100
0
Uten tiltak
Tiltaksalternativ 1
Tiltaksalternativ 2
Tiltaksalternativ 3
Figur 12-1 Emulsjonsmengde inn til kyst- og strandsone 14,5 døgn etter utslippets start for
dimensjonerende scenario for kapasitet/omfang (størst strandet mengde), henholdsvis uten effekt
av beredskap (uten tiltak) og med effekt av beredskap (tiltaksalternativ 1-3)
12.1
Vurdering av behov i barriere 3 og 4
Ressursene i disse barrierene må ha et omfang tilstrekkelig til å samle opp frittflytende
oljeemulsjon som har passert foregående barrierer. Behovene angitt i foreliggende analyse er
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
Side 36
DNV ENERGY
på generelt nivå, og er beregnet på bakgrunn av system-/ og barriereeffektivitet i barriere 1 og
2 i dimensjonerende scenario for kapasitet/omfang (scenario med størst strandet restmengde).
Beregningen tar hensyn til systembehov i forhold til opptakskapasitet og oljemengde.
Beregnet effekt av tiltaksalternativ 1-3 medfører et behov for 1 kystsystem i barriere 3 og 1
fjordsystem i barriere 4.
13.0
Anbefalt beredskapsløsning
Tiltaksalternativ 2 anbefales fordi dette gir en større oppsamlingseffekt enn tiltaksalternativ 1,
samt at det også gir større fleksibilitet i forhold til tiltaksalternativ 1. Den anbefalte
beredskapsløsningen er vist i tabell 12-1. For håndtering av mindre utslipp og for å sikre
fleksibilitet anbefales følgende plassert på beredskapsfartøyet med oljevernutstyr:
-
1 stk. FoxTail eller tilsvarende oljeopptaker
-
200 m absorberende lenser
Spesielt under vår-/vinterforhold må det sikres pumpbarhet av oppsamlet olje og oljeemulsjon,
dette kan for eksempel gjøres ved heating av tanker, alternativt transportable heatere. Spesielt
med tanke på sikkerhet forutsettes at gassmålere benyttes for å sikre forsvarlig utførelse av
operasjonen.
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
Side 37
DNV ENERGY
Tabell 13-1 Anbefalt beredskapsløsning
Barriere 1 Bekjempelse på åpent hav nær kilden
Systemer og responstid
System 1: innen 2 timer – fra feltet (beredskapsfartøy)
System 2: innen 24 timer
Antall systemer i barrieren:
2 NOFO-system
Barriere 2 Bekjempelse på åpent hav og inn mot kystsonen
Systemer og responstid
System 3: innen 35 timer
Antall systemer i barrieren:
1 NOFO- eller KV-system
Barriere 3 – Bekjempelse i kystsonen og beskyttelse av sårbare naturressurser
Systemer og responstid
1 kystsystem innen 3 døgn
Antall systemer i barrieren:
1 system
Barriere 4 – Bekjempelse i fjordområder og beskyttelse av sårbare naturressurser
Systemer og responstid
1 fjordsystem innen 3 døgn
Antall systemer i barrieren:
1 system
Barriere 5 – Bekjempelse på strand
Systemer og responstid
Detaljeres i beredskapsplanen
Felles
Tankfartøy og lagringsenheter for oppsamlet olje
Overvåkning, fjernmåling og
- Visuell observasjon og kontroll ved tanking/lagring
etterkantundersøkelser
- Kontroll av forbruk av kjemikalier og drivstoff
- Teknisk overvåkning av bore- og brønnoperasjoner
- Bruk av radarsatellittjeneste
- Beredskapsfartøy utstyrt med oljedetekterende radar
- Visuell observasjon av havoverflaten fra rigg og
beredskapsfartøy
- Visuell observasjon ved hjelp av systematiske søk med fartøy
- Helikopter for visuell observasjon og bruk av FLIR kamera
- Overvåkingsfly med SLAR, IR/UV, video, foto
- Iverksettelse av etterkantundersøkelser
14.0
Sammenligning med tidligere boringer på Snøhvit
I forbindelse med tidligere boringer på Snøhvitfeltet ble det i februar 2004 gjort en Miljørisikoog Beredskapsanalyse av Statoil (Statoil, 2004). I analysen antok man en utslippsrate på 1580
– 1910 tonn/døgn av en oljetype lik Norne oljen. Analysen konkluderte med at 1 system på felt
og 1 system ved basen i Hammerfest var dekkende for beredskapsbehovet under boringene.
Til sammenlikning er det i denne analysen antatt en rate på 769 tonn/døgn av Snøhvit blend
olje. Analysen konkluderer, som beskrevet i forgående kapittel, med en anbefalt beredskap
som omfatter 2 systemer i regionen (hvorav 1 på felt) og et tredje system (barriere2) med
responstid på 35 timer.
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
22 februar 2007
Miljørettet beredskapsanalyse - Snøhvit 2006-1627 rev 1,
STATOIL ASA
15.0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Side 38
DNV ENERGY
Referanser
Statoil 2006a. Beregning av utblåsningsrater for brønn 7120/6-2, E-post fra Sigbjørn
Høyland til Terje H. Møgster, 31.07.06
Statoil 2004. Miljørisiko- og beredskapsanalyse, oljevern for Snøhvit – offshore –
februar 2004. 12.2.2004.
Scandpower 2006: ”Blowout and Well Release Frequencies – based on Sintef
Offshore Blowout Database 2005”.
Sintef 2006a: ”Blowout and Well Release Characteristics and Frequencies, 2005.
Sintef 2006b: “Snøhvit blandingsolje – forvitringsegenskaper”, 20.9.2006
Sintef 2006c: ” Snøhvit blandingsolje – forvitringsegenskaper, oppdatert 2.10.2006”,
2.10.2006.
NOFO, 2001: Beredskapsanalyse – Snøhvit, rapport nr. 1079-01-01, mai 2001
DNV, 2006a: Miljørisikoanalyse for avgrensningsboring på Snøhvit, rapport nr.20061694, 16 oktober 2006
DNV, 2006b: Miljørettet beredskapsanalyse – Snøhvit, rapport nr. 2006-1627, 16
oktober 2006
Referanser til deler av denne rapporten som kan føre til feiltolking er ikke tillatt
Appendix I – Metodebeskrivelse
1.0
Generell metodebeskrivelse
1.1
Innledning
Ved utslipp av olje til sjø gjennomgår oljen en rekke fysiske og kjemiske endringer, som er
illustrert i Figur 1-1. De viktigste prosessene er:
•
Fordampning av flyktige fraksjoner av oljen – som reduserer volumet som skal
bekjempes. Fordampning øker generelt med økende vindstyrke, mens den maksimalt
oppnåelige graden av fordampning varierer med oljens kjemiske sammensetning.
•
Nedblanding som resultat av vind og bølger – som også reduserer volumet som skal
bekjempes. Nedblanding øker generelt med økende vindstyrke, mens den maksimalt
oppnåelige graden av nedblanding varierer med oljens kjemiske sammensetning.
•
Vannopptak som resultat av at oljen danner en emulsjon – noe som øker volumet
som skal bekjempes. Vannopptak (prosentvis vanninnhold) øker generelt med
økende vindstyrke, inntil den maksimalt oppnåelige grensen, som varierer fra oljetype
til oljetype.
Avhengig av oljetype og vindforhold vil dermed volumet av oljeemulsjon på overflaten kunne
avvike fra utslippsmengden.
Kravene til beredskapstiltakene er derfor utformet slik at kapasiteten skal være tilstrekkelig til
å bekjempe beregnet volum av oljeemulsjon, gitt av utslippsrate, vindforhold og oljetype.
Totaleffekten av beredskapstiltak kan også uttrykkes på to måter, på bakgrunn av de
prosessene som er nevnt tidligere (se også Figur 1-1):
•
Absolutt effekt uttrykker hvor stor andel av det totale utslippet som er blitt bekjempet
ved de beredskapstiltak som settes inn. I disse beregningene inkluderes fordampning
og naturlig nedblanding.
•
Relativ effekt uttrykker hvor stor andel av den olje som er tilgjengelig for
bekjempning på overflaten som er blitt bekjempet ved de beredskapstiltak som settes
inn.
For en gitt hendelse vil absolutt effekt ha en lavere tallverdi enn relativ effekt. Gitt et
eksempel for et utslipp hvor 25 % fordamper, 25 % blandes ned, og 50 % av gjenværende
oljemengde samles opp, vil absolutt effekt være 25 %, mens relativ effekt er 50 %.
Under et utslipp som varer over noe tid vil vær, vind- og strømforhold variere, og derved
påvirke utfall og forløp. Dette er grunnen til at man gjennomfører et stort antall simuleringer
av oljedrift, som følger utviklingen av historiske værsituasjoner. Man får således et spenn i
mulige utfall. Disse inkluderer følgende forløp:
•
Lav Absolutt effekt og lav Relativ effekt (lite olje tilgjengelig for oppsamling,
hoveddelen av utslippet fordampet eller naturlig nedblandet).
•
Høy Absolutt effekt og høy Relativ effekt (vellykket oppsamling av oljen som er på
havoverflaten, med en liten andel fordampet og nedblandet olje).
•
Lav Absolutt effekt og høy Relativ effekt (vellykket oppsamling av oljen som er på
havoverflaten, mens hoveddelen av utslippet fordampet eller ble naturlig nedblandet)
Dette spennet i mulige utfall danner grunnlag for den miljørettede beredskapsanalysen.
Fordampning
Olje
p 100
ip
l
st 90
u 80
ig
l
e 70
n
in
r 60
p 50
p
o
v 40
a
) 30
(% 20
l
e
d 10
n
A 0
Totalt utslipp
Vannopptak
Før opptak
Etter opptak
Olje på sjøoverflaten
Fordampning
Nedblanding
Bekjempet
Nedblanding
Mekanisk oppsamling
Oljeemulsjon
Figur 1-1 Illustrasjon som viser hvilke prosesser som påvirker oljen fra utslipp til bekjempelse. I øvre
høyre del av figuren er det illustrert hvordan disse prosessene fører til reduksjon i olje på
sjøoverflaten.
1.2
Elementene i beredskapsanalysen
Metodeutviklingen i 2004-2005 resulterte i beskrivelser av ytelseskrav og at metoden sikrer
en høyere oppløsning og detaljeringsgrad i resultatene, blant annet ved at man forsøker å
fange opp flest mulige utfall av hendelser som utgangspunkt for beredskapsanalysene. Dette
stiller igjen høye krav til inngangsdata (jfr. forhold identifisert i avsnitt 3.7).
Gjennomføring av en beredskapsanalyse omfatter mange ledd, med til dels omfattende
beregninger i enkelte av disse. Figur 1-2 gir en overordnet illustrasjon av de viktigste ledd i
analysen, og deres innbyrdes rekkefølge. En utfyllende beskrivelse av hvert enkelt ledd er
gitt i det følgende.
Figur 1-2 Elementer som kan inngå i miljørettet beredskapsanalyse
1.3
Inngangsdata
Brønnteknisk informasjon utgjør viktige inngangsdata til analysen, og blir gitt av operatøren.
Et sentralt element her er hvilken oljetype som forventes funnet. Basert på informasjon om
reservoaret og eventuelle kjente funn i nærheten identifiseres en eller flere kjente råoljer som
representative, og legges sammen med annen teknisk informasjon til grunn for modellering
av utslippsrate og varighet.
Inn til neste ledd i analysen går:
•
Oljetype
•
Utslippsrate
•
Forventet varighet av utslippet
•
Utslippsdyp
•
GOR (Gas Oil Ratio)
1.4
Oljedriftsberegninger
Oljedriftsberegninger gjennomføres med ovenstående inngangsdata. Vanligvis gjennomføres
beregningene for en ukontrollert utblåsning, hvor utslippet skjer ved havbunnen eller over
riggen til havoverflaten. Det gjennomføres minimum 300 og maksimum 3600 simuleringer,
med tilfeldig valgte starttidspunkt og etterfølgende historisk vær (se egen beskrivelse av
oljedriftsmodell).
Beregningene rapporteres statistisk og som enkeltsimuleringer, i henhold til NOFOs
standard. Dette er informasjonen som går videre til neste ledd i analysen. Resultater fra
oljedriftsberegningene er vist i kapittel 5.
1.5
Analyse av oljedriftsstatistikk
Resultatene fra statistiske oljedriftsberegninger etterbehandles i flere trinn. For hver enkelt av
de 300 – 3600 simuleringene hentes det ut detaljert informasjon om starttidspunkt, minste
drivtid til land, vindforhold, og oljemengde inn til kyst og strand. I tillegg beregnes miljørisiko
for den mest utslagsgivende VØK i miljørisikoanalysen, for hver enkelt simulering. Deretter
beregnes mørkeandel, og effektivitetsnivå av beredskap for hver simulering. Disse
parametrene benyttes til å beregne en restmengde av olje inn til kyst og strand, som
grunnlag for neste trinn i analysen.
Som resultat av disse trinnene og inngangsdata til neste trinn fremkommer følgende
informasjon for hver enkelt simulering:
•
ID – som er en entydig referanse til simuleringen
•
Starttidspunkt for simuleringen – som er en tilfeldig dato fra perioden man har
vindarkiv
•
Minste drivtid til land – tiden i timer fra utslippets start til olje treffer kysten
•
Vindforhold – midlere vindstyrke i de første 15 døgn av hendelsen
•
Strandet oljemengde – over hele simuleringsperioden (varighet av utslippet og
etterfølgende 30 døgn)
•
Miljørisiko – bestandstap/oljemengde for en utslagsgivende VØK
•
Mørkeandel – andel av døgnet med mørke hvor solen er lavere enn 6o under
horisonten. Beregnes på grunnlag av starttidspunkt og borelokalitetens posisjon.
•
Beredskapseffektivitet – gis av vindforhold og mørkeandel
•
Restmengde – som illustrerer hvilken simulering som forventes å gi størst
restmengde av olje inn til kyst og strand etter at beredskapstiltak i åpent hav er
gjennomført.
1.6
Valg av dimensjonerende scenarier
Simuleringen med størst restmengde olje til kyst og strand etter effekt av ett system velges
som dimensjonerende scenario mht. kapasitet/omfang av beredskap i barriere 1-4.
Begrunnelsen for dette er at man da tar hensyn til redusert effekt i mørke, og ved høye
vindstyrker. I tillegg vil simuleringen med minste drivtid til land hentes ut fra tabellen
utarbeidet i foregående trinn, og drivtiden settes som minimumskrav til responstid for
kystnær bekjempelse. Scenariet med størst strandet restmengde og korteste drivtid er to
ulike scenarier.
I tillegg til ovenstående velges også scenarie med høyest miljørisiko for utvalgte ressurser ut
for visualisering og videre beregninger av massebalanse.
1.7
Analyse av beredskapsbehov
Beredskapsbehov analyseres med utgangspunkt i dimensjonerende scenario (med størst
restmengde olje inn til kyst og strand) og prinsipper utdypet i kommende avsnitt.
1.7.1
Definisjoner
Følgende begreper og definisjoner benyttes i den kvantitative analysen av
beredskapseffektivitet:
•
System: fellesbetegnelse for et komplett oppsamlingssystem. For et NOFO system
inkluderer dette to fartøy, 400 m lense, Transrec oljeopptager og lagringskapasitet på
ca 1000 m3.
•
System-effektivitet: (throughput efficiency) % av sveipet overflateolje som samles
opp av ett system. Gjelder for ett system (lense, Transrec, to fartøy) (se Figur 1-3).
•
Systemtap: % av sveipet overflateolje som unnslipper et system (primært lensetap).
(dvs.: 100 % - systemeffektivitet)
•
Systemkapasitet: oppsamlingskapasitet i m3/d for ett system; medregnet lossetid,
ineffektiv tid, fritt vann osv. For Transrec er denne normalt satt til 2400 m3/d.
Systemkapasiteten forutsetter tilstrekkelig tilgang på olje (i praksis overskudd av olje).
•
System-oppsamlingsrate: Reelt forventet oppsamlet volum i m3/d for et system. Ved
rikelig tilgang på olje skal denne være lik systemkapasiteten
•
Barriere: fellesbetegnelse for en samlet aksjon i et avgrenset område; kan inkludere
ett eller flere system.
•
Barriere-kapasitet: summen av systemkapasitetene i en barriere. På samme måte
som for system-kapasitet vil oppnåelse av systemkapasiteten forutsette overskudd av
olje.
•
Barriere-effektivitet: % av overflateolje som passerer en (tenkt) linje som samles
opp av en barriere. Ved sidestilte system (bredt flak) vil effektivitet av en delbarriere
maksimalt være lik system-effektiviteten, dersom hele flaket dekkes. Ved system etter
hverandre (konsentrert flak – flere delbarrierer) vil barriere-effektiviteten kunne
overstige system-effektiviteten.
•
Barrieretap: % av overflateolje som passerer en (tenkt) linje som unnslipper en
barriere.
•
Barriere-oppsamlingsrate: Reelt forventet oppsamlet volum i m3/d for barrieren som
helhet. Ved rikelig tilgang på olje skal denne være lik barrierekapasiteten
•
Relativ effekt: % av total overflateolje som oppsamles
•
Absolutt effekt: % av totalt utsluppet som samles opp
Ytelseskrav til beredskapen kan uttrykkes på systemnivå, barrierenivå og for beredskapen
som helhet (absolutt, relativ effekt).
1.7.2
Fastsettelse av ytelse på systemnivå
En barriere vil normalt bestå av ett eller flere system. Figur 1-3 illustrerer et standard system
bestående av to fartøy, lense, oljeopptager og lagringskapasitet.
Innstrømmende
Oppsamlet
Systemeffektivitet =
oppsamlet/innstrømmende *100%
Systemkapasitet =
f(naturgitte, tekniske, operasjonelle faktorer)
Lensetap
Figur 1-3 Systemeffektiviteten tilsvarer den andel av sveipet overflateolje som samles opp.
Systemeffektivitet
Systemeffektivitet er et uttrykk for hvor mye olje som lekker fra et lensesystem og er dermed
hovedsaklig relatert til lensetype, operasjonen, oljens egenskaper og bølge/strømforhold.
Lysforhold påvirker i liten grad systemeffektiviteten (utover en mulig effekt på selve
slepeoperasjonen).
Mange år med olje-på-vann-øvelsene har etablert kunnskap om oppsamlingseffektiviteten
som oppnås med et NOFO-system som funksjon av bølgehøyde. Figur 1-4 gir en omtrentlig
sammenheng mellom systemeffektivitet og bølgehøyde basert på dette erfaringsmaterialet.
Figur 1-4 Sammenheng mellom signifikant bølgehøyde (i meter) og systemeffektivitet (i prosent).
Øvelsene gir til en viss grad også kunnskap om hvordan oljens egenskaper påvirker
oppsamlingseffektiviteten. Erfaringene har vist at det er fordelaktig å tillate oljen en periode
på vannoverflaten for å avdampe lette komponenter og oppta noe vann, slik at viskositeten
løftes. 1000 cP anvendes som en tommelfingerregel som nedre grense for effektiv bruk av
NOFO systemene. Ved lavere viskositet vil lensetapet øke. Det legges derfor opp til å
etablere Barriere 1 i en avstand tilsvarende 1-2 timers drivtid fra kilden (også av hensyn til
sikkerhetsvurderinger).
Ved lengre tids opphold på vannet vil viskositeten og stivnepunktet øke og det kan danne
seg oljeflak med høy viskositet. Systemeffektiviteten i større avstand fra kilden vil kunne bli
høyere enn nær kilden, men flakene vil kunne være spredt over et stort område som
medfører at aksjonen totalt sett blir mindre effektiv (lav barriereeffektivitet).
I analysen legges det til grunn en høyere systemeffektivitet for barriere 2 enn for barriere 1,
men totalt sett en lavere barriereeffektivitet.
Systemkapasitet
Tall for systemkapasiteten er også etablert gjennom olje-på-vann-øvelser.
Systemkapasiteten tar høyde for lossetid, mulig nedetid, drenering av fritt vann osv.
Systemkapasiteten uttrykkes derfor som en gjennomsnittlig døgnkapasitet.
1.7.3
Fastsettelse av ytelse på barrierenivå
Når ytelsen er fastsatt for systemene vil dette inngå for å fastsette ytelsen for barrierene som
systemene er en del av. Figur 1-5 skisserer en mulig barriereløsning og viser hvordan et visst
antall systemer til sammen utgjør barrieren.
Barriere 1 skiller seg fra øvrige barrierer ved at den søker å danne en total barriere mot
utslippet nær utslippslokaliteten og dimensjoneres dermed på bakgrunn av utblåsningsrater
og forvitring i tidlig fase. Øvrige barrierer er selektive, de settes inn for å bekjempe spredte
oljeflak og har som primært formål å hindre/ redusere påslag av olje på kysten. Disse
dimensjoneres på bakgrunn av oljedriftsberegninger og forventet effekt av tidligere barrierer.
Barriereeffektivitet gir et uttrykk for den prosentvise andelen av overflatolje som samles opp
av en barriere. Barriereeffektiviteten er derfor en funksjon av systemkapasitet,
systemeffektiviteten, antall systemer og deres konfigurasjon. Barriereeffektiviteten er videre
sterkt påvirket av lysforhold og andre muligheter for overvåkning/deteksjon.
Figur 1-6 viser tre mulige konfigurasjoner av to system i en barriere i forhold til et av
karaktertrekkene til et utslipp. Avhengig av utslippets bredde og anvendelsen av systemene
kan barriereeffektiviteten være mindre, lik eller større enn systemeffektiviteten. I analysen er
systemeffektiviteten satt som øvre grense for barriereeffektiviteten, som innebærer at en fullt
utviklet delbarriere har en sveipebredde som overstiger flakbredden.
I analysen antas det videre at barriereeffektiviteten avtar med avstand fra kilden, og med
antall passeringer/lekkasjer ved forutgående barrierer. Innen en hovedbarriere antas det med
denne begrunnelsen en reduksjon på 20 % i oppnåelig effektivitet fra delbarriere til
delbarriere.
Fra hovedbarriere 1 til hovedbarriere 2 antas i denne analysen at barriereeffektiviteten avtar
med 50 %. Barriere 2 antas å være i betydelig avstand fra barriere 1 (6 - 12 timers drivtid).
Systemeffektiviteten på dette punktet antas å være høyere enn ved barriere 1.
500-1000m
Eksempel:
Barrierekapasitet = 3 x systemkapasitet
Barriere-effektivitet = f (systemeffektivitet, antall system, konfigurasjon)
Figur 1-5 En barriere består av ett eller flere systemer som utgjør en samlet aksjon i et avgrenset
område.
EFFbarr > Eff syst
EFFbarr = Eff syst
EFFbarr < Eff syst
Figur 1-6 Illustrasjon av hvordan barriereeffektiviteten varierer med flakets utbredelse og
konfigurasjon av en barriere bestående av to systemer.
1.7.4
Ytelsespåvirkende faktorer /egnethet av beredskapsløsninger
Ytelseskrav til beredskapen kan som vist uttrykkes på systemnivå, barrierenivå og for
beredskapen som helhet (absolutt, relativ effekt). Ytelsen på alle disse nivåene er påvirket av
en rekke faktorer og oppnåelse av ytelsesambisjoner forutsetter et bevisst forhold til disse.
Faktorene relateres gjerne til utstyrets/løsningens egnethet.
Tabell 1-1 viser eksempel på et barriereskjema. Dette benyttes for å sammenstille og
gjennomgå de enkelte elementene i beredskapen og har som hensikt å gi en oversiktlig og
systematisk gjennomgang av faktorer som påvirker godheten/egnetheten av barrieren.
Skjemaet inndeles i naturgitte og påvirkbare parametere. I en kontinuerlig prosess for å
vedlikeholde/forbedre beredskap er det vesentlig med best mulig kunnskap om naturgitte
parametere og hvordan disse påvirker beredskapen.
I forhold til de påvirkbare parametrene bør beredskapsgjennomgangen demonstrere at
beredskapsetableringen har tatt hensyn til disse slik at effektivitet/egnethet er best mulig. I
den kontinuerlige prosessen med utviklinger/forbedringer bør parametere som antas å
medføre størst gevinst i form av beredskapsytelse prioriteres.
Tabell 1-2 er en videre detaljering av barriereskjemaet der de viktigste faktorene som påvirker
de enkelte ytelsesparametrene er identifisert. Ved valg av beredskapsløsning bør hvert av
disse punktene adresseres (detaljert eller overordnet) for å underbygge eller modifisere
effektivitetstall som legges til grunn.
Tabell 1-1 Eksempel på et barriereskjema
Ulykkeshendelse/ scenario: Oljeutslipp
Barrierefunksjon
hindre oljeutslipp
(fastsettes av risikoanal)
Hindre drift/spredning av
oljeflak bort fra nærsonen
Barriere delfunksjon
Barriere-system
Ytelsespåvirkende faktorer
delfunksjon 1
barrieresystem 1
barrieresystem 2
Naturgitte
YF
YF
delfunsksjon 2
barrieresystem 3
barrieresystem 4
YF
YF
Oppdage utslipp
Skips-radar
Visuell overvåkning
Påvirkbare
YF
YF
YF
YF
operatørens erfaring
teknologiens egnethet
vaktordning
tilstedeværelse av fartøy
lys
vaktordning
fartøyets lokalitet
Mekanisk bekjempelse
(barriere 1&2)
lense-system
lysforhold/effektivitet av overvåkningsstøtte
meteorologiske forhold
oseanografiske forhold
oljeflak
Oljeegenskaper
utstyrets pålitelighet/robusthet/egnethet
mobiliseringstid
personell erfaring/kompetanse
oppsamlings-enhet (skimmere)
Overvåkningsstøtte til
oppsamling
meteorologiske forhold
oseanografiske forhold
oljeflakets tykkelse
oljens egenskaper (viskositet,
tilflyt)
skipsradar
utstyrets egnethet
utstyrets pålitelighet/robusthet
mobiliseringstid
personell erfaring/kompetanse
operatørens erfarinng
teknologiens egnethet
vaktordning
tilstedeværelse av fartøy
IR/UV aerostat
Værforhold
personell erfaring/kompetanse
Helikopter-overvåkning
Værforhold
personell erfaring/kompetanse
Hindre påslag av olje på kysten Detektere/overvåke utslipp
Fjernovervåkning - satellitt
Kystverket flyovervåkn
returperioder
værforhold
værforhold
operatørens erfaring
Mekanisk bekjempelse
lense-system
lysforhold/effektivitet av overvåkningsstøtte
meteorologiske forhold
oseanografiske forhold
Oljeflak
Oljeegnskaper
utstyrets pålitelighet/robusthet/egnethet
mobiliseringstid
personell erfaring/kompetanse
oppsamling-enhet (skimmere)
oljens egenskaper (viskositet,
utstyrets egnethet
utstyrets pålitelighet/robusthet
mobiliseringstid
personell erfaring/kompetanse
Tabell 1-2 Viktige ytelsespåvirkende faktorer
Ytelsespåvirkende faktorer
Ytelses - måltall
Naturgitte
Påvirkbare
Sammenheng etablert gjennom
olje-på-vann øvelser
Forvitringsstudier.
Bølgeforhold.
Bølger, strøm
Oljens egenskaper ved
tid for opptak
Systemeffektivitet
(lensetap)
Systemkapasitet
Systemoppsamlingsrate
Tilgang på olje
Kommentar./relaterte
parametere
Lensens dypgang,
konstruksjon,
hydrodynamiske egenskaper
Utstyrsutvikling/ testing foretatt.
Oppsamlingsenhetens
effektivitet
Påvirket av oljens egenskaper,
oljelagets akkumulerte tykkelse
osv. Se testresultater.
Slepehastighet, operasjon
Erfaring, strømforhold,
manøvrerbarhet av fartøy.
Øvelsesnivå
Oljeopptagerkapasitet
Bølger, oljeegenskaper
Tid for lossing, dødtid osv
Operasjonelle forhold. Mørke
Effektivitet av olje/vann
separasjon
Oljeegenskaper, oppsett på
fartøy
Systemeffektivitet
Utslippets størrelse,
emulgering, fordampning,
nedblanding, tid /lokalitet for
opptak
Systemkapasitet
Antall system
Konfigurasjon
Oljens egenskaper, vind,
bølger
Oljens spredning
Barriere-effektivitet
Systemeffektivitet
”Treffsikkerhet” (hvor stor
andel som treffer barrieren)
Systemkapasitet
Barriere-kapasitet
Antall systemer
Barrierekapasitet
Barriereoppsamlingsrate
NOFO strategier, øvelser
Barriereeffektivitet
Tilgang på olje
Lys, operasjon, overvåkning,
antall systemer
1.7.5
Tiltaksalternativer
Tiltaksalternativer (alternative beredskapsløsninger) identifiseres med utgangspunkt i
resultater fra oljedriftsberegninger, oljens egenskaper, værforhold i området samt krav til
beredskap. Virkningen av de ulike alternativene vurderes i analysen av beredskapsbehov.
Mange alternativer vurderes innledningsvis og et fåtall velges ut for nærmere analyse.
Dispergering vil også vurderes under dette punktet. I henhold til Forurensningsforskriftens §
19-5 skal ”dispergeringsmidler velges når dette, sammenliknet med andre metoder, totalt sett
gir minst miljøskade og samtidig ikke medfører urimelige kostnader for beredskapspliktig
virksomhet”.
1.7.6
Barrierekrav
Barrierebehov nødvendig for å etablere en komplett barriere 1 fastsettes med utgangspunkt i
ytelsen på systemnivå, ytelsen for barrierene og de ytelsespåvirkende faktorene (jf.
beskrivelser i 3.7.2, 3.7.3 og 3.7.4). Deretter analyseres virkningen av de ulike
tiltaksalternativene for det dimensjonerende scenariet.
Tabell 1-3 skisserer hvordan barrierekrav kan formuleres basert på den skisserte metoden.
Tabell 1-3 Formulering av barrierekrav
Barriere 1: Bekjempelse på åpent hav nær kilden
Barriere: 1A
Forutsetning
Målsetning
Krav
Barriere 1 innebærer oppsamling så nær kilden som mulig og dimensjoneres i forhold
til utslippets forventede rater og meteorologiske/oseanografiske forhold. Barrieren
kan bestå av flere delbarrierer.
Barriere 1A – Oppsamling i nærsonen til utslippet. Så nær kilden som
sikkerhetsmessig forsvarlig. Det antas at oljen etter 2 timer på sjøen har antatt
egenskaper som gjør den egnet for oppsamling samtidig som den har forflyttet seg
tilstrekkelig bort fra kilden for gjennomføring av aksjon.
Barrierens formål er å danne en første total barriere mot oljeutslippet, dvs. oppnå en
sveipebredde som overstiger flakets bredde. Ved oppnåelse av denne ambisjonen vil
barriereeffektiviteten være lik systemeffektiviteten.
En komplett barriere 1A bør oppfylle følgende:
En sveipebredde som overstiger forventet bredde av flaket med 50 %. Det antas en
drivtid på 1 time, og oppsamling 500 – 1000 m fra utslippsstedet.
Vil ha en barrierekapasitet (summen av systemkapasitetene) som overstiger
forventet korrigert utslippsrate (korrigert for emulgering, fordampning, dispergering
osv.)
Barriere: 1B
Forutsetning
Barriere 1B – Oppsamling i nærsonen til utslippet, men bak barriere 1A. Det antas at
denne barrieren vil ha en 20 % redusert barriere-effektivitet i forhold til barriere 1A.
Dette er begrunnet ved følgende antagelser:
Barriere 1B opererer på tynnere oljefilm
Oppsamling vil skje i større avstand fra kilden
Oljeflak antas å være vanskeligere å detektere
Olje til barriere 1B skyldes lekkasje og dykking av olje ved barriere. Det antas et mer
oppdelt flak og mindre ”oversiktlige forhold” for oppsamling i barriere 1B.
Målsetning
Krav
Barrierens ambisjon er å danne en ny total barriere for oljeutslippet. Barriere 1B
antas å ha samme systemeffektivitet som barriere 1A.
En komplett barriere 1B bør dermed oppfylle følgende:
En sveipebredde (eventuelt sveipeareal) som overstiger forventet bredde av flaket på
stedet
En barrierekapasitet (summen av systemkapasitetene) som minst er 50 % av
barrierekapasiteten i barriere 1A
Barriere: 1C,
Forutsetning
Målsetning
Krav
Tilsvarende som forrige barriere men med ytterligere 20 % reduksjon i oppnåelig
barriere-effektivitet for hver delbarriere
Samme som 1B
Samme som 1B
Barriere: 2 Bekjempelse på åpent hav og inn mot kystsonen
Barriere 2 innebærer oppsamling nærmere kysten og dimensjoneres på bakgrunn av
resultater av oljedriftsberegninger korrigert for oppsamlet olje i barriere 1.
Øket avstand til kilden vil trolig medføre større tap av olje mellom systemene.
Forutsetning
Samtidig vil økt oljeviskositet trolig øke systemeffektiviteten. Totalt antas Barriere 2 å
ha 50 % redusert barriere-effektivitet i forhold til første delbarriere i barriere 1.
Målsetning
Krav
Målsetningen til barrieren er å hindre/redusere olje inn til neste barriere. For barrieren
vil fleksibilitet, sveipeareal og forflytningsmuligheter være vesentlig i tillegg til
oppsamlingskapasitet.
En komplett barriere 2 bør oppfylle følgende:
Ha barrierekapasitet tilsvarende dimensjonerende mengde inn til barrieren.
Ha fleksibilitet og mobilitet som muliggjør hurtig forflytning innenfor forventet
influensområde
Barriere: 3 Bekjempelse i kystsonen og beskyttelse av sårbare naturressurser
Forutsetning
Barriere 3 innebærer beskyttelse av kystnære miljøressurser og dimensjoneres på
bakgrunn av resultater av oljedriftsberegninger og statistikk for oljemengder inn til
kystsonen; korrigert for oppsamlet olje i barriere 1 og 2. For barrieren vil fleksibilitet
og forflytningsmuligheter trolig være mer kritisk enn oppsamlingskapasitet.
Målsetning
Krav
Målsetningen til barrieren er å hindre/redusere olje inn sårbare områder.
En komplett barriere 3 bør oppfylle følgende:
Ha barrierekapasitet tilsvarende dimensjonerende mengde inn til barrieren.
Ha fleksibilitet og mobilitet som muliggjør hurtig forflytning innenfor forventet
influensområde
Barriere: 4 Bekjempelse i fjordområder og beskyttelse av sårbare naturressurser
Forutsetning
Målsetning
Krav
Barriere 4 innebærer bekjempelse i strand/tidevannsonen og dimensjoneres på
bakgrunn av resultater av oljedriftsberegninger og statistikk for oljemengder inn til
kystsonen; korrigert for oppsamlet olje i barriere 1 og 2 og 3.
Målsetningen til barrieren er å hindre stranding i sårbare områder
Oppsamlingskapasitet, fleksibilitet og forflytningsmuligheter
Barriere: 5 Bekjempelse på strand
Forutsetning
Målsetning
Krav
1.7.7
Barriere 5 innebærer bekjempelse og opprensing i strandsonen, herunder tidlig
oppsamling av gjenværende olje på havoverflaten og aktivt arbeid for å redusere
remobilisering av strandet olje. Dimensjonering foretas med bakgrunn i
oljedriftsberegninger av strandet oljemengder korrigert for oppsamlet olje i barrierer
1, 2, 3 og 4.
Krav til denne barrieren settes til at sanering til et nærmere definert nivå skal være
gjennomført innen en viss tid etter at frittflytende olje er samlet opp.
Prioritering gis av forurensningsgrad og øvrige ledd i SFTs prioriteringsmodell (MOB),
slik den er implementert i ActLog. Samlet ressursbehov utledes av krav satt til når
sanering skal være gjennomført, forurensningsgrad og valg av saneringsmetoder.
Anbefalt tiltak / beredskapsløsning
Anbefalt tiltak/beredskapsløsning baseres på analyseresultatene, men trekker også inn
andre relevante beredskapsmessige forhold.
Samlet reduksjon i oljemengde som resultat av beredskapstiltakene i barriere 1 benyttes til
en etterbehandling av oljedriftstatistikk og reanalyse av miljørisiko for utslagsgivende VØK.
Behov for overvåkning (operasjonell overvåkning og fjernmåling) vurderes for normale
operasjoner så vel som ved driftsavbrudd/akutte hendelser.
Søknad om rammetillatelse for forbruk og utslipp i
Dok. nr.AU-TPD DW MU-00089
forbindelse med boreaktivitet på Snøhvit 2015-2020
Trer i kraft
Rev. nr.
F. Vedlegg 6 Notat gyldighet av beredskapsanalyse
Gradering: Open
Status:Final
Utløpsdato:
Side 57 av 57
Notat
Sandsli
TPD TEX SSC EIA ET
OYRAN
2015-02-11
Til
Janne Lise Myrhaug
Kopi
Anne-Lise Heggø
Fra
Øystein Rantrud
Sak
Beredskapsbehov Snøhvit
1
Tilgjengelig informasjon angående beredskap Snøhvit-feltet
Snøhvits miljørisikoanalyse er datert 15. september 2010 [1]. SST ETOP er i ferd med å utarbeide et notat [2] der det
gjøres en vurdering av om MRA fra 2010 vil være dekkende for drift av Snøhvit-feltet de neste fem årene (2015-2020). I
den forbindelse er det utarbeidet en ny og oppdatert blow-out scenarie analyse (BSA) [3]. Ut fra foreløpig informasjon er
det svært sannsynlig at Snøhvits MRA fra 2010 også vil være gyldig i årene fremover. BSA'en vil også gi informasjon
som brukes i beredskapsanalysen.
Snøhvit mangler pr i dag en gjeldende beredskapsanalyse. I 2009 ble det utarbeidet et utkast til en beredskapsplan [4],
men denne ble ikke lagt inn i Statoils styringssystem.Dette ble diskutert og bestemt ut fra at det da ikke var særskilte krav
til beredskap mot akutt forurensning for Snøhvifeltet i tillatelse til virksomhet.
Snøhvit har felles tillatelse til virksomhet med Hammerfest LNG [5]. Denne spesifiserer ikke egne beredskapskrav for
Snøhvitfeltet:
10.3 Etablering av beredskap
Bedriften skal, på bakgrunn av resultatene av miljørisiko- og beredskaps-analysene og de iverksatte forebyggende
tiltakene, etablere og vedlikeholde en nødvendig beredskap mot akutt forurensning. Beredskapen skal være tilpasset den
miljørisikoen som virksomheten til enhver tid representerer.
Beredskapen skal dokumenteres i en beredskapsplan.
•
•
•
•
•
Beredskapsplanen skal som et minimum inneholde:
definerte fare- og ulykkessituasjoner (uhellsscenarier) knyttet til aktiviteter på Melkøya, rørledninger og farvannet
utenfor Melkøya og forholdet til subsea-aktiviteten
dimensjonering av personell og deres kompetanse, personlig verneutstyr, innsatsmateriell og responstid
etterprøvbare mål
beskrivelse av beredskapssamarbeid med eksterne parter
Gradering: Internal
Status: Draft
Utløpsdato: 2016-02-11
Side 1 av 2
•
beskrivelse av øvelsesopplegg
Det skal gjennomføres øvelser for beredskapen mot akutt forurensning minimum en gang pr. år.
Øvelsen skal legges opp i forhold til de fastsatte mål for beredskapen.
2
Status fremover
Det vil innen utgangen av Q2 2015 bli utarbeidet en beredskapsanalyse og tilhørende beredskapsplan for Snøhvitfeltet.
Basert på tilgjengelige data er det mulig å gi en overordnet oversikt over hvordan resultatet fra denne
beredskapsanalysen og beredskapsplanen vil bli:
I den oppdaterte BSA'en [3] er vektet rate for en overflateutblåsning beregnet til1300 Sm3/d og 1200 Sm3/d for en
sjøbunnsutblåsning. På grunn av kondensatets egenskaper er det sannsynlig at valgt beredskapsløsning fortsatt vil være
"Overvåkning, fjernmåling og igangsettelse av miljøundersøkelser" slik det er beskrevet i utkastet til beredskapsplanen
fra 2009 [4].
3
Referanser:
[1] DNV 2010 - Miljørisikoanalyse for Snøhvitfeltet i Barentshavet - 2010-1150/ 12ML130-1 Link
[2] Statoil 2015 – Dokumentasjon av gyldighet av Snøhvits miljørisikoanalyse fra 2010 (fortsatt under utarbeidelse)
[3] Statoil 2014 - Technical note Blowout Scenario Analysis – Input to the update of the environmental risk analysis for
Snøhvit. Link
[4] Statoil 2009 - Feltspesifikk beredskapsplan oljevern - Snøhvitfeltet Link
[5] Miljødirektoratet 2013 - Tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven for Hammerfest LNG - 408/2011-154 Link
Gradering: Internal
Status: Draft
Utløpsdato: 2016-02-11
Side 2 av 2
© Copyright 2024